YPF S.A. — Annual Report 2022

Mar 10, 2023

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YPF SOCIEDAD ANONIMA ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2022, 2021 Y 2020

ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2022, 2021 Y 2020

YPF SOCIEDAD ANONIMA

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CONTENIDO

Nota 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39	Descripción Glosario de términos Información legal Estados de situación financiera consolidados Estados de resultados integrales consolidados Estados de cambios en el patrimonio consolidados Estados de flujos de efectivo consolidados Notas a los estados financieros consolidados: Información general, estructura y organización del negocio del Grupo Bases de preparación de los estados financieros consolidados Adquisiciones y disposiciones Administración del riesgo financiero Información por segmentos Instrumentos financieros por categoría Activos intangibles Propiedades, planta y equipo Activos por derecho de uso Inversiones en asociadas y negocios conjuntos Inventarios Otros créditos Créditos por ventas Inversiones en activos financieros Efectivo y equivalentes de efectivo Provisiones Impuesto a las ganancias Cargas fiscales Remuneraciones y cargas sociales Pasivos por arrendamientos Préstamos Otros pasivos Cuentas por pagar Ingresos Costos Gastos por naturaleza Otros resultados operativos, netos Resultados financieros, netos Inversiones en Uniones Transitorias Patrimonio Resultado neto por acción Asuntos relacionados con las Entidades de Maxus Activos y pasivos contingentes Compromisos contractuales Principales regulaciones Saldos y transacciones con partes relacionadas Planes de beneficios y obligaciones similares Activos y pasivos en monedas distintas del peso Hechos posteriores	Página
		1 2 3 4 5 8 9 10 38 38 42 46 50 52 57 58 62 62 62 63 63 63 69 70 71 71 72 75 75 75 79 79 81 81 81 83 83 83 89 94 98 116 120 123 124

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YPF SOCIEDAD ANONIMA

ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2022, 2021 Y 2020

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GLOSARIO DE TÉRMINOS

GLOSARIO DE TÉRMINOS
Término ADR ADS AESA AFIP ANSES ASC Asociada BCRA BNA BO BONAR CAMMESA CDS CFO CINIIF CNDC CNV CSJN CT Barragán Dólar El Grupo Eleran ENARGAS ENARSA FACPCE FASB FOB Gas Austral GLP GNL GNNC GPA IASB IDS IIBB INDEC IPC IPIM IVA LGS MBtu MEGA MEM Metroenergía Metrogas MINEM Negocio conjunto NIC NIIF Oiltanking Oldelval OLCLP ON OPESSA OTA OTC PEN Peso PIST Profertil Refinor ROD RTI RTT SE SEC SEE SGE SRH SSHyC Subsidiaria Sustentator Termap TFN UGE US$ US$/Bbl UT UVA Y-GEN I Y-GEN II YPF Brasil YPF Chile YPF EE YPF Gas YPF Holdings YPF International YPF o la Sociedad YPF Perú YPF Ventures YTEC	Definición
	American Depositary Receipt American Depositary Share Subsidiaria A-Evangelista S.A. Administración Federal de Ingresos Públicos Administración Nacional de la Seguridad Social Accounting Standards Codification Sociedad sobre la cual YPF posee influencia significativa conforme lo dispuesto por la NIC 28 Banco Central de la República Argentina Banco de la Nación Argentina Boletín Oficial de la República Argentina Bonos de la Nación Argentina Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. Asociada Central Dock Sud S.A. Chief Financial Officer Comité de Interpretaciones de Normas Internacionales de Información Financiera Comisión Nacional de Defensa de la Competencia Comisión Nacional de Valores Corte Suprema de Justicia de la Nación Negocio conjunto CT Barragán S.A. Dólar estadounidense YPF y sus subsidiarias Subsidiaria Eleran Inversiones 2011 S.A.U. Ente Nacional Regulador del Gas Energía Argentina S.A. (ex Integración Energética Argentina S.A. “IEASA”) Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas Financial Accounting Standards Board Free on board Asociada Gas Austral S.A. Gas licuado de petróleo Gas natural licuado Gas natural no contabilizado Asociada Gasoducto del Pacífico (Argentina) S.A. Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad Asociada Inversora Dock Sud S.A. Impuesto a los ingresos brutos Instituto Nacional de Estadística y Censos Índice de precios al consumidor publicado por el INDEC Índice de precios internos al por mayor publicado por el INDEC Impuesto al valor agregado Ley General de Sociedades N° 19.550 Millones de unidades térmicas británicas (British thermal unit) Negocio conjunto Compañía Mega S.A. Mercado Eléctrico Mayorista Subsidiaria Metroenergía S.A. Subsidiaria Metrogas S.A. Ex Ministerio de Energía y Minería Sociedad sobre la cual YPF posee control conjunto conforme lo dispuesto por la NIIF 11 Norma Internacional de Contabilidad Normas Internacionales de Información Financiera Asociada Oiltanking Ebytem S.A. Asociada Oleoductos del Valle S.A. Negocio conjunto Oleoducto Loma Campana - Lago Pellegrini S.A. Obligaciones negociables Subsidiaria Operadora de Estaciones de Servicios S.A. Negocio conjunto Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A. Negocio conjunto Oleoducto Trasandino (Chile) S.A. Poder Ejecutivo Nacional Peso argentino Punto de ingreso al sistema de transporte Negocio conjunto Profertil S.A. Negocio conjunto Refinería del Norte S.A. Record of decision Revisión Tarifaria Integral Régimen Tarifario de Transición Secretaría de Energía U.S. Securities and Exchange Commission Secretaría de Energía Eléctrica Secretaría de Gobierno de Energía Secretaría de Recursos Hidrocarburíferos Subsecretaría de Hidrocarburos y Combustibles Sociedad sobre la cual YPF tiene control conforme lo dispuesto por la NIIF 10 Negocio conjunto Sustentator S.A. Asociada Terminales Marítimas Patagónicas S.A. Tribunal Fiscal de la Nación Unidad generadora de efectivo Dólar estadounidense Dólar por barril Unión transitoria Unidad de Valor Adquisitivo Negocio conjunto Y-GEN Eléctrica S.A.U. Negocio conjunto Y-GEN Eléctrica II S.A.U. Subsidiaria YPF Brasil Comércio Derivado de Petróleo Ltda. Subsidiaria YPF Chile S.A. Negocio conjunto YPF Energía Eléctrica S.A. Asociada YPF Gas S.A. Subsidiaria YPF Holdings, Inc. Subsidiaria YPF International S.A. YPF S.A. Subsidiaria YPF E&P Perú S.A.C. Subsidiaria YPF Ventures S.A.U. Subsidiaria YPF Tecnología S.A.

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YPF SOCIEDAD ANONIMA

ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2022, 2021 Y 2020

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INFORMACIÓN LEGAL

Domicilio legal

Macacha Güemes 515 - Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina.

Ejercicio económico

N° 46 iniciado el 1 de enero de 2022.

Actividad principal de la Sociedad

La Sociedad tendrá por objeto llevar a cabo por sí, por intermedio de terceros o asociada a tercer os, el estudio, la exploración y la explotación de yacimientos de hidrocarburos líquidos y/o gaseosos y demás minerales, como asimismo, la industrialización, transporte y comercialización de estos productos y sus derivados directos e indirectos, incluyendo también productos petroquímicos, químicos derivados o no de hidrocarburos y combustibles de origen no fósil, biocombustibles y sus componentes, así como la generación de energía eléctrica a partir de hidrocarburos, a cuyo efecto podrá elaborarlos, utilizarlos, comprarlos, venderlos, permutarlos, importarlos o exportarlos, así como también tendrá por objeto prestar, por sí, a través de una sociedad controlada, o asociada a terceros, servicios de telecomunicaciones en todas las formas y modalidades autorizadas por la legislación vigente y previa solicitud de las licencias respectivas en los casos que así lo disponga el marco regulatorio aplicable, así como también la producción, industrialización, procesamiento, comercialización, servicios de acondicionamiento, transporte y acopio de granos y sus derivados, así como también realizar cualquier otra actuación complementaria de su actividad industrial y comercial o que resulte necesaria para facilitar la consecución de su objeto. Para el mejor cumplimiento de estos objetivos podrá fundar, asociarse con o participar en personas jurídicas de carácter público o privado domiciliadas en el país o en el exterior, dentro de los límites establecidos en el Estatuto.

Inscripción en el Registro Público

Estatutos sociales inscriptos el 5 de febrero de 1991 bajo el N° 404, Libro 108, Tomo A de Sociedades Anónimas del Registro Público de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, a cargo de la Inspección General de Justicia; y Estatutos sustitutivos de los anteriores inscriptos el 15 de junio de 1993, bajo el N° 5.109, Libro 113, Tomo A de Sociedades Anónimas del Registro mencionado.

Fecha de finalización del Contrato Social

15 de junio de 2093.

Última modificación de los Estatutos

30 de abril de 2021, inscripta en la Inspección General de Justicia el 5 de agosto de 2021, bajo el N° 12.049 del Libro 103 de Sociedades por Acciones.

Capital

393.312.793 acciones ordinarias, escriturales de valor nominal $10 con derecho a 1 voto por acción.

Capital suscripto, integrado y autorizado a la oferta pública (en pesos)

3.933.127.930.

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 9 - MARZO - 2023

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 9 - MARZO - 2023 DELOITTE & Co. S.A. C.P.C.E.C.A.B.A. T° 1 - F° 3

HORACIO UBALDO KUNSTLER Por Comisión Fiscalizadora Contador Público U.B.A. C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 184 - Fº 202

GUILLERMO D. COHEN Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.C.A.B.A. T° 233 - F° 73

PABLO GERARDO GONZÁLEZ Presidente

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ESTADOS DE SITUACIÓN FINANCIERA CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2022, 2021 Y 2020

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos)

ESTADOS DE SITUACIÓN FINANCIERA

ACTIVO 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 en activos financieros Total del activo no corriente 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 Total del activo corriente TOTAL DEL ACTIVO . PATRIMONIO Aportes de los propietarios Resultados acumulados Patrimonio atribuible a los accionistas de la sociedad controlante Interés no controlante TOTAL DEL PATRIMONIO . PASIVO 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 por pagar Total del pasivo no corriente 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 por pagar Total del pasivo corriente TOTAL DEL PASIVO TOTAL DEL PASIVO Y PATRIMONIO	Notas 7 8 9 10 17 12 13 14 11 24 12 13 14 15 16 17 17 18 19 20 21 22 23 16 24 17 18 19 20 21 22 23	2022 68.052 3.100.306 95.748 337.175 3.010 36.468 1.027 35.664 3.677.450 - 307.766 148 143.231 266.201 56.489 136.874 910.709 4.588.159 6.306 1.844.724 1.851.030 17.274 1.868.304 455.213 306.708 4.588 185 215 48.224 1.053.196 3.302 1.319 1.872.950 34.981 13.577 4.711 30.660 52.622 52.061 201.808 2.359 454.126 846.905 2.719.855 **4.588.159 **	2021 43.014 1.642.259 53.260 156.925 1.921 19.549 4.363 2.534 1.923.825 103 153.927 1.360 63.259 133.904 51.012 62.678 466.243 2.390.068 10.504 829.388 839.892 8.226 848.118 258.478 185.179 3.026 201 3.262 28.335 670.535 968 888 1.150.872 19.297 13.329 1.336 14.671 23.459 27.287 86.680 3.468 201.551 391.078 1.541.950 2.390.068	2020
				39.119 1.379.527 44.081 107.112 2.629 14.657 8.531 -
				1.595.656
				494 100.137 871 34.369 108.146 28.934 54.618
				327.569
				1.923.225
				10.385 666.845
				677.230
				6.165
				683.395
				186.488 119.609 3.571 215 3.860 24.172 527.575 2.961 710
				869.161
				6.133 6.824 740 15.764 14.934 22.098 150.731 9.062 144.383
				370.669
				1.239.830
				1.923.225

Las notas que se acompañan forman parte integrante de los estados financieros consolidados.

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 9 - MARZO - 2023

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ESTADOS DE RESULTADOS INTEGRALES CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2022, 2021 Y 2020

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto la información por acción expresada en pesos argentinos)

ESTADOS DE RESULTADOS INTEGRALES Resultado neto . Ingresos Costos Resultado bruto . Gastos de comercialización Gastos de administración Gastos de exploración (Deterioro) / Recupero de propiedades, planta y equipo y activos intangibles, netos Otros resultados operativos, netos Resultado operativo . Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos . Ingresos financieros Costos financieros Otros resultados financieros Resultados financieros, netos . Resultado antes de impuesto a las ganancias . Impuesto a las ganancias . Resultado neto del ejercicio . Otros resultados integrales . Conceptos que pueden ser reclasificados posteriormente a resultados: Diferencia de conversión de subsidiarias, asociadas y negocios conjuntos Resultado por la posición monetaria neta de las subsidiarias, asociadas y negocios conjuntos(1) Conceptos que no pueden ser reclasificados posteriormente a resultados: Diferencia de conversión de YPF Otros resultados integrales del ejercicio . Resultado integral del ejercicio . Resultado neto del ejercicio atribuible a: Accionistas de la controlante Interés no controlante Otros resultados integrales del ejercicio atribuibles a: Accionistas de la controlante Interés no controlante Resultado integral del ejercicio atribuible a: Accionistas de la controlante Interés no controlante Resultado neto por acción atribuible a los accionistas de la controlante: Básico y diluido	Notas 24 25 26 26 26 7-8 27 10 28 28 28 28 17 31	2022 2.526.466 (1.881.711) 644.755 (257.724) (92.207) (9.127) (18.427) 30.346 297.616 58.082 307.811 (318.656) 54.323 43.478 399.176 (108.912) 290.264 (34.776) 54.613 714.283 734.120 1.024.384 289.057 1.207 726.279 7.841 1.015.336 9.048 736,04	2021 1.315.633 (1.028.180) 287.453 (145.586) (45.896) (2.604) (11.258) (23.939) 58.170 26.977 87.226 (132.832) 24.060 (21.546) 63.601 (64.409) (808) (7.542) 19.525 153.429 165.412 164.604 257 (1.065) 162.286 3.126 162.543 2.061 0,65	2020
				692.514 (626.212)
				66.302
				(95.163) (34.490) (5.846) 6.851 3.949
				(58.397)
				13.270 107.603 (138.753) 19.849
				(11.301)
				(56.428)
				(14.589)
				(71.017)
				(9.001) 10.154 205.347
				206.500
				135.483
				(69.649) (1.368) 204.517 1.983 134.868 615 (177,42)

(1) Resultado asociado a las subsidiarias, asociadas y negocios conjuntos con moneda funcional peso, ver Nota 2.b.1).

Las notas que se acompañan forman parte integrante de los estados financieros consolidados

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ESTADOS DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2022, 2021 Y 2020

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos)

Saldos al inicio del ejercicio Modificación de saldos al inicio del ejercicio(4) Saldos al inicio del ejercicio modificados Devengamiento de planes de beneficios basados en acciones(3) Recompra de acciones propias en cartera Acciones entregadas por planes de beneficios basados en acciones(2) Disposiciones de la Asamblea de Accionistas del 29 de abril de 2022: - Absorción de pérdidas acumuladas Otros resultados integrales Resultado neto Saldos al cierre del ejercicio . Saldos al inicio del ejercicio Modificación de saldos al inicio del ejercicio(4) Saldos al inicio del ejercicio modificados Devengamiento de planes de beneficios basados en acciones(3) Recompra de acciones propias en cartera Acciones entregadas por planes de beneficios basados en acciones(2) Disposiciones de la Asamblea de Accionistas del 29 de abril de 2022: - Absorción de pérdidas acumuladas Otros resultados integrales Resultado neto Saldos al cierre del ejercicio				2022	2022	2022
				Aportes de lospropietarios
	Capital 3.931 - 3.931 - (19) 3 - - - 3.915	Ajuste de capital 6.095 - 6.095 - (29) 6 - - - 6.072	Acciones propias en cartera Ajuste de acciones propias en cartera 2 6 - - 2 6 - - 19 29 (3) (6) - - - - - - 18 29 Resultados acumulados		Planes de beneficios basados en acciones 372 - 372 262 - (345) - - - 289	Costo de adquisición de acciones propias (493) - (493) - (4.243) 237 - - - (4.499) Resultados no asignados (56.208) 407.875 351.667 - - - - 360.490 289.057 1.001.214 (5)	Primas de negociación de acciones propias Primas de emisión (49) 640 - - (49) 640 - - - - (109) - - - - - - - (158) 640 Patrimonio atribuible a Accionistas de la controlante Interés no controlante 839.892 8.226 - - 839.892 8.226 262 - (4.243) - (217) - - - 726.279 7.841 289.057 1.207 1.851.030 17.274		Total
									10.504 -
									10.504 262 (4.243) (217) - - -
									6.306
									Total del patrimonio
	Reserva legal 2.007 78.714 80.721 - - - - 58.554 - 139.275	Reserva para futuros dividendos - - - - - - - - - -	Reserva para inversiones - - - - - - - - - -	Reserva para compra de acciones propias - - - - - - - - - -	Otros resultados integrales 883.589 (486.589) 397.000 - - - - 307.235 - 704.235 (1)		Accionistas de la controlante 839.892 - 839.892 262 (4.243) (217) - 726.279 289.057 1.851.030
									848.118 -
									848.118 262 (4.243) (217) - 734.120 290.264
									1.868.304

(1) Incluye 791.703 correspondientes al efecto de conversión de los aportes de los propietarios (ver Nota 35.h)), (253.373) correspondientes al efecto de conversión de los estados financieros de las inversiones en subsidiarias, asociadas y negocios conjuntos con moneda funcional distinta del dólar (los cuales incluyen (172.363) correspondientes al efecto de conversión a la moneda de presentación de YPF) y 165.905 correspondientes al reconocimiento del resultado por la posición monetaria neta de las subsidiarias, asociadas y negocios conjuntos con moneda funcional peso (los cuales incluyen 76.231 correspondientes al efecto de conversión a la moneda de presentación de YPF). Ver Nota 2.b.1).

(2) Se expone neto de la retención por el impuesto a las ganancias a los empleados relacionado con los planes de beneficios basados en acciones. (3) Ver Nota 37.

(4) Ver Nota 2.b.1).

(5) Incluye 12.040 restringidos a la distribución de los resultados no asignados Ver Nota 2.b.16).

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ESTADOS DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2022, 2021 Y 2020 (cont.)

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos)

Saldos al inicio del ejercicio Modificación de saldos al inicio del ejercicio(4) Saldos al inicio del ejercicio modificados Devengamiento de planes de beneficios basados en acciones(3) Acciones entregadas por planes de beneficios basados en acciones(2) Disposiciones de la Asamblea de Accionistas del 30 de abril de 2021: - Desafectación de reservas y absorción de pérdidas acumuladas Otros resultados integrales Resultado neto Saldos al cierre del ejercicio . Saldos al inicio del ejercicio Modificación de saldos al inicio del ejercicio(4) Saldos al inicio del ejercicio modificados Devengamiento de planes de beneficios basados en acciones(3) Acciones entregadas por planes de beneficios basados en acciones(2) Disposiciones de la Asamblea de Accionistas del 30 de abril de 2021: - Desafectación de reservas y absorción de pérdidas acumuladas Otros resultados integrales Resultado neto Saldos al cierre del ejercicio				2021	2021	2021
				Aportes de lospropietarios
	Capital 3.926 - 3.926 - 5 - - - 3.931	Ajuste de capital 6.088 - 6.088 - 7 - - - 6.095	Acciones propias en cartera Ajuste de acciones propias en cartera 7 13 - - 7 13 - - (5) (7) - - - - - - 2 6 Resultados acumulados		Planes de beneficios basados en acciones (144) - (144) 342 174 - - - 372	Costo de adquisición de acciones propias 502 - 502 - (995) - - - (493) Resultados no asignados (69.649) 205.799 136.150 - - 13.184 202.076 257 351.667	Primas de negociación de acciones propias Primas de emisión (647) 640 - - (647) 640 - - 598 - - - - - - - (49) 640 Patrimonio atribuible a Accionistas de la controlante Interés no controlante 677.230 6.165 - - 677.230 6.165 342 - (223) - - - 162.286 3.126 257 (1.065) 839.892 8.226		Total
									10.385 -
									10.385 342 (223) - - -
									10.504
									Total del patrimonio
	Reserva legal 2.007 64.107 66.114 - - - 14.607 - 80.721	Reserva para futuros dividendos 3.700 5.882 9.582 - - (3.700) (5.882) - -	Reserva para inversiones 8.934 128.068 137.002 - - (8.934) (128.068) - -	Reserva para compra de acciones propias 550 2.560 3.110 - - (550) (2.560) - -	Otros resultados integrales 721.303 (406.416) 314.887 - - - 82.113 - 397.000 (1)		Accionistas de la controlante 677.230 - 677.230 342 (223) - 162.286 257 839.892
									683.395 -
									683.395 342 (223) - 165.412 (808)
									848.118

(1) Incluye 454.877 correspondientes al efecto de conversión de los aportes de los propietarios (ver Nota 35.h)), (126.940) correspondientes al efecto de conversión de los estados financieros de las inversiones en subsidiarias, asociadas y negocios conjuntos con moneda funcional distinta del dólar (los cuales incluyen (80.706) correspondientes al efecto de conversión a la moneda de presentación de YPF) y 69.063 correspondientes al reconocimiento del resultado por la posición monetaria neta de las subsidiarias, asociadas y negocios conjuntos con moneda funcional peso (los cuales incluyen 26.161 correspondientes al efecto de conversión a la moneda de presentación de YPF). Ver Nota 2.b.1).

(2) Se expone neto de la retención por el impuesto a las ganancias a los empleados relacionado con los planes de beneficios basados en acciones. (3) Ver Nota 37.

(4) Ver Nota 2.b.1).

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 9 - MARZO - 2023

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 9 - MARZO - 2023 DELOITTE & Co. S.A. C.P.C.E.C.A.B.A. T° 1 - F° 3

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ESTADOS DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2022, 2021 Y 2020 (cont.)

==> picture [63 x 31] intentionally omitted <==

(Importes expresados en millones de pesos argentinos)

Saldos al inicio del ejercicio Modificación de saldos al inicio del ejercicio(4) Saldos al inicio del ejercicio modificados Devengamiento de planes de beneficios basados en acciones(3) Recompra de acciones propias en cartera Acciones entregadas por planes de beneficios basados en acciones(2) Disposiciones de la Asamblea de Accionistas del 30 de abril de 2020: - Desafectación de reservas y absorción de pérdidas acumuladas - Constitución de reservas Otros resultados integrales Resultado neto Saldos al cierre del ejercicio . Saldos al inicio del ejercicio Modificación de saldos al inicio del ejercicio(4) Saldos al inicio del ejercicio modificados Devengamiento de planes de beneficios basados en acciones(3) Recompra de acciones propias en cartera Acciones entregadas por planes de beneficios basados en acciones(2) Disposiciones de la Asamblea de Accionistas del 30 de abril de 2020: - Desafectación de reservas y absorción de pérdidas acumuladas - Constitución de reservas Otros resultados integrales Resultado neto Saldos al cierre del ejercicio				2020	2020	2020
				Aportes de lospropietarios
	Capital 3.924 - 3.924 - (3) 5 - - - - - 3.926	Ajuste de capital 6.085 - 6.085 - (5) 8 - - - - - 6.088	Acciones propias en cartera Ajuste de acciones propias en cartera 9 16 - - 9 16 - - 3 5 (5) (8) - - - - - - - - - - 7 13 Resultados acumulados		Planes de beneficios basados en acciones 117 - 117 541 - (802) - - - - - (144)	Costo de adquisición de acciones propias 177 - 177 - (550) 875 - - - - - 502 Resultados no asignados (34.071) 167.023 132.952 - - - 34.071 - 38.776 (69.649) 136.150	Primas de negociación de acciones propias Primas de emisión (396) 640 - - (396) 640 - - - - (251) - - - - - - - - - - - (647) 640 Patrimonio atribuible a Accionistas de la controlante Interés no controlante 542.549 5.550 - - 542.549 5.550 541 - (550) - (178) - - - - - 204.517 1.983 (69.649) (1.368) 677.230 6.165		Total
									10.572 -
									10.572 541 (550) (178) - - - - -
									10.385
									Total del patrimonio
	Reserva legal 2.007 45.024 47.031 - - - - - 19.083 - 66.114	Reserva para futuros dividendos 2.500 3.479 5.979 - - - (2.500) 3.700 2.403 - 9.582	Reserva para inversiones 44.255 78.016 122.271 - - - (31.071) (4.250) 50.052 - 137.002	Reserva para compra de acciones propias 500 1.653 2.153 - - - (500) 550 907 - 3.110	Otros resultados integrales 516.786 (295.195) 221.591 - - - - - 93.296 - 314.887 (1)		Accionistas de la controlante 542.549 - 542.549 541 (550) (178) - - 204.517 (69.649) 677.230
									548.099 -
									548.099 541 (550) (178) - - 206.500 (71.017)
									683.395

• (1) Incluye 370.530 correspondientes al efecto de conversión de los aportes de los propietarios (ver Nota 35.h)), (98.776) correspondientes al efecto de conversión de los estados financieros de las inversiones en subsidiarias, asociadas y negocios conjuntos con moneda funcional distinta del dólar (los cuales incluyen (60.084) correspondientes al efecto de conversión a la moneda de presentación de YPF) y 43.133 correspondientes al reconocimiento del resultado por la posición monetaria neta de las subsidiarias, asociadas y negocios conjuntos con moneda funcional peso (los cuales incluyen 16.630 correspondientes al efecto de conversión a la moneda de presentación de YPF). Ver Nota 2.b.1).

• (2) Se expone neto de la retención por el impuesto a las ganancias a los empleados relacionado con los planes de beneficios basados en acciones. (3) Ver Nota 37.

• (4) Ver Nota 2.b.1).

Las notas que se acompañan forman parte integrante de los estados financieros consolidados.

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 9 - MARZO - 2023

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ESTADOS DE FLUJOS DE EFECTIVO CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2022, 2021 Y 2020

==> picture [62 x 31] intentionally omitted <==

(Importes expresados en millones de pesos argentinos)

STADOS DE FLUJOS DE EFECTIVO
Actividades operativas: Resultado neto Ajustes para conciliar el resultado neto con el efectivo generado por las operaciones: Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos Depreciación de propiedades, planta y equipo Amortización de activos intangibles Depreciación de activos por derecho de uso Bajas de propiedades, planta y equipo y activos intangibles y consumo de materiales Cargo por impuesto a las ganancias Aumento neto de provisiones Deterioro / (Recupero) de propiedades, planta y equipo y activos intangibles, netos Efecto de las variaciones de los tipos de cambio, intereses y otros Planes de beneficios basados en acciones Otros ingresos por seguros Resultado por canje de deuda Resultado por canje de instrumentos financieros Resultado por cesión de áreas Resultado por venta de activos Cambios en activos y pasivos: Créditos por ventas Otros créditos Inventarios Cuentas por pagar Cargas fiscales Remuneraciones y cargas sociales Otros pasivos Disminución de provisiones por pago/utilización Activos de contratos Pasivos de contratos Dividendos cobrados Cobros de seguros por pérdida de beneficio Pagos de impuesto a las ganancias Flujo neto de efectivo de las actividades operativas(1) (2) . Actividades de inversión:(3) Adquisiciones de propiedades, planta y equipo y activos intangibles Aportes y adquisiciones en inversiones en asociadas y negocios conjuntos Préstamos con partes relacionadas, netos Cobros por ventas de activos financieros Pagos por adquisición de activos financieros Intereses cobrados de activos financieros Cobros por cesión de áreas y venta de activos Flujo neto de efectivo de las actividades de inversión . Actividades de financiación:(3) Pagos de préstamos Pagos de intereses Préstamos obtenidos Adelantos en cuenta corriente, netos Recompra de acciones propias en cartera Pagos por arrendamientos Pagos de intereses relacionados con el impuesto a las ganancias Flujo neto de efectivo de las actividades de financiación . Efecto de las variaciones de los tipos de cambio sobre el efectivo y equivalentes de efectivo . Aumento (Disminución) neto del efectivo y equivalentes de efectivo . Efectivo y equivalentes de efectivo al inicio del ejercicio Efectivo y equivalentes de efectivo al cierre del ejercicio Aumento (Disminución) neto del efectivo y equivalentes de efectivo	2022 290.264 (58.082) 338.019 6.252 28.300 48.099 108.912 9.537 18.427 (22.928) 1.048 - - - - - (52.351) (8.447) (20.006) 85.504 6.637 14.348 (510) (22.630) 1.323 (3.622) 12.157 116 (43.707) 736.660 (532.128) (270) (2.891) 90.231 (93.002) 13.996 1.040 (523.024) (94.517) (73.123) 49.265 11.693 (4.243) (44.960) (1.219) (157.104) 17.664 74.196 62.678 136.874 74.196	2021 (808) (26.977) 267.686 4.833 19.200 32.269 64.409 49.777 11.258 33.536 342 (1.503) (1.855) - (2.034) (5.549) 10.151 (21.921) (27.560) 148 (3.639) 1.938 (8.168) (8.166) (664) 6.864 5.073 1.889 (515) 400.014 (234.801) - - 38.624 (56.009) 3.694 4.500 (243.992) (155.902) (58.454) 91.512 794 - (28.526) (83) (150.659) 2.697 8.060 54.618 62.678 8.060	2020
			(71.017) (13.270) 171.452 3.428 17.873 24.314 14.589 28.179 (6.851) 3.143 541 (3.643) 2.097 (1.330) (12.233) - 35.073 5.482 13.332 (21.039) 862 8.611 8.988 (2.803) (754) 526 2.616 3.756 (2.706)
			209.216
			(114.616) - - 38.332 (46.762) 18 13.867
			(109.161)
			(163.874) (60.681) 127.979 - (550) (23.290) (696)
			(121.112)
			9.575
			(11.482)
			66.100 54.618
			(11.482)

(1) No incluye la diferencia de cambio generada por el efectivo y equivalentes de efectivo, la que se expone de manera separada en el presente cuadro.

(2) Incluye 22.603, 10.853 y 11.101 por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020, respectivamente, correspondientes a los pagos de arrendamientos de corto plazo y a los pagos del cargo variable de los arrendamientos relacionados con el rendimiento y/o uso del activo subyacente.

(3) Las principales transacciones de inversión y financiación que no requirieron el uso de efectivo y equivalentes de efectivo consistieron en:

Adquisiciones de propiedades, planta y equipo pendientes de cancelación Costos de abandono de pozos de hidrocarburos Altas de activos por derecho de uso Capitalización de depreciación de activos por derecho de uso Capitalización de actualizaciones financieras de los pasivos por arrendamientos Capitalización en asociadas y negocios conjuntos

2022 93.730 47.323 45.328 7.439 1.790 83	2021 36.371 3.349 27.745 4.166 1.020 -	2020 17.691 (13.918) 11.421 3.789 967 -

Las notas que se acompañan forman parte integrante de los estados financieros consolidados.

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

1. INFORMACIÓN GENERAL, ESTRUCTURA Y ORGANIZACIÓN DEL NEGOCIO DEL GRUPO

Información general

YPF S.A. (“YPF” o la “Sociedad”) es una sociedad anónima constituida según las leyes de Argentina. Su domicilio es Macacha Güemes 515, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

YPF y sus subsidiarias (el “Grupo”) forman el principal grupo de energía de Argentina, que opera una cadena totalmente integrada de petróleo y gas con posiciones de liderazgo de mercado en todos los negocios de Upstream, Downstream y Gas y Energía del país.

Estructura y organización del grupo económico

El siguiente cuadro muestra la estructura organizacional, incluyendo las principales sociedades del Grupo, al 31 de diciembre de 2022:

==> picture [469 x 317] intentionally omitted <==

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

YPF
(Argentina)
OP ESSA [ (1)] 100% A ESA [ (1)] 100% 51% YT EC 100% YP F Internatio nal [ (1)]
(Argentina) (Argentina) (Argentina) (Bolivia)
75%
R efino r 50% M EGA 38% YP F EE [ (1)] 37% OLD ELVA L
(Argentina) (Argentina) (Argentina) (Argentina)
P ro fertil 50% M ET R OGA S [ (2)] 70% Y-GEN I 36% OT C
(Argentina) (Argentina) (Argentina) (Chile)
95% 100%
YP F Gas 33,99% M etro energí a 5% Y-GEN II 36% OT A
(Argentina) (Argentina) (Argentina) (Argentina)
42,85%
YP F C hile [ (1)] 100% YP F H o ldings 100% Luz D el Leó n [ (1)] 30% Oiltanking
(Chile) (Estados Unidos) (Argentina) (Argentina)
YP F B rasil [ (1)] 100% YP F Ventures 100% ID S 33,15% T ermap
(Brasil) (Argentina) (Argentina) (Argentina)
69,99%
Eleran 100% C T B arragan 50% 10,25% C D S 85% OLC LP
(España) (Argentina) (Argentina) (Argentina)
----- End of picture text -----

(1) Tenencia directa e indirecta.

• (2) Ver Nota 35.c.3).

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1. INFORMACIÓN GENERAL, ESTRUCTURA Y ORGANIZACIÓN DEL NEGOCIO DEL GRUPO (cont.)

Organización del negocio

Al 31 de diciembre de 2022 el Grupo lleva a cabo sus operaciones de acuerdo con la siguiente organización:

• Upstream

• Gas y Energía

• Downstream

• Administración central y otros, que abarca las restantes actividades no encuadradas en los segmentos anteriores

En la Nota 5 se detallan las actividades que abarca cada uno de los segmentos de negocio.

Las operaciones, propiedades y clientes del Grupo se encuentran principalmente ubicados en Argentina. No obstante, el Grupo posee participación en áreas de exploración en Bolivia y comercializa aerokerosene, gas natural, lubricantes y derivados en Chile y lubricantes y derivados en Brasil.

2. BASES DE PREPARACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

2.a) Bases de preparación

Aplicación de las NIIF

Los estados financieros consolidados del Grupo por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022 se presentan de acuerdo con las NIIF emitidas por el IASB.

Asimismo, fueron incluidas algunas cuestiones adicionales requeridas por la LGS y/o regulaciones de la CNV.

Los importes y otra información correspondientes a los ejercicios finalizados el 31 de d iciembre de 2021 y 2020 son parte integrante de los estados financieros consolidados mencionados precedentemente y tienen el propósito de que se lean sólo en relación con esos estados financieros.

Los presentes estados financieros consolidados fueron aprobados por el Directorio de la Sociedad y autorizados para ser emitidos con fecha 9 de marzo de 2023.

Cierre de ejercicio económico

El ejercicio económico de la Sociedad comienza el 1 de enero y finaliza el 31 de diciembre de cada año.

Clasificación en corriente y no corriente

La presentación en el estado de situación financiera distingue entre activos y pasivos corrientes y no corrientes de acuerdo con el ciclo operativo de las actividades.

Los activos y pasivos corrientes incluyen activos y pasivos que se realizan o liquidan d entro de los 12 meses posteriores a la fecha de cierre del ejercicio. Todos los demás activos y pasivos se clasifican como no corrientes.

Los activos y pasivos por impuestos corrientes (impuesto a las ganancias a pagar) y diferidos se presentan separados entre sí y de los otros activos y pasivos, como corrientes y no corrientes, según corresponda.

Criterios contables

Los estados financieros consolidados del Grupo han sido confeccionados de conformidad con el criterio del costo histórico, excepto por los activos financieros medidos a valor razonable con cambios en resultados.

Los activos y pasivos no monetarios de las subsidiarias con moneda funcional peso fueron reexpresados en moneda de cierre. Ver Nota 2.b.1).

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2. BASES DE PREPARACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS (cont.)

Uso de estimaciones

La preparación de estados financieros a una fecha determinada requiere que la Sociedad realice estimaciones y evaluaciones que afectan el monto de los activos y pasivos registrados y los activos y pasivos contingentes revelados a dicha fecha, como así también los ingresos y egresos reconocidos en el ejercicio. Los resultados reales futuros pueden diferir de las estimaciones y evaluaciones realizadas a la fecha de preparación de los presentes estados financieros consolidados.

La descripción de las estimaciones y juicios contables significativos realizados por la Sociedad en la aplicación de las políticas contables, así como las áreas con mayor grado de complejidad y que requieren mayo res juicios, se encuentran expuestas en la Nota 2.c).

Bases de consolidación

A los efectos de la presentación de los estados financieros consolidados, la consolidación se ha realizado aplicando el método de consolidación global a todas las subsidiarias, que son todas aquellas sobre las que el Grupo ejerce control. El Grupo controla una entidad cuando está expuesto, o tiene derechos, a los resultados variables provenientes de su participación en la entidad y tiene la capacidad de afectar dich os resultados a través de su poder sobre la entidad. Esta capacidad se manifiesta, en general, aunque no únicamente, por la titularidad, directa o indirecta, de más del 50% de las acciones con derecho a voto de una entidad.

Las participaciones en UT y otros contratos similares que otorgan al Grupo un porcentaje contractualmente establecido sobre los derechos de los activos y sobre las obligaciones que emergen del contrato, han sido consolidadas línea por línea, en función de la participación sobre los activos, pasivos, ingresos y gastos relacionados con cada contrato. Los activos, pasivos, ingresos y gastos correspondientes a las UT se presentan en el estado de situación financiera consolidado y en el estado de resultados integrales consolidado de acuerdo con su naturaleza específica.

En la Nota 10 se detallan las subsidiarias consolidadas por consolidación global. Asimismo, en la Nota 29 se detallan las principales UT consolidadas proporcionalmente.

En el proceso de consolidación global se han eliminado los saldos, transacciones y resultados entre sociedades consolidadas y UT.

Para la consolidación de las sociedades sobre las que se ejerce control, se han utilizado los últimos estados financieros disponibles al cierre de cada ejercicio, considerando los hechos y las operaciones significativas subsecuentes y/o información de gestión disponible y las transacciones entre YPF y las subsidiarias que hubieran modificado el patrimonio de estas últimas. El motivo principal por el cual la fecha de los últimos estados financieros publicados de ciertas subsidiarias difiere de la fecha de publicación de los correspondientes a YPF obedece a razones de índole administrativa. Asimismo, los principios y criterios de contabilidad utilizados por las subsidiarias se han homogeneizado, en caso de ser necesario, con los de YPF con el fin de presentar los estados financieros consolidados con bases de normas de valoración y presentación homogéneas. Los estados financieros de las subsidiarias cuya moneda fun cional es distinta a la moneda de presentación de YPF se convierten utilizando el procedimiento establecido en la Nota 2.b.1).

El Grupo posee participación del 100% del capital de las subsidiarias con excepción de las participaciones en Metrogas e YTEC. El Grupo tiene en cuenta aspectos cuantitativos y cualitativos para determinar cuáles son las subsidiarias para las que se considera que existen intereses no controlantes significativos. Atento a lo mencionado previamente, el Grupo concluyó que no existen participaciones minoritarias significativas, tal como lo requiere la NIIF 12 “Información a revelar sobre participaciones en otras entidades”, que requieran desglose adicional de información.

Información financiera de subsidiarias, asociadas y negocios conjuntos en economías hiperinflacionarias

La NIC 29 “Información financiera en economías hiperinflacionarias” requiere que los estados financieros de una entidad cuya moneda funcional sea la de una economía hiperinflacionaria sean expresados en términos de la unidad de medida corriente a la fecha de cierre del período o ejercicio sobre el que se informa. La norma detalla una serie de factores cuantitativos y cualitativos a considerar para determinar si una economía es o no hiperinflacionaria.

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2. BASES DE PREPARACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS (cont.)

En los últimos años los niveles de inflación en Argentina han sido altos, habiendo acumulado una tasa de inflación en los últimos 3 años que ha superado el 100%. Asimismo, se observó la presencia de ciertos factores cualitativos y circunstancias, tales como la significativa devaluación del peso, que llevaron a concluir que debía reanudarse la aplicación del ajuste por inflación de los estados financieros anuales o intermedios correspondientes a los ejercicios anuales y períodos intermedios que finalizaran a partir del 1 de julio de 2018.

Las sociedades no podían presentar sus estados financieros reexpresados debido a que el Decreto N° 664/2003 del PEN prohibía a los organismos oficiales (entre ellos, la CNV) recibir estados financieros ajustados por inflación.

A través de la Ley N° 27.468, publicada el 4 de diciembre de 2018 en el BO, se derogó el Decreto N° 1.269/2002 del PEN y sus modificatorios (incluido el Decreto N° 664/2003, antes mencionado). Las disposiciones de la mencionada Ley entraron en vigencia a partir del 28 de diciembre de 2018, fecha en la cual se publicó la Resolución General N° 777/2018 de la CNV, la cual estableció que los estados financieros anuales, por períodos intermedios y especiales que cerraran a partir del 31 de diciembre de 2018 inclusive, deben presentarse ante la CNV en moneda homogénea, conforme lo establecido por la NIC 29. Para aquellas cuestiones no tratadas específicamente en las normas mencionadas, se podrán utilizar las guías orientativas de aplicación de la FACPCE.

Si bien la aplicación de la NIC 29 no afecta directamente a YPF por poseer moneda funcional dólar según se menciona en la Nota 2.b.1), sí afecta a las inversiones que la Sociedad posee en sus subsidiarias, asociadas y negocios conjuntos que poseen moneda funcional peso, las cuales han reexpresado sus estados financieros.

De acuerdo con los lineamientos de la NIC 29, el ajuste se realizó tomando como base la última fecha en que las subsidiarias, asociadas y negocios conjuntos que poseen moneda funcional peso ajustaron sus estados financieros para reflejar los efectos de la inflación. Para ello, en términos generales, se computó en los saldos de activos y pasivos no monetarios la inflación producida desde la fecha de adquisición o incorporación al patrimonio en dichas sociedades, o bien desde la fecha de revaluación del activo, según corresponda. Por el reconocimiento del ajuste por inflación en dichos estados financieros, tuvo lugar un incremento en los valores de las partidas no monetarias hasta el límite de su valor recuperable, con su consecuente efecto en el impuesto diferido. Con relación a los resultados del ejercicio, además de la reexpresión de los ingresos, costos, gastos y demás partidas, se incluyó el resultado por la posición monetaria neta en una línea por separado dentro del rubro de “Otros resultados financieros”.

2.b) Políticas contables significativas

2.b.1) Moneda funcional, moneda de presentación y efecto impositivo en otros resultados integrales

Moneda funcional

YPF, sobre la base de los parámetros establecidos en la NIC 21 “Efectos de las variaciones de las tasas de cambio de la moneda extranjera”, ha definido como su moneda funcional el dólar. Consecuentemente, las partidas no monetarias, que se midan en términos de costo histórico, así como los resultados, son valuados en moneda funcional utilizando a tales fines el tipo de cambio de la fecha de la transacción.

Las transacciones en monedas distintas de la moneda funcional de la Sociedad se consideran transacciones en moneda extranjera y se contabilizan en su moneda funcional al tipo de cambio vigente en la fecha de la operación (o, por razones prácticas y cuando el tipo de cambio no ha variado significativamente, al tipo de cambio promedio de cada mes). Al cierre de cada ejercicio, o al momento de su cancelación, los saldos de las partidas monetarias en moneda distinta a la moneda funcional se convierten al tipo de cambio vigente a dicha fecha y las diferencias de cambio, que surgen de tal valoración, se registran en el rubro de “Resultados financieros, netos” del estado de resultados integrales del ejercicio en que se producen.

Los activos, pasivos y resultados correspondientes a las subsidiarias, asociadas y negocios conjuntos, se expresan en sus respectivas monedas funcionales. Los efectos de la conversión a dólar de la información contable de las sociedades cuya moneda funcional es distinta del dólar se registran en el rubro de “Otros resultados integrales” dentro del estado de resultados integrales del ejercicio en que se producen.

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2. BASES DE PREPARACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS (cont.)

Moneda de presentación

De acuerdo con lo establecido por la LGS y la norma de la CNV, la Sociedad debe presentar sus estados financieros en pesos. En este orden, los estados financieros preparados en la moneda funcional de la Sociedad se convierten a la moneda de presentación utilizando los siguientes procedimientos:

• Los activos y pasivos de cada uno de los estados financieros presentados se convierten al tipo de cambio de cierre correspondiente a la fecha de cada estado financiero presentado.

• Las partidas del estado de resultados integrales se convierten al tipo de cambio del momento en el que se generaron las operaciones (o, por razones prácticas y cuando el tipo de cambio no ha variado significativamente, al tipo de cambio promedio de cada mes).

• Todas las diferencias de conversión que se produzcan como resultado de lo anterior, se reconocen en el rubro de “Otros resultados integrales” dentro del estado de resultados integrales del ejercicio en el que se producen.

El 28 de octubre de 2022 se publicó en el BO la Resolución General N° 941/2022 de la CNV la cual introduce determinadas disposiciones para aquellas emisoras con moneda funcional distinta a la moneda de curso legal en Argentina que en relación con sus operaciones propias desarrollen políticas contables de presentación y revelación en las que las diferencias de conversión originadas en las cuentas de ganancias reservadas y resultados no asignados se presenten apropiadas a las partidas que les dieron origen. Como consecuencia de dicha Resolución, a partir del presente ejercicio la Sociedad clasifica y acumula directamente en las cuentas de “Reserva legal”, “Reserva para futuros dividendos”, “Reserva para inversiones”, “Reserva para compra de acciones propias” y “Resultados no asignados”, dentro del patrimonio, las diferencias de conversión generadas por los resultados acumulados al inicio y del ejercicio. Con el objeto de uniformar la información comparativa en los estados de cambios en el patrimonio, se ha efectuado la apropiación de las diferencias de conversión acumuladas en la cuenta de “Otros resultados integrales” a los componentes del patrimonio antes mencionados al 1 de enero de 2020 y 2021 y 31 de diciembre de 2021, de acuerdo con la NIC 8 “Políticas contables, cambios en las estimaciones contables y errores”.

Como consecuencia de la aplicación de la política contable antes descripta, la conversión de la moneda funcional a una moneda de presentación distinta no modifica la forma en la que se miden los elementos subyacentes, preservando tanto los resultados acumulados como los aportes de los propietarios en la moneda funcional en la que se generan.

Efecto de la conversión de las inversiones en subsidiarias, asociadas y negocios conjuntos con moneda funcional correspondiente a una economía hiperinflacionaria

La NIC 21 requiere que los estados financieros de una subsidiaria cuya moneda funcional sea la correspondiente a una economía hiperinflacionaria sean reexpresados de acuerdo con la NIC 29 antes de ser incluidos en los estados financieros consolidados de su controlante cuya moneda funcional sea la de una economía no hiperinflacionaria, con la excepción de sus cifras comparativas.

Siguiendo los lineamientos mencionados precedentemente, los resultados y la situación financiera de las subsidiarias con moneda funcional peso se convirtieron al dólar utilizando los siguientes procedimientos: Todos los importes (es decir, activos, pasivos, partidas del patrimonio, gastos e ingresos) se convirtieron al tipo de cambio correspondiente a la fecha de cierre de los estados financieros, excepto las cifras comparativas, que fueron las presentadas como importes corrientes dentro de los estados financieros del ejercicio precedente (es decir, estos importes no se ajustaron por las variaciones posteriores que se produjeron en el nivel de precios o en los tipos de cambio). De esta manera, el efecto de la reexpresión de las cifras comparativas fue reconocido en el rubro de “Otros resultados integrales” dentro del estado de resultados integrales.

Estos criterios también fueron aplicados por el Grupo para sus inversiones en asociadas y negocios conjuntos.

Cuando la economía en cuestión deje de ser hiperinflacionaria y la entidad deje de reexpresar sus estados financieros de acuerdo con la NIC 29, utilizará como costos históricos, para convertirlos a la moneda de presentación, los importes reexpresados según el nivel de precios en la fecha en que la entidad dejó de hacer la mencionada reexpresión.

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2. BASES DE PREPARACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS (cont.)

Efecto impositivo en otros resultados integrales

Los resultados imputados en el rubro de “Otros resultados integrales” dentro del estado de resultados integrales no tienen efecto en el impuesto a las ganancias ni en el impuesto diferido ya que al momento de su generación dichas transacciones no tuvieron impacto en la utilidad contable ni impositiva.

2.b.2) Activos financieros

Clasificación

De acuerdo con lo establecido en la NIIF 9 “Instrumentos financieros”, el Grupo clasifica a sus activos financieros en 2 categorías:

• (i) Activos financieros a costo amortizado:

Los activos financieros se miden a costo amortizado sólo si se cumplen las 2 condiciones siguientes: (1) el objetivo del modelo de negocio del Grupo es mantener el activo para cobrar los flujos de efectivo contractuales; y ( 2) los términos contractuales requieren pagos en fechas específicas sólo de capital e intereses.

Adicionalmente, y para los activos que cumplan con las condiciones arriba mencionadas, la NIIF 9 contempla la opción de designar, al momento del reconocimiento inicial, un activo como medido a su valor razonable si al hacerlo elimina o reduce significativamente una inconsistencia de valuación o reconocimiento que surgiría en caso de que la valuación de los activos o pasivos o el reconocimiento de las ganancias o pérdidas de los mismos se efectuase sobre bases diferentes. El Grupo no ha designado ningún activo financiero a valor razonable haciendo uso de esta opción.

• (ii) Activos financieros a valor razonable con cambios en resultados:

Si no se cumpliera alguno de los 2 criterios mencionados más arriba, el activo financiero se clasifica como un activo medido a valor razonable con cambios en resultados.

Reconocimiento y medición

Las compras y ventas de activos financieros se reconocen en la fecha en la cual el Grupo se compromete a comprar o vender el activo. Los activos financieros se dan de baja cuando se han extinguido o transferido los derechos a recibir flujos de efectivo provenientes de dichas inversiones y los riesgos y beneficios relacionados con su titularidad.

Los activos financieros valuados a costo amortizado se reconocen inicialmente a su valor razon able más los costos de la transacción. Estos activos devengan intereses en base al método de la tasa de interés efectiva.

Los activos financieros valuados a valor razonable con cambios en resultados se reconocen inicialmente a valor razonable y los costos de la transacción se reconocen como gastos en el estado de resultados integrales. Posteriormente se valúan a valor razonable. Los cambios en los valores razonables y los resultados por ventas de activos financieros a valor razonable con cambios en resultados se registran en el rubro de “Resultados financieros, netos” en el estado de resultados integrales.

En general, el Grupo utiliza el precio de la transacción para determinar el valor razonable de un instrumento financiero al momento del reconocimiento inicial. En el resto de los casos, el Grupo sólo registra una ganancia o pérdida al momento del reconocimiento inicial sólo si el valor razonable del instrumento es evidenciado con otras transacciones comparables y observables del mercado para el mismo instrumento o se basa en una técnica de valuación que incorpora solamente datos de mercado observables. Las ganancias o pérdidas no reconocidas en el reconocimiento inicial de un activo financiero se reconocen con posterioridad, sólo en la medida en que surjan de un cambio en los factores (incluyendo el tiempo) que los participantes de mercado considerarían al establecer el precio.

Los resultados de los instrumentos de deuda que se miden a costo amortizado y no son designados en una relación de cobertura, se reconocen en resultados cuando se dan de baja los activos financieros o se reconoce una desvalorización y durante el proceso de amortización utilizando el método de la tasa de interés efectiva. El Grupo reclasifica todas las inversiones en instrumentos de deuda únicamente cuando cambia el modelo de negocio utilizado para administrar dichos activos.

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2. BASES DE PREPARACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS (cont.)

Deterioro de activos financieros

El Grupo evalúa el deterioro de sus activos financieros medidos a costo amortizado siguiendo el modelo de las pérdidas crediticias esperadas. La metodología de deterioro aplicada depende de si ha habido un aumento significativo en el riesgo de crédito.

Para los créditos por ventas el Grupo aplica el enfoque simplificado permitido por la NIIF 9, que requiere que las pérdidas crediticias esperadas durante toda la vida del crédito se reconozcan a partir de su reconocimiento inicial. Ver Nota 2.b.18).

Compensación de instrumentos financieros

Los activos y pasivos financieros son compensados cuando existe un derecho legal de compensar dichos activos y pasivos y existe una intención de cancelarlos en forma neta, o de realizar el activo y cancelar el pasivo simultáneamente.

2.b.3) Inventarios

Los inventarios se valúan por el menor valor entre el costo y el valor neto de realización. El costo incluye los costos de adquisición (neto de descuentos, devoluciones y similares), transformación, así como otros costos en los que se haya incurrido para dar a las existencias su ubicación y condiciones para ser comercializados. El valor neto de realización es el precio de venta estimado en el curso ordinario del negocio menos los gastos de venta.

En el caso de los productos destilados, la asignación de costos se efectúa en proporción al precio de venta de los correspondientes productos (método del isomargen) debido a la dificultad asociada al reconocimiento de los costos de producción para cada producto en forma individual. En el caso de las materias primas, envases y otros se valúan al costo de adquisición.

El Grupo realiza una evaluación del valor neto de realización de las existencias al cierre de cada ejercicio, imputando con cargo a resultados la corrección de valor correspondiente en la medida que el valor contable exceda al valor neto de realización. Cuando las circunstancias que previamente causaron la corrección de valor dejaran de existir, o cuando existiera clara evidencia de un incremento en el valor neto de realización debido a un cambio en las circunstancias económicas, se procede a revertir el importe de la misma.

2.b.4) Activos intangibles

El Grupo reconoce los activos intangibles por su costo de adquisición o desarrollo, los cuales se amortizan , de corresponder, a lo largo de su vida útil. Al cierre del ejercicio dichos activos están valuados a su costo de adquisición o desarrollo, tomando en consideración el criterio de costo atribuido adoptado por el Grupo en la transición a NIIF menos su correspondiente amortización acumulada y, de corresponder, pérdidas por desvalorización.

A continuación, se describen los principales activos intangibles del Grupo:

Concesiones de servicios

Comprende las concesiones de transporte y almacenamiento. Se valúan al costo de adquisic ión, tomando en consideración el criterio de costo atribuido adoptado por el Grupo en la transición a NIIF, neto de su correspondiente amortización acumulada. Se deprecian en línea recta a lo largo del plazo de duración de la concesión .

La Ley de Hidrocarburos permite al PEN y/o a las provincias otorgar concesiones de transporte de hidrocarburos por períodos similares a los plazos de las concesiones de explotación otorgadas (ver Nota 35.a.1)). Dentro de este marco regulatorio, los titulares de concesiones de explotación tienen derecho a recibir una co ncesión para el transporte de su producción de petróleo, gas natural y derivados. El titular de una concesión de transporte tiene el derecho de:

• Transportar petróleo, gas natural y derivados.

• Construir y operar ductos de petróleo, gas natural y derivados, instalaciones de almacenamiento, estaciones de bombeo, plantas compresoras, caminos, ferrocarriles y otras instalaciones y equipos necesarios para la operación eficiente de un sistema de tuberías.

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2. BASES DE PREPARACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS (cont.)

Asimismo, el titular de una concesión de transporte tiene la obligación de transportar hidrocarburos para terceros, sin discriminación, a cambio de una tarifa. Esta obligación, no obstante, se aplica a los productores de petróleo o de gas natural sólo en la medida en que el titular de la concesión tuviere capacidad adicional disponible y está expresamente subordinada a los requerimientos de transporte del titular de la concesión. Las tarifas de transporte correspondientes están sujetas a aprobación de la SE para oleoductos y derivados de petróleo, y por el ENARGAS para gasoductos. Al vencimiento de una concesión de transporte, los ductos e instalaciones asociadas se revierten al Estado Argentino sin ningún pago al titular.

Dentro de lo mencionado precedentemente, la Ley de Privatización otorgó a la Sociedad las concesiones de transporte por 35 años en relación con las instalaciones de transporte que operaba Yacimientos Petrolíferos Fiscales S.E. a tal fecha, con posibilidad de ser extendidas por 10 años. Los principales ductos relacionados con dichas concesiones de transporte son los siguientes:

• La Plata / Dock Sud

• Puerto Rosales / La Plata

• Monte Cristo / San Lorenzo

• Puesto Hernández / Luján de Cuyo

• Luján de Cuyo / Villa Mercedes

En este orden, los activos que cumplan ciertas características, tal y como lo establece el CINIIF 12, las cuales a criterio de la Sociedad se presentan en los bienes mencionados en los párrafos precedentes, se reconocen como activos intangibles.

Derechos de exploración

El Grupo clasifica los derechos de exploración como activos intangibles, los cuales están valuados a su costo, tomando en consideración el criterio de costo atribuido adoptado por el Grupo en la transición a NIIF, neto de su correspondiente desvalorización, en caso de corresponder.

En este orden, las inversiones relacionadas con reservas no probadas o con campos en evaluación no se amortizan. Estas inversiones son analizadas, al menos una vez al año o siempre que aparezca un indicio de que éstas pudieran haber perdido valor. En caso de producirse un deterioro o recupero de valor, éste es reconocido en el estado de resultados integrales. Los costos de exploración (gastos de geología y geofísica, costos asociados al mantenimiento de las reservas no probadas y otros costos relacionados con la actividad de exploración) excluyendo los costos de perforación de los pozos exploratorios, se imputan a resultados en el momento en que se incurren.

Otros activos intangibles

En este apartado se incluyen principalmente costos relativos a aplicaciones informáticas y gastos de desarrollo activables como así también activos representativos de derechos de uso de tecnología y conocimiento (“know how”) para la fabricación y explotación comercial de equipos vinculados a la extracción de petróleo y/o gas natural. Los mismos se encuentran valuados a costo de adquisición, tomando en consideración el criterio de costo atribuido adoptado por el Grupo en la transición a NIIF, menos las correspondientes amortizaciones acumuladas y, de corresponder, las pérdidas por desvalorización.

La amortización se calcula por el método de la línea recta en base a la vida útil estimada para cada tipo de activo y varía entre los 3 y 15 años. El Grupo revisa anualmente la mencionada vida útil estimada.

El Grupo no posee activos intangibles con vida útil indefinida al 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020.

2.b.5) Inversiones en asociadas y negocios conjuntos

Las asociadas y los negocios conjuntos son registrados por el método del valor patrimonial proporcional.

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2. BASES DE PREPARACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS (cont.)

De acuerdo con este método, la inversión se reconoce inicialmente al costo en el rubro de “Inversiones en asociadas y negocios conjuntos” del estado de situación financiera, y el valor contable aumenta o disminuye para reconocer la participación del inversor sobre el resultado de la asociada o negocio conjunto con posterioridad a la fecha de adquisición, el cual se refleja en el estado de resultados integrales en el rubro de “Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos”. La inversión incluye, en caso de corresponder, la llave de negocio identificada en la adquisición.

Las asociadas son todas aquellas entidades en las que el Grupo posee una influencia significativa, entendida como el poder de intervenir en las decisiones de política financiera y de operación de la participada, pero sobre las que no se ejerce control ni control conjunto. La influencia significativa en una sociedad se presume en aquellas sociedades en las que la participación es igual o superior al 20% y menor al 50%.

Los acuerdos conjuntos son acuerdos contractuales mediante los cuales el Grupo y otra parte o partes poseen el control conjunto de dicho acuerdo. De acuerdo con lo establecido por la NIIF 11 “Acuerdos conjuntos” y la NIC 28 “Inversiones en asociadas y negocios conjuntos”, las inversiones en las cuales 2 o más partes tienen el control conjunto (definido como “acuerdo conjunto”) deben ser clasificadas en cada caso como operación conjunta (cuando las partes que tienen el control conjunto tienen derechos sobre los activos y obligaciones sobre los pasivos relacionados al acuerdo conjunto) o negocio conjunto (cuando las partes que ejercen el control conjunto tienen los derechos sobre los activos netos del acuerdo conjunto). Considerando dicha clasificación, las operaciones conjuntas deben ser consolidadas proporcionalmente, mientras que los negocios conjuntos son registrados por el método del valor patrimonial proporcional.

Para la valuación de las inversiones en asociadas y negocios conjuntos, se han utilizado los últimos estados financieros disponibles al cierre de cada ejercicio, considerando los hechos y las operaciones significativas subsecuentes y/o información de gestión disponible y las transacciones entre el Grupo y las sociedades relacionadas que hubieran modificado el patrimonio de estas últimas. El motivo principal por el cual la fecha de los últimos estados financieros publicados de ciertas inversiones en sociedades difiere de la fecha de publicación de los correspondientes al Grupo obedece a razones de índole administrativa. Asimismo, los principios de contabilidad utilizados por las inversiones en asociadas y negocios conjuntos se han homogeneizado, en caso de ser necesario, con los del Grupo con el fin de presentar los estados financieros con bases de normas de valoración y presentación homogéneas. Los estados financieros de las inversiones en asociadas y negocios conjuntos cuya moneda funcional es la de una economía hiperinflacionaria y/o distinta a la moneda funcional de la Sociedad se convierten utilizando el procedimiento establecido en la Nota 2.b.1).

Las inversiones en sociedades en las que el Grupo no posee influencia significativa o control conjunto son valuadas al costo.

Las participaciones en sociedades con patrimonio negativo se exponen en el rubro de “Otros pasivos”.

A cada fecha de cierre o frente a la existencia de indicios de desvalorización, se determina si existe alguna prueba objetiva de desvalorización del valor de la inversión en las asociadas y negocios conjuntos. Si este es el caso, el Grupo calcula el monto de la desvalorización como la diferencia entre el valor recuperable de las asociadas y n egocios conjuntos, y su valor contable, y reconoce dicha diferencia en el rubro de “Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos” en el estado de resultados integrales. El valor registrado de las inversiones en asociadas y negocios conjuntos no supera su valor recuperable.

En la Nota 10 se detallan las inversiones en asociadas y negocios conjuntos.

2.b.6) Propiedades, planta y equipo

Las propiedades, planta y equipo se valúan al costo de adquisición más todos los gastos directamente relacionados con la ubicación del activo y su puesta en condiciones de funcionamiento, to mando en consideración el criterio de costo atribuido adoptado por el Grupo en la transición a NIIF.

Para aquellos bienes cuya construcción requiere un período sustancial de tiempo para estar en condiciones de uso, se han activado los costos financieros correspondientes al financiamiento de terceros hasta que el bien se encuentre en condiciones de uso.

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2. BASES DE PREPARACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS (cont.)

Los trabajos de reacondicionamiento mayores, que permiten recuperar la capacidad de servicio para lograr su uso continuo, son activados y se deprecian por el método de la línea recta hasta el próximo trabajo de reacondicionamiento mayor.

Las renovaciones, mejoras y refacciones que extienden la vida útil y/o incrementan la capacidad productiva de los bienes son activadas. A medida que las propiedades, planta y equipo son reemplazadas, sus costos relacionados y sus depreciaciones acumuladas son dados de baja.

Los gastos de reparaciones, conservación y mantenimiento de carácter ordinario se imputan en el estado de resultados integrales de cada ejercicio.

La recuperabilidad de estos activos es revisada una vez al año o siempre que haya un indicio de que pueda existir un deterioro en el valor de los activos, según se detalla en la Nota 2.b.8).

Depreciaciones

Los bienes no afectados directamente a la producción de petróleo y gas natural se deprecian siguiendo el método de la línea recta sobre la base de porcentajes de depreciación calculados en función de la vida útil estimada de cada clase de bien, según el siguiente detalle:

egún el siguiente detalle:
Edificios y otras construcciones Equipamiento de destilerías y plantas petroquímicas Infraestructura de distribución de gas natural Equipos de transporte Muebles y útiles e instalaciones Equipos de comercialización Otros bienes	Años de vida útil estimada
	50 20 - 25 20 - 50 5 - 25 10 10 10

Los terrenos se registran de forma independiente de los edificios o instalaciones que puedan estar asentadas sobre los mismos y se entiende que tienen una vida útil indefinida y, por lo tanto, no son objeto de depreciación.

El Grupo revisa anualmente la vida útil estimada de cada clase de bien.

Actividades de producción de petróleo y gas natural

El Grupo utiliza el método del esfuerzo exitoso para contabilizar las operaciones relacionadas con las actividades de exploración y producción de petróleo y gas natural. Los costos originados en la adquisición de concesiones de explotación en zonas con reservas probadas y no probadas se activan en la cuenta de “Propiedad minera, pozos y equipos de explotación” cuando se incurre en ellos. Los costos asociados a la adquisición de permisos de exploración se encuentran clasificados como activos intangibles.

Los costos de exploración, excluidos los costos de perforación de pozos exploratorios, son imputados a resultados cuando se incurren. Los costos de perforación de los pozos exploratorios, incluidos los pozos de prueba estratigráfica, se activan hasta que se determina si existen reservas probadas que justifiquen su desarrollo comercial. Si no se encuentran tales reservas, los mencionados costos de perforación se imputan al estado de resultados integrales. Ocasionalmente, al momento de finalizar la perforación de un pozo exploratorio se puede determinar la existencia de reservas que aún no pueden ser clasificadas como reservas probadas. En esas situaciones, el costo del pozo exploratorio se mantiene activado si el mismo ha descubierto un volumen de reservas que justifique el desarrollo del mismo como pozo productivo y si el Grupo está logrando un progreso sustancial en la evaluación de las reservas y en la viabilidad económica y operativa del proyecto. Si alguna de estas condiciones no se cumple el costo del mismo es imputado al resultado del ejercicio. Adicionalmente a lo mencionado previamente, la actividad exploratoria implica en muchos casos la perforación de múltiples pozos a través de varios años, con el objetivo de evaluar completamente los proyectos. Esto último tiene como consecuencia, entre otras causas, la posibilidad de que existan pozos exploratorios que se mantengan en evaluación por períodos prolongados, a la espera de la conclusión de los pozos y actividades exploratorias adicionales necesarias para poder evaluar y cuantificar las reservas relacionadas con cada proyecto. El detalle sobre los costos de pozos exploratorios en estado de evaluación se describe en la Nota 8.

Los costos de perforación aplicables a los pozos productivos y a los pozos secos de desarrollo y los costos de equipos relacionados con el desarrollo de las reservas de petróleo y gas natural han sido activados.

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2. BASES DE PREPARACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS (cont.)

Los montos activados según los criterios anteriores son depreciados de acuerdo con el siguiente método:

• Los costos activados relacionados con actividades productivas han sido depreciados por campo, utilizando el método de las unidades de producción, mediante la aplicación de la relación entre el petróleo y el gas natural producido y las reservas de petróleo y gas natural probadas y desarrolladas que se estima recuperar.

• Los costos activados relacionados con adquisiciones de propiedades y extensión de concesiones con reservas probadas han sido depreciados por campo, utilizando el método de las unidades de producción, mediante la aplicación de la relación entre el petróleo y el gas natural producido y las reservas de petróleo y gas natural probadas totales.

Las depreciaciones se adecúan por los cambios en las estimaciones de las reservas probadas de petróleo y gas natural con posterioridad a la fecha de exteriorización de dichos cambios. El Grupo efectúa las revisiones de las estimaciones de reservas al menos una vez al año. Las estimaciones de reservas son auditadas por terceros independientes sobre la base de un ciclo de rotación de 3 años.

Costos de abandono de pozos de hidrocarburos

Los costos por obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos son activados a valores descontados, junto con los activos que les dieron origen y son depreciados utilizando el método de unidades de producción. Como contrapartida, un pasivo es reconocido por dicho concepto al mismo valor estimado de las sumas a pagar descontadas. Los cambios en las estimaciones de las sumas a pagar descontadas son realizados considerando los costos corrientes sobre la mejor información disponible interna y externa. Debido a la cantidad de pozos productivos o no abandonados aún, como así también, a la complejidad respecto a las diversas áreas geográficas en donde están localizados, los costos corrientes para el abandono de pozos, ponderados por el nivel de complejidad de los pozos, son utilizados para estimar los costos futuros de abandono. Dichos costos constituyen la mejor estimación del pasivo por abandono de pozos de hidrocarburos. Los cambios futuros en los costos mencionados, la tasa de descuento, la vida útil de los pozos y su estimación de abandono, como así también en las regulaciones vinculadas al abandono de pozos, los cuales no son factibles de predecir a la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, podrían afectar el valor de las obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos y, consecuentemente, del activo relacionado. Dichos cambios son reconocidos siguiendo los lineamientos de la CINIIF 1, que indica que los cambios en el pasivo se añadirán o deducirán del costo del activo correspondiente en el período actual, teniendo en cuenta que, si la disminución en el pasivo excediese el importe en libros del activo, el exceso se reconocerá en el resultado del ejercicio.

Propiedades, planta y equipo de naturaleza medioambiental

Se activan los costos incurridos para limitar, neutralizar o prevenir la contaminación ambiental, sólo si se cumple al menos una de las siguientes condiciones: (i) se trata de mejoras en la capacidad y seguridad de planta (u otro activo productivo); (ii) se previene o limita la contaminación ambiental; o (iii) los costos se incurren para acondicionar los activos para su venta sin que el valor registrado supere su valor recuperable.

Las propiedades, planta y equipo de naturaleza medioambiental y su correspondiente depreciación acumulada, se exponen conjuntamente con el resto de los elementos que forman parte de las propiedades, planta y equipo los cuales son clasificados de acuerdo con su naturaleza contable.

2.b.7) Provisiones y pasivos y activos contingentes

El Grupo distingue entre:

Provisiones

Se trata de obligaciones legales o asumidas por el Grupo surgidas como consecuencia de un suceso pasado para cuya cancelación se espera una salida de recursos y cuyo importe o plazo pueden ser inciertos. Una provisión se reconoce contablemente en el momento del nacimiento de la responsabilidad o de la obligación que determine la indemnización o pago, en la medida que su cuantía se pueda estimar de forma fiable y que la obligación de liquidar el compromiso sea probable o cierta. Las provisiones incluyen tanto a las obligaciones cuya ocurrencia no depende de hechos futuros (como la provisión por gastos de medioambiente y la provisión para obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos), como así también a aquellas obligaciones probables y cuantificables cuya concreción depende de la ocurrencia de un hecho futuro que se encuentra fuera del control del Grupo (como la provisión para juicios y contingencias). El importe registrado como provisión corresponde a la mejor estimación del desembolso necesario para cancelar la obligación, teniendo en cuenta los riesgos y las incertidumbres correspondientes. Ver Nota 16.

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2. BASES DE PREPARACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS (cont.)

Excepto con relación a las provisiones para obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos, cuya fecha de desembolso se estima sobre la base del plan de trabajo del Grupo, y considerando asimismo la estimación de producción de cada campo (y consecuentemente su abandono), en relación con las otras provisiones no corrientes, dadas las características de los conceptos incluidos, no es posible estimar razonablemente un calendario específico de los plazos de las erogaciones correspondientes.

Cuando un contrato se califica como oneroso, las obligaciones ineludibles que se deriven del mismo son registradas en los estados financieros como provisiones, neto de los beneficios esperados.

Pasivos contingentes

Son aquellas obligaciones posibles surgidas de sucesos pasados cuya confirmación está sujeta a l a ocurrencia o no de eventos fuera del control del Grupo, u obligaciones presentes surgidas de un suceso pasado cuyo importe no puede ser estimado de forma fiable o para cuya liquidación no es probable que tenga lugar una salida de recursos que incorporen beneficios económicos. Consecuentemente, los pasivos contingentes no se reconocen en los estados financieros, sino que los mismos son informados en nota en la medida que sean posibles y significativos, conforme a los requerimientos de la NIC 37 “Provisiones, Pasivos Contingentes y Activos Contingentes”. Ver Nota 33.b).

Activos contingentes

Son aquellos activos posibles que surgen de sucesos pasados cuya confirmación está sujeta a la ocurrencia o no de eventos fuera del control del Grupo, son reconocidos en el momento que la realización del ingreso resulta prácticamente cierta, en cuyo momento dejan de ser de carácter contingente. Consecuentemente, los activos contingentes no se reconocen en los estados financieros, sino que los mismos son info rmados en nota en la medida que sea probable y significativa la entrada de beneficios económicos, conforme a los requerimientos de la NIC 37. Ver Nota 33.a).

En relación con ciertas provisiones y pasivos y activos contingentes, el Grupo, de acuerdo con la dispensa establecida en la NIC 37, ha decidido no exponer cierta información crítica que podría perjudicarla seriamente en los reclamos realizados por terceras partes.

2.b.8) Deterioro del valor de las propiedades, planta y equipo y activos intangibles

A los fines de evaluar la recuperabilidad de las propiedades, planta y equipo y activos intangibles, el Grupo compara el valor en libros de los mismos con su valor recuperable en la fecha de cierre del ejercicio, o más frecuentemente, si existieran indicios de que algún activo pudiera haber sufrido un deterioro o recupero.

A tal efecto, los activos se agrupan en UGE, en tanto que los mismos individualmente considerados no generen flujos de efectivo que sean independientes de los generados por otros activos o UGE, todo ello teniendo en cuenta las condiciones regulatorias, económicas, operativas y comerciales, siendo éste el mejor reflejo de la forma en que actualmente el Grupo toma sus decisiones de gestión de sus activos para la generación de flujos de efectivo independientes.

Las principales UGE en las cuales los activos del Grupo han sido agrupados son:

• UGE Petróleo

• UGE Gas - Cuenca Neuquina

• UGE Gas - Cuenca Noroeste

• UGE Gas - Cuenca Austral

• UGE Gas y Energía YPF

• UGE Midstream

• UGE Metrogas

• UGE Downstream YPF

• UGE AESA

El importe recuperable correspondiente a cada UGE es el valor superior entre el valor razonable menos el costo de venta y el valor de uso. Al evaluar el valor de uso correspondiente a cada UGE, los flujos futuros de efectivo netos estimados se descuentan a su valor actual utilizando una tasa que refleja el costo medio ponderado del capital empleado.

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2. BASES DE PREPARACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS (cont.)

Si el importe recuperable de una UGE es inferior a su importe en libros, el importe en libros de la misma se reduce a su importe recuperable, reconociendo una pérdida por deterioro de valor en el estado de resultados integrales.

Las pérdidas por deterioro de valor se distribuyen entre los activos de la UGE de forma proporcional a su valor neto contable. Consecuentemente, una vez registrada una pérdida por deterioro de valor correspondiente a un activo amortizable, la base de amortización futura tendrá en cuenta la reducción del valor del activo por cualquier pérdida de valor acumulada.

Cuando tienen lugar nuevos eventos, o cambios en las circunstancias ya existentes, que evidencian que una pérdida por deterioro de valor registrada en un ejercicio anterior pudiera haber desaparecido o haberse reducido, se realiza una nueva estimación del valor recuperable del activo correspondiente, para evaluar si es procedente revertir las pérdidas por deterioro registradas en ejercicios anteriores. Ver Nota 2.c).

En el caso de una reversión, el importe en libros del activo o de la UGE se incrementa hasta la estimación revisada de su importe recuperable, de tal modo que este nuevo valor no supere el importe en libros que se habría determinado de no haberse reconocido ninguna pérdida por deterioro de valor para el activo o la UGE en ejercicios anteriores.

2.b.9) Metodología para la estimación del valor recuperable

La metodología utilizada en la estimación del importe recuperable de las propiedades, planta y equipo y activos intangibles consiste en la utilización del mayor valor entre: (i) el cálculo del valor de uso, a partir de los flujos de fondos esperados futuros derivados de la explotación de tales activos, descontados con una tasa que refleja el costo medio ponderado del capital empleado; y de estar disponible, (ii) el precio que se recibiría en una transacción ordenada entre participantes del mercado por vender el activo, menos los costos de disposición de dichos activos.

Al evaluar el valor de uso, se utilizan proyecciones de flujos de efectivo basados en las mejores estimaciones disponibles de ingresos y gastos de las UGE empleando, resultados pasados y expectativas futuras de evolución del negocio y de desarrollo del mercado. Entre los aspectos más sensibles que se incluyen en las proyecciones utilizadas en las UGE, destacan los precios de compra y venta de hidrocarburos (incluyendo las tarifas aplicables a la distribución de gas natural), la regulación vigente, la estimación de incrementos de costos, los costos de personal y las inversiones .

La valoración de las UGE que agrupan activos de los campos con reservas de petróleo y gas natural utilizan proyecciones de flujos de efectivo que abarcan la vida económicamente productiva de los campos, estando limitados por la finalización de las concesiones, permisos, acuerdos o contratos de explotación. Los flujos de efectivo estimados están basados entre otras cuestiones en niveles de producción, precios de commodities y estimaciones de inversiones futuras necesarias relacionadas con las reservas de petróleo y gas natural no desarrolladas, costos de producción, tasas de agotamiento de los campos, demanda y oferta de los mercados, condiciones contractuales y otros factores. Las reservas no probadas se ponderan por factores de riesgo asociados a las mismas y en función de la tipología de cada uno de los activos.

Los flujos de efectivo de las UGE que agrupan activos distintos a los mencionados en el párrafo anterior se estiman, entre otras cuestiones, a partir de la evolución prevista de ventas, márgenes de contribución unitarios, costos fijos , costos variables y flujos de inversión, acordes con las expectativas consideradas en los planes estratégicos específicos de cada negocio. No obstante, no se tienen en consideración aquellas entradas y salidas de efectivo correspondientes a reestructuraciones futuras o mejoras en el desempeño o ampliaciones del activo. El h orizonte de evaluación de las proyecciones es de 5 años, considerando en el último período una renta anual, en función de la vida útil prolongada de los activos de estas UGE.

Los precios de referencia considerados se basan en una combinación de proyecciones disponibles en los mercados en los que opera el Grupo, y considerando las circunstancias particulares que pudieren afectar a los diferentes productos que comercializa el mismo, todo ello teniendo en cuenta las estimaciones y juicios realizados por la Sociedad.

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2. BASES DE PREPARACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS (cont.)

2.b.10) Planes de beneficios a empleados y pagos basados en acciones

Planes de retiro

A partir del 1 de marzo de 1995 el Grupo ha establecido un plan de retiro de contribuciones definidas, que proveerá beneficios a cada empleado que decida adherirse al plan. Cada adherente deberá aportar un monto que variará entre el 3% y el 10% de su remuneración mensual y el Grupo deberá aportar un monto equivalente al contribuido por cada adherente.

Los adherentes recibirán los fondos aportados por el Grupo antes de su retiro, únicamente en caso de renuncia bajo ciertas circunstancias o despido injustificado y, adicionalmente, en caso de muerte o incapacidad. El Grupo puede discontinuar este plan en cualquier momento, sin incurrir en ningún costo relacionado a su terminación.

Programas de bonificación por objetivos y evaluación del desempeño

Estos programas alcanzan a ciertos empleados del Grupo. Se basan en el cumplimiento de objetivos corporativos, de unidad de negocio y en el desempeño individual. Se determinan a partir de la remuneración anual de cada empleado, del cálculo de ciertos indicadores relacionados con el cumplimiento de los mencionados objetivos y de la evaluación del desempeño, y se abonan en efectivo.

Plan de beneficios basados en acciones

A partir del ejercicio 2013 la Sociedad ha decidido implementar un plan de beneficio basado en acciones. Este plan, organizado en programas anuales, alcanza a determinados empleados de nivel ejecutivo, gerentes y personal clave o con conocimiento técnico crítico. El plan mencionado tiene como objetivo el alineamiento de estos empleados con los objetivos del plan estratégico de la Sociedad.

Este plan consiste en otorgar a cada empleado elegido para participar acciones de la Sociedad con la condición de que permanezca en la misma en el período que fuera oportunamente definido en el plan (período de hasta 3 años desde la fecha de otorgamiento, en adelante el “período de servicio”), constituyendo esta última la condición única y necesaria para acceder a la retribución final pactada.

A efectos contables, la Sociedad registra los efectos del plan de acuerdo con los lineamientos de la NIIF 2 “Pagos basados en acciones”:

• Para los pagos basados en acciones que se liquidan en instrumentos de patrimonio, se reconoce un gasto de forma lineal durante el período de servicio, con base en la estimación del Grupo de la cantidad de instrumentos de capital que eventualmente se otorgarán considerando el valor razonable de los mismos a la fecha de la concesión del plan con contrapartida a la cuenta de “Planes de beneficios basados en acciones” dentro del patrimonio. Al cierre de cada ejercicio, el Grupo revisa su estimación del número de instrumentos de patrimonio que espera se otorguen como resultado del efecto de las condiciones de otorgamiento estipuladas en el plan.

• Para los pagos basados en acciones que se liquidan en efectivo, se reconoce un pasivo por los bienes o servicios adquiridos, medidos inicialmente al valor razonable del pasivo. Al cierre de cada ejercicio hasta que se liquida el pasivo, y en la fecha de liquidación, se vuelve a medir el valor razonable del pasivo, y cualquier cambio en dicho valor se reconoce en el resultado del ejercicio.

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2. BASES DE PREPARACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS (cont.)

2.b.11) Ingresos

Ingresos de actividades ordinarias procedentes de contratos con clientes

De acuerdo con la NIIF 15 “Ingresos de Actividades Ordinarias procedentes de Contratos con Clientes”, el Grupo ha clasificado los principales contratos con clientes de acuerdo con el siguiente detalle:

• (i) Contratos de venta de combustibles bajo la modalidad de consignado

• (ii) Contratos de venta directa de combustibles

• (iii) Contratos de venta de gas natural

• (iv) Contratos y acuerdos de venta de otros productos refinados

• (v) Contratos de construcción

En los primeros cuatro tipos de contratos relacionados a venta de bienes, el ingreso se reconoce en el momento en que el control de los bienes es transferido al cliente. Incluso en el caso de los contratos bajo la modalidad de con signado, no se reconoce el ingreso sino hasta la venta del bien al cliente del intermediario. Se resalta que en estos contratos no existen obligaciones de desempeño separadas ni distintas a la entrega de bienes.

En el caso de los contratos de construcción, el ingreso se reconoce considerando el margen final estimado para cada proyecto que surge de estudios técnicos realizados sobre las ventas y los costos totales estimados para cada uno de ellos, como así también el avance físico de los mismos. En este tipo de contratos, existen obligaciones de desempeño que se satisfacen a lo largo del tiempo.

De acuerdo con los requerimientos de la NIIF 15, los ingresos se desglosan por (i) tipo de bien o servicio , (ii) canales de venta, y (iii) mercado de destino, de acuerdo con los segmentos de negocio reportados.

Ingresos procedentes de esquemas de incentivos otorgados por el Estado Nacional

De acuerdo con la NIC 20 “Contabilización de las Subvenciones del Gobierno e Información a revelar sobre Ayudas Gubernamentales”, los incentivos otorgados por el Estado Nacional son reconocidos a su valor razonable cuando exista una seguridad razonable de que se recibirán los incentivos y se cumplan las condiciones ligadas a ellos.

Los ingresos por incentivos otorgados por el Estado Nacional se presentan como parte del resultado del periodo en la línea de “Incentivos otorgados por el Estado Nacional” del rubro de “Ingresos”. Los ingresos por incentivos que se relacionan con un gasto se presentan deducidos de los gastos con los que se relacionan.

De acuerdo con los requerimientos de la NIC 20, la naturaleza y extensión de los incentivos otorgados por el Estado Nacional se describen en las Notas 35 y 36.

2.b.12) Arrendamientos

El Grupo contabiliza sus arrendamientos de acuerdo con la NIIF 16 “Arrendamientos”.

El modelo se basa en la definición de arrendamiento, la cual se relaciona principalmente con el concepto de control. La NIIF 16 distingue entre contratos de arrendamientos y contratos de servicios sobre la base de si un activo identificado se encuentra bajo el control del cliente, el cual existe en tanto el cliente tenga el derecho a: i) obtener sustancialmente todos los beneficios económicos del uso del activo; y ii) dirigir el uso del mismo.

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2. BASES DE PREPARACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS (cont.)

El Grupo como arrendatario

Una vez identificado el arrendamiento, el Grupo reconoce las siguientes partidas:

• Activos por derecho de uso, cuyo costo incluye:

• (i) El importe de la medición inicial del pasivo por arrendamiento.

• (ii) Cualquier pago por arrendamiento abonado al arrendador con anterioridad a la fecha de comienzo o en la misma fecha, una vez descontado cualquier incentivo recibido por el arrend amiento.

• (iii) Los costos directos iniciales incurridos por el arrendatario.

• (iv) Una estimación de los costos a incurrir al desmantelar y eliminar el activo subyacente, restaurar el lugar en el que se localiza o restaurar el activo subyacente a la condición requerida por los términos y condiciones del arrendamiento, a menos que se incurra en esos costos al producir los inventarios. El Grupo puede incurrir en obligaciones a consecuencia de esos costos ya sea en la fecha de comienzo o como consecuencia de haber usado el activo subyacente durante un período determinado.

Posteriormente, la valoración del derecho de uso de los activos seguirá el modelo del costo de la NIC 16 “Propiedades, planta y equipo” (reconociendo por tanto la depreciación linealmente durante la duración del arrendamiento, salvo que otra base sea más representativa). La depreciación se calcula siguiendo el método de la línea recta en función del plazo de arrendamiento de cada contrato, salvo que la vida útil de dicho activo subyacente sea inferior.

A los fines de evaluar la recuperabilidad de los activos por derechos de uso, el Grupo compara el valor en libros de los mismos con su valor recuperable en la fecha de cierre del ejercicio, o más frecuentemente, si existieran indicios de que algún activo pudiera haber sufrido un deterioro, agrupando los activos en UGE y siguiendo los lineamientos de la NIC 36, los cuales se describen en las Notas 2.b.8) y 2.b.9).

Los contratos de arrendamientos en los que el Grupo es arrendatario corresponden principalmente al alquiler de:

• Instalaciones y equipos de explotación, los cuales incluyen equipamiento de instalaciones y equipos de producción en yacimientos como equipos de perforación, workover y bombas de extracción. Estos contratos tienen una duración promedio de 3 años para los cuales existen pagos mínimos garantizados en función de la disponibilidad de estos activos y a su vez pagos variables calculados a partir de una tarifa por unidad de uso (por hora o día).

• Maquinarias y equipos, las cuales incluyen:

• (i) Equipamiento para compresión de gas natural y generación de energía. Estos contratos tienen una duración promedio de 3 años los cuales establecen pagos mínimos en función de la potencia disponible. Los pagos variables se calculan a partir de una tarifa por unidad de generación.

• (ii) Equipamiento de regasificación y licuefacción de gas. Estos contratos tienen una duración promedio de 4 años estableciendo un mínimo garantizado en función de la disponibilidad que tiene el Grupo sobre los activos mencionados.

• Equipos de transporte, los cuales incluye:

• (i) Buques y barcazas para el transporte de hidrocarburos, cuyos contratos tienen una duración promedio de 3 años, estableciendo pagos mensuales garantizados asociados a la disponibilidad que tiene el Grupo sobre los activos mencionados.

• (ii) Flotas de camiones cuyos contratos tienen una duración promedio de 2 años y para los cuales los pagos variables se calculan a partir de una tarifa por unidad de uso (por kilómetro recorrido). En algunos casos se estipulan pagos mínimos asociados a la disponibilidad que tiene el Grupo sobre los activos mencionados.

• Estaciones de servicio cuyos contratos, que incluyen el arrendamiento de terrenos e instalaciones asociadas, tienen una duración promedio de 7 años y cuyos pagos se determinan en función del precio de una determinada cantidad fija de litros de combustible.

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2. BASES DE PREPARACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS (cont.)

• Terrenos y edificios, incluye principalmente:

• (i) Reservorios y terrenos necesarios para montar las instalaciones de superficie necesarias para el almacenamiento subterráneo de gas natural, cuyos contratos tienen una duración promedio de 6 años con cuotas mínimas garantizadas.

• (ii) Permisos para el uso de puertos y terrenos cuyos contratos tienen una duración promedio de 6 años con cuotas mínimas garantizadas.

Para los arrendamientos que califiquen como de corto plazo y arrendamientos con activos subyacentes de bajo valor, el Grupo continúa reconociéndolos como gastos del ejercicio de acuerdo con la opción indicada por la norma, excepto aquellos que son capitalizados. El Grupo no identificó arrendamientos de bajo valor distintos a aquellos cuyo activo subyacente corresponde a impresoras, equipos celulares, computadoras, fotocopiadoras, entre otros, no siendo significativos. El mismo tratamiento contable tienen los pagos variables de los arrendamientos relacionados con el rendimiento y/o uso del activo subyacente.

Los pagos por arrendamientos de corto plazo y bajo valor, y los pagos del cargo variable de los arrendamientos relacionados con el rendimiento y/o uso del activo subyacente, se clasifican en el estado de flujo s de efectivo dentro de las actividades operativas, excepto aquellos que son capitalizados los cuales se clasifican como aplicaciones en las actividades de inversión. Por otro lado, los pagos en efectivo en concepto de capital e intereses se exponen como flujos de efectivo de actividades de financiación.

• Pasivos por arrendamientos medidos como la sumatoria de los pagos futuros por arrendamiento, descontados.

Dada la complejidad para determinar la tasa de interés implícita en el arrendamiento, se utiliza la tasa incremental por préstamos del arrendatario de la fecha del reconocimiento inicial de cada contrato. Los pasivos por arrendamientos incluyen:

• Pagos fijos (incluyendo los pagos en esencia fijos), menos cualquier incentivo de arrendamiento por cobrar.

• Pagos variables, que dependen de un índice o una tasa, inicialmente medidos usando el índice o tasa en la fecha de comienzo del contrato.

• Importes que el Grupo espera pagar como garantías de valor residual.

• El precio de ejercicio de una opción de compra si el Grupo está razonablemente seguro de ejercer esa opción.

• Pagos por penalidades por terminar el arrendamiento, si el período del arrendamiento refleja que el Grupo ejercerá la opción de terminarlo (es decir, porque existe una certeza razonable al respecto).

Posteriormente, el Grupo incrementa el pasivo por el arrendamiento para reflejar el interés devengado (y reconocido en el estado de resultados integrales), deduce las cuotas que se van pagando del pasivo y recalcula el valor contable para reflejar cualquier revisión, modificación del arrendamiento o revisión de las denominadas cuotas “en sustancia” fijas, aplicando una tasa de descuento revisada en caso de corresponder.

El Grupo revisa el pasivo por arrendamiento cuando se produzca un cambio en:

• El importe esperado a pagar en virtud de una garantía de valor residual.

• Las futuras cuotas de arrendamiento para reflejar la variación de un índice o en un tipo de interés utilizado para determinar dichas cuotas (incluida, por ejemplo, una revisión del alquiler de mercado).

• La duración del arrendamiento como resultado de una modificación en el período no cancelable del mismo (por ejemplo, si el arrendatario no ejerce una opción previamente incluida en la determinación del período de arrendamiento).

• La evaluación de la opción de compra del activo subyacente.

El Grupo como arrendador

El Grupo no posee activos arrendados a terceros significativos.

2.b.13) Resultado neto por acción

El resultado neto por acción básico es calculado dividiendo el resultado neto del ejercicio atribuible a los accionistas de la sociedad controlante por el promedio ponderado de acciones ordinarias en circulación durante el ejercicio, netas, de corresponder, de las recompras realizadas según se menciona en la Nota 31.

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2. BASES DE PREPARACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS (cont.)

El resultado neto por acción diluido es calculado dividiendo el resultado neto del ejercicio por el promedio ponderado de acciones ordinarias en circulación, y cuando son diluibles, incluyendo las opciones de compra de acciones, se ajustan por el efecto de todas las acciones potencialmente diluibles, como si hubieran sido convertidas.

Al 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020 YPF no ha emitido instrumentos de patrimonio que den lugar a acciones ordinarias potenciales (considerando asimismo la intención de la Sociedad de cancelar los planes de beneficios basados en acciones mediante la recompra en el mercado), por lo que el cálculo del resultado neto diluido por acción coincide con el cálculo del resultado neto básico por acción. Ver Nota 31.

2.b.14) Pasivos financieros

Los pasivos financieros son reconocidos inicialmente a su valor razonable neto de los costos de la transacción incurridos. Dado que el Grupo no posee pasivos financieros cuyas características requieran la contabilización a valor razonable, de acuerdo con las NIIF, con posterioridad al reconocimiento inicial los pasivos financieros son valuados a costo amortizado. Cualquier diferencia entre el importe recibido como financiación (neto de los costos de la transacción) y el valor de reembolso, es reconocida en resultados a lo largo de la vida del instrumento financiero de deuda, util izando el método de la tasa de interés efectiva.

El Grupo eliminará de su estado de situación financiera un pasivo financiero (o una parte de éste) cuando se haya extinguido, esto es, cuando la obligación haya sido pagada o cancelada, o haya expirado.

El Grupo contabilizará una permuta de instrumentos financieros con condiciones sustancialmente diferentes como una cancelación del pasivo financiero original, reconociéndose un nuevo pasivo financiero. De forma similar, el Grupo contabilizará una modificación sustancial de las condiciones actuales de un pasivo financiero existente o de una parte del mismo como una cancelación del pasivo financiero original y el reconocimiento de un nuevo pasivo financiero.

Al cierre de los presentes estados financieros consolidados, los pasivos financieros medidos a costo amortizado del Grupo comprenden cuentas por pagar, otros pasivos, préstamos y pasivos por arrendamientos.

2.b.15) Impuestos, retenciones y regalías

Impuesto a las ganancias

El Grupo determina el cargo contable por impuesto a las ganancias de acuerdo con el método del impuesto diferido, el cual considera el efecto de las diferencias temporarias originadas en la distinta base de medición de activos y pasivos según criterios contables e impositivos y de los quebrantos impositivos existentes y créditos fiscales no utilizados susceptibles de deducción de ganancias impositivas futuras, computados considerando la tasa impositiva que se encuentre vigente, al momento de su utilización o reversión.

Los activos por impuesto diferido se registran en la medida en que sea probable la existencia de ganancias imponibles en el futuro contra las cuales se puedan compensar las diferencias temporarias.

El cargo por impuesto a las ganancias del ejercicio incluye el cargo por impuesto corriente y diferido. El cargo por impuesto a las ganancias se reconoce en el estado de resultados, excepto si se relacionan con conceptos contabilizados en otros resultados integrales o directamente en el patrimonio, en cuyo caso, se contabiliza en otros resultados integrales o directamente en el patrimonio, respectivamente.

El cargo por impuesto a las ganancias se calcula de acuerdo con las leyes impositivas aprobadas, o cuyo proceso de aprobación esté prácticamente terminado a la fecha de cierre de cada ejercicio en los países en los que la Sociedad y sus subsidiarias operan y generan ganancias gravadas. El Grupo evalúa regularmente las posiciones adoptadas en las declaraciones juradas de impuestos con respecto a situaciones en las que las normas impositivas están sujetas a interpretaciones. El Grupo constituye provisiones cuando sea apropiado en base a las sumas que se esperan pagar a las autoridades fiscales.

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2. BASES DE PREPARACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS (cont.)

El marco regulatorio referido al impuesto a las ganancias se describe en la Nota 35.e.1).

Regalías, cánones y regímenes de retención a las exportaciones de hidrocarburos y productos agrícolas

Las regalías (ver Nota 35.a.1)) y cánones extraordinarios de producción se imputan al costo de producción.

Adicionalmente, el Grupo está sujeto a los regímenes de retención a las exportaciones de hidrocarburos y productos agrícolas que se detallan en la Nota 35.f).

2.b.16) Cuentas de patrimonio

Las partidas de patrimonio han sido valuadas de acuerdo con las normas contables vigentes a la fecha de transición a NIIF. La registración de movimientos de las cuentas de patrimonio se realizó de acuerdo con decisiones asamblearias, normas legales o reglamentarias.

Capital y Ajuste de capital

Está formado por los aportes efectuados por los accionistas representados por acciones y comprende a las acciones en circulación a su valor nominal neto de las acciones propias en cartera mencionadas en el apartado siguiente “Acciones propias en cartera y Ajuste de acciones propias en cartera”. La cuenta de “Capital” se mantiene a su valor nominal y el ajuste derivado de dicha reexpresión monetaria efectuada según los principios de contabilidad previos (las Normas Contables Argentinas) se expone en la cuenta de “Ajuste de capital”.

El ajuste de capital no es distribuible en efectivo ni en bienes, pero se permite su capitalización mediante la emisión de acciones liberadas. Asimismo, esta partida es aplicable para absorber pérdidas acumuladas.

Acciones propias en cartera y Ajuste de acciones propias en cartera

Corresponde a la reclasificación del valor nominal y su correspondiente ajuste por inflación de acciones propias emitidas recompradas por la Sociedad en los mercados, conforme es exigido por la norma de la CNV.

Planes de beneficios basados en acciones

Corresponde al saldo devengado acumulado relacionado con los planes de beneficios basados en acciones liquidables en instrumentos de patrimonio según se menciona en la Nota 2.b.10).

Costo de adquisición de acciones propias

Corresponde al costo incurrido en la adquisición de las acciones propias que la Sociedad mantiene en cartera (ver Notas 2.b.10), 30 y 37). En virtud de las disposiciones del artículo 3 punto 11 apartado c), Capítulo III, Título IV de la norma de la CNV, la distribución de los resultados no asignados se encuentra restringida por el saldo de la presente cuenta y las diferencias de conversión que por política contable se originaron por dicha partida de acuerdo con la Resolución General N° 941/2022 de la CNV (ver Nota 35.h)). Al 31 de diciembre de 2022 el saldo restringido ascienda a 5.312 (4.499 corresponden al saldo de la cuenta de “Costo de adquisición de acciones propias” y 813 corresponden a las diferencias de conversión que se originaron por dicha partida).

Primas de negociación de acciones propias

Corresponde a la diferencia entre el valor devengado en relación con los planes de beneficios basados en acciones y el costo de adquisición de las acciones de la Sociedad para las acciones entregadas en relación con los mencionados planes. En virtud de las disposiciones del artículo 3 punto 11 apartado e), Capítulo III, Título IV de la norma de la CNV, cuando el saldo de la cuenta de “Primas de negociación de acciones propias” sea negativo, la distribución de los resultados no asignados se encuentra restringida por el saldo negativo de la presente cuenta y las diferencias de conversión que por política contable se originaron por dicha partida de acuerdo con la Resolución General N° 941/2022 de la CNV (ver Nota 35.h)). Al 31 de diciembre de 2022 el saldo restringido ascienda a 6.728 (158 corresponden al saldo de la cuenta de “Primas de negociación de acciones propias” y 6.570 corresponden a las diferencias de conversión que se originaron por dicha partida).

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2. BASES DE PREPARACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS (cont.)

Primas de emisión

Corresponden a la diferencia entre el monto de suscripción de los aumentos de capital y el valor nominal de las acciones emitidas.

Reserva legal

De acuerdo con las disposiciones de la LGS y la norma de la CNV, la Sociedad debe efectuar una reserva legal no inferior al 5% del resultado positivo surgido de la sumatoria algebraica del resultado del ejercicio, los ajustes de ejercicios anteriores, las transferencias de otros resultados integrales a resultados no asignados y las pérdidas acumuladas de ejercicios anteriores, hasta alcanzar el 20% de la suma de las cuentas de “Capital” y “Ajuste de capital” y las diferencias de conversión que por política contable se originaron por dichas partidas de acuerdo con la Resolución General N° 941/2022 de la CNV (ver Nota 35.h)). Al 31 de diciembre de 2022, la reserva legal se encuentra totalmente integrada por 139.275.

Reserva para futuros dividendos

Corresponde a la asignación hecha por la Asamblea de Accionistas de la Sociedad, por la cual se destina un monto específico para constituir una reserva para futuros dividendos y las diferencias de conversión que por política contable se apropiaron a dicha partida de acuerdo con la Resolución General N° 941/2022 de la CNV (ver Nota 35.h)).

Reserva para inversiones y Reserva para compra de acciones propias

Corresponden a las asignaciones efectuadas por la Asamblea de Accionistas de la Sociedad, por la cual se destina un monto para afrontar inversiones futuras y para la compra de acciones propias para atender las obligaciones emergentes de los planes de beneficios basados en acciones descritos en la Nota 2.b.10) y las diferencias de conversión que por política contable se apropiaron a dichas partidas de acuerdo con la Resolución General N° 941/2022 de la CNV (ver Nota 35.h)).

Otros resultados integrales

Comprenden los ingresos y gastos reconocidos directamente en Otros resultados integrales y las transferencias de dicha cuenta a cuentas del resultado del ejercicio, reservas o resultados no asignados, según se determina en las NIIF y por adopción de políticas contables de acuerdo con la Resolución General N° 941/2022 de la CNV (ver Nota 35.h) ).

Resultados no asignados

Comprenden a las ganancias o pérdidas acumuladas sin asignación específica, ajustes de ejercicios anteriores por aplicación de las normas contables y los importes transferidos de la cuenta de “Otros resultados integrales”, incluidas las diferencias de conversión que por política contable se apropiaron a dicha partida de acuerdo con la Resolución General N° 941/2022 de la CNV (ver Nota 35.h)). Cuando el saldo neto de los resultados no asignados sea positivo, podrá ser distribuible mediante decisión de la Asamblea de Accionistas, en tanto no esté sujeto a restricciones legales (ver apartados “Costo de adquisición de acciones propias” y “Primas de negociación de acciones propias”).

Adicionalmente, de acuerdo con lo establecido por la norma de la CNV, cuando el saldo neto de la cuenta de “Otros resultados integrales” sea positivo, éste no podrá ser distribuido, capitalizado ni destinado a absorber pérdidas acumuladas, pero deberá ser computado como parte de los resultados acumulados a los fines de efectuar las comparaciones para determinar la situación de la Sociedad frente a los artículos 31, 32 y 206 de la LGS, u otras normas legales o reglamentarias complementarias en las que se haga referencia a límites o relaciones con el capital y las reservas, que no tengan un tratamiento particular expreso en la norma de la CNV. Cuando el saldo neto de esta cuenta al cierre de un ejercicio sea negativo, existirá una restricción a la distribución de resultados no asignados por el mismo importe.

Interés no controlante

Corresponde al porcentaje sobre los activos netos de Metrogas (30%) e YTEC (49%) representativos de los derechos sobre las acciones que no se encuentran en propiedad de YPF.

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2. BASES DE PREPARACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS (cont.)

2.b.17) Instrumentos financieros derivados y operaciones de cobertura

Los instrumentos financieros derivados se miden a su valor razonable. El método para contabilizar la ganancia o pérdida resultante depende de si el derivado es designado como un instrumento de cobertura, y si es así, de la naturaleza del concepto que está cubriendo.

El Grupo administra las exposiciones a diversos riesgos utilizando diferentes instrumentos financieros. El Grupo no utiliza instrumentos financieros derivados con fines especulativos.

La política del Grupo es aplicar la contabilización de cobertura, de conformidad con la NIIF 9, cuando sea posible hacerlo y su aplicación reduzca la volatilidad. Si bien hay operaciones de cobertura que pueden ser efectivas en términos económicos, no siempre pueden calificar para la contabilización de cobertura conforme con la NIIF 9:

• Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022, el Grupo concertó operaciones con contratos a término de granos y contratos de intercambio de tasas de interés, y no aplicó la contabilización de cobertura.

• Durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2021 y 2020, el Grupo concertó operaciones con contratos a término de dólares y granos, y no aplicó la contabilización de cobertura.

Los resultados generados por los instrumentos financieros derivados se clasifican dentro del rubro de “Resultados financieros, netos” en el estado de resultados integrales.

Los valores razonables de los instrumentos financieros derivados con cotización en mercados activos se miden en referencia a los precios de publicación en dichos mercados. El valor razonable de los instrumentos financieros derivados que no poseen cotización en un mercado activo se determina utilizando técnicas de valuación. El Grupo selecciona entre diversos métodos de valuación y utiliza supuestos basados principalmente en condiciones de mercado existentes al cierre de cada ejercicio.

2.b.18) Créditos por ventas y otros créditos

Los créditos por ventas y otros créditos se contabilizan inicialmente a su valor razonable y posteriormente se miden a su costo amortizado aplicando el método de la tasa de interés efectiva.

En base a los lineamientos de la NIIF 9, se constituye una provisión por incobrabilidad mediante la elaboración de una matriz por tramos, agrupando los activos en función del tipo de cliente: i) partes relacionadas; ii) sector público; y iii) sector privado. Luego se subagrupan en base a determinadas características especiales indicativas de la capacidad de devolución del crédito tales como: i) atrasos en los pagos; ii) existencia de garantías; y iii) existencia de un procedimiento judicial o en proceso de iniciar acciones legales tendientes al cobro, entre otros. Definido cada grupo, se asigna una tasa de incobrabilidad esperada calculada en función a tasas de impago históricas ajustadas a las condiciones económicas futuras.

El valor contable del activo se reduce a través de la provisión por incobrabilidad, y el monto de la pérdida se contabiliza en el estado de resultados integrales dentro del rubro de “Gastos de comercialización”, así como también sus recuperos posteriores.

2.b.19) Efectivo y equivalentes de efectivo

En el estado de flujos de efectivo, el efectivo y equivalentes de efectivo incluye el efectivo disponible, los depósitos a la vista en bancos y otras inversiones de corto plazo de alta liquidez con vencimientos originales de 3 meses o menos. No incluye descubiertos bancarios, los cuales se exponen como préstamos.

2.b.20) Distribución de dividendos

Los dividendos a pagar del Grupo se contabilizan como un pasivo en el ejercicio en el cual son aprobados.

2.b.21) Combinaciones de negocios

Las combinaciones de negocios se contabilizan utilizando el método de adquisición al momento en que el Grupo toma efectivamente el control de la compañía adquirida.

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2. BASES DE PREPARACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS (cont.)

El Grupo reconocerá en su estado financiero los activos identificables adquiridos, los pasivos asumidos, cualquier participación no controlante y, de existir, una llave de negocio de acuerdo con lo establecido por la NIIF 3 “Combinaciones de Negocios”.

El costo de adquisición se mide como la suma de la contraprestación transferida, medida al valor razonable a dicha fecha y el monto de cualquier participación no controlante de la compañía adquirida. El Grupo medirá la participación no controlante en la compañía adquirida a valor razonable o a la participación proporcional de los activos netos identificables de la compañía adquirida.

Si la combinación de negocios se realiza en etapas, el Grupo medirá nuevamente su tenencia previa a la combinación de negocios al valor razonable a la fecha de adquisición y reconocerá una ganancia o pérdida en el estado de resultados integrales.

La llave de negocio se mide al costo, como exceso de la contraprestación transferida respecto de los activos identificables adquiridos y los pasivos asumidos netos por el Grupo. Si esta contraprestación es inferior al valor razonable de los activos identificables y de los pasivos asumidos, la diferencia se reconoce en el estado de resultados integrales.

La NIIF 3 permite un plazo de 12 meses a partir de la fecha de adquisición para finalizar con el proceso de medición de una combinación de negocios. Cuando esta registración no se completa al cierre del ejercicio en el cual tiene lugar la combinación de negocios, el Grupo informa los montos provisorios.

2.b.22) Disposición total o parcial de un negocio con moneda funcional distinta del dólar

Al producirse la disposición de un negocio con moneda funcional distinta del dólar (total o parcial pero que implique la pérdida de control de una subsidiaria), todas las diferencias de conversión acumuladas en el patrimonio respecto de ese negocio se reclasifican al resultado del ejercicio.

En caso de disposición parcial que no resulte en la pérdida de control por parte del Grupo de una subsidiaria que incluye un negocio con moneda funcional distinta del dólar, la parte proporcional de las diferencias de conversión acumuladas se reclasifica al interés no controlante y no se registra en el resultado del ejercicio.

Los ajustes a la llave de negocio y al valor razonable resultantes de la adquisición de una entidad con moneda funcional distinta del dólar se tratan como activos y pasivos de dicha entidad y se convierten al tipo de cambio de cierre de ejercicio. Las diferencias de conversión resultantes se reconocen en otros resultados integrales.

2.b.23) Información por segmentos

Los segmentos de negocio se presentan de manera consistente con la información interna brindada a la máxima autoridad en la toma de decisiones, quien es la responsable de asignar recursos y evaluar el rendimiento de dichos segmentos. Los segmentos de negocio se describen en la Nota 5.

2.b.24) Activos mantenidos para su disposición y pasivos asociados

El activo (o grupo de activos) es clasificado como mantenido para su disposición junto con sus pasivos asociados cuando el Grupo recuperará sus valores residuales a través de la disposición del mismo (más que a través de su utilización) y cuando dicha disposición es altamente probable. En caso de que el Grupo esté comprometido en un plan de disposición, que implique la pérdida de control de una subsidiaria, clasificará todos los activos y pasivos de esa subsidiaria como mantenidos para su disposición, cuando se cumplan los criterios requeridos por la NIIF 5 “Activos No Corrientes Mantenidos para la Venta y Operaciones Discontinuadas”, independientemente de que el Grupo retenga después de la transacción una participación no controlante en su anterior subsidiaria.

Para aplicar la clasificación anterior, el activo (o grupo de activos) debe estar disponible, en sus condiciones actuales, para su disposición o dilución inmediata, sujeto exclusivamente a los términos usuales y habituales para la disposición o dilución de este activo (o grupo de activos).

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2. BASES DE PREPARACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS (cont.)

Para que la transacción sea altamente probable, el nivel apropiado de la Dirección de la Sociedad debe estar comprometido con un plan de disposición y debe haberse iniciado de forma activa un programa para compl etar dicho plan. Además, la disposición del activo (o grupos de activos) debe negociarse activamente a un precio razonable, en relación con su valor razonable actual. Asimismo, debe esperarse que la transacción cumpla las condiciones para su reconocimiento como disposición finalizada dentro del año siguiente a la fecha de la clasificación, con las excepciones permitidas por la NIIF 5, y además las actividades requeridas para completar el plan de disposición deberían indicar que es improbable que se realicen cambios significativos en el plan o que el mismo vaya a ser cancelado.

Los activos clasificados como mantenidos para su disposición se medirán al menor valor de su importe en libros o su valor razonable menos los costos relacionados con su disposición.

Al 31 de diciembre de 2022 no existieron activos mantenidos para su disposición.

Al 31 de diciembre de 2021 y 2020 el Grupo clasificó ciertos activos de propiedades, planta y equipo como activos mantenidos para su disposición.

2.b.25) Costos por préstamos

Los costos por préstamos que son directamente atribuibles a la adquisición, construcción o producción de activos aptos para los cuales se requiere de un período prolongado para ponerlos en las condiciones requeridas para su uso o venta, se capitalizan como parte del costo de esos activos hasta que los activos estén sustancialmente listos para su uso o venta. Los intereses son capitalizados de acuerdo con la tasa promedio de endeudamiento del Grupo. El resto de los costos derivados de préstamos se reconocen como gastos en el período en el que se incurren.

2.b.26) Nuevos estándares emitidos

Tal como lo requiere la NIC 8, a continuación se presentan y resumen las normas e interpretaciones emitidas por el IASB:

• Normas e interpretaciones cuya aplicación resulta obligatoria a partir del 1 de enero de 2022 y por lo tanto han sido adoptadas por el Grupo, de corresponder

Modificaciones a la NIC 16 - Producto obtenido antes del uso previsto

En mayo de 2020 el IASB emitió modificaciones que resultan aplicables para los ejercicios iniciados en o a partir del 1 de enero de 2022, permitiendo su aplicación anticipada.

Tras la modificación a la NIC 16, una entidad no podrá deducir del costo de un elemento del rubro de “Propiedades, planta y equipo” cualquier ingreso recibido por la venta de productos o muestras obtenidos durante el proceso de preparación y prueba del activo para su uso previsto. Los ingresos por la venta de tales productos o muestras, junto con los costos de producción, se reconocerán en el resultado del ejercicio. Las entidades revelarán por separado los montos de estos ingresos y costos que no son provenientes de las actividades ordinarias de la entidad.

La modificación aclara que un elemento del rubro de “Propiedades, planta y equipo” se encuentra en proceso de preparación y prueba cuando se está evaluando el rendimiento técnico y físico del activo. Por lo tanto, un activo podría ser capaz de operar según lo previsto por la Sociedad y consecuentemente estar sujeto a depreciación antes de que haya alcanzado el nivel de desempeño operativo esperado por la misma.

La adopción de la modificación mencionada no ha tenido efectos significativos en los estados financieros consolidados del Grupo.

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2. BASES DE PREPARACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS (cont.)

Modificaciones a la NIC 37 - Contratos onerosos

En mayo de 2020 el IASB emitió modificaciones que resultan aplicables para los ejercicios iniciados en o a partir del 1 de enero de 2022, permitiendo su aplicación anticipada.

La modificación aclara el significado de “costos para cumplir un contrato” al evaluar la onerosidad de un contrato. El costo directo de cumplir un contrato comprende tanto los costos incrementales de cumplir ese contrato (por ejemplo, mano de obra directa y materiales), como también una asignación de otros costos que se relacionan directamente con el cumplimiento del contrato (por ejemplo, una asignación del cargo por depreciación para un elemento de propiedades, planta y equipo utilizado para cumplir dicho contrato).

La modificación también aclara que una entidad debe reconocer cualquier pérdida por deterioro que haya ocurrido en los activos utilizados para cumplir el contrato antes de registrar una pérdida por onerosidad, y que al determinar dicha onerosidad debe considerarse la obligación presente bajo un contrato existente, por lo que no reconoce pérdidas operativas futuras.

La adopción de la modificación mencionada no ha tenido efecto s significativos en los estados financieros consolidados del Grupo.

Modificaciones a la NIIF 3 - Referencia al Marco Conceptual 2018

En mayo de 2020 el IASB emitió modificaciones que resultan aplicables para los ejercicios iniciados en o a partir del 1 de enero de 2022, permitiendo su aplicación anticipada.

Tras la actualización de la referencia que la NIIF 3 hace al Marco Conceptual 2018 sobre la definición de los conceptos de activos y pasivos en una combinación de negocios, su aplicación podría cambiar los activos y pasivos que cumplen los requisitos para su reconocimiento en una combinación de negocios. En algunos de estos casos, la contabilización posterior a la adquisición requerida por otras normas NIIF podría llevar a la baja inmediata en cuentas de activos o pasivos reconocidos en una combinación de negocios, dando lugar a las denominadas “ganancias o pérdidas del día 2” que no representan una ganancia o pérdida económica.

Para subsanar dicha situación, la nueva excepción en la NIIF 3 para pasivos y pasivos contingentes especifica que, para algunos tipos de pasivos y pasivos contingentes, una entidad que aplique la NIIF 3 debería referirse a la NIC 37 o CINIIF 21 “Gravámenes”, en lugar del Marco Conceptual 2018. También se ha aclarado que la adquirente no debe reconocer los activos contingentes en la fecha de adquisición tal como se define en la NIC 37.

La adopción de la modificación mencionada no ha tenido efectos en los estados financieros consolidados del Grupo.

Modificaciones a la NIIF 16 - Reducciones del alquiler relacionadas con el COVID-19 posteriores a junio de 2021

En marzo de 2021 el IASB emitió modificaciones que resultan aplicables para los ejercicios iniciados en o a partir del 1 de abril de 2021, permitiendo su aplicación anticipada.

Un arrendatario podrá elegir contabilizar los cambios en los pagos por arrendamiento como consecuencia del COVID-19 procedentes de las reducciones del alquiler, de la misma forma que contabilizaría el cambio aplicando la NIIF 16 como si dicho cambio no fuera una modificación del arrendamiento.

Esta opción aplica únicamente a las reducciones del alquiler que ocurran como consecuenc ia directa del COVID-19 y sólo si se cumplen las siguientes condiciones:

• El cambio en los pagos por arrendamiento da lugar a la revisión de la contraprestación por el arrendamiento que es sustancialmente la misma, o menor, que la contraprestación por el arrendamiento inmediata anterior al cambio.

• Cualquier reducción en los pagos por arrendamiento afecta únicamente los pagos originalmente vencidos hasta el 30 de junio de 2022 (por ejemplo, una reducción del alquiler cumpliría esta condición si diera lugar a una reducción de los pagos por arrendamiento hasta el 30 de junio de 2022 y a un incremento en los pagos por arrendamiento que se prolongue más allá del 30 de junio de 2022).

• No existe un cambio sustancial en los otros términos y condiciones del arrendamiento.

El Grupo no ha hecho uso de la opción mencionada.

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2. BASES DE PREPARACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS (cont.)

Mejoras anuales a las NIIF - Ciclo 2018-2020

En mayo de 2020 el IASB emitió el ciclo de mejoras anuales 2018-2020 que resultan aplicables para los ejercicios iniciados en o a partir del 1 de enero de 2022, permitiendo su aplicación anticipada.

A continuación, se resumen las principales normas modificadas y objeto de las mismas:

Norma	Objeto de la modificación	Detalle
NIIF 1 “Adopción por	La subsidiaria como una entidad que	Cuando una subsidiaria adopta por primera vez las NIIF en una fecha
primera vez de NIIF”	adopta por primera vez las NIIF	posterior a su controlante, tiene como opción medir sus activos y pasivos
		de acuerdo con cómo los midió su controlante en el estado financiero
		consolidado, basados en la fecha de transición a NIIF de la controlante
		(sin considerar ajustes de consolidación y para los efectos de la
		combinación de negocios por la que la controlante adquirió a la
		subsidiaria). Tras la modificación, esta excepción se hace extensiva a las
		diferencias de conversión acumuladas.
		Una elección similar puede ser hecha por una asociada o negocio
		conjunto.
NIIF 9 “Instrumentos	Conceptos incluidos en la prueba del	Una entidad debe dar de baja el pasivo financiero original y reconocer un
Financieros”	"test del 10%" para la baja en cuentas	nuevo pasivo financiero cuando, entre otros requisitos, hay una
	de pasivos financieros	modificación sustancial en los términos contractuales originales.
		Los términos son sustancialmente diferentes si el valor presente
		descontado de los flujos de efectivo bajo los nuevos términos que utilizan
		la tasa de interés efectiva original es al menos un 10% diferente del valor
		presente descontado de los flujos de efectivo restantes del original,
		incluida en dicha prueba cualquier concepto pagado neto. La modificación
		aclara que al determinar ese valor se incluyen sólo los conceptos pagados
		o recibidos entre el prestatario y el prestamista, incluyendo los pagados o
		recibidos por uno u otro en nombre del otro.
NIIF 16	Ejemplo ilustrativo - Incentivos al	Se elimina del Ejemplo Ilustrativo 13, el reembolso relacionado con las
“Arrendamientos”	arrendamiento	mejoras en la propiedad arrendada.
NIC 41 “Agricultura”	Impuestos en la determinación del	Se modificó el párrafo 22 para eliminar el requisito de excluir de los flujos
	valor razonable	de efectivo los impuestos al medir el valor razonable a fin de alinear los
		requisitos de la NIC 41 sobre medición del valor razonable con los
		requisitos de la NIIF 13 “Medición del valor razonable”.

La adopción de las modificaciones mencionadas no ha tenido efectos significativos en los estados financieros consolidados del Grupo.

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Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 9 - MARZO - 2023 DELOITTE & Co. S.A. C.P.C.E.C.A.B.A. T° 1 - F° 3

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2. BASES DE PREPARACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS (cont.)

• Normas e interpretaciones cuya aplicación no resulta obligatoria a la fecha de cierre de los presentes estados financieros consolidados y por lo tanto no han sido adoptadas por el Grupo

- Modificaciones a las NIIF 10 y NIC 28 Venta o aportación de activos entre un inversor y su asociada o negocio conjunto

En septiembre de 2014, el IASB modificó las NIIF 10 y NIC 28 para clarificar que en transacciones que involucren una entidad controlada, la extensión de la ganancia o pérdida a reconocer en el estado financiero depende de si la entidad controlada vendida o contribuida constituye un negocio de acuerdo con la NIIF 3.

En agosto de 2015 el IASB emitió una propuesta para posponer la fecha efectiva de estas modificaciones indefinidamente dependiendo del resultado de su proyecto de investigación sobre la contabilización por el método de la participación, la cual resultó aprobada en diciembre de 2015.

Modificaciones a la NIC 1 - Clasificación de pasivos

En enero de 2020 el IASB emitió modificaciones a la NIC 1 “Presentación de Estados Financieros” referentes a la clasificación de pasivos en corrientes y no corrientes, que resultan aplicables retroactivamente para los ejercicios iniciados en o a partir del 1 de enero de 2022 (fecha que fue prorrogada al 1 de enero de 2024), permitiendo su aplicación anticipada.

Las modificaciones aclaran que la clasificación de los pasivos como corrientes o no corrientes:

• Debe basarse en los derechos existentes al final del período sobre el que se informa a diferir la liquidación en al menos 12 meses y hacer explícito que sólo los derechos vigentes “al final del período de informe” deberían afectar la clasificación de un pasivo.

• No se ve afectada por las expectativas sobre si una entidad ejercerá su derecho a diferir la liquidación de un pasivo.

También aclara que la liquidación se refiere a la transferencia a la contraparte de efectivo, instrumentos de patrimonio u otros activos o servicios.

A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, el Grupo anticipa que la aplicación de las modificaciones mencionadas no tendrá un impacto significativo en sus estados financieros. El Grupo decidió no aplicar anticipadamente dichas modificaciones.

• Modificaciones a la NIC 1 y Documento de Práctica 2 Revelación de políticas contables

En febrero de 2021 el IASB emitió las siguientes modificaciones a la NIC 1, relacionadas con la revelación de políticas contables materiales que resultan aplicables para los ejercicios iniciados en o a partir del 1 de enero de 2023, permitiendo su aplicación anticipada:

• Reemplaza el término de políticas contables significativas por políticas contables materiales.

• Agrega lineamientos y ejemplos ilustrativos para ayudar a las entidades a identificar las políticas contables materiales que deben ser reveladas.

• Establece que las políticas contables pueden ser materiales independientemen te de la magnitud de las cifras involucradas, por lo que debe analizarse su naturaleza y otras condiciones como por ejemplo si se relacionan con el entendimiento integral de otra política contable considerada material.

• Establece que, si la entidad revela políticas contables consideradas no materiales, esa revelación no debe inducir a confusión.

A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, el Grupo anticipa que la aplicación de las modificaciones mencionadas no tendrá un impacto significativo en sus estados financieros. El Grupo decidió no aplicar anticipadamente dichas modificaciones.

Modificaciones a la NIC 8 - Definición de estimaciones contables

En febrero de 2021 el IASB emitió modificaciones a la NIC 8 relacionadas con la definición de estimaciones contables, que resultan aplicables para los ejercicios iniciados en o a partir del 1 de enero de 2023, permitiendo su aplicación anticipada.

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2. BASES DE PREPARACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS (cont.)

Las modificaciones incluyen la definición del concepto de estimaciones contables a fin de ayudar a las entidades a distinguir entre políticas contables y estimaciones contables, dado que la definición anterior se entrelazaba con la definición de política contable y podía inducir a error, definiendo a las estimaciones contables como “cifras monetarias en los estados financieros sujetas a incertidumbre”.

Clarifica que los cambios en las estimaciones contables significan una aplicación prospectiva, y que si dichos cambios están basados tanto en la obtención de nueva información no susceptible de ser obtenida al momento de la medición anterior, como en cambios que sufrieron las variables utilizadas en dicha estimación, no debe tratarse como la corrección de un error.

A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, el Grupo anticipa que la aplicación de las modificaciones mencionadas no tendrá un impacto significativo en sus estados financieros . El Grupo decidió no aplicar anticipadamente dichas modificaciones.

Modificaciones a la NIC 12 - Impuesto diferido relacionado con activos y pasivos que surgen de la misma transacción

En mayo de 2021 el IASB emitió modificaciones a la NIC 12 “Impuesto a las Ganancias” relacionadas con el reconocimiento inicial del impuesto diferido en aquellas transacciones en las que se reconocen un activo y un pasivo simultáneamente, que resultan aplicables para los ejercicios iniciados en o a partir del 1 de enero de 2023, permitiendo su aplicación anticipada.

Las modificaciones introducen una excepción al aplicar la exención de reconocimiento inicial con especificaciones sobre cómo las entidades deben contabilizar el impuesto a las ganancias y el impuesto diferido en aquellas transac ciones en las que se reconocen un activo y un pasivo iniciales que generan al mismo tiempo partidas temporarias deducibles e imponibles por la misma cuantía. Por consiguiente, en aquellos casos en donde se reconocen un activo y un pasivo, por ejemplo, relacionados con arrendamientos y obligaciones de abandono o desmantelamiento, se requiere el reconocimiento del impuesto diferido generado por dichas transacciones.

A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, el Grupo anticipa que la aplicación de las modificaciones mencionadas tendrá un efecto de exposición en las partidas que conforman los activos y pasivos impositivos diferidos, como consecuencia de agrupar las partidas según su naturaleza. El Grupo decidió no aplicar anticipadamente dichas modificaciones.

Modificaciones a la NIIF 16 - Arrendamientos

En septiembre de 2022 el IASB emitió modificaciones a la NIIF 16 relacionadas con la medición de los arrendamientos en transacciones de venta con arrendamiento posterior, dado que no especificaba como medir dichos arrendamientos en una fecha posterior a la fecha de su reconocimiento inicial, que resultan aplicables retroactivamente para los ejercicios iniciados en o a partir del 1 de enero de 2024, permitiendo su aplicación anticipada.

Tras la modificación a la NIIF 16, el pasivo por arrendamiento originado en una venta con arrendamiento posterior requiere que el vendedor-arrendatario mida el pasivo por arrendamiento de forma tal que no reconozca un resultado por el derecho de uso que retiene, no impidiendo que reconozca un resultado por la terminación parcial o total del arrendamiento.

A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, el Grupo anticipa que la aplicación de las modificaciones mencionadas no tendrá un impacto significativo en sus estados financieros. El Grupo decidió no aplicar anticipadamente dichas modificaciones.

• Modificaciones a la NIC 1 y Documento de Práctica 2 Pasivos no corrientes con cláusulas de compromisos asumidos (“covenants”)

En octubre de 2022 el IASB emitió modificaciones a la NIC 1 relacionadas con la clasificación de pasivos no corrientes que incluyen covenants, que resultan aplicables retroactivamente para los ejercicios iniciados en o a partir del 1 de enero de 2024, permitiendo su aplicación anticipada y en oportunidad a la aplicación de las modificaciones emitidas por el IASB sobre la clasificación de pasivos (ver apartado “Modificaciones a la NIC 1 - Clasificación de pasivos” de la presente Nota).

Las modificaciones aclaran que la clasificación de los acuerdos de préstamos con covenants como pasivos no corrientes puede verse afectada cuando una entidad deba cumplir dicho covenant en o antes de la fecha del período que se informa aun cuando el covenant se evalúe posteriormente.

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2. BASES DE PREPARACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS (cont.)

Adicionalmente, se incorporan ciertos requisitos adicionales de revelación en nota que permita compren der a los usuarios de los estados financieros el riesgo de que el pasivo no corriente pueda convertirse en exigible dentro de los 12 meses siguientes al período que se informa.

A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, si bien el Grupo se encuentra en proceso de evaluar el impacto de la aplicación de estas modificaciones, espera que su aplicación no tendrá un impacto significativo en los estados financieros, excepto por revelaciones en nota adicionales que complementen la información que actualmente se presenta. El Grupo decidió no aplicar anticipadamente dichas modificaciones.

Adicionalmente resultan de aplicación obligatoria para los ejercicios iniciados en o a partir del 1 de enero de 2023 las modificaciones a la NIIF 17 “Contratos de seguro”, las cuales no fueron descriptas por no ser de aplicación para el Grupo ya que no desarrolla actividades afines.

2.c) Estimaciones y juicios contables

Las áreas y rubros contables que requieren una mayor cantidad de juicios y estimaciones en la preparación de los presentes estados financieros consolidados son:

Reservas de petróleo y gas natural

La estimación de las reservas de petróleo y gas natural son una parte integral del proceso de toma de decisiones del Grupo. El volumen de las reservas de petróleo y gas natural se utiliza para el cálculo de la depreciación, así como para la evaluación de la recuperabilidad de las inversiones en activos de Upstream (ver Notas 2.b.8) y 2.b.9) y el apartado “Provisión para deterioro de propiedades, planta y equipo” de la presente Nota).

El Grupo prepara sus estimaciones y supuestos relativos a las reservas de petróleo y gas natural teniendo en cuenta las reglas y regulaciones establecidas por la Norma 4-10 (a) de la Regulación S-X de la SEC para la industria del petróleo y gas.

Provisión para juicios y contingencias

El resultado final de la liquidación de denuncias, reclamos y litig ios, como así también la calificación otorgada por la Sociedad a un determinado asunto, puede variar debido a estimaciones basadas en diferentes interpretaciones de las normas, contratos, opiniones y evaluaciones finales de la cuantía de daños. Por lo tanto, cualquier variación en las circunstancias relacionadas con este tipo de contingencias y la estrategia que se defina en cada caso, podría tener un efecto significativo en el importe de la provisión para juicios y contingencias registrada o la calificación otorgada la Sociedad.

Provisión para gastos de medioambiente y Provisión para obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos

Debido a su operatoria el Grupo está sujeto a diversas leyes y regulaciones de protección del medioambiente. Dichas leyes y regulaciones podrían, entre otras cosas, imponer sanciones por el costo de limpieza de la contaminación y daños al medioambiente resultantes de la mencionada operatoria. La Sociedad considera que las operaciones del Grupo se ajustan en forma sustancial a las leyes y regulaciones relativas a la protección del medioambiente actualmente vigentes en Argentina y en los países donde el Grupo tiene operaciones, tal como han sido históricamente interpretadas y aplicadas.

No obstante, periódicamente se realizan estudios a fin de profundizar el conocimiento de la situación ambiental de determinadas zonas geográficas en las que el Grupo tiene actividades, a fin de establecer su estado, causas y remediaciones necesarias, así como en función de la antigüedad de la situación ambiental, las responsabilidades del Estado Nacional en virtud de la obligación de mantener indemne a YPF por los pasivos que pudieran existir al 31 de diciembre de 1990. Hasta tanto no se terminen y evalúen tales estudio s, el Grupo no se encuentra en condiciones de estimar costos adicionales, si los hubiere, en los que sería necesario incurrir. Sin embargo, es posible que otros trabajos, incluyendo medidas de remediación provisorias, sean requeridos.

En adición a las obligaciones legales para el abandono de pozos de hidrocarburos, se han provisionado obligaciones ambientales cuyas evaluaciones y/o saneamientos son probables y se pueden estimar razonablemente, en base al programa de remediación del Grupo. Cambios legislativos, en los costos y/o en las tecnologías podrían causar una revaluación de esas estimaciones. El Grupo no puede predecir cuál será la legislación o reglamentación que se promulgará en el futuro o de qué manera se administrarán las reglamentaciones futuras y por ello podrían, al igual que los estudios en curso, afectar significativamente los resultados de las operaciones en el largo plazo.

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2. BASES DE PREPARACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS (cont.)

Los principales lineamientos sobre la provisión para las obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos se detallan en la Nota 2.b.6).

Impuesto a las ganancias e impuestos diferidos

La valuación del gasto en concepto de impuesto a las ganancias depende de varios factores, incluyendo interpretaciones vinculadas a tratamientos impositivos correspondientes a transacciones y/o hechos que no son previstos de forma expresa por las leyes impositivas vigentes, opciones provistas por la ley o su reglamentación, como así también en estimaciones respecto de la oportunidad y la realización de los impuestos diferidos. Asimismo, el Grupo evalúa si la autoridad fiscal aceptará un tratamiento impositivo incierto. Adicionalmente, los cobros y pagos actuales por impuestos pueden diferir de estas estimaciones a futuro, todo ello como resultado, entre otros, de cambios en las normas impositivas y/o sus interpretaciones, así como de transacciones futuras imprevistas. Ver Nota 17.

Provisión para deterioro de propiedades, planta y equipo

Los principales lineamientos utilizados en la estimación del importe recuperable de las propiedades, planta y equipo se detallan en las Notas 2.b.8) y 2.b.9).

La determinación de si un activo está deteriorado, y por cuánto, implica estimaciones del Grupo sobre asuntos altamente inciertos tales como los efectos de la inflación y la deflación sobre los gastos operativos, tasas de descuento, perfiles de producción, reservas y precios futuros de los productos, incluidas las perspectivas de las condiciones de oferta y demanda del mercado mundial o regional para el petróleo, el gas natural y los productos refinados, todo lo cual afecta los precios considerados en las proyecciones. Consecuentemente, para los activos de petróleo y gas natural, los flujos de efectivo futuros esperados se determinan utilizando la mejor estimación del Grupo de los precios futuros del petróleo y el gas natural y los volúmenes de producción y reservas. Lo antes indicado implica la utilización de estimaciones sobre los precios futuros de los productos, los costos de producción y desarrollo, las tasas de declinación de los campos, los regímenes fiscales actuales y otros factores. Estas estimaciones y los juicios de del Grupo en los que se basan las estimaciones de flujos de fondos esperados están sujetos a cambios en la medida que se disponga de nueva información. Los cambios en las condiciones económicas también pueden afectar la tasa utilizada para descontar las estimaciones futuras de flujos de efectivo.

En términos generales, el Grupo no considera los precios o márgenes temporalmente bajos (o altos) como una indicación de deterioro (o reversión de un cargo por deterioro). La evaluación por deterioro refleja fundamentalmente los precios a largo plazo que son consistentes con puntos intermedios entre los rangos máximos y mínimos observados en el mercado y que están en el rango de pronósticos de precios publicados por terceros expertos de la industria de petróleo y gas natural y agencias gubernamentales, dentro de los que se encuentran las p royecciones de largo y corto plazo de la “U.S. Energy Information Administration” y la curva de forward para el crudo Brent. Los precios de gas natural corresponden al precio promedio ponderado por cuenca y canal, determinados de acuerdo con los contratos y regulaciones vigentes y al pronóstico de oferta y demanda del mercado. No obstante, los supuestos de precios utilizados por la Sociedad pueden estar sujetos a cambios.

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2. BASES DE PREPARACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS (cont.)

2.d) Información comparativa

Los saldos al 31 de diciembre de 2021 y 2020 que se exponen a efectos comparativos surgen de los estados financieros consolidados a dichas fechas, considerando los cambios en las cifras comparativas de acuerdo con lo mencionado en la Nota 2.b.1) y Nota 5 y desgloses adicionales de información no significativos.

Adicionalmente, a partir del presente ejercicio, el Grupo ha realizado un cambio de exposición del cargo por impuesto a los ingresos brutos a la línea de “Impuestos, tasas y contribuciones” en el rubro de “Gastos de comercialización” (ver Nota 26), el cual anteriormente se presentaba en el rubro de “Ingresos”. La información comparativa para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2021 y 2020 ha sido reexpresada. Los rubros de “Ingresos” y “Gastos de comercialización” se incrementaron en 43.617 y 23.328 por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2021 y 2020, respectivamente. Dicho cambio no tuvo efectos en los estados de situación financiera, estados de cambios en el patrimonio, estados de flujos de efectivo, resultado operativo y resultado neto del Grupo.

3. ADQUISICIONES Y DISPOSICIONES

Durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020, no existieron adquisiciones o disposiciones significativas.

4. ADMINISTRACIÓN DEL RIESGO FINANCIERO

Las actividades del Grupo lo exponen a una variedad de riesgos financieros: Riesgos de mercado (incluyendo riesgo de tipo de cambio, riesgo de tasa de interés y riesgo de precio), riesgo de crédito y riesgo de liquidez. Dentro del Grupo se ejercen funciones de gestión del riesgo con respecto a los riesgos financieros que surgen de instrumentos financieros a los que el Grupo está expuesto durante un período o a una fecha determinada.

A continuación se describen los principales riesgos que podrían tener un efecto adverso significativo en la estrategia del Grupo, su desempeño, los resultados de sus operaciones y su situación financiera. Los riesgos enumerados a continuación no se presentan siguiendo un particular orden de importancia relativa o probabilidad de ocurrencia.

Los análisis de sensibilidad al riesgo de mercado que se incluyen más adelante se basan en el cambio en uno de los factores mientras todos los demás se mantienen constantes. En la práctica es poco probable que así ocurra, y los cambios en varios factores pueden tener correlación, por ejemplo, en variaciones en la tasa de interés y variaciones en el tipo de cambio.

El análisis de sensibilidad sólo brinda una visión limitada en un punto en el tiempo. El impacto real sobre los instrumentos financieros del Grupo podría variar significativamente con respecto al impacto que se muestra en el análisis de sensibilidad.

• Administración del riesgo de mercado

El riesgo de mercado al cual el Grupo se encuentra expuesto consiste en la posibilidad de que la valuación de los activos y/o pasivos financieros como así también ciertos flujos de fondos esperados podrían verse negativamente afectados ante cambios en los tipos de cambio, en las tasas de interés o en otras variables de precios.

A continuación se expone una descripción de los riesgos mencionados como así también un detalle de la magnitud a la cual el Grupo se encuentra expuesto y un análisis de sensibilidad a posibles cambios en cada una de las variables de mercado relevantes.

Riesgo de tipo de cambio

El valor de aquellos activos y pasivos financieros denominados en una moneda distinta a la moneda funcional de YPF está sujeto a variaciones que se derivan de la fluctuación de los tipos de cambio. Dado que la moneda funcional de YPF es el dólar, la divisa que genera la mayor exposición en términos de efectos en resultados es el peso (la moneda de curso legal en Argentina).

Asimismo, en base a las restricciones dispuestas por el BCRA para el acceso al Mercado de Cambios, (ver Nota 35.g)), el Grupo ha ido reduciendo la porción de su efectivo y equivalentes de efectivo nominada en monedas distintas al peso y, en consecuencia, el mismo puede verse afectado en caso de modificaciones en el tipo de cambio, lo que motivó una estrategia activa en la administración de la liquidez del Grupo .

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4. ADMINISTRACIÓN DEL RIESGO FINANCIERO (cont.)

El siguiente cuadro brinda un detalle del efecto que tendría una variación del 10% en los tipos de cambio correspondientes al peso respecto del dólar en los resultados del Grupo, relacionado principalmente con la exposición de sus activos y pasivos financieros nominados en pesos al 31 de diciembre de 2022:

Efecto en el resultado antes de impuesto a las ganancias correspondiente a activos y pasivos financieros	Incremento (+) / Disminución (-) en el tipo de cambio +10% -10%	Ganancia(Pérdida)
		(864) 864

Sin embargo, durante el ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2022 el tipo de cambio correspondiente al peso respecto del dólar sufrió una variación del 73%.

Riesgo de tasa de interés

El Grupo se encuentra expuesto a riesgos asociados con las fluctuaciones de las tasas de interés por los préstamos e inversiones. Las variaciones en las tasas de interés pueden afectar a los ingresos y/o gastos por intereses de los activos y pasivos financieros referenciados a una tasa de interés variable. Asimismo, pueden modificar el valor razonable de activos y/o pasivos financieros que devengan una tasa de interés fija.

A continuación, se detallan los activos y pasivos financieros que devengan interés al 31 de diciembre de 2022, según el tipo de tasa aplicable:

ipo de tasa aplicable:
Tasa de interés fija Tasa de interés variable Total(3)	Activos financieros(1) 99.754 109 99.863	Pasivos financieros(2)
		1.169.711 85.293
		1.255.004

(1) Incluye colocaciones transitorias a corto plazo, inversiones en activos financieros a costo amortizado, préstamos con sociedades relacionadas y créditos de naturaleza comercial con acuerdos de pago que devengan interés. No incluye al resto de créditos de naturaleza comercial que mayoritariamente no devengan interés.

(2) Incluye exclusivamente préstamos financieros. No incluye los pasivos de naturaleza comercial que mayoritariamente no devengan interés ni los pasivos por arrendamientos. (3) Incluye capital e intereses.

Los préstamos financieros a tasa variable representan un 7% del total de préstamos al 31 de diciembre de 2022 e incluyen ON, prefinanciaciones de exportaciones, financiaciones de importaciones y préstamos financieros con entidades locales e internacionales. La deuda a tasa de interés variable está sujeta principalmente a las oscilaciones de las tasas BADLAR, SOFR, LIBOR y CDI, de la cual 13.307 devengan una tasa de interés BADLAR más un margen de hasta 9,85%, 57.669 una tasa de interés SOFR más un margen entre 1,50% y 7,05%, 9.260 una tasa de interés LIBOR más un margen entre 1,50% y 8,50% y 2.070 a una tasa de interés CDI más un margen entre 2,75% y 6,00%.

En cuanto a los activos financieros, además de los préstamos con sociedades relacionadas y créditos de naturaleza comercial los cuales poseen una baja exposición al riesgo de tasa de interés, se incluyen principalmente depósitos a plazo fijo, letras y bonos del Tesoro y ON.

La estrategia del Grupo para cubrir el riesgo de tasa de interés se basa en mantener porcentajes relativamente bajos de deuda a tasa variable y la operación con instrumentos financieros derivados como cobertura siguiendo la política contable definida en la Nota 2.b.17).

En el cuadro a continuación se detalla la estimación del impacto en el resultado neto ante una variación en las tasas de interés variables en más o menos 100 puntos básicos (“p.b.”) al 31 de diciembre de 2022:

nterés variables en más o menos 100 puntos básicos (“p.b.”)	al 31 de diciembre de 2022:
Efecto en el resultado neto del ejercicio	Incremento (+) / Disminución (-) en las tasas de interés +100 p.b. -100 p.b.	Ganancia(Pérdida)
		(506) 506

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4. ADMINISTRACIÓN DEL RIESGO FINANCIERO (cont.)

Riesgo de precio

El Grupo está expuesto al riesgo de precio propio de las inversiones en instrumentos financieros clasificadas como a valor razonable con cambios en resultados (títulos públicos y fondos comunes de inversión). El G rupo monitorea permanentemente la evolución de los precios de las mismas para detectar movimientos significativos. Al 31 de diciembre de 2022 el Grupo no se vio afectado significativamente por la variación de la cotización de los títulos públicos y fondos comunes de inversión. Ver Nota 6 “Estimaciones de valor razonable”.

Al 31 de diciembre de 2022 el valor total de los activos financieros a valor razonable con cambios en resultados del Grupo asciende a 72.553.

El siguiente cuadro brinda un detalle del efecto que tendría una variación del 10% en los precios de las inversiones en instrumentos financieros en el resultado antes de impuesto a las ganancias al 31 de diciembre de 2022:

Efecto en el resultado antes de impuesto a las ganancias	Incremento (+) / Disminución (-) en losprecios +10% -10%	Ganancia(Pérdida)
		7.255 (7.255)

El Grupo no utiliza instrumentos financieros derivados para cubrir los riesgos asociados a la fluctuación del precio de commodities como así tampoco al riesgo de precio propio de las inversiones en títulos públicos y fondos comunes de inversión.

La política de precios del Grupo con respecto a la venta de combustibles contempla varios factores como los precios internacionales y locales del petróleo, los precios internacionales de los productos refinados, los costos de procesamiento y distribución, los precios de los biocombustibles, las fluctuaciones del tipo de cambio, la demanda y oferta local, la competencia, los inventarios, los derechos de exportación, los impuestos locales, márgenes domésticos para sus productos, entre otros.

En consecuencia, más allá de la expectativa del Grupo de mantener sustancialmente los precios internos con referencia a aquellos en los mercados internacionales y procurando, a su vez, mantener una relación razonable entre los precios locales de los crudos y los combustibles, la exposición al riesgo de precio dependerá de otros factores críticos (incluyendo, pero no limitado a, cambios abruptos en el tipo de cambio o en los precios internacionales, o potenciales limitaciones legales o regulatorias) que también se consideran en la política de precios del Grupo, y que por ende puede llevar al Grupo a no poder mantener dicha correlación. Durante 2022 las entregas de petróleo fueron negociadas libremente entre productores y refinadores o empresas comercializadoras.

• Administración del riesgo de liquidez

El riesgo de liquidez se encuentra asociado a la incapacidad de disponer de los fondos necesarios par a hacer frente a las obligaciones tanto en el corto plazo como así también en el mediano y largo plazo.

Tal como se menciona en apartados precedentes, el Grupo pretende que el perfil de vencimientos de su deuda financiera se adecúe a su capacidad de generar flujos de caja teniendo en cuenta la necesidad de financiar las erogaciones proyectadas para cada ejercicio. Al 31 de diciembre de 2022 las disponibilidades de liquidez alcanzan los 136.874, considerando efectivo por 65.407 y otros activos financieros líquidos por 71.467. Adicionalmente, el Grupo cuenta con otras inversiones de libre disponibilidad por 42.236 incluidas en el rubro de “Inversiones en activos financieros” (ver Nota 14). Las líneas de crédito bancarias no comprometidas junto con el mercado de capitales nos proporcionan una fuente importante de financiamiento. Asimismo, YPF tiene capacidad de emitir deuda adicional bajo el Régimen de Emisor Frecuente.

En base a las restricciones dispuestas por el BCRA para el acceso al Mercado de Cambios sobre los vencimientos de capital de endeudamientos financieros con el exterior y emisiones de títulos de deuda denominados en moneda extranjera programados hasta el 31 de diciembre de 2022, el Grupo ha dado por cumplidas todas las disposiciones emitidas. Ver Notas 21 y 35.g).

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4. ADMINISTRACIÓN DEL RIESGO FINANCIERO (cont.)

En el cuadro a continuación se analizan los vencimientos de los pasivos financieros al 31 de diciembre de 2022:

Pasivos financieros Pasivos por arrendamientos Préstamos Otros pasivos(1) Cuentas por pagar(1)			2022	2022
			Vencimiento			A más de 5 años 2.728 368.593 1.804 945 374.070	Total
	De 0 a 1 año 52.061 201.808 2.359 444.372 700.600	De 1 a 2 años 27.933 179.628 217 83 207.861	De 2 a 3 años 11.339 252.141 71 - 263.551	De 3 a 4 años 4.014 59.930 1.210 - 65.154	De 4 a 5 años 2.210 192.904 - - 195.114
							100.285 1.255.004 5.661 445.400
							1.806.350

(1) Corresponde a los flujos de caja contractuales sin descontar dado que los valores descontados no difieren significativamente de los valores nominales.

Mayoritariamente los préstamos del Grupo contienen covenants, dentro de los que se incluyen compromisos financieros asociados al ratio de apalancamiento y al ratio de deuda de cobertura de servicios de deuda, afectación negativa por fallos materiales adversos, entre otros. Ver Notas 16, 32 y 33.

Bajo los términos de los contratos de préstamos y ON, si el Grupo incumpliera un compromiso o no pudiera remediarlo en el plazo estipulado, estaría en incumplimiento (“default”), situación que limitaría su liquidez y, dado que la mayoría de sus préstamos contienen disposiciones de incumplimiento cruzado, podría resultar en una exig ibilidad anticipada de sus obligaciones.

El Grupo monitorea trimestralmente el cumplimiento de los covenants y al 31 de diciembre de 2022 ha dado cumplimiento a todas las cláusulas de compromisos asumidos.

Cabe mencionar que, de acuerdo con los términos y condiciones de los préstamos que la subsidiaria Metrogas ha tomado con Industrial and Commercial Bank of China Limited - Dubai Branch e Itaú Unibanco - Miami Branch, el indicador de cobertura de intereses no hubiera sido cumplido, lo cual podría haber acelerado los vencimientos de estos pasivos financieros. No obstante, los acreedores financieros consintieron formalmente en dispensar a Metrogas de su obligación contractual de dar cumplimiento a dicho indicador financiero al 31 de diciembre de 2022.

• Administración del riesgo de crédito

El riesgo de crédito se define como la posibilidad de que un tercero no cumpla con sus obligaciones contractuales, originando con ello pérdidas para el Grupo.

El riesgo de crédito en el Grupo se mide y controla por cliente o tercero individualmente. El Grupo cuenta con sistemas propios para la evaluación crediticia permanente y la determinación de límites de crédito para todos sus deudores y terceros, alineados con las mejores prácticas utilizando para ello tanto antecedentes internos vinculados a los mismos, como así también fuentes externas de datos.

Los instrumentos financieros del Grupo que potencialmente están sujetos al riesgo de concentración crediticia co nsisten principalmente en los saldos de efectivo y equivalentes de efectivo , inversiones en activos financieros, créditos por ventas y otros créditos. El Grupo invierte sus excesos temporarios de caja en colocaciones de alta liquidez en instituciones financieras en Argentina y en el exterior con alta calificación crediticia. En el curso normal de sus negocios y sobre la base de análisis crediticios realizados en forma continua, el Grupo otorga crédito a sus clientes y a ciertas compañías relacionadas.

Asimismo, se imputa en el estado de resultados integrales el cargo por créditos de cobro dudoso sobre la base de información específica de sus clientes.

Las provisiones por créditos de cobro dudoso se determinan de acuerdo con lo mencionado en la Nota 2.b.18).

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4. ADMINISTRACIÓN DEL RIESGO FINANCIERO (cont.)

La exposición máxima al riesgo de crédito del Grupo al 31 de diciembre de 2022, distinguiendo por tipo de instrumento financiero y sin descontar los importes cubiertos mediante garantías y otros mecanismos mencionados más abajo, se detalla a continuación:

Efectivo y equivalentes de efectivo Inversiones en activos financieros Otros activos financieros	Exposición máxima 136.874 92.153 333.915

Considerando la exposición máxima al riesgo de crédito en función de la concentración de contrapartes, los créditos y las inversiones con el Estado Nacional, sus dependencias directas y sociedades con participación estatal ascienden a 144.286 y representan un 34%, mientras que los restantes deudores del Grupo se encuentran diversificados.

A continuación, se incluye una apertura de los activos financieros vencidos al 31 de diciembre de 2022:

Vencidos con menos de 3 meses Vencidos entre 3 y 6 meses Vencidos con más de 6 meses	Créditos por ventas corrientes 15.621 19.642 27.504 62.767	Otros créditos corrientes
		1.710 507 870
		3.087

A dicha fecha, la provisión para deudores por ventas de cobro dudoso asciende a 23.198 y la provisión para otros créditos financieros de cobro dudoso a 101. Estas provisiones representan la mejor estimación del Grupo de las pérdidas crediticias esperadas en relación con las cuentas por cobrar.

Política de garantías

Como respaldo de los límites de crédito concedidos a sus clientes, el Grupo posee diversos tipos de garantías otorgadas por los mismos. En el segmento de estaciones de servicio y distribuidores, donde existen generalmente vínculos de largo plazo con los clientes, se destacan las garantías reales como las hipotecas. En el caso de clientes del exterior, priman las fianzas solidarias de sus casas matrices. En el segmento de industrias y transporte, se prioriza la obtención de fianzas bancarias. Con menor representatividad dentro del conjunto, el Grupo también cuenta con otro tipo de garantías obtenidas como seguros de crédito, seguros de caución, garantías cliente - proveedor y prendas de automotores, entre otras.

El Grupo tiene garantías vigentes concedidas por terceros por un importe de 154.657, 75.622 y 38.302 al 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020, respectivamente.

Durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020 el Grupo no ejecutó garantías.

5. INFORMACIÓN POR SEGMENTOS

Los distintos segmentos de negocio en los que se estructura la organización del Grupo tienen en consideración las diferentes actividades de las que pueden obtener ingresos e incurrir en gastos. La citada estructura organizativa se fundamenta en la forma en la que la máxima autoridad en la toma de decisiones analiza las principales magnitudes operativas y financieras para la toma de decisiones sobre la asignación de recursos y la evaluación del rendimiento, considerando asimismo la estrategia de negocios del Grupo.

• Upstream

El segmento de Upstream desarrolla todas las actividades relativas a la exploración, explotación y producción de petróleo y gas natural.

Obtiene sus ingresos por: (i) la venta del petróleo producido al segmento de Downstream y, marginalmente, por su venta a terceros; y (ii) la venta del gas natural producido al segmento de Gas y Energía.

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5. INFORMACIÓN POR SEGMENTOS (cont.)

• Gas y Energía

El segmento de Gas y Energía obtiene sus ingresos mediante el desarrollo de las actividades relativas a: (i) el transporte de gas natural a terceros y al segmento de Downstream, y su comercialización; (ii) la operación comercial y técnica de las terminales de regasificación de GNL en Escobar y Bahía Blanca, a través de la contratación de buques regasificadores; (iii) el acondicionamiento y procesamiento de gas natural; (iv) la distribución de gas natural; (v) la separación de gas natural; y (vi) la generación de energía eléctrica térmica convencional y energía renovable a través de sus inversiones en asociadas y negocios conjuntos. Hasta el período finalizado al 30 de junio de 2020 el segmento de Gas y Energía obtuvo ingresos por el transporte y la comercialización de GNL a terceros y al segmento de Downstream.

Además del producido por la venta de gas natural a terceros e intersegmento, el que luego es reconocido como “compra” al segmento de Upstream, e incluyendo los incentivos a la producción de gas natural vigentes (ver Nota 35.d.1)), el segmento de Gas y Energía devenga una comisión a su favor con el segmento Upstream por realizar dicha comercialización.

Con fecha 1 de enero de 2022 ciertos activos relacionados con el transporte, acondicionamiento y procesamiento de gas natural para la separación de gasolina, propano y butano gestionados previamente por el segmento de Upstream han sido agrupados en la nueva UGE Midstream Gas dentro del segmento de Gas y Energía. Debido a que se trata de un nuevo modelo de gestión de los líquidos de gas natural no existente en ejercicios anteriores, no se ha dado efecto retroactivo a la información de segmentos de negocio. Adicionalmente, los activos transferidos y el resultado operativo no son significativos.

• Downstream

El segmento de Downstream desarrolla actividades relativas a: (i) la refinación de petróleo y producción de petroquímicos; (ii) la comercialización de productos refinados y petroquímicos obtenidos de estos procesos ; y (iii) la logística relativa al transporte de petróleo hacia las refinerías y al transporte y distribución de los productos refinados y petroquímicos para ser comercializados en los diferentes canales de ventas.

Obtiene sus ingresos por la comercialización mencionada en el punto (ii) anterior, la cual se desarrolla a través de los negocios de Retail, Industria, Agro, GLP, Química, Comercio Internacional y Transporte, Lubricantes y Especialidades, y Ventas a Compañías.

Incurre en todos los gastos relativos a las actividades antes mencionadas, incluyendo la compra de petróleo al segmento de Upstream y a terceros y del gas natural a ser consumido en los complejos industriales de refinerías y petroquímica al segmento de Gas y Energía.

• Administración central y otros

Abarca las restantes actividades realizadas por el Grupo que no se encuadran en los segmentos de negocio antes mencionados, ni constituyen segmentos de negocio reportables, comprendiendo principalmente los gastos y activos de la administración central y las actividades de construcción.

Las ventas entre segmentos de negocio se realizaron a precios internos de transferencia establecidos por el Grupo, que reflejan aproximadamente los precios de mercado doméstico.

El resultado operativo y los activos de cada segmento de negocio han sido determinados después de los ajustes de consolidación.

La Dirección de la Sociedad respaldada por cambios organizacionales y la evolución de las actividades del Grupo derivaron, a partir del presente ejercicio, en una presentación de información por segmentos de negocio más detallada en dólares, la moneda funcional de la Sociedad (ver Nota 2.b.1)), de acuerdo a cómo la máxima autoridad en la toma de decisiones evalúa la estrategia de negocios del Grupo. La información comparativa para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2021 y 2020 ha sido reexpresada.

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5. INFORMACIÓN POR SEGMENTOS (cont.)

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022 Ingresos Ingresos intersegmento Ingresos . Resultado operativo Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos . Resultados financieros, netos Resultado antes de impuesto a las ganancias Impuesto a las ganancias Resultado neto del ejercicio . Inversiones en propiedades, planta y equipo Inversiones en activos por derecho de uso Activo . Información adicional Depreciación de propiedades, planta y equipo(3) Amortización de activos intangibles Depreciación de activos por derecho de uso Deterioro de propiedades, planta y equipo(2) . Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2021 Ingresos Ingresos intersegmento Ingresos . Resultado operativo Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos . Resultados financieros, netos Resultado antes de impuesto a las ganancias Impuesto a las ganancias Resultado neto del ejercicio . Inversiones en propiedades, planta y equipo Inversiones en activos por derecho de uso Activo . Información adicional Depreciación de propiedades, planta y equipo(3) Amortización de activos intangibles Depreciación de activos por derecho de uso Deterioro de propiedades, planta y equipo y activos intangibles(2)			En millon	es de dólares		Total 18.757 - 18.757 2.482 446 128 3.056 (822) 2.234 4.459 306 25.912 2.551 43 214 123 13.682 - 13.682 699 287 (271) 715 (699) 16 2.666 284 23.290 2.816 51 201 115	En millones depesos
	Upstream 51 7.134 7.185 1.306 (4) - 3.378 204 11.317 1.935 - 140 123 49 5.820 5.869 66 (4) - 2.162 172 10.481 2.249 - 129 115	Downstream 16.016 109 16.125 1.523 256 837 102 9.980 477 29 59 - 11.220 64 11.284 945 153 406 105 8.597 456 39 61 -	Gasy Energía 2.304 391 2.695 90 195 78 - 2.765 48 12 20 - 2.069 161 2.230 10 134 27 7 2.570 28 8 17 -	Administración central y otros 386 779 1.165 (401) (5) 166 - 2.018 91 2 - - 344 484 828 (184) - 71 - 1.775 83 4 - -	Ajustes de consolidación(1) - (8.413) (8.413) (36) - - - (168) - - (5) - - (6.529) (6.529) (138) - - - (133) - - (6) -		Total
							2.526.466 -
							2.526.466
							297.616 58.082 43.478 399.176 (108.912) 290.264 643.471 45.328 4.588.159 338.019 6.252 28.300 18.427 1.315.633 -
							1.315.633
							58.170 26.977 (21.546) 63.601 (64.409) (808) 259.988 27.745 2.390.068 267.686 4.833 19.200 11.258

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5. INFORMACIÓN POR SEGMENTOS (cont.)

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 Ingresos Ingresos intersegmento Ingresos . Resultado operativo Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos . Resultados financieros, netos Resultado antes de impuesto a las ganancias Impuesto a las ganancias Resultado neto del ejercicio . Inversiones en propiedades, planta y equipo Inversiones en activos por derecho de uso Activo . Información adicional Depreciación de propiedades, planta y equipo(3) Amortización de activos intangibles Depreciación de activos por derecho de uso Deterioro / (Recupero) de propiedades, planta y equipo y activos intangibles, netos(2)			En millon	es de dólares		Total 9.690 - 9.690 (804) 188 (221) (837) (184) (1.021) 1.325 149 22.882 2.460 48 254 53	En millones depesos
	Upstream 33 4.222 4.255 (444) (4) - 886 148 10.876 1.854 1 129 45	Downstream 7.814 48 7.862 89 57 319 1 7.694 484 39 90 -	Gasy Energía 1.656 116 1.772 (272) 131 58 - 2.490 23 3 40 7	Administración central y otros 187 368 555 (290) - 62 - 1.818 99 5 - 1	Ajustes de consolidación(1) - (4.754) (4.754) 113 - - - 4 - - (5) -		Total
							692.514 -
							692.514
							(58.397) 13.270 (11.301) (56.428) (14.589) (71.017) 96.278 11.421 1.923.225 171.452 3.428 17.873 (6.851)

(1) Corresponde a la eliminación entre segmentos de negocio del Grupo.

(2) Ver Notas 2.c), 7 y 8.

(3) Incluye la depreciación del cargo por deterioro de propiedades, planta y equipo.

(4) Incluye US$ (26) millones, US$ (10) millones y US$ (49) millones de perforaciones exploratorias improductivas al 31 de diciembre 2022, 2021 y 2020.

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5. INFORMACIÓN POR SEGMENTOS (cont.)

A continuación, se desglosa la distribución de los ingresos por ventas a terceros por áreas geográficas en función de los mercados a los que van destinados, por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020, como así también las propiedades, planta y equipo por áreas geográficas al 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020:

Argentina Países del Mercosur y asociados Resto del mundo Europa		Ingresos	2020 607.335 28.479 23.620 33.080 692.514	**Propiedades, plantay equipo **	**Propiedades, plantay equipo **	**Propiedades, plantay equipo **
	2022 2.220.123 146.156 106.655 53.532 2.526.466	2021 1.161.637 63.844 65.905 24.247 1.315.633		2022 3.098.568 1.738 - - 3.100.306	2021 1.642.156 103 - - 1.642.259	2020
						1.379.191 336 - -
						1.379.527

Los activos intangibles y los activos por derechos de uso se localizan geográficamente en Argentina.

Al 31 de diciembre de 2022 ningún cliente del exterior representa ni supera el 10% de los ingresos por las actividades ordinarias del Grupo.

6. INSTRUMENTOS FINANCIEROS POR CATEGORÍA

Los siguientes cuadros muestran los activos y pasivos financieros por catego ría de instrumento financiero y una conciliación con el rubro expuesto en el estado de situación financiera, según corresponda. Debido a que los rubros de “Otros créditos” y “Cuentas por pagar” contienen tanto instrumentos financieros como activos o pasivos no financieros (tales como créditos impositivos y créditos y pasivos en especie, entre otros), la conciliación se muestra en las columnas “Activos no financieros” y “Pasivos no financieros”.

Activos financieros

			2022
	Activos financieros a costo amortizado 43.489 290.426 79.124 77.350 490.389	Activos financieros a valor razonable con cambios en resultados - - 13.029 59.524 72.553	Subtotal activos financieros 43.489 290.426 92.153 136.874 562.942 2021	Activos no financieros 139.042 - - - 139.042	Total
Otros créditos(1) Créditos por ventas(2) Inversiones en activos financieros Efectivo y equivalentes de efectivo .					182.531 290.426 92.153 136.874
					701.984
	Activos financieros a costo amortizado 22.635 158.487 43.514 32.489 257.125	Activos financieros a valor razonable con cambios en resultados - - 10.032 30.189 40.221	Subtotal activos financieros 22.635 158.487 53.546 62.678 297.346 2020	Activos no financieros 61.790 - - - 61.790	Total
Otros créditos(1) Créditos por ventas(2) Inversiones en activos financieros Efectivo y equivalentes de efectivo .					84.425 158.487 53.546 62.678
					359.136
	Activos financieros a costo amortizado 15.391 136.057 19.052 20.032 190.532	Activos financieros a valor razonable con cambios en resultados - - 9.882 (3) 34.586 44.468	Subtotal activos financieros 15.391 136.057 28.934 54.618 235.000	Activos no financieros 35.029 - - - 35.029	Total
Otros créditos(1) Créditos por ventas(2) Inversiones en activos financieros Efectivo y equivalentes de efectivo					50.420 136.057 28.934 54.618
					270.029

(1) No incluye la provisión para otros créditos de cobro dudoso.

(2) No incluye la provisión para deudores por ventas de cobro dudoso.

(3) Entregados en garantía por compromiso contractual con Exmar. Ver Notas 34.d) y 34.e).

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6. INSTRUMENTOS FINANCIEROS POR CATEGORÍA (cont.)

Pasivos financieros

Pasivos financieros
			2022
	Pasivos financieros a costo amortizado 100.285 1.255.004 5.661 445.400 1.806.350	Pasivos financieros a valor razonable con cambios en resultados - - - - -	Subtotal pasivos financieros 100.285 1.255.004 5.661 445.400 1.806.350 2021	Pasivos no financieros - - - 10.045 10.045	Total
Pasivos por arrendamientos Préstamos Otros pasivos Cuentas por pagar .					100.285 1.255.004 5.661 455.445
					1.816.395
	Pasivos financieros a costo amortizado 55.622 757.215 4.436 195.423 1.012.696	Pasivos financieros a valor razonable con cambios en resultados - - - - -	Subtotal pasivos financieros 55.622 757.215 4.436 195.423 1.012.696 2020	Pasivos no financieros - - - 7.016 7.016	Total
Pasivos por arrendamientos Préstamos Otros pasivos Cuentas por pagar .					55.622 757.215 4.436 202.439
					1.019.712
	Pasivos financieros a costo amortizado 46.270 678.306 12.023 139.219 875.818	Pasivos financieros a valor razonable con cambios en resultados - - - - -	Subtotal pasivos financieros 46.270 678.306 12.023 139.219 875.818	Pasivos no financieros - - - 5.874 5.874	Total
Pasivos por arrendamientos Préstamos Otros pasivos Cuentas por pagar					46.270 678.306 12.023 145.093
					881.692

Las ganancias y pérdidas de los instrumentos financieros y no financieros son imputadas a las siguientes categorías:

Intereses ganados Intereses perdidos Actualizaciones financieras, netas Diferencias de cambio, netas Resultado por valuación a valor razonable de activos financieros con cambios en resultados Resultado por instrumentos financieros derivados Resultado por transacciones con activos financieros Resultado por canje de instrumentos financieros Resultado por canje de deuda Resultado por la posición monetaria neta		2022
	Activos / Pasivos financieros y no financieros a costo amortizado 46.194 (97.661) (31.817) 72.439 - - - - - 36.267 25.422	Activos / Pasivos financieros a valor razonable con cambios en resultados - - - - 19.186 (1.130) - - - - 18.056	Total
			46.194 (97.661) (31.817) 72.439 19.186 (1.130) - - - 36.267
			43.478

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6. INSTRUMENTOS FINANCIEROS POR CATEGORÍA (cont.)

Intereses ganados Intereses perdidos Actualizaciones financieras, netas Diferencias de cambio, netas Resultado por valuación a valor razonable de activos financieros con cambios en resultados Resultado por instrumentos financieros derivados Resultado por transacciones con activos financieros Resultado por canje de instrumentos financieros Resultado por canje de deuda(2) Resultado por la posición monetaria neta . Intereses ganados Intereses perdidos Actualizaciones financieras, netas Diferencias de cambio, netas Resultado por valuación a valor razonable de activos financieros con cambios en resultados Resultado por instrumentos financieros derivados Resultado por transacciones con activos financieros Resultado por canje de instrumentos financieros(1) Resultado por canje de deuda(2) Resultado por la posición monetaria neta		2021
	Activos / Pasivos financieros y no financieros a costo amortizado 16.880 (71.870) (13.628) 23.012 - - - - 1.855 12.384 (31.367)	Activos / Pasivos financieros a valor razonable con cambios en resultados - - - - 10.869 (1.048) - - - - 9.821 2020	Total
			16.880 (71.870) (13.628) 23.012 10.869 (1.048) - - 1.855 12.384
			(21.546)
	Activos / Pasivos financieros y no financieros a costo amortizado 7.363 (65.821) (8.794) 36.102 - - - - (2.097) 7.828 (25.419)	Activos / Pasivos financieros a valor razonable con cambios en resultados - - - - 3.862 (860) 9.786 1.330 - - 14.118	Total
			7.363 (65.821) (8.794) 36.102 3.862 (860) 9.786 1.330 (2.097) 7.828
			(11.301)

(1) Ver apartado “Títulos públicos y reestructuración de deuda pública”.

(2) Ver Nota 21.

Determinación del valor razonable

La NIIF 13 define el valor razonable de los instrumentos financieros como el monto por el cual un activo puede ser intercambiado o un pasivo financiero puede ser cancelado entre partes independientes, debidamente informadas y con intención de realizar la transacción. Todos los instrumentos financieros reconocidos al valor razonable (incluyendo los préstamos, cuyo valor razonable es revelado en el apartado “Valor razonable de activos financieros y pasivos financieros medidos a costo amortizado”) son asignados a uno de los niveles de jerarquía de valuación de la NIIF 13. Esta jerarquía de valuación comprende 3 niveles:

• (i) Nivel 1: La valuación se basa en precios de cotización sin ajustar en mercados activos para idénticos activos o pasivos que el Grupo pueda tomar como referencia a la fecha de cierre del ejercicio. Un mercado se considera activo si las transacciones se llevan a cabo con cierta frecuencia y se dispone de suficiente información de precios en forma permanente. Debido a que un precio con cotización en un mercado activo es el indicador más confiable del valor razonable, éste debe ser utilizado siempre, si estuviere disponible. Los instrumentos financieros que el Grupo tiene asignados a este nivel comprenden inversiones en fondos comunes de inversión con cotización y títulos públicos.

• (ii) Nivel 2: El valor razonable se determina utilizando métodos de valuación basados en información observable en el mercado de forma directa e indirecta. Si el instrumento financiero posee un plazo determinado , los datos para la valuación deben ser observables durante la totalidad de ese período. El Grupo no ha valuado instrumentos financieros de acuerdo con esta categoría.

• (iii) Nivel 3: El Grupo utiliza técnicas de valuación que no están basadas en información observable en el mercado. Esto sólo es permitido en la medida que dicha información no se encuentra disponible. Los datos reflejan las estimaciones que tendría en cuenta cualquier participante del mercado para fijar los precios. El Grupo utiliza la mejor información disponible, inclusive datos internos. El Grupo no ha valuado instrumentos financieros de acuerdo con esta categoría.

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6. INSTRUMENTOS FINANCIEROS POR CATEGORÍA (cont.)

Los siguientes cuadros presentan los activos financieros del Grupo que son medidos a valor razonable al 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020 y su asignación a la jerarquía de valor razonable:

Activos financieros		2022	2022
	Nivel 1 13.029 13.029 59.524 59.524 72.553	Nivel 2 Nivel 3 - - - - - - - - - - 2021		Total
Inversiones en activos financieros:(1) - Títulos públicos Efectivo y equivalentes de efectivo: - Fondos comunes de inversión Activos financieros				13.029
				13.029
				59.524
				59.524
				72.553
	Nivel 1 10.032 10.032 30.189 30.189 40.221	Nivel 2 Nivel 3 - - - - - - - - - - 2020		Total
Inversiones en activos financieros:~~(1)~~ - Títulos públicos Efectivo y equivalentes de efectivo: - Fondos comunes de inversión . Activos financieros				10.032
				10.032
				30.189
				30.189
				40.221
	Nivel 1 9.882 9.882 34.586 34.586 44.468	Nivel 2 - - - - -	Nivel 3 - - - - -	Total
Inversiones en activos financieros:~~(1)~~ ~~(2)~~ - Títulos públicos Efectivo y equivalentes de efectivo: - Fondos comunes de inversión				9.882
				9.882
				34.586
				34.586
				44.468

(1) Ver Nota 14.

(2) Entregados en garantía por compromiso contractual con Exmar. Ver Notas 34.d) y 34.e).

El Grupo no posee pasivos financieros medidos a valor razonable con cambios en resultados.

Títulos públicos y reestructuración de deuda pública

El 6 de abril de 2020 se publicó en el BO el Decreto N° 346/2020 por el cual se dispuso el diferimiento de los pagos de los servicios de intereses y amortizaciones de capital de la deuda pública nacional instrumentada mediante títulos denominados en dólares emitidos bajo ley Argentina hasta el 31 de diciembre de 2020, o hasta la fecha anterior que el Ministerio de Economía determine, considerando el grado de avance y ejecución del proceso de restauración de la sostenibilidad de la deuda pública. Esto incluye los BONAR 2020. Entre las excepciones dispuestas por el mencionado Decreto, se encuentran los Bonos Programas Gas Natural emitidos mediante la Resolución Conjunta N° 21/2019 de la Secretaría de Finanzas y Secretaría de Hacienda, de los cuales el Grupo es acreedor, que se encuentran valuados a costo amortizado (ver Nota 36).

Adicionalmente, el 22 de abril de 2020 el Gobierno Argentino emitió una propuesta de reestructuración de títulos públicos emitidos bajo ley extranjera bajo el Decreto N° 391/2020, la cual incluye los BONAR 2021. En esa misma fecha, el Gobierno Argentino omitió el pago de los cupones de intereses adeudados correspon dientes a ciertos bonos globales, entre los que se encontraban los BONAR 2021. El 6 de mayo de 2020 el Grupo adhirió al canje. Posteriormente, el 6 de julio de 2020 y bajo el Decreto N° 582/2020, el Gobierno Argentino presentó una enmienda a los términos y condiciones establecidos por el Decreto N° 391/2020.

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6. INSTRUMENTOS FINANCIEROS POR CATEGORÍA (cont.)

El 4 de agosto de 2020 el Gobierno Argentino arribó a un acuerdo con los representantes del Grupo Ad Hoc de Bonistas Argentinos, el Comité de Acreedores de Argentina y el Grupo de Bonistas del Canje y otros tenedores. El 18 de agosto de 2020 el Gobierno Argentino emitió el Decreto N° 676/2020 enmendando los términos y condiciones de la propuesta, de forma tal de que reflejen las mejoras acordadas con los acreedores bajo ley extranjera.

El 31 de agosto de 2020 el Gobierno Nacional informó el resultado de la reestructuración de los títulos públicos emitidos bajo ley extranjera, anunciando que obtuvo los consentimientos requeridos para canjear y/o modificar el 99,01% del monto total de capital pendiente de todas las series de bonos elegibles emitidos en virtud de los indentures de 2005 y 2016.

Como resultado de esta operación YPF canjeó su tenencia de BONAR 2020 y BONAR 2021 por los nuevos Bonos de la República Argentina 2029 y 2030, los cuales se encuentran valuados a valor razonable con cambios en resultados, y registró una ganancia de 1.330 (ver Nota 28).

Estimaciones de valor razonable

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022 han habido cambios en las circunstancias macroeconómicas, principalmente el incremento del riesgo país y la consecuente caída de las cotizaciones de los títulos públicos, sin embargo, las mismas no afectaron significativamente los instrumentos financieros valuados a valor razonable del Grupo.

La política del Grupo es reconocer las transferencias entre las distintas jerarquías de valuación en el momento en el que ocurren o cuando hay cambios en las circunstancias que causan la transferencia. Durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020 no se han producido transferencias entre las diferentes jerarquías utilizadas para determinar el valor razonable de los instrumentos financieros del Grupo.

Valor razonable de activos financieros y pasivos financieros medidos a costo amortizado

El valor razonable estimado de los préstamos, considerando precios de cotización sin ajustar (Nivel 1) para ON y tasas de interés ofrecidas al Grupo (Nivel 3) para el remanente de los préstamos financieros, ascendió a 1.029.019, 562.653 y 560.267 al 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020, respectivamente.

El valor razonable de los otros créditos, créditos por ventas, inversiones en activos financieros, efectivo y equivalentes de efectivo, otros pasivos y cuentas por pagar medidos a costo amortizado, no difiere significativamente de su valor contable.

7. ACTIVOS INTANGIBLES

. ACTIVOS INTANGIBLES
Valor residual de activos intangibles Provisión por deterioro de activos intangibles	2022 75.086 (7.034) 68.052	2021 47.474 (4.460) 43.014	2020
			41.245 (2.126)
			39.119

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7. ACTIVOS INTANGIBLES (cont.)

La evolución de los activos intangibles del Grupo por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020 es la siguiente:

Valor de origen Amortización acumulada Saldos al 31 de diciembre de 2019 . Costos Aumentos Efecto de conversión Ajuste por inflación(1) Disminuciones, reclasificaciones y otros movimientos . Amortización acumulada Aumentos Efecto de conversión Ajuste por inflación(1) Disminuciones, reclasificaciones y otros movimientos . Valor de origen Amortización acumulada Saldos al 31 de diciembre de 2020 . Costos Aumentos Efecto de conversión Ajuste por inflación(1) Disminuciones, reclasificaciones y otros movimientos . Amortización acumulada Aumentos Efecto de conversión Ajuste por inflación(1) Disminuciones, reclasificaciones y otros movimientos . Valor de origen Amortización acumulada Saldos al 31 de diciembre de 2021 . Costos Aumentos Efecto de conversión Ajuste por inflación(1) Disminuciones, reclasificaciones y otros movimientos . Amortización acumulada Aumentos Efecto de conversión Ajuste por inflación(1) Disminuciones, reclasificaciones y otros movimientos . Valor de origen Amortización acumulada Saldos al 31 de diciembre de 2022	Concesiones de servicios 51.936 34.290 17.646 1.049 21.213 - (1) 2.659 14.395 - - 74.197 51.344 22.853 2.380 16.547 - - 3.485 11.623 - - 93.124 66.452 26.672 3.483 68.572 - - 3.560 49.484 - - 165.179 119.496 45.683	Derechos de exploración 16.655 - 16.655 715 6.528 - (10.462) - - - - 13.436 - 13.436 34 2.739 - (2.199) - - - - 14.010 - 14.010 - 9.893 - (4.346) - - - - 19.557 - 19.557	Otros intangibles 24.303 20.996 3.307 870 8.768 1.070 319 769 8.358 251 - 35.330 30.374 4.956 694 7.495 2.028 158 1.348 6.718 473 - 45.705 38.913 6.792 691 27.427 6.363 - 2.692 26.628 2.107 - 80.186 70.340 9.846	Total
				92.894 55.286
				37.608
				2.634 36.509 1.070 (10.144) 3.428 22.753 251 - 122.963 81.718
				41.245
				3.108 26.781 2.028 (2.041) 4.833 18.341 473 - 152.839 105.365
				47.474
				4.174 105.892 6.363 (4.346) 6.252 76.112 2.107 - 264.922 189.836
				75.086

(1) Corresponde al ajuste por inflación de los saldos al inicio de los activos intangibles de las subsidiarias con moneda funcional peso el cual fue imputado a los otros resultados integrales.

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7. ACTIVOS INTANGIBLES (cont.)

A continuación, se describe la evolución de la provisión por deterioro de activos intangibles por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020:

e diciembre de 2022, 2021 y 2020:
Saldo al inicio del ejercicio Aumentos con cargo a resultados Ajuste por inflación(1) Diferencias de conversión Saldo al cierre del ejercicio	2022 4.460 - - 2.574 7.034	2021 2.126 1.482 - 852 4.460	2020
			429 1.399 152 146
			2.126

(1) Corresponde al ajuste por inflación de los saldos al inicio de la provisión por deterioro de activos intangibles de las subsidiarias con moneda funcional peso el cual fue imputado a los otros resultados integrales.

8. PROPIEDADES, PLANTA Y EQUIPO

. PROPIEDADES, PLANTA Y EQUIPO
Valor residual de propiedades, planta y equipo Provisión para materiales y equipos obsoletos Provisión por deterioro de propiedades, planta y equipo	2022 3.233.211 (26.671) (106.234) 3.100.306	2021 1.721.628 (12.576) (66.793) 1.642.259	2020
			1.456.148 (11.267) (65.354)
			1.379.527

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8. PROPIEDADES, PLANTA Y EQUIPO (cont.)

La evolución de las propiedades, planta y equipo del Grupo por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020 es la siguiente:

Valor de origen Depreciación acumulada Saldos al 31 de diciembre de 2019 . Costos Aumentos Efecto de conversión Ajuste por inflación(5) Disminuciones, reclasificaciones y otros movimientos . Depreciación acumulada Aumentos Efecto de conversión Ajuste por inflación(5) Disminuciones, reclasificaciones y otros movimientos . Valor de origen Depreciación acumulada Saldos al 31 de diciembre de 2020 . Costos Aumentos Efecto de conversión Ajuste por inflación(5) Disminuciones, reclasificaciones y otros movimientos . Depreciación acumulada Aumentos Efecto de conversión Ajuste por inflación(5) Disminuciones, reclasificaciones y otros movimientos . Valor de origen Depreciación acumulada Saldos al 31 de diciembre de 2021	Terrenos yedificios 77.193 36.553 40.640 62 27.498 3.600 (589) 2.054 13.013 1.801 (1.647) 107.764 51.774 55.990 522 21.309 6.839 1.533 2.526 10.021 3.545 (541) 137.967 67.325 70.642	Propiedad minera, pozos y equipos de explotación 2.688.553 2.125.588 562.965 (1) (13.412) (4) 1.110.354 - 93.720 171.786 (4) 896.732 - (8.915) 3.879.215 3.185.191 694.024 (1) 3.896 (4) 867.307 - 150.411 (9) 234.245 (4) 722.567 - (14.973) (9) 4.900.829 4.127.030 773.799 (1)	Equipamiento de destilerías y plantas petroquímicas 472.630 261.965 210.665 1.724 194.960 - 13.872 27.195 111.376 - - 683.186 400.536 282.650 4.548 153.012 - 13.746 33.888 91.187 - (127) 854.492 525.484 329.008	Equipos de transporte 27.042 17.951 9.091 119 10.051 902 205 1.679 6.905 524 (360) 38.319 26.699 11.620 589 7.842 1.734 1.813 2.163 5.487 1.121 (851) 50.297 34.619 15.678	Materiales y equipos en depósito 62.423 - 62.423 33.422 24.712 421 (31.252) - - - - 89.726 - 89.726 61.152 16.918 749 (60.031) - - - - 108.514 - 108.514	Perforaciones y obras en curso 194.585 - 194.585 72.162 61.134 2.575 (106.547) - - - - 223.909 - 223.909 186.030 46.760 5.093 (172.436) - - - - 289.356 - 289.356	Perforaciones exploratorias en curso 11.386 - 11.386 152 2.605 - (10.245) - - - - 3.898 - 3.898 2.092 702 - (2.464) - - - - 4.228 - 4.228	Muebles y útiles e instalaciones 41.017 35.117 5.900 121 17.133 537 3.997 4.092 14.394 489 (117) 62.805 53.975 8.830 91 13.923 1.049 4.848 5.206 11.898 961 18 82.716 72.058 10.658	Equipos de comercialización 70.135 44.271 25.864 - 30.261 - 6.023 4.493 18.791 - (25) 106.419 67.530 38.889 - 24.027 - 5.026 6.331 15.415 - (42) 135.472 89.234 46.238	Infraestructura de distribución degas natural 44.643 23.877 20.766 1.587 - 16.134 1.735 1.287 - 8.629 (221) 64.099 33.572 30.527 - - 32.652 5.360 1.931 - 17.102 (561) 102.111 52.044 50.067	Otros bienes 46.706 34.041 12.665 341 14.969 3.416 (516) 1.727 11.135 2.497 (569) 64.916 48.831 16.085 1.068 11.391 6.712 4.539 2.670 8.731 5.118 (164) 88.626 65.186 23.440	Total 3.736.313 2.579.363 1.156.950 96.278 (6) 1.493.677 27.585 (29.597) (3) (7) (8) 214.313 1.072.346 13.940 (11.854) (3) (7) (8) 5.324.256 3.868.108 1.456.148 259.988 (6) 1.163.191 54.828 (47.655) (3) 288.960 865.306 27.847 (17.241) (3) 6.754.608 5.032.980 1.721.628

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 9 - MARZO - 2023

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 9 - MARZO - 2023 DELOITTE & Co. S.A. C.P.C.E.C.A.B.A. T° 1 - F° 3

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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2022, 2021 Y 2020

==> picture [63 x 31] intentionally omitted <==

8. PROPIEDADES, PLANTA Y EQUIPO (cont.)

Valor de origen Depreciación acumulada Saldos al 31 de diciembre de 2021 . Costos Aumentos Efecto de conversión Ajuste por inflación(5) Disminuciones, reclasificaciones y otros movimientos . Depreciación acumulada Aumentos Efecto de conversión Ajuste por inflación(5) Disminuciones, reclasificaciones y otros movimientos . Valor de origen Depreciación acumulada Saldos al 31 de diciembre de 2022	Terrenos yedificios 137.967 67.325 70.642 141 86.377 19.713 3.095 3.971 42.174 10.376 (55) 247.293 123.791 123.502	Propiedad minera, pozos y equipos de explotación 4.900.829 4.127.030 773.799 (1) 49.165 (4) 3.647.068 - 271.295 279.232 (4) 3.087.200 - (4.752) 8.868.357 7.488.710 1.379.647 (1)	Equipamiento de destilerías y plantas petroquímicas 854.492 525.484 329.008 9.433 634.515 - 38.007 49.531 397.826 - (55) 1.536.447 972.786 563.661	Equipos de transporte 50.297 34.619 15.678 1.654 32.957 5.440 3.058 3.579 22.904 3.617 (1.079) 93.406 63.640 29.766	Materiales y equipos en depósito 108.514 - 108.514 129.830 75.915 2.060 (105.285) - - - - 211.034 - 211.034	Perforaciones y obras en curso 289.356 - 289.356 441.811 218.533 6.441 (268.710) - - - - 687.431 - 687.431	Perforaciones exploratorias en curso 4.228 - 4.228 6.152 2.401 - (6.299) - - - - 6.482 - 6.482 (2)	Muebles y útiles e instalaciones 82.716 72.058 10.658 181 58.485 3.239 2.599 7.319 52.743 2.872 8 147.220 135.000 12.220	Equipos de comercialización 135.472 89.234 46.238 - 99.489 - 3.004 8.814 67.230 - (1.349) 237.965 163.929 74.036	Infraestructura de distribución degas natural 102.111 52.044 50.067 - - 96.791 6.171 3.326 - 49.332 (1.475) 205.073 103.227 101.846	Otros bienes 88.626 65.186 23.440 5.104 47.208 23.621 384 4.611 36.278 15.453 (171) 164.943 121.357 43.586	Total 6.754.608 5.032.980 1.721.628 643.471 (6) 4.902.948 157.305 (52.681) (3) 360.383 3.706.355 81.650 (8.928) (3) 12.405.651 9.172.440 3.233.211

(1) Incluye 58.927, 36.541 y 34.801 de propiedad minera al 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020, respectivamente.

(2) Corresponde a 23 pozos exploratorios al 31 de diciembre de 2022. Durante el ejercicio finalizado en dicha fecha se han iniciado 17 pozos, 7 pozos han sido cargados a gastos de exploración y 6 pozos han sido transferidos a propiedades con reservas probadas en la cuenta de “Propiedad minera, pozos y equipos de explotación”.

(3) Incluye 382, 134 y 1.256 de valor residual imputado a provisiones de propiedades, planta y equipo por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020, respectivamente.

(4) Incluye 47.323, 3.349 y (13.918) de costos por obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos y 3.405, 3 y 12.492 de recupero de depreciaciones, por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020, respectivamente.

(5) Corresponde al ajuste por inflación de los saldos al inicio de las propiedades, planta y equipo de las subsidiarias con moneda funcional peso el cual fue imputado a los otros resultados integrales.

(6) Incluye 5.814, 1.003 y 599 correspondientes a los arrendamientos de corto plazo al 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020, respectivamente; incluye 614, 658 y 1.669 correspondientes al cargo variable de los arrendamientos relacionados con el rendimiento y/o uso del activo subyacente al 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020, respectivamente. Adicionalmente, incluye 7.439, 4.166 y 3.789 correspondientes a la capitalización de la depreciación de activos por derecho de uso al 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020 (ver Nota 9); y 1.790, 1.020 y 967 correspondientes a la capitalización de la actualización financiera del pasivo por arrendamiento al 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020, respectivamente (ver Nota 20).

(7) Incluye 2.027 y 204 de valor de origen y depreciación acumulada, respectivamente, correspondientes a la disposición del 11% de participación en el bloque Bandurria Sur. Ver Nota 34.b).

(8) Incluye 2.715 y 2.221 de valor de origen y depreciación acumulada, respectivamente, correspondientes a la reclasificación de activos mantenidos para su disposición.

(9) Incluye 14.559 de valor de origen y depreciación acumulada correspondientes a la reversión del bloque Loma de La Mina. Ver Nota 34.a).

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Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 9 - MARZO - 2023 DELOITTE & Co. S.A. C.P.C.E.C.A.B.A. T° 1 - F° 3

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8. PROPIEDADES, PLANTA Y EQUIPO (cont.)

El Grupo capitaliza los costos financieros por préstamos como parte del costo de los activos. En los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020 la tasa de capitalización ha sido del 8,19%, 8,47% y 9,70%, respectivamente, y el monto activado por dicho concepto ha ascendido a 1.606, 1.080 y 867, respectivamente, para los ejercicios mencionados.

A continuación se describe la evolución de la provisión para materiales y equipos obsoletos por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020:

l 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020:
Saldo al inicio del ejercicio Aumentos con cargo a resultados Disminuciones con cargo a resultados Aplicaciones por utilización Diferencias de conversión Ajuste por inflación(1) Saldo al cierre del ejercicio	2022 12.576 4.775 - (382) 9.624 78 26.671	2021 11.267 593 (1.676) (98) 2.485 5 12.576	2020
			6.610 1.977 (1) (6) 2.687 -
			11.267

(1) Corresponde al ajuste por inflación de los saldos al inicio de la provisión por deterioro para materiales y equipos obsoletos de las subsidiarias con moneda funcional peso el cual fue imputado a los otros resultados integrales.

A continuación se describe la evolución de la provisión por deterioro de propiedades, planta y equipo por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020:

inalizados el 31 de diciembre de 2022, 2021	y 2020:
Saldo al inicio del ejercicio Aumentos con cargo a resultados Disminuciones con cargo a resultados Aplicaciones por utilización Depreciaciones(1) Diferencias de conversión Ajuste por inflación(2) Transferencias y otros movimientos Saldo al cierre del ejercicio	2022 66.793 18.427 - - (22.364) 42.678 700 - 106.234	2021 65.354 9.776 - (36) (21.274) 12.820 236 (83) 66.793	2020
			81.329 57.920 (66.170) (1.250) (42.861) 36.386 - -
			65.354

(1) Se incluyen en la línea de “Depreciación de propiedades, planta y equipo” en la Nota 26.

(2) Corresponde al ajuste por inflación de los saldos al inicio de la provisión por deterioro de propiedades, planta y equipo de las subsidiarias con moneda funcional peso el cual fue imputado a los otros resultados integrales.

El Grupo estima el importe recuperable de las propiedades, planta y equipo de acuerdo con los lineamientos y la metodología mencionada en las Notas 2.b.8), 2.b.9) y 2.c).

El Grupo monitorea permanentemente las perspectivas en los negocios donde opera. En relación con el mercado de gas natural, en los últimos años se establecieron incentivos para incrementar la inyección total de gas natural. A partir de 2018 y 2019, se observó un exceso de oferta a partir de la mayor producción en campos no convencionales, frente a la demanda doméstica en determinados momentos del año, situación infrecuente en el pasado, lo cual impactó en la producción de gas natural a partir del cierre temporal de producción en algunas locaciones, como así también a partir de la reinyección del hidrocarburo. Esta situación generó una reducción en el precio de venta del gas natural en el mercado local, lo cual generó una caída en la producción de gas natural debido a la falta de incentivos para desarrollar proyectos. Consecuentemente, el 16 de noviembre de 2020 el Gobierno Nacional aprobó el Plan GasAr 2020-2024 con el objetivo de viabilizar inversiones para aumentar la producción de gas natural en todas las cuencas del país y satisfacer las necesidades de hidrocarburos del mercado local. Posteriormente, y con el mismo objetivo, el 4 de noviembre de 2022 el Gobierno Nacional aprobó el Plan GasAr 2023-2028. En este marco, YPF asumió compromisos de producción de gas natural en la cuenca Neuquina. Ver Nota 35.d.1).

Durante el año 2020 en el mercado local de gas natural se observó una reducción en el precio de venta del gas natural que se profundizó a partir del segundo trimestre, principalmente a partir de los men ores precios de venta a las distribuidoras y menores precios obtenidos en las subastas de gas natural al canal usinas. En el segundo trimestre del 2020, el Grupo reconoció un cargo por deterioro de las propiedades, planta y equipo principalmente para la UGE Gas - Cuenca Neuquina de 49.170 (36.877 netos del impuesto a las ganancias) y para la UGE Gas - Cuenca Austral de 8.126 (6.095 netos del impuesto a las ganancias), las cuales agrupan para cada cuenca los activos de campos con reservas principalmente de gas natural, generado principalmente por una reducción esperada en los precios del gas natural debido a la situación que atravesaba este mercado tanto a nivel mundial como, por dinámicas específicas mencionadas anteriormente, a nivel local.

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 9 - MARZO - 2023

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 9 - MARZO - 2023 DELOITTE & Co. S.A. C.P.C.E.C.A.B.A. T° 1 - F° 3

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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2022, 2021 Y 2020

==> picture [62 x 31] intentionally omitted <==

(Importes expresados en millones de pesos argentinos, a menos que se indique lo contrario)

8. PROPIEDADES, PLANTA Y EQUIPO (cont.)

Posteriormente, en el cuarto trimestre de 2020, a partir fundamentalmente del lanzamiento del Plan GasAr 2020-2024, se modificaron las expectativas vinculadas con el desarrollo de proyectos de gas natural en la cuenca Neuquina. En dicho trimestre de 2020 el Grupo reconoció una reversión en el cargo por deterioro del valor de sus activos para la UG E Gas - Cuenca Neuquina de 58.463 (43.848 neto del impuesto a las ganancias) y UGE Gas - Cuenca Austral de 7.706 (5.780 neto del impuesto a las ganancias). Los motivos de la reversión se basan principalmente en el aumento de la producción esperada de gas natural y en menor medida por la reducción en los costos de producción. La tasa de descuento después de impuestos utilizada al 31 de diciembre de 2020 ha sido del 12,85% para el año 2021 y del 13,12% para el año 2022 en adelante, siendo el valor recuperable después de impuestos a dicha fecha de la UGE Gas - Cuenca Neuquina y la UGE Gas - Cuenca Austral de 192.197 y 16.036, respectivamente.

Al 31 de diciembre de 2021, el Grupo reconoció un cargo por deterioro de las propiedades, planta y equipo para la UGE Gas - Cuenca Austral de 9.776 (6.354 neto del impuesto a las ganancias) generado por la menor producción esperada a partir del comportamiento de los campos y por incrementos en los costos de producción. La tasa de descuento después de impuestos utilizada al 31 de diciembre de 2021 ha sido del 14,08%, siendo el valor recuperable después de impuestos a dicha fecha de la UGE Gas - Cuenca Austral de 13.834.

El valor contable de los activos netos de la UGE Gas - Cuenca Neuquina es de 249.884 y se aproximaba a su valor recuperable al 31 de diciembre de 2021, por lo tanto, el Grupo no reconoció cargos por deterioros o reversiones de deterioros previos al ejercicio finalizado en dicha fecha, motivado principalmente por el cumplimiento del Plan GasAr 20202024 en dicha cuenca.

Al 30 de septiembre de 2022, el Grupo reconoció un cargo por deterioro de propiedades, planta y equipo de la UGE Gas - Cuenca Austral de 14.108 (9.170 netos del impuesto a las ganancias), generado principalmente por incrementos en los costos de producción.

Al 31 de diciembre de 2022, el Grupo reconoció un cargo por deterioro de propiedades, planta y equipo de la UGE Gas - Cuenca Austral adicional de 4.319 (2.808 netos del impuesto a las ganancias), generado principalmente por la menor producción esperada a partir del comportamiento de los campos y por incrementos en los costos de producción. La tasa de descuento después de impuestos utilizada al 31 de diciembre de 2022 ha sido del 14,80%, siendo el valor recuperable después de impuestos a dicha fecha de la UGE Gas - Cuenca Austral de 11.428.

El valor contable de los activos netos de la UGE Gas - Cuenca Neuquina es de 457.731 y se aproxima a su valor recuperable al 31 de diciembre de 2022, por lo tanto, el Grupo no reconoció cargos por deterioros o reversiones de deterioros previos al ejercicio finalizado en dicha fecha, motivado principalmente por el cumplimiento del Plan Gas Ar 20202024 y Plan GasAr 2023-2028 en dicha cuenca.

El Grupo continuará analizando las perspectivas de las variables mencionadas anteriormente para seguir evaluando su impacto en los flujos de fondos esperados.

A continuación se expone la evolución que han tenido los costos de los pozos exploratorios que al 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020 se encuentran en estado de evaluación:

Saldo al inicio del ejercicio Incrementos pendientes de determinación de reservas Disminuciones imputadas en gastos de exploración Reclasificaciones hacia propiedad minera, pozos y equipos de perforación con reservas probadas Diferencias de conversión Saldo al cierre del ejercicio	2022 1.993 2.679 (503) (2.577) 1.019 2.611	2021 2.536 601 - (1.533) 389 1.993	2020
			8.456 86 (1.174) (6.760) 1.928
			2.536

Al 31 de diciembre de 2022 no existen pozos exploratorios en evaluación por un período mayor a 1 año.

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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2022, 2021 Y 2020

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, a menos que se indique lo contrario)

9. ACTIVOS POR DERECHO DE USO

La evolución de los activos por derecho de uso del Grupo por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020 es la siguiente:

Valor de origen Depreciación acumulada Saldos al 31 de diciembre de 2019 . Costos Aumentos Efecto de conversión Ajuste por inflación(2) Disminuciones, reclasificaciones y otros movimientos . Depreciación acumulada Aumentos Efecto de conversión Ajuste por inflación(2) Disminuciones, reclasificaciones y otros movimientos . Valor de origen Depreciación acumulada Saldos al 31 de diciembre de 2020 . Costos Aumentos Efecto de conversión Ajuste por inflación(2) Disminuciones, reclasificaciones y otros movimientos . Depreciación acumulada Aumentos Efecto de conversión Ajuste por inflación(2) Disminuciones, reclasificaciones y otros movimientos . Valor de origen Depreciación acumulada Saldos al 31 de diciembre de 2021 . Costos Aumentos Efecto de conversión Ajuste por inflación(2) Disminuciones, reclasificaciones y otros movimientos . Depreciación acumulada Aumentos Efecto de conversión Ajuste por inflación(2) Disminuciones, reclasificaciones y otros movimientos . Valor de origen Depreciación acumulada Saldos al 31 de diciembre de 2022	Terrenos yedificios 1.026 253 773 11 396 7 (90) 325 155 5 (10) 1.350 728 622 1.734 295 18 - 208 172 17 - 3.397 1.125 2.272 402 2.347 66 (391) 1.092 1.199 63 (161) 5.821 3.318 2.503	Instalaciones y equipos de explotación 23.286 6.682 16.604 4.116 9.187 - (9.212) 7.315 3.675 - (5.260) 27.377 12.412 14.965 3.843 6.101 - (1.213) 7.720 3.288 - (707) 36.108 22.713 13.395 21.655 30.633 - (878) 10.878 19.894 - (214) 87.518 53.271 34.247	Maquinarias yequipos 32.966 3.741 29.225 4.781 11.275 - (23.984) (3) 6.336 2.497 - (2.833) (3) 25.038 9.741 15.297 2.702 5.509 - (4.441) 6.400 2.611 - (1.930) 28.808 16.822 11.986 2.330 21.376 - (2.324) 7.529 14.611 - (1.911) 50.190 37.051 13.139	Estaciones de servicio 5.423 777 4.646 97 1.863 321 - 973 380 68 - 7.704 2.198 5.506 1.098 1.391 614 (531) 1.089 425 256 (230) 10.276 3.738 6.538 676 6.025 2.012 (1.407) 1.626 2.288 951 (797) 17.582 7.806 9.776	Equipos de transporte 13.182 3.039 10.143 2.416 5.374 - (1.771) 6.713 2.525 - (767) 19.201 11.510 7.691 18.368 4.414 - (10.625) 7.949 2.514 - (9.684) 31.358 12.289 19.069 20.265 25.259 - (11.212) 14.614 13.198 - (10.514) 65.670 29.587 36.083	Total 75.883 14.492 61.391 11.421 28.095 328 (35.057) 21.662 (1) 9.232 73 (8.870) 80.670 36.589 44.081 27.745 17.710 632 (16.810) 23.366 (1) 9.010 273 (12.551) 109.947 56.687 53.260 45.328 85.640 2.078 (16.212) 35.739 (1) 51.190 1.014 (13.597) 226.781 131.033 95.748

(1) Incluye 28.300, 19.200 y 17.873 que fueron imputados a la línea de “Depreciación de activos por derecho de uso” en el estado de resultados integrales por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020, respectivamente (ver Nota 26); e incluye 7.439, 4.166 y 3.789 que fueron activados en el rubro de “Propiedades, planta y equipo” en el estado de situación financiera (ver Nota 8).

(2) Corresponde al ajuste por inflación de los saldos al inicio de los activos por derecho a uso de las subsidiarias con moneda funcional peso el cual fue imputado a los otros resultados integrales.

(3) Incluye (21.103) y (2.110) de valor de origen y depreciación acumulada, respectivamente, por la baja de la barcaza licuefactora con Exmar. Ver Nota 34.d).

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==> picture [62 x 31] intentionally omitted <==

(Importes expresados en millones de pesos argentinos, a menos que se indique lo contrario)

10. INVERSIONES EN ASOCIADAS Y NEGOCIOS CONJUNTOS

El siguiente cuadro muestra en forma agrupada el valor de las inversiones en asociadas y negocios conjuntos al 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020:

iciembre de 2022, 2021 y 2020:
Valor de las inversiones en asociadas Valor de las inversiones en negocios conjuntos Provisión para desvalorización de participaciones en asociadas y negocios conjuntos *	2022 30.525 306.650 - 337.175	2021 16.450 140.475 - 156.925	2020
			9.938 97.186 (12)
			107.112

Los principales movimientos ocurridos durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020 que han afectado el valor de las inversiones antes mencionadas corresponden a:

fectado el valor de las inversiones antes mencionadas corresponden	a:
Saldo al inicio del ejercicio Adquisiciones y aportes Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos Diferencias de conversión Dividendos distribuidos Ajuste por inflación(1) Capitalización en asociadas y negocios conjuntos Saldo al cierre del ejercicio	2022 156.925 270 58.082 123.223 (12.157) 10.749 83 337.175	2021 107.112 - 26.977 24.801 (5.499) 3.534 - 156.925	2020
			67.590 - 13.270 26.458 (2.717) 2.511 -
			107.112

(1) Corresponde al ajuste por inflación de los saldos al inicio de las asociadas y negocios conjuntos con moneda funcional peso el cual fue imputado a otros resultados integrales.

El siguiente cuadro muestra las principales magnitudes de resultados de las inversiones en asociadas y negocios conjuntos del Grupo calculadas de acuerdo con el valor patrimonial proporcional en las mismas, por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020. Se ha ajustado, de corresponder, los valores informados por dichas sociedades para adaptarlos a las políticas contables de la Sociedad para el cálculo del valor patrimonial proporcional en las fechas antes mencionadas:

Resultado neto Otros resultados integrales Resultado integral del ejercicio		Asociadas	2020 1.618 2.844 4.462	Negocios conjuntos	Negocios conjuntos	Negocios conjuntos
	2022 1.714 13.732 15.446	2021 4.068 3.434 7.502		2022 56.368 120.240 176.608	2021 22.909 24.901 47.810	2020
						11.652 26.125
						37.777

El Grupo no posee inversiones en subsidiarias con interés no controlante significativo. Asimismo, el Grupo no posee inversiones en asociadas y negocios conjuntos que sean significativos, con excepción de la inversión en YPF EE.

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, a menos que se indique lo contrario)

10. INVERSIONES EN ASOCIADAS Y NEGOCIOS CONJUNTOS (cont.)

La información financiera correspondiente a los activos y pasivos de YPF EE al 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020, así como los resultados por los ejercicios finalizados en dichas fechas se detallan a continuación:

Total del activo no corriente Efectivo y equivalentes de efectivo Otros activos corrientes Total del activo corriente Total del activo . Pasivos financieros (excluido Cuentas por pagar, Provisiones y Otros pasivos) Otros pasivos no corrientes Total del pasivo no corriente Pasivos financieros (excluido Cuentas por pagar, Provisiones y Otros pasivos) Otros pasivos corrientes Total del pasivo corriente Total del pasivo . Total del patrimonio . Dividendos cobrados . Ingresos Intereses ganados Depreciaciones y amortizaciones Intereses perdidos Impuesto a las ganancias Resultado operativo . Resultado neto Otros resultados integrales Resultado integral	2022(1) 325.583.892 16.684.788 31.531.592 48.216.380 373.800.272 127.658.505 17.103.150 144.761.655 26.591.063 19.627.928 46.218.991 190.980.646 182.819.626 4.500.000 2022(1) 63.495.872 5.312.155 14.008.278 (8.928.668) (1.467.996) 32.303.884 17.519.993 76.520.179 94.040.172	2021(1) 183.766.965 9.934.020 14.915.511 24.849.531 208.616.496 66.917.212 13.709.191 80.626.403 19.971.710 13.238.929 33.210.639 113.837.042 94.779.454 - 2021(1) 42.022.697 1.727.851 9.169.005 (7.566.187) (8.048.674) 21.363.697 6.318.135 17.666.516 23.984.651	2020(1)
			148.384.348 18.037.688 12.621.598 30.659.286
			179.043.634
			59.723.738 10.466.414 70.190.152 29.334.422 8.724.257 38.058.679
			108.248.831
			70.794.803
			- 2020(1)
			21.416.226 1.136.718 5.005.949 (4.454.799) (3.796.932) 11.366.487 5.910.648 19.345.395
			25.256.043

(1) La información financiera surge de los estados financieros consolidados de YPF EE y los importes se encuentran expresados en miles de pesos. Sobre esta información se han realizado ajustes contables para el cálculo de la participación en el patrimonio y en los resultados de YPF EE. El patrimonio y los resultados ajustados no difieren significativamente de la información financiera aquí revelada.

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==> picture [62 x 31] intentionally omitted <==

10. INVERSIONES EN ASOCIADAS Y NEGOCIOS CONJUNTOS (cont.)

A continuación se detalla la información de subsidiarias:

Denominación y Emisor	Cara	cterísticas de los	valores Cantidad 66.897 810.513 163.701.747 12.518.717.256 398.419.700 115.058.933 234.291.000		Información sobre el ente emisor
				Actividad principal Inversión Inversión y financiera Gestión comercial de estaciones de servicio de propiedad de YPF Servicios de ingeniería y construcción Prestación del servicio público de distribución de gas natural Compraventa de lubricantes y combustibles de aviación y estudio y exploración de hidrocarburos Investigación, desarrollo, producción y comercialización de tecnologías, conocimientos, bienes y servicios	Domicilio legal Calle La Plata 19, Santa Cruz de La Sierra, Bolivia 10333 Richmond Avenue I, Suite 1050, Texas, Estados Unidos Macacha Güemes 515, Buenos Aires, Argentina Macacha Güemes 515, Buenos Aires, Argentina Gregorio Aráoz de Lamadrid 1360, Buenos Aires, Argentina. Villarica 322, Módulo B1, Qilicura, Santiago, Chile Macacha Güemes 515, Buenos Aires, Argentina	Últimos estados finan		cieros disponibles Resultado Patrimonio (13) 212 (14.208) (52.296) 626 14.829 148 29.191 5.814 39.544 1.941 9.527 (597) 11.157	Participación sobre capital social
	Clase Ordinarias Ordinarias Ordinarias Ordinarias Ordinarias Ordinarias Ordinarias	Valor nominal Bs. 100 US$ 0,01 $ 1 $ 1 $ 1 - - $ 1				Fecha 31/12/2022 31/12/2022 31/12/2022 31/12/2022 31/12/2022 31/12/2022 31/12/2022	Capital social 415 143.509 164 12.519 569 8.085 459	Resultado (13) (14.208) 626 148 5.814 1.941 (597)
Subsidiarias: YPF Internacional(6) YPF Holdings(6) OPESSA AESA Metrogas YPF Chile(6) YTEC									100,00% 100,00% 99,99% 100,00% 70,00% 100,00% 51,00%

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10. INVERSIONES EN ASOCIADAS Y NEGOCIOS CONJUNTOS (cont.)

A continuación se detallan las inversiones en asociadas y negocios conjuntos:

Denominación y Emisor Negocios conjuntos:(5) YPF EE(6) MEGA(6) Profertil(6) Refinor OLCLP(6) CT Barragán(6) Asociadas: Oldelval(6) Termap Oiltanking(6) CDS(6) YPF Gas Otras sociedades: Diversas(3)						2022					Participación sobre capital social 75,00% 38,00% 50,00% 50,00% 85,00% 50,00% 37,00% 33,15% 30,00% 10,25% (4) 33,99% 0,00%	2021 Valor registrado(2) 71.685 11.348 28.358 3.237 1.657 23.307 139.592 4.856 2.464 1.931 2.788 3.079 2.215 17.333 156.925	2020
	Caract	erísticas de lo	s valores Cantidad 2.810.302.500 244.246.140 391.291.320 45.803.500 738.139.164 4.279.033.952 4.072.749 476.034 351.167 11.870.716.511 59.821.434 -	Valor registrado(2) 137.413 28.995 79.584 6.280 4.365 47.489 304.126 10.336 3.603 4.683 5.025 5.947 3.455 33.049 337.175	Costo(1) - - - - 738 4.348 5.086 158 - - - - 124 124 5.210		Información sobr	e el ente emisor					Valor registrado(2)
						Actividad principal Exploración, explotación, industrialización y comercialización de hidrocarburos y generación, transporte y comercialización de energía eléctrica Separación, fraccionamiento y transporte de líquidos de gas natural Producción y venta de fertilizantes Refinación Construcción y explotación de un oleoducto, transporte y almacenaje de petróleo, importación, exportación, compra y venta de materias primas, equipos industriales y maquinaria Producción y generación de energía eléctrica Transporte de petróleo por ducto Almacenamiento y despacho de petróleo Transporte y almacenamiento de hidrocarburos Generación de energía eléctrica y su comercialización en bloque Fraccionamiento, envasado, distribución y transporte de gas para uso industrial y/o doméstico -	Domicilio legal Macacha Güemes 515, Buenos Aires, Argentina San Martín 344, Piso 10, Buenos Aires, Argentina Alicia Moreau de Justo 740, Piso 3, Buenos Aires, Argentina Maipú 1, Piso 2, Buenos Aires, Argentina Macacha Güemes 515, Buenos Aires, Argentina Maipú 1, Buenos Aires, Argentina Florida 1, Piso 10, Buenos Aires, Argentina Av. Leandro N. Alem 1180, Piso 11, Buenos Aires, Argentina Terminal Marítima Puerto Rosales, Provincia de Buenos Aires, Argentina. Pasaje Ingeniero Butty 220, Piso 16, Buenos Aires, Argentina Macacha Güemes 515, Buenos Aires, Argentina -	Últimos estados fi		nancieros disponibles Resultado Patrimonio 17.520 182.820 17.519 75.776 59.844 159.141 9 11.395 2.419 7.056 9.343 95.004 3.800 32.914 (633) 9.216 3.286 11.983 (4.238) 48.842 1.501 18.087 - -
	Clase Ordinarias Ordinarias Ordinarias Ordinarias Ordinarias Ordinarias Ordinarias Ordinarias Ordinarias Ordinarias Ordinarias -	Valor nominal $ 1 $ 1 $ 1 $ 1 $ 1 $ 1 $ 10 $ 10 $ 10 $ 0,01 $ 1 - -						Fecha 31/12/2022 30/9/2022 31/12/2022 30/9/2022 31/12/2022 31/12/2022 31/12/2022 30/9/2022 30/9/2022 31/12/2022 30/9/2022 -	Capital social 3.747 643 783 92 868 8.558 110 14 12 1.158 176 -	Resultado 17.520 17.519 59.844 9 2.419 9.343 3.800 (633) 3.286 (4.238) 1.501 -
													53.609 7.733 16.951 2.220 1.143 14.981
													96.637
													2.998 1.295 1.145 2.079 1.655 1.315
													10.487
													107.124

(1) Corresponde al costo neto de dividendos cobrados y reducciones de capital.

(2) Corresponde al porcentaje de participación sobre el patrimonio de la sociedad más ajustes para adecuar l as políticas contables a las de YPF.

(3) Incluye GPA, OTC, OTA, Bizoy S.A., Bioceres S.A. y Petrofaro S.A.

(4) Adicionalmente el Grupo posee un 22,49% de participación indirecta en el capital a través de YPF EE.

(5) En función de lo estipulado en el convenio de accionistas existe control conjunto de parte de los accionistas en esta sociedad.

(6) Se ha definido el dólar como la moneda funcional de esta sociedad.

(7) Adicionalmente se consolidan YPF Services USA Corp., YPF Brasil, Wokler Investment S.A., YPF Colombia S.A.S., Miwen S.A., Ele ran, Lestery S.A., YPF Perú, YPF Ventures, Metroenergía e YPF Litio S.A.U.

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==> picture [62 x 31] intentionally omitted <==

11. INVENTARIOS

Productos destilados Petróleo crudo y gas natural Productos en proceso Materia prima, envases y otros	2022 202.465 79.511 9.083 16.707 307.766 (1)	2021 105.123 37.521 3.500 7.783 153.927 (1)	2020 59.971 33.066 1.966 5.134 100.137 (1)

(1) Al 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020 el costo de los inventarios no supera su valor neto de realización.

12. OTROS CRÉDITOS

2. OTROS CRÉDITOS
Deudores por servicios y ventas de otros activos Créditos de impuestos y reembolsos por exportaciones Préstamos a terceros y saldos con sociedades relacionadas(1) Depósitos en garantía Gastos pagados por adelantado Anticipos y préstamos a empleados Anticipos a proveedores y despachantes de aduana(2) Créditos con socios de UT y Consorcios Seguros a cobrar Diversos Provisión para otros créditos de cobro dudoso	2022 No Corriente Corriente 2.238 663 27.086 61.958 1.750 5.359 2 961 4.091 7.193 97 948 - 29.269 2.752 31.659 - 60 1.144 5.301 39.160 143.371 (2.692) (140) 36.468 143.231	2021 No Corriente Corriente 2.091 1.950 15.263 14.616 975 1.617 2 3.509 933 9.000 71 411 - 15.377 1.059 14.542 - 148 707 2.154 21.101 63.324 (1.552) (65) 19.549 63.259	2020
	No Corriente 2.238 27.086 1.750 2 4.091 97 - 2.752 - 1.144 39.160 (2.692) 36.468	No Corriente 2.091 15.263 975 2 933 71 - 1.059 - 707 21.101 (1.552) 19.549	No Corriente 548 9.283 814 2.062 740 17 - 2.334 - 177 15.975 (1.318) 14.657	Corriente
				2.330 10.060 997 2.152 3.503 263 8.525 4.143 1.133 1.339
				34.445 (76)
				34.369

(1) Para información sobre partes relacionadas, ver Nota 36.

(2) Incluye, entre otros, anticipos a despachantes de aduana que principalmente corresponden a adelantos para el pago de impuestos y derechos vinculados a la importación de combustibles y bienes.

13. CRÉDITOS POR VENTAS

3. CRÉDITOS POR VENTAS
Deudores comunes y sociedades relacionadas(1) (2) Provisión para deudores por ventas de cobro dudoso	2022 No Corriente Corriente 10.815 279.611 (9.788) (13.410) 1.027 266.201	2021 No Corriente Corriente 14.151 144.336 (9.788) (10.432) 4.363 133.904	2020
	No Corriente 10.815 (9.788) 1.027	No Corriente 14.151 (9.788) 4.363	No Corriente 17.392 (8.861) 8.531	Corriente
				118.665 (10.519)
				108.146

(1) Para información sobre partes relacionadas, ver Nota 36.

(2) Para información sobre créditos por ventas por contratos con clientes, ver Nota 24.

A continuación se describe la evolución de la provisión para deudores por ventas de cobro dudoso por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020:

Saldo al inicio del ejercicio Aumentos con cargo a resultados Disminuciones con cargo a resultados Aplicaciones por utilización Reclasificaciones Diferencias de cambio y de conversión, netas Resultado por la posición monetaria neta(1) Saldo al cierre del ejercicio	2022 No Corriente Corriente 9.788 10.432 - 3.324 - (853) - (897) - - - 2.098 - (694) 9.788 (2) 13.410	2021	Corriente 10.519 3.918 (1.857) (2.424) - 674 (398) 10.432	2020	2020
	No Corriente 9.788 - - - - - - 9.788 (2)	No Corriente 8.861 927 - - - - - 9.788 (2)		No Corriente - 2.228 - - 6.633 - - 8.861 (2)	Corriente
					6.580 10.818 (729) - (6.633) 715 (232)
					10.519

(1) Incluye el ajuste por inflación de los saldos al inicio de la provisión para deudores por ventas de cobro dudoso de las subsidiarias con moneda funcional peso el cual fue imputado a los otros resultados integrales y el ajuste por inflación del ejercicio el cual fue imputado a resultados.

(2) Incluye principalmente créditos con las distribuidoras de gas natural por las diferencias diarias acumuladas según Decreto N° 1.053/2018, ver Nota 35.c.1).

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14. INVERSIONES EN ACTIVOS FINANCIEROS

Inversiones a costo amortizado Títulos públicos(1) Títulos privados - ON Plazos fijos Inversiones a valor razonable con cambios en resultados Títulos públicos(1)	2022 No Corriente Corriente 35.664 28.675 - 532 - 14.253 (2) 35.664 43.460 - 13.029 - 13.029 35.664 56.489	2021 No Corriente Corriente 2.225 34.116 309 836 - 6.028 (2) 2.534 40.980 - 10.032 - 10.032 2.534 51.012	2020	2020
	No Corriente 35.664 - - 35.664 - - 35.664	No Corriente 2.225 309 - 2.534 - - 2.534	No Corriente - - - - - - -	Corriente
				19.052 - -
				19.052 9.882
				9.882
				28.934

(1) Ver Nota 36.

(2) Corresponde a plazos fijos con el BNA.

15. EFECTIVO Y EQUIVALENTES DE EFECTIVO

15. EFECTIVO Y EQUIVALENTES DE EFECTIVO
Caja y bancos(1) Colocaciones transitorias a corto plazo(2) Activos financieros a valor razonable con cambios en resultados(3)	2022 65.407 11.943 59.524 136.874	2021 22.923 9.566 30.189 62.678	2020
			14.843 5.189 34.586
			54.618

(1) Incluye saldos otorgados en garantía. Ver Nota 34.e).

(2) Incluye plazos fijos y otras inversiones con el BNA por 1.075 y 2.000 al 31 de diciembre de 2021 y 2020, respectivamente.

(3) Ver Nota 6.

16. PROVISIONES

La evolución de las provisiones del Grupo por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020 es la siguiente:

Saldos al 31 de diciembre de 2019 Aumentos con cargo a resultados Disminuciones con cargo a resultados Aplicaciones por utilización Reclasificaciones y otros movimientos Diferencias de cambio y de conversión, netas Resultado por la posición monetaria neta(2) Saldos al 31 de diciembre de 2020 Aumentos con cargo a resultados Disminuciones con cargo a resultados Aplicaciones por utilización Reclasificaciones y otros movimientos Diferencias de cambio y de conversión, netas Resultado por la posición monetaria neta(2) Saldos al 31 de diciembre de 2021 Aumentos con cargo a resultados Disminuciones con cargo a resultados Aplicaciones por utilización Reclasificaciones y otros movimientos Diferencias de cambio y de conversión, netas Resultado por la posición monetaria neta(2) Saldos al 31 de diciembre de 2022	Provisión para juicios y contingencias No Corriente Corriente 43.833 1.285 8.917 (3) 219 (6.331) (4) (1.039) (43) (132) (5.447) (5) 1.103 9.475 498 (35) - 50.369 1.934 40.607 (6) 199 (4.278) (3.574) (655) (676) (4.283) 3.938 7.758 383 (45) - 89.473 2.204 30.082 (6) 10 (60.624) (7) (11) (2.003) (4.301) (7.245) (8) 4.254 51.526 1.563 (126) - 101.083 3.719	Provisión para medioam	gastos de biente Corriente 1.910 - - (1.330) 2.026 12 - 2.618 - - (2.489) 6.888 6 - 7.023 - - (6.887) 7.935 12 - 8.083	Provisión para obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos No Corriente Corriente 97.107 2.265 11.117 - (5.249) - - (1.298) (13.572) (1) (346) (1) 41.185 960 - - 130.588 1.581 14.955 - (9.632) - - (1.788) (6.567) (1) 9.916 (1) 29.859 361 - - 159.203 10.070 28.139 - (7.320) - - (8.160) 31.656 (1) 15.667 (1) 125.462 5.602 - - 337.140 23.179	Tota	l
	No Corriente 43.833 8.917 (3) (6.331) (4) (43) (5.447) (5) 9.475 (35) 50.369 40.607 (6) (4.278) (655) (4.283) 7.758 (45) 89.473 30.082 (6) (60.624) (7) (2.003) (7.245) (8) 51.526 (126) 101.083	No Corriente 3.828 3.428 (224) - (2.026) 525 - 5.531 10.876 (12) - (6.888) 295 - 9.802 10.509 (257) - (7.935) 4.871 - 16.990		No Corriente 97.107 11.117 (5.249) - (13.572) (1) 41.185 - 130.588 14.955 (9.632) - (6.567) (1) 29.859 - 159.203 28.139 (7.320) - 31.656 (1) 125.462 - 337.140	No Corriente 144.768 23.462 (11.804) (43) (21.045) 51.185 (35) 186.488 66.438 (13.922) (655) (17.738) 37.912 (45) 258.478 68.730 (68.201) (2.003) 16.476 181.859 (126) 455.213	Corriente
						5.460
						219 (1.039) (2.760) 2.783 1.470 -
						6.133
						199 (3.574) (4.953) 20.742 750 -
						19.297
						10 (11) (19.348) 27.856 7.177 -
						34.981

(1) Incluye 47.323, 3.349 y (13.918) correspondientes al recálculo anual de costos por obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020, respectivamente.

(2) Incluye el ajuste por inflación de los saldos al inicio de las provisiones de las subsidiarias con moneda funcional peso el cual fue imputado a los otros resultados integrales y el ajuste por inflación del ejercicio el cual fue imputado a resultados.

(3) Incluye el devengamiento de intereses financieros de la controversia asociada a la deducción del costo por abandono de pozos de hidrocarburos por el período 2011-2017.

(4) Incluye 3.645 correspondientes al recupero del pasivo por la adhesión al régimen de moratoria ampliada por el período 2011-2013 por la controversia asociada a la deducción del costo por abandono de pozos de hidrocarburos. Ver Nota 16.a.5).

(5) Incluye 2.953 reclasificados al rubro de “Impuesto a las ganancias a pagar” por la adhesión al régimen de moratoria ampliada por el período 2011-2013 por la controversia asociada a la deducción del costo por abandono de pozos de hidrocarburos. Ver Nota 16.a.5).

(6) Incluye el devengamiento de intereses financieros de la controversia asociada a la deducción del costo por abandono de pozos de hidrocarburos por el período 2014-2017. (7) Incluye 3.358 correspondientes al recupero del pasivo por la adhesión al régimen de regularización asociado a la controversia por la deducción del costo por abandono de pozos de hidrocarburos por el período 2014-2017. Ver Nota 16.a.5).

(8) Incluye 2.374 reclasificados al rubro de “Impuesto a las ganancias a pagar” por la adhesión al régimen de regularización asociado a la controversia por la deducción del costo por abandono de pozos de hidrocarburos por el período 2014-2017. Ver Nota 16.a.5).

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16. PROVISIONES (cont.)

El Grupo es parte en una cierta cantidad de procesos laborales, comerciales, civiles, fiscales, penales, ambientales, aduaneros y administrativos que, ya sea en forma independiente o junto con otros procesos, y de resolverse en forma total o parcialmente adversa en su contra, podrían resultar en la impo sición de costos materiales, sentencias, multas u otras pérdidas. Si bien se considera que se han provisionado tales riesgos adecuadamente en base a los dictámenes y asesoramiento de nuestros asesores legales y de acuerdo con las normas contables aplicables, ciertas contingencias se encuentran sujetas a cambios a medida que se desarrolla nueva información y se obtienen los resultados de las evidencias que se presenten en las causas, entre otros. Es posible que las pérdidas resultantes de dichos riesgos, si los procedimientos se resuelven en forma adversa al Grupo, ya sea en forma parcial o total, puedan exceder significativamente las provisiones que se han establecido.

Adicionalmente, debido a su operatoria, el Grupo está sujeto a diversas leyes y regulacion es de protección del medioambiente. Ver Nota 2.c).

16.a) Provisión para juicios y contingencias

El Grupo ha provisionado los juicios pendientes, reclamos y contingencias cuya pérdida es probable y puede ser estimada razonablemente. Los juicios pendientes y contingencias más significativas provisionados se describen a continuación:

16.a.1) Pasivos y contingencias asumidas por el Estado Nacional Argentino antes de 1990

En virtud de la Ley de Privatización de YPF, el Estado Nacional se hizo cargo de ciertas obligaciones de la sociedad predecesora al 31 de diciembre de 1990. En ciertos juicios relacionados con eventos o actos que ocurrieron con anterioridad a dicha fecha, YPF ha sido requerida para anticipar el pago establecido en ciertas decisiones judiciales. YPF tiene el derecho a reclamar el reintegro de las sumas abonadas en función a la mencionada indemnidad.

En procesos judiciales en curso, YPF ha planteado su derecho a ser mantenida indemne por el Estado Nacional, por los hechos y contingencias que sean de causa anterior al 1 de enero de 1991, de acuerdo con la Ley Nº 24.145 y el Decreto Nº 546/1993.

16.a.2) Reclamos derivados de restricciones en el mercado de gas natural

• AES Uruguaiana Empreendimentos S.A. (“AESU”) y Transportadora de Gas del Mercosur S.A. (“TGM”)

Con fechas 30 de diciembre de 2016 y 4 de diciembre de 2017 YPF, AESU y Companhía do Gas do Estado do Río Grande do Sul (“SULGAS”), e YPF y TGM, respectivamente, celebraron acuerdos transaccionales por los que se puso fin a múltiples reclamos derivados en arbitrajes internacionales ante la Cámara de Comercio Internacional, relacionados con el contrato de venta de gas natural y el contrato conexo de transporte de gas natural, respectivamente, los que se habían visto afectados por circunstancias de fuerza mayor debido a medidas de redireccionamiento de gas natural de exportación al mercado interno adoptadas por el Estado Nacional.

A través de dichos acuerdos transaccionales, sin reconocer hechos ni derechos, las partes desistieron de todos los reclamos que hasta dicha fecha tenían o podían tener recíprocamente e YPF se comprometió a pagar: (i) a AESU y SULGAS la suma única y total de US$ 60 millones (pago efectivizado el 10 de enero de 2017); y (ii) a TGM la suma de US$ 114 millones (US$ 107 millones en un pago inicial efectuado el 2 de enero de 2018 y el saldo de US$ 7 millones en 7 cuotas anuales de US$ 1 millón cada una, venciendo la primera el 1 de febrero de 2018 y las restantes en igual fecha de los años subsiguientes). Además, YPF se comprometió a pagar a TGM la suma de US$ 13 millones (en 7 cuotas anuales de US$ 1,86 millones cada una, con igual vencimiento que el saldo de la indemnización) como pago a cuenta de un contrato de transporte interrumpible de exportación celebrado por las partes con vigencia hasta 2027.

A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados YPF se encuentra en cumplimiento del cronograma de pago acordado con TGM.

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16. PROVISIONES (cont.)

• Transportadora de Gas del Norte S.A. (“TGN”)

El 8 de abril de 2009 YPF promovió una demanda contra TGN ante el ENARGAS con el objeto de solicitar la terminación del contrato de transporte de gas natural suscripto con dicha compañía para el transporte de gas natural asociado a entregas bajo el contrato de exportación de gas natural firmado por AESU y otras partes. La terminación del contrato con dicha compañía se fundamenta en: (a) la imposibilidad de YPF de usar y de TGN de prestar el servicio de transporte contratado, por la conjunción de (i) la rescisión del contrato de gas natural con SULGAS/AESU y (ii) la imposibilidad legal de ceder a terceros dicho contrato en virtud de las normas vigentes; (b) la imposibilidad legal de TGN de proveer el servicio de transporte firme en los términos contratados, en razón de ciertos cambios en la legislación vigente desde el año 2004; y c) en la teoría de la imprevisión bajo los términos de la legislación Argentina en razón de la existencia de hechos extraordinarios que generan una excesiva onerosidad.

TGN notificó a YPF la rescisión del contrato de transporte invocando en ello la culpa de YPF.

TGN promovió una demanda por cumplimiento del contrato y el pago de facturas impagas por el período entre el 20 de febrero de 2007 hasta el 20 de marzo de 2009 por una suma de US$ 30 millones. Posteriormente, TGN amplió su demanda y reclamó el pago de facturas adeudadas (i) por el período entre el 20 de abril de 2009 hasta el 20 de junio de 2010 por una suma de US$ 31 millones; (ii) por el período entre el 20 de julio de 2010 hasta el 20 de noviembre de 2010 por una suma de US$ 10 millones; y (iii) por el período entre el 6 de diciembre de 2010 hasta el 4 de enero de 2011 por una suma de US$ 3 millones.

TGN también promovió una demanda por daños y perjuicios contra YPF reclamando la suma de US$ 142 millones, con más intereses y costas por la resolución del contrato de transporte.

El 16 de octubre de 2020, cumplidos los trámites probatorios, el Juzgado de Primera Instancia dictó una sentenci a por la cual resolvió: (i) declarar abstracta la pretensión de cumplimiento de contrato de transporte firme de gas natural (el “Contrato”) impetrada por TGN; (ii) hacer lugar parcialmente a la demanda presentada en la causa sobre cumplimiento del Contrato, y ordenar a YPF a pagar en concepto de facturas impagas la suma a determinar por la perita contadora designada en la etapa de ejecución de sentencia, más intereses y costas del juicio; y (iii) admitir la demanda por daños y perjuicios y ordenar a YPF a pagar una suma de US$ 231 millones más intereses y costas del juicio.

El 22 de octubre de 2020 YPF interpuso recursos de apelación contra la sentencia de primera instancia respecto de la causa de cumplimiento de contrato y la causa de daños y perjuicios.

El 16 de febrero de 2022 la Cámara de Apelaciones dictó sentencia por la cual resolvió: (i) confirmar la sentencia de primera instancia respecto de ordenar a YPF pagar en concepto de facturas impagas la suma a determinar por la perita contadora designada en la etapa de ejecución de sentencia; (ii) confirmar la condena por daños y perjuicios a YPF por la suma de US$ 231 millones más intereses, o su equivalente en pesos al tipo de cambio vendedor publicado por el BNA a la fecha de pago; (iii) disponer reducir la tasa de interés aplicable del 6% al 4% anual; y (iv) disponer costas de alzada a cargo de la parte demandada en lo relativo a la causa de daños y perjuicios y por orden de cada parte en lo relativo a la causa de cumplimiento de contrato.

El 21 de febrero de 2022 YPF interpuso recurso solicitando la corrección y/o aclaración de algunos aspectos de la sentencia de la Cámara de Apelaciones. El 7 de marzo de 2022 se resolvió favorablemente el recurso interpuesto por YPF para la corrección y/o aclaración de algunos aspectos de la sentencia de la Cámara de Apelaciones. Asimismo, en la misma fecha se interpuso recurso extraordinario contra la sentencia de la Cámara de Apelaciones, el cual fue concedido el 5 de abril de 2022 en relación con la cuestión federal planteada y denegado en relación con la arbitrariedad de dicha sentencia, interponiéndose recurso de queja por este último aspecto el 12 abril de 2022. A partir de dicha fecha, los expedientes se encontraban en la CSJN para el tratamiento de los recursos extraordinarios y de queja interpuestos.

El 3 de febrero de 2023 YPF y TGN celebraron un acuerdo transaccional por la suma de US$ 190,6 millones a pagar por YPF en 4 cuotas anuales consecutivas comenzando en 2024 por el que, sin reconocer hechos ni derechos, TGN e YPF desistieron de todos los reclamos que hasta dicha fecha tenían o podían tener recíprocamente, tornando abstractos los recursos extraordinarios y de queja interpuestos ante la CSJN. El 23 de febrero de 2023 se presentó el acuerdo ante la CSJN solicitando su homologación.

16.a.3) Asociación Unión de Usuarios y Consumidores

La Asociación Unión de Usuarios y Consumidores está reclamando (originalmente contra Repsol YPF S.A. antes de extender su reclamo a YPF) el reembolso de los precios supuestamente cobrados en exceso a los consumidores de GLP a granel entre los períodos comprendidos entre los años 1993 a 1997 y 1997 a 2001.

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16. PROVISIONES (cont.)

El 28 de diciembre de 2015 el Juzgado de Primera Instancia dictó sentencia haciendo lugar a la demanda promovida por la Asociación Unión de Usuarios y Consumidores contra YPF por las pretensiones resarcitorias del período comprendido entre los años 1993 a 1997 y condenando a la Sociedad a girar a la SE, con destino al fondo fiduciario creado por la Ley N° 26.020, la suma de US$ 98 millones con más intereses que serán calculados por el perito en la etapa de liquidación.

Por su parte, la sentencia rechaza la demanda por los conceptos correspondientes al período comprendido entre los años 1997 a 2001 por no considerar probada la existencia de posición dominante de YPF en el mercado de GLP a granel en el país. A su vez, la sentencia rechaza la demanda contra Repsol S.A. toda vez que la empresa Repsol YPF S.A. no tuvo participación accionaria en YPF, ni ningún otro tipo de vinculación, durante el período 1993 a 1997 en el que los actores sostienen que habría existido el abuso de posición dominante de YPF.

Ambas partes apelaron y el recurso de apelación fue concedido con efecto suspensivo.

El 7 de diciembre de 2017 la Sociedad fue notificada de la sentencia de Cámara de Segunda Instancia por la cual: (i) confirma las pretensiones resarcitorias del período comprendido entre los años 1993 a 1997; (ii) extiende el reclamo de la Asociación Unión de Usuarios y Consumidores por el período comprendido entre los años 1997 a 1999 por el rubro “transferencia patrimonial de los consumidores a los productores por el mayor costo del GLP”, postergando para la etapa de ejecución de sentencia la liquidación del rubro; y (iii) hace lugar parcialmente al recurso interpuesto por la parte demandada en lo que respecta al rubro “daño causado por el menor o distinto consumo de energía a raíz del mayor costo del GLP”.

Cabe señalar que la sentencia que ha sido confirmada por la Cámara de Segunda Instancia no condena a YPF a abonar a la demandante el importe que en definitiva se liquide, sino que dichos fondos deberán ser girados a la SE con destino al fondo fiduciario creado por la Ley N° 26.020, para que sean destinados a la ampliación de la red de gas natural en las zonas de menores recursos según el criterio que fije la autoridad de aplicación. La autoridad de aplicación, en el plazo de 6 meses de quedar firme la liquidación del monto de condena, deberá presentar los estudios de factibilidad correspondientes (Decreto N° 470/2015) junto con un plan de obras, que deberán comenzar a su vez en un plazo no mayor a 6 meses contados desde la presentación de los estudios de factibilidad.

Finalmente, la Sociedad interpuso recurso extraordinario contra la sentencia de Cámara de Segunda Instancia, el cual fue concedido y se elevó el expediente a la CSJN, encontrándose aún suspendida la ejecución de la sentencia de Cámara de Segunda Instancia. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, el recurso extraordinario interpuesto no ha sido resuelto.

El 2 de junio de 2021, la CSJN envió dicho expediente a la Procuración General de la Nación para que dictamine sobre la procedencia del recurso extraordinario. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados el expediente continúa en la Procuración General de la Nación.

16.a.4) Reclamos ambientales

• La Plata

En relación con la operación de la refinería que YPF posee en La Plata, existen ciertos reclamos judiciales, en su mayoría promovidos por vecinos de la zona, por (i) compensación de daños y perjuicios originados en la supuesta contaminación ambiental producida por la operación de la Refinería La Plata, y (ii) la remediación ambiental de los canales adyacentes a dicha Refinería. Estos reclamos, en caso de prosperar, podrían determinar la realización de inversiones adicionales vinculadas con la operación de la Refinería La Plata.

En 2006 YPF efectuó una presentación ante la Secretaría de Política Ambiental de la Provincia de Buenos Aires mediante la cual propicia efectuar un estudio de caracterización de los riesgos asociados a la contaminación mencionada.

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16. PROVISIONES (cont.)

El 25 de enero de 2011 YPF suscribió un convenio con el Organismo Provincial para el Desarrollo Sostenible (“OPDS”) de la Provincia de Buenos Aires, dentro del marco del Programa de Control de Remediación, Pasivos y Riesgo Ambiental creado por la Resolución N° 88/2010 del OPDS. En virtud de dicho convenio las partes acordaron llevar a cabo un programa de trabajo conjunto en los canales que circundan a la Refinería La Plata, que tendría una duración de 8 años, y que implicaba acciones de caracterización y análisis de riesgo de los sedimentos de los canales. En el convenio se establece que, en caso de que el análisis de riesgo identifique escenarios que presenten la necesidad de implementar acciones correctivas, se analizarán las alternativas o técnicas disponibles y se determinarán las acciones necesarias para su implementación. También se contempla la realización de un estudio de datación del material depositado con el fin de establecer la responsabilidad del Estado Nacional, teniendo en cuenta su obligación de mantener indemne a YPF establecida en el artículo 9 de la Ley N° 24.145 de Privatización de YPF. En 2021, dicho estudio arrojó como resultado que entre el 88% y 91% de los hidrocarburos presentes en los canales se depositaron antes de 1991. En dicho contexto YPF, con la conformidad del OPDS, ha llevado adelante diversos estudios y caracterizaciones a través de consultores especializados cuyos avances han sido puestos en conocimiento del organismo provincial. El convenio fue reemplazado mediante Resolución N° 380/2019 del OPDS que aprueba la modalidad de remediación sugerida por YPF (recuperación natural monitoreada) por 24 meses. YPF ha respondido todos los puntos solicitados por el OPDS y solicitó la prórroga de dicha Resolución. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consol idados dicha solicitud se encuentra pendiente.

En el marco de uno de los reclamos judiciales antes mencionados, el 7 de febrero de 2021 la Sociedad fue notificada de una sentencia de primera instancia mediante la cual se consideró que el daño ambiental se encontraba acreditado, por lo que dispuso la obligación de cese y recomposición del daño ambiental respecto a los canales de la Refinería La Plata. Dicha sentencia determinó que la responsabilidad por los daños es mancomunada entre las codemandadas y deter minó los porcentajes de responsabilidad: 90% para YPF (80% sobre el Estado Nacional y 20% sobre YPF) y 10% para 2 empresas codemandadas. Dicha sentencia ha sido apelada por la Sociedad.

• Quilmes

En relación con una pérdida de combustible en el poliducto La Plata - Dock Sud (Progresiva 37), que actualmente opera YPF, ocurrido en el año 1988 siendo YPF una sociedad del Estado Nacional, como consecuencia de un hecho ilícito que generó la rotura del poliducto, existen ciertos reclamos judiciales, en su mayoría promovidos por vecinos de la zona donde reclaman (i) la indemnización por daños personales supuestamente ocasionados por dicho evento y (ii) la remediación ambiental. Estos procesos se encuentran en etapa probatoria. El combustible habría aflorado y se hizo perceptible en noviembre de 2002, lo que ha motivado desde ese entonces la realización por parte de YPF de tareas de remediación en la zona afectada bajo la supervisión de la autoridad ambiental de la Provincia de Buenos Aires.

El Estado Nacional negó ser responsable de mantener indemne a YPF en este caso, por lo que se lo ha demandado para obtener una decisión judicial declarando la nulidad de dicha decisión, la cual aún está pendiente de resolución.

• Otros procesos judiciales ambientales

Adicionalmente a lo previamente mencionado, el Grupo tiene otros procesos judiciales activos en materia ambiental donde se reclaman (i) daños y perjuicios individuales y/o (ii) la remediación ambiental y/o (iii) daños y perjuicios colectivos. Dichos procesos se encuentran vinculados a la actividad que el Grupo desarrolla en distintas jurisdicciones del país. En todos estos casos, considerando la información disponible a la fecha, el tiempo estimado que resta hasta la finalización del proceso y los resultados de las evidencias adicionales que se presenten en la continuación de los litigios, el Grupo ha provisionado su mejor estimación respecto a los valores objeto de los reclamos.

16.a.5) Reclamos fiscales

• Controversia por la deducción del costo por abandono de pozos de hidrocarburos

La Sociedad ha registrado el costo por abandono de pozos de hidrocarburos de acuerdo con el criterio detallado en la Nota 2.b.6) y, ante la inexistencia de un tratamiento específico sobre dicha cuestión en la Ley de Impuesto a las Ganancias y su Decreto Reglamentario, ha deducido el cargo por costos de abandono de pozos de hidrocarburos en el cálculo de dicho impuesto, en base al criterio general de la norma impositiva para la deducción de gastos (criterio del devengado). Sin embargo, esta interpretación ha sido objetada por la AFIP que admitiría su deducción una vez que el gasto ha sido realizado.

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16. PROVISIONES (cont.)

La AFIP entiende que la deducción de los gastos por abandono de pozos de hidrocarburos se debe diferir hasta la oportunidad en que el contribuyente proceda al abandono, una vez que los pozos han agotado su sustancia, en tanto considera al abandono del pozo como el hecho generador del devengamiento del gasto por abandono de pozos de hidrocarburos.

Por su parte, la Sociedad, como así también otras compañías de la industria petrolera, entienden que el hecho sustancial generador del gasto por abandono de pozos de hidrocarburos lo constituye la mera perforación, en tanto con la perforación se concreta el impacto ambiental y, en consecuencia, a partir de ese momento nace la obligación de reparar dicho impacto (abandono). Asimismo, dicha obligación no se encuentra sujeta a condición alguna ya que no existe ningún hecho futuro o incierto al que se haya sujetado la misma pues el agotamiento inevitablemente ocurrirá. La Sociedad ha tomado conocimiento de que controversias similares han sido planteadas por la AFIP a otras compañías de la industria petrolera.

En este sentido, en junio de 2016, la SRH del MINEM, organismo competente para aclarar el origen de la obligación legal en la materia y en respuesta a una consulta de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocar buros, se expidió en línea con la posición de las compañías y concluyó que el hecho sustancial generador del gasto por abandono de pozos de hidrocarburos lo constituye la perforación.

Esta respuesta a la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos ha sido informada a la AFIP tanto por la propia SRH como por YPF, pero con distintos cuestionamientos la AFIP desconoció dicha posición.

El 29 de diciembre de 2016 la Sociedad fue notificada de 2 resoluciones determinativas ajustando el impuesto a las ganancias por los períodos fiscales 2005 a 2009. El 20 de febrero de 2017 YPF presentó el correspondiente recurso de apelación ante el TFN.

El 15 de junio de 2018 la Sociedad fue notificada de la resolución determinativa ajustando el impuesto a las ganancias del período fiscal 2010. El 10 de julio de 2018 la Sociedad presentó el recurso de apelación correspondiente ante el TFN.

El 7 de noviembre de 2018 la Sociedad fue notificada por la AFIP del inicio del procedimiento determinativo respecto del ajuste proyectado por los períodos fiscales 2011 a 2016. La Sociedad presentó su descargo ante la AFIP el 21 de diciembre de 2018.

El 6 de mayo de 2019 se publicó en el BO la Resolución General AFIP N° 4.477/2019 que establecía un régimen de facilidades de pago respecto de las deudas por obligaciones impositivas ante el TFN, cuya adhesión expiraba el 31 de agosto de 2019, con la opción de adherirse desde el 15 de mayo hasta el 25 de junio en condiciones más ventajosas.

La Sociedad, teniendo en consideración la opinión de sus asesores externos, y sin perjuicio de los méritos técnicos para defender su posición, evaluó los planes de facilidades de pago mencionados y el 19 de junio de 2019 adhirió al régimen establecido por dicha Resolución General AFIP N° 4.477/2019 por 5.734 terminando así con la controversia correspondiente a los períodos fiscales 2005 a 2010 que se encontraba en instancia del TFN.

El 3 de febrero de 2020 la Sociedad fue notificada por la AFIP del inicio del procedimiento determinativo respecto del ajuste proyectado por el período fiscal 2017. La Sociedad presentó su descargo ante la AFIP el 17 de marzo de 2020.

El 26 de agosto de 2020 se publicó en el BO la Ley N° 27.562, la cual amplía el régimen de regularización de obligaciones impositivas, previsionales y aduaneras originariamente establecido por la Ley N° 27.541, que fuera reglamentado por la Resolución General AFIP N° 4.816/2020.

La Sociedad, teniendo en consideración la opinión de sus asesores externos, y sin perjuicio de los méritos técnicos para defender su posición, evaluó el régimen de regularización de la Ley N° 27.562 para el impuesto a las ganancias y para las compensaciones realizadas oportunamente con los saldos a favor generados por dicho impuesto, y el 30 de noviembre de 2020 adhirió al mencionado régimen, terminando así con la controversia correspondiente a los períodos fiscales 2011 a 2013 por 2.953. Asimismo, procedió a refinanciar por 1.326 la deuda de los períodos fiscales 2005 a 2010 oportunamente regularizada bajo el régimen de la Resolución General AFIP N° 4.477/2019.

El 9 de junio de 2021 YPF renunció a la prescripción correspondiente al período fiscal 2014 a efectos de que los fundamentos del descargo presentado por la Sociedad el 21 de diciembre de 2018 pudieran ser analizados por la AFIP en el marco del expediente administrativo.

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16. PROVISIONES (cont.)

La Sociedad, teniendo en consideración la opinión de sus asesores externos y sin perjuicio de los méritos técnicos para defender su posición, evaluó el régimen de regularización de la Ley N° 27.653 para el impuesto a las ganancias y las compensaciones realizadas oportunamente con los saldos a favor generados por dicho impuesto y el 30 de marzo de 2022 adhirió al mencionado régimen, terminando así con la controversia correspondiente a los períodos fiscales 2014 a 2017 por 2.374.

Respecto a los periodos posteriores al 2018 inclusive, cabe destacar que, a partir de la Ley N° 27.430 (“Reforma Tributaria“) promulgada en diciembre de 2017, se admitió la deducción de los gastos por abandono de pozos de hidrocarburos al momento de la perforación al considerarlos como parte del costo de inversión, con independencia del período en que se realice la efectiva erogación.

16.a.6) Otros juicios pendientes

En el curso normal de sus negocios el Grupo ha sido demandado en numerosos procesos judiciales en los fueros laboral, civil y comercial. La Sociedad, en consulta con sus asesores legales externos, ha constituido una provisión considerando a tales fines la mejor estimación, sobre la base de la información disponible a la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, incluyendo honorarios y costas judiciales.

16.b) Provisión para gastos de medioambiente y obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos

En base al programa de remediación actual del Grupo se han provisionado las obligaciones ambientales cuyas evaluaciones y/o saneamientos son probables y se pueden estimar razonablemente.

17. IMPUESTO A LAS GANANCIAS

El cálculo del cargo devengado contablemente por el impuesto a las ganancias para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020 es el siguiente:

Impuesto a las ganancias corriente Impuesto diferido Impuesto a las ganancias - Abandono de pozos	2022 (5.581) (105.279) (110.860) 1.948 (1) (108.912)	2021 (1.882) (62.527) (64.409) - (64.409)	2020 (1.247) (19.752) (20.999) 6.410 (1) (14.589)

(1) Correspondientes al efecto por el régimen de regularización asociado a la controversia por la deducción del costo por abandono de pozos de hidrocarburos. Ver Nota 16.a.5).

La conciliación entre el cargo a resultados por impuesto a las ganancias correspondiente a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020 y el que resultaría de aplicar la tasa impositiva vigente sobre el resultado neto antes de impuesto a las ganancias que surge de los estados de resultados integrales consolidados de cada ejercicio, es la siguiente:

Resultado neto antes de impuesto a las ganancias Tasa impositiva vigente promedio Tasa impositiva vigente promedio aplicada al resultado neto antes de impuesto a las ganancias Efecto de la valuación de propiedades, planta y equipo y activos intangibles, neto Efecto de las diferencias de cambio y otros resultados asociados a la valuación de la moneda, neto(1) Efecto de la valuación de inventarios Resultado de las inversiones en asociadas y negocios conjuntos Efecto por cambio de tasa impositiva Efecto por régimen de regularización asociado a la controversia por la deducción del costo por abandono de pozos de hidrocarburos Intereses relacionados con el plan de facilidades de pago por la controversia asociada a la deducción del costo por abandono de pozos de hidrocarburos Diversos Cargo a resultados por impuesto a las ganancias	2022 399.176 26,19% (4) (104.538) 19.956 (13.381) (34.732) 14.521 (3.275) (2) (3) 1.948 - 10.589 (108.912)	2021 63.601 34,37% (4) (21.857) 49.300 (49.946) (10.503) 9.442 (40.743) (3) - - (102) (64.409)	2020 (56.428) 30,00% 16.928 (62.218) 24.242 (11.102) 3.981 4.286 (2) 6.410 (657) 3.541 (14.589)

(1) Incluye el efecto del ajuste por inflación impositivo.

(2) Corresponde a la remedición de los saldos de impuesto diferido a la tasa estimada vigente al momento de su reversión, ver Notas 2.b.15) y 35.e.1).

(3) Corresponde al efecto del cambio de la tasa impositiva sobre los saldos diferidos iniciales a la tasa estimada vigente al momento de su reversión, corr espondientes a la modificación establecida por la Ley N° 27.630. Ver Nota 35.e.1).

(4) Corresponde a la tasa impositiva proyectada promedio de YPF y sus subsidiarias de acuerdo con la modificación de la Ley N° 27.630. Ver Nota 35.e.1).

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17. IMPUESTO A LAS GANANCIAS (cont.)

Asimismo, las composiciones del Impuesto a las ganancias a pagar, Activo por impuesto diferido, neto y Pasivo por impuesto diferido, neto al 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020 son las siguientes:

Impuesto a las ganancias a pagar	2022 No Corriente Corriente 4.588 (2) 4.711 (1)	2021	Corriente 1.336 (1)	2020	Corriente 740 (1)
	No Corriente 4.588 (2)	No Corriente 3.026 (2)		No Corriente 3.571 (2)

• (1) Incluye 1.078, 513 y 513 correspondientes a las 12 cuotas de los regímenes de regularización asociados a la controversia por la deducción del costo por abandono de pozos de hidrocarburos al 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020, respectivamente (ver Nota 16.a.5)). Adicionalmente, incluye la provisión asociada al cargo por impuesto corriente neto de créditos fiscales no utilizados y quebrantos impositivos existentes.

• (2) Incluye 4.574, 3.009 y 3.551 correspondientes a las cuotas restantes de los regímenes de regularización asociados a la controversia por la deducción del costo por abandono de pozos de hidrocarburos al 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020, respectivamente. Ver Nota 16.a.5).

Activos impositivos diferidos Provisiones y otros pasivos no deducibles Quebrantos Diversos Total activo impositivo diferido Pasivos impositivos diferidos Propiedades, planta y equipo y otros(1) Ajuste por inflación impositivo(2) Diversos Total pasivo impositivo diferido Total impuesto diferido, neto(3)	2022 27.205 29.620 247 57.072 (180.479) (170.961) (9.330) (360.770) (303.698)	2021 39.028 2.763 1.637 43.428 (156.554) (66.056) (4.076) (226.686) (183.258)	2020
			14.701 82.601 1.629
			98.931
			(144.900) (67.107) (3.904)
			(215.911)
			(116.980)

(1) Incluye el impuesto diferido correspondiente a Propiedades, planta y equipo, Activos intangibles, Inventarios, Activo por derecho de uso y Pasivos por arrendamientos, netos.

(2) Incluye el efecto por el diferimiento del ajuste por inflación impositivo. Ver apartado “Ley de Presupuesto 2023 - Diferimiento del ajuste por inflación impositivo” de la Nota 35.e.1). (3) Incluye (15.161), (3.751) y (1.957) al 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020, respectivamente, correspondientes al ajuste por inflación del pasivo diferido al inicio de las subsidiarias con moneda funcional peso el cual fue imputado a los otros resultados integrales.

Los activos por impuesto diferido reconocen los quebrantos impositivos en la medida en que su compensación a través de ganancias impositivas futuras sea probable. Al 31 de diciembre de 2022 el Grupo ha reconocido quebrantos impositivos por 8.151 y 21.469 que pueden ser compensados de acuerdo con las leyes impositivas vigentes con ganancias impositivas hasta el ejercicio 2025 y 2027, respectivamente.

A efectos de utilizar por completo el activo por impuesto diferido, el Grupo necesitará generar ganancias impositivas futuras. Con base en el nivel de ganancias históricas impositivas y las proyecciones futuras en los ejercicios en que los activos por impuesto diferido son deducibles, la Sociedad estima que al 31 de diciembre de 2022 es probable que el Grupo realice todos los activos por impuesto diferido registrados.

Al 31 de diciembre de 2022 no existen activos por impuestos diferidos no registrados. El crédito por quebrantos impositivos no registrado por el Grupo ascendía a 3.789 con vencimiento entre los años 2022 y 2025 y 956 con vencimiento entre los años 2021 y 2025 al 31 de diciembre de 2021 y al 31 de diciembre 2020, respectivamente.

Al 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020 se han clasificado como activo por impuesto diferido 3.010, 1.921 y 2.629, respectivamente, y como pasivo por impuesto diferido 306.708, 185.179 y 119.609, respectivamente, que surgen de las posiciones netas de impuesto diferido de cada una de las sociedades individuales que forman parte de los presentes estados financieros consolidados.

El 28 de marzo de 2019 la Sociedad adhirió al revalúo impositivo establecido en la Ley N° 27.430 po r la categoría de “Minas, canteras, bosques y bienes análogos”. Dicha adhesión permite una mayor deducción de la depreciación de los bienes revaluados en el impuesto a las ganancias afectando en consecuencia la registración del impuesto diferido.

18. CARGAS FISCALES

18. CARGAS FISCALES
Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 9 - MARZO - 2023 IVA Retenciones y percepciones Regalías Impuesto a los combustibles IIBB Diversos	Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 9 - MARZO - 2023 DELOITTE & Co. S.A. C.P.C.E.C.A.B.A. T° 1 - F° 3 2022 2021 No Corriente Corriente No Corriente Corriente - 4.615 - 2.002 - 8.045 - 3.251 - 13.682 - 6.304 - - - 711 - 1.490 - 322 185 2.828 201 2.081 185 30.660 201 14.671	2020
		No Corriente - - - - - 215 215	Corriente
			3.523 1.838 3.886 3.142 227 3.148
			15.764

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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2022, 2021 Y 2020

YPF SOCIEDAD ANONIMA

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19. REMUNERACIONES Y CARGAS SOCIALES

Remuneraciones y cargas sociales Provisión por bonificaciones e incentivos Provisión por vacaciones Otros beneficios a los empleados(1)	2022 No Corriente Corriente - 11.987 - 20.088 - 13.608 215 6.939 215 52.622	2021 No Corriente Corriente - 4.955 - 6.874 - 7.196 3.262 4.434 3.262 23.459	2021 No Corriente Corriente - 4.955 - 6.874 - 7.196 3.262 4.434 3.262 23.459
	No Corriente - - - 215 215	No Corriente - - - 3.262 3.262	No Corriente - - - 3.860 3.860

(1) Incluye el plan de retiro voluntario ejecutado por el Grupo.

20. PASIVOS POR ARRENDAMIENTOS

20. PASIVOS POR ARRENDAMIENTOS
Pasivos por arrendamientos	2022 No Corriente Corriente 48.224 52.061	2021 No Corriente Corriente 28.335 27.287	2020
	No Corriente 48.224	No Corriente 28.335	No Corriente 24.172	Corriente
				22.098

Dichos pasivos se encuentran descontados a las siguientes tasas:

Plazo de arrendamiento De 0 a 1 año De 1 a 2 años De 2 a 3 años De 3 a 4 años De 4 a 5 años De 5 a 9 años A más de 9 años	2022 6.833 35.184 25.374 14.394 7.624 8.000 2.876 100.285	Tasa efectiva promedio mensual utilizada 1,07% 1,54% 1,23% 1,28% 0,95% 0,79% 0,82%	2021 3.312 11.952 15.318 11.134 4.310 8.836 760 55.622	Tasa efectiva promedio mensual utilizada 0,80% 1,03% 1,15% 1,25% 0,96% 0,89% 0,80%	2020 5.370 10.544 6.602 9.610 2.674 7.917 3.553 46.270	Tasa efectiva promedio mensual utilizada
						0,93% 0,76% 0,79% 0,87% 0,92% 0,92% 0,82%

La actualización financiera devengada en los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020 proveniente de los contratos por arrendamientos asciende a 9.961, 5.331 y 5.706, respectivamente. De dicha actualización 8.171, 4.311 y 4.739 fueron expuestos en la línea de “Actualizaciones financieras” en los costos financieros del rubro de “Resultados financieros, netos” del estado de resultados integrales, y 1.790, 1.020 y 967 fueron capitalizados en el rubro de “Propiedades, planta y equipo” por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020, respectivamente.

Al 31 de diciembre de 2022 los vencimientos de los pasivos relacionados con los contratos por arrendamiento s se encuentran expuestos en la Nota 4.

La evolución de los pasivos por arrendamientos del Grupo por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020 es la siguiente:

2020 es la siguiente:
	2022	2021	2020
Saldo al inicio del ejercicio	55.622	46.270	61.780
Altas de arrendamientos	45.328	27.745	11.421
Aumentos por actualizaciones financieras Bajas de arrendamientos	9.961 (2.626)	5.331 (4.352)	5.706 (28.914)	(2)
Pagos	(44.960)	(28.526)	(23.290)
Diferencias de cambio y de conversión, netas Resultado por la posición monetaria neta(1)	36.879 81	9.213 (59)	19.548 19
Saldo al cierre del ejercicio	100.285	55.622	46.270

(1) Incluye el ajuste por inflación de los saldos al inicio de los pasivos por arrendamientos de las subsidiarias con moneda funcional peso el cual fue imputado a los otros resultados integrales y el ajuste por inflación del período el cual fue imputado a resultados.

(2) Incluye la baja por el contrato de charter de la barcaza licuefactora con Exmar Energy Netherlands B.V., ver Nota 34.d).

El total de los cargos imputados al resultado integral del ejercicio y de las capitalizaciones por los arrendamientos de corto plazo y bajo valor, y por los arrendamientos de pagos variables relacionados con el rendimiento y/o uso del activo subyacente, asciende a 28.265, 10.953 y 11.764 al 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020, respectivamente.

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YPF SOCIEDAD ANONIMA

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21. PRÉSTAMOS

21. PRÉSTAMOS
En pesos ON(4) Prefinanciaciones de exportaciones Préstamos financieros Adelantos en cuenta corriente En monedas distintas del peso ON(2) (3) Prefinanciaciones de exportaciones (5) Financiación de importaciones Préstamos financieros	Tasa de interés (1) 69,09% - 69,18% - 90,46% - 90,83% 69,50% - 72,00% 1,50% - 10,00% 2,20% - 5,50% 6,72% - 8,57% 2,68% - 19,75%	Vencimiento 2023-2024 - 2024 2023 2023-2047 2023 2023 2023-2027	2022 No Corriente Corriente 11.374 1.022 - - 8.136 4.359 - 12.487 19.510 17.868 990.512 146.569 - 3.971 - 3.647 43.174 29.753 1.033.686 183.940 1.053.196 201.808	2021 No Corriente Corriente 6.897 5.700 - - 13.955 7.220 - 794 20.852 13.714 636.822 55.517 1.256 4.358 - 330 11.605 12.761 649.683 72.966 670.535 86.680	2020
			No Corriente 11.374 - 8.136 - 19.510 990.512 - - 43.174 1.033.686 1.053.196	No Corriente 6.897 - 13.955 - 20.852 636.822 1.256 - 11.605 649.683 670.535	No Corriente 6.435 - 5.375 - 11.810 496.377 12.608 - 6.780 515.765 527.575	Corriente
						17.254 5.465 6.818 -
						29.537
						62.052 25.662 - 33.480
						121.194
						150.731

(1) Tasa de interés nominal anual vigente al 31 de diciembre de 2022.

(2) Se exponen netas de 1.534 y 360 de ON propias en cartera recompradas mediante operaciones en el mercado abierto, al 31 de diciembre de 2022 y 2021, respectivamente.

(3) Incluye 92.640, 61.811 y 20.946 al 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020, respectivamente, de valor nominal que serán canceladas en pesos al tipo de cambio aplicable según las condiciones de la serie emitida.

(4) Incluye 4.602 y 4.602 al 31 de diciembre de 2021 y 2020, respectivamente, de valor nominal que serán canceladas en dólares al tipo de cambio aplicable según las condiciones de la serie emitida.

(5) Incluye 174 y 4.791 al 31 de diciembre de 2021 y 2020, respectivamente, por prefinanciaciones de exportaciones otorgadas por el BNA que devengan interés a una tasa promedio ponderada del 5,50% y 5,85%, respectivamente.

A continuación se incluye la evolución de los préstamos por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020:

Saldo al inicio del ejercicio Tomas de préstamos Pagos de préstamos Pagos de intereses Adelantos en cuenta corriente, netos Intereses devengados(1) Diferencias de cambio y de conversión, netas Resultado por canje de deuda Resultado por la posición monetaria neta(2) Saldo al cierre del ejercicio	2022 757.215 49.265 (94.517) (73.123) 11.693 91.714 514.249 - (1.492) 1.255.004	2021 678.306 91.512 (155.902) (58.454) 794 66.950 136.280 (1.855) (416) 757.215	2020
			526.760
			127.979 (163.874) (60.681) - 58.979 187.455 2.097 (409)
			678.306

(1) Incluye costos financieros capitalizados.

(2) Incluye el ajuste por inflación de los saldos al inicio de los préstamos de las subsidiarias con moneda funcional peso el cual fue imputado a los otros resultados integrales y el ajuste por inflación del ejercicio el cual fue imputado a resultados.

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21. PRÉSTAMOS (cont.)

Se indican a continuación las principales características de las ON emitidas:

Mes Año Valor nominal YPF - 1998 US$ 15 Abril, Febrero, Octubre 2014/15/16 US$ 1.522 Septiembre 2014 $ 1.000 Abril 2015 US$ 1.500 Octubre 2015 $ 2.000 Marzo, Enero 2016/20 $ 5.455 Marzo 2016 US$ 1.000 Mayo 2017 $ 4.602 Julio, Diciembre 2017 US$ 1.000 Diciembre 2017 US$ 750 Junio 2019 US$ 500 Enero 2020 $ 2.112 Enero, Marzo 2020 $ 5.006 Enero 2020 US$ 10 Marzo 2020 US$ 9 Marzo 2020 US$ 4 Mayo 2020 US$ 93 Junio 2020 US$ 78 Julio 2020 US$ 543 Diciembre, Febrero 2020/21 US$ 143 Diciembre 2020 $ 2.316 Febrero 2021 US$ 775 Febrero 2021 US$ 748 Febrero 2021 US$ 576 Febrero 2021 $ 4.128 Julio 2021 US$ 384	Ref. (1) (6) (2) (4) (6) (2) (6) (7) (2) (6) (2) (6) (7) (2) (4) (6) (2) (6) (2) (6) (8) (2) (6) (2) (6) (6) (9) (6) (9) (6) (9) (5) (6) (9) (6) (9) (6) (9) (5) (6) (9) (5) (6) (9) (6) (9) (5) (6) (9) (6) (9) (6) (9) (6) (9) (6) (9) (6) (9) (10) (4) (5) (9)	Clase - Clase XXVIII Clase XXXIV Clase XXXIX Clase XLIII Clase XLVI Clase XLVII Clase LII Clase LIII Clase LIV Clase I Clase V Clase VI Clase VII Clase VIII Clase IX Clase XI Clase XII Clase XIII Clase XIV Clase XV Clase XVI Clase XVII Clase XVIII Clase XIX Clase XX	Tasa de interés (3) Fija 10,00% Fija 8,75% BADLAR + 0,1% 69,09% Fija 8,50% BADLAR 69,18% - - - - - - Fija 6,95% Fija 7,00% Fija 8,50% - - - - - - - - - - - - - - Fija 8,50% Fija 2,00% - - Fija 4,00% Fija 2,50% Fija 1,50% Fija 3,50% Fija 5,75%	Vencimiento 2028 2024 2024 2025 2023 - - - 2027 2047 2029 - - - - - - - 2025 2023 - 2026 2029 2033 2024 2032	2022 No corriente Corriente 2.624 42 61.318 48.336 167 228 200.391 7.192 - 756 - - - - - - 144.816 4.341 93.728 263 70.327 67 - - - - - - - - - - - - - - 22.498 15.925 - 24.649 - - 95.886 42.194 134.539 - 96.356 1.836 11.207 38 68.029 1.724 1.001.886 147.591	2021 No corriente Corriente 1.521 26 62.193 28.598 334 213 116.140 4.167 667 755 - - - - - 4.712 83.658 2.531 54.702 154 40.740 39 - - - - - - - - - - - - - 7.688 21.652 9.353 14.701 22 - - 75.944 899 73.484 18 52.658 1.015 5.896 20 39.429 1.007 643.719 61.217	2020	2020
					No corriente 2.624 61.318 167 200.391 - - - - 144.816 93.728 70.327 - - - - - - - 22.498 - - 95.886 134.539 96.356 11.207 68.029 1.001.886	No corriente 1.521 62.193 334 116.140 667 - - - 83.658 54.702 40.740 - - - - - - - 21.652 14.701 - 75.944 73.484 52.658 5.896 39.429 643.719	No corriente 1.245 127.938 500 126.075 1.333 - - 4.602 84.920 62.309 41.828 - - - - - - 6.587 39.784 5.691 - - - - - - 502.812	Corriente
								20 2.705 224 4.554 794 6.116 35.488 110 2.588 176 40 2.261 5.366 840 755 331 7.836 5 6.706 8 2.383 - - - - -
								79.306

(1) Corresponde al Programa Global 1997 por un monto de US$ 1.000 millones.

(2) Corresponde al Programa Global 2008 por un monto de US$ 10.000 millones.

(3) Tasa de interés nominal anual vigente al 31 de diciembre de 2022.

(4) La ANSES y/o el Fondo Argentino de Hidrocarburos han participado de la suscripción primaria de estos títulos, los cuales pueden, a criterio de los respectivos tenedores, ser posteriormente negociados en los mercados de valores en donde los títulos se encuentran autorizados a cotizar.

(5) La moneda de pago de esta emisión es el peso al tipo de cambio aplicable de acuerdo con las condiciones de la serie emitida.

(6) A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados el Grupo ha dado cumplimiento total al destino de los fondos detallados en los suplementos de precios correspondientes.

(7) ON calificadas como inversión productiva computable para el punto 35.8.1, inciso K del Reglamento General de la Actividad Aseguradora de la Superintendencia de Seguros de la Nación.

(8) La moneda de pago de esta emisión es el dólar al tipo de cambio aplicable de acuerdo con las condiciones de la serie emitida.

(9) Corresponde al Régimen de Emisor Frecuente por un monto de US$ 7.215 millones.

(10) La moneda de pago de esta emisión es el peso al valor UVA aplicable de acuerdo con las condiciones de la serie emitida.

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21. PRÉSTAMOS (cont.)

Canje de ON

El 2 de julio de 2020 YPF ofreció las ON Clase XIII denominadas en dólares a tasa fija del 8,5% amortizables con vencimiento en 2025 por un valor nominal de hasta US$ 950 millones y un pago de US$ 100 en efectivo por cada US$ 1.000 en monto de capital, a ser emitidas en canje por las ON Clase XLVII emitidas el 23 de marzo de 2016 por un valor nominal de US$ 1.000 millones con vencimiento en 2021.

Asimismo, el 13 de julio de 2020, YPF anunció ciertas modificaciones relacionadas con la oferta, ofreciendo las ON Clase XIII por un valor nominal de hasta US$ 925 millones y un pago de US$ 125 en efectivo por cada US$ 1.000 en monto de capital.

El 31 de julio de 2020 se produjo el cierre final de la operación. El valor nominal de las ON Clase XLVII presentadas al canje fue de US$ 587,3 millones, representando una adhesión del 58,73%. Como resultado de la operación, YPF emitió ON Clase XIII por US$ 542,8 millones y efectuó un pago de US$ 90 millones en efectivo (incluyendo los intereses devengados y no pagados por las ON Clase XLVII).

YPF evaluó si los instrumentos sujetos a canje eran sustancialmente diferentes, considerando tanto aspectos cualitativos (por ejemplo, moneda, plazo y tasa) como cuantitativos (si el valor presente de los flujos de efectivo descontados baj o las nuevas condiciones, incluyendo cualquier comisión pagada neta de cualquier comisión recibida, y utilizando para hacer el descuento la tasa de interés efectiva original, difiere al menos en un 10% del valor presente descontado de los flujos de efectivo que todavía resten del pasivo financiero original). En este sentido, la Sociedad reconoció el canje de las ON como una modificación de acuerdo con la NIIF 9 debido a que los instrumentos sujetos a canje no son sustancialmente diferentes. Como resultado de la operación, YPF reconoció en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 una pérdida de 2.097 (ver Nota 28).

En el contexto de las restricciones cambiarias planteadas por el BCRA (ver Nota 35.g)) y para dar cumplimiento a dicha normativa por medio del refinanciamiento alcanzado en julio de 2020 en relación con las ON Clase XLVII con vencimiento en 2021, y con el objetivo adicional de alivianar los compromisos financieros de la Sociedad para los próximos 2 años, el 7 de enero de 2021 YPF lanzó una oferta de canje de las ON Clases XLVII, XXVIII, XIII, XXXIX, LIII, I y LIV (“Obligaciones Negociables Existentes”), por nuevas ON Clases XVI, XVII y XVIII (“Obligaciones Negociables Nuevas”) denominadas en dólares a tasa fija creciente, las cuales varían entre el 1,5% y el 9%, amortizables entre los años 2023 y 2033, incluyendo un pago inicial en efectivo para las ON Clase XLVII.

Las Obligaciones Negociables Nuevas contienen covenants, similares a las Obligaciones Negociables Existentes. Adicionalmente, las ON Clase XVI se encuentran garantizadas por (i) la cesión de derechos de cobro generados por la exportación de ciertos productos en virtud de acuerdos de venta celebrados por YPF con clientes ampliamente reconocidos en el mercado y (ii) por una prenda en primer grado de privilegio sobre acciones de YPF EE que representan el 50% del capital social en circulación y derechos de voto de esta compañía, mientras se mantenga en circulación al menos el 50% del capital de las ON Clase XVI.

El 11 de febrero de 2021, habiendo concluido el período de participación temprana para los tenedores de la ON Clase XLVII y la oferta de canje para el resto de las Obligaciones Negociables Existentes, YPF alcanzó un nivel de participación global al canje del 32% y del 59,8% de la ON Clase XLVII. Con dichos resultados y considerando que la refinanciación de pagos de capital e intereses de todas las Obligaciones Negociables Existentes que ingresaron al canje supera ampliamente el requerimiento de refinanciación del 60% de la ON Clase XLVII, ese mismo día el BCRA aprobó el acceso por parte de YPF al Mercado de Cambios para realizar el pago del componente en efectivo ofrecido a los tenedores que presentaron la ON Clase XLVII en canje y para pagar las ON XLVII no canjeadas a su fecha de vencimiento.

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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2022, 2021 Y 2020

YPF SOCIEDAD ANONIMA

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21. PRÉSTAMOS (cont.)

En consecuencia, con fechas 12 de febrero de 2021 y 1 de marzo (fecha de cierre de participación tardía de tenedores de la ON Clase XLVII) YPF emitió las nuevas ON Clases XVI, XVII y XVIII por un monto de capital de US$ 775,8 millones, US$ 747,8 millones y US$ 575,6 millones, respectivamente, y se recibieron instrucciones de presentación al canje relacionadas con las Obligaciones Negociables Existentes según se detalla a continuación:

• ON Clase XLVII por un monto de capital de US$ 247,3 millones.

• ON Clase XXVIII por un monto de capital de US$ 656,4 millones.

• ON Clase XIII por un monto de capital de US$ 201,7 millones.

• ON Clase XXXIX por un monto de capital de US$ 368,2 millones.

• ON Clase LIII por un monto de capital de US$ 190,7 millones.

• ON Clase I por un monto de capital de US$ 101,0 millones.

• ON Clase LIV por un monto de capital de US$ 213,4 millones.

YPF evaluó si los instrumentos sujetos a canje eran sustancialmente diferentes, considerando tanto aspectos cualitativos (por ejemplo, moneda, plazo y tasa) como cuantitativos (si el valor presente de los flujos de efectivo descontados bajo las nuevas condiciones, incluyendo cualquier comisión pagada neta de cualquier comisión recibida, y utilizando para hacer el descuento las tasas de interés efectivas originales, difiere al menos en un 10% del valor presente descontado de los flujos de efectivo que todavía resten de los pasivos financieros originales). En este sentido, la Sociedad reconoció el canje de las ON como una modificación de acuerdo con la NIIF 9 debido a que los instrumentos sujetos a canje no son sustancialmente diferentes. Como resultado de la operación, YPF reconoció en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2021 una ganancia de 1.855 (ver Nota 28).

22. OTROS PASIVOS

Extensiones de concesiones Pasivos por reclamos contractuales Diversos	2022 No Corriente Corriente 3.156 1.424 146 161 - 774 3.302 2.359	2021 No Corriente Corriente 823 824 145 2.618 (1) - 26 968 3.468	2020 No Corriente Corriente 710 711 2.250 (1) 7.250 (1) 1 1.101 2.961 9.062
	No Corriente 3.156 146 - 3.302	No Corriente 823 145 - 968	No Corriente 710 2.250 (1) 1 2.961

(1) Ver Nota 34.d).

23. CUENTAS POR PAGAR

Proveedores comunes y sociedades relacionadas(1) Depósitos en garantía Deudas con socios de Uniones Transitorias y Consorcios Diversos	2022 No Corriente Corriente 1.028 442.305 122 926 169 8.828 - 2.067 1.319 454.126	2021 No Corriente Corriente 752 193.159 44 677 92 6.203 - 1.512 888 201.551	2020	2020
	No Corriente 1.028 122 169 - 1.319		No Corriente 682 28 - - 710	Corriente
				136.930 766 5.080 1.607
				144.383

(1) Para información sobre partes relacionadas, ver Nota 36.

24. INGRESOS

4. INGRESOS
Ventas de bienes y servicios Incentivos otorgados por el Estado Nacional(1)	2022 2.484.211 42.255 2.526.466	2021 1.286.688 28.945 1.315.633	2020
			682.928 9.586
			692.514

(1) Ver Nota 36.

Las operaciones del Grupo y los principales ingresos se describen en la Nota 5. Los ingresos del Grupo son derivados de contratos con clientes e incentivos otorgados por el Estado Nacional.

Firmado a los efectos de su identificación con Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 9 - MARZO - 2023 nuestro informe de fecha 9 - MARZO - 2023 DELOITTE & Co. S.A. C.P.C.E.C.A.B.A. T° 1 - F° 3 HORACIO UBALDO KUNSTLER GUILLERMO D. COHEN Por Comisión Fiscalizadora Socio Contador Público U.B.A. Contador Público U.B.A. C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 184 - Fº 202 C.P.C.E.C.A.B.A. T° 233 - F° 73

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YPF SOCIEDAD ANONIMA NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2022, 2021 Y 2020

==> picture [63 x 31] intentionally omitted <==

24. INGRESOS (cont.)

• Desagregación de los ingresos

Tipo de bien o servicio

ipo de bien o servicio
Gasoil Naftas Gas natural(1) Petróleo crudo Aerokerosene Lubricantes y derivados GLP Fuel oil Petroquímicos Fertilizantes y productos de protección al cultivo Harinas, aceites y granos Asfaltos Productos de reventa en tiendas de estaciones de servicio Ingresos por servicios Ingresos por contratos de construcción Nafta virgen Carbón residual Regasificación de gas natural licuado Otros bienes y servicios			2022
	Upstream - - - - - - - - - - - - - - - - - - 7.319 7.319	Downstream 908.995 458.826 3.117 11.017 137.845 80.957 60.996 25.638 64.523 111.704 100.020 22.158 17.978 - - 25.879 55.519 - 29.210 2.114.382	Gas y Energía - - 265.394 - - - - - - - - - - - - - - 5.291 29.554 300.239	Administración centraly otros - - - - - - - - - - - - - 21.362 23.825 - - - 17.084 62.271	Total
					908.995 458.826 268.511 11.017 137.845 80.957 60.996 25.638 64.523 111.704 100.020 22.158 17.978 21.362 23.825 25.879 55.519 5.291 83.167
					2.484.211

Gasoil Naftas Gas natural(1) Petróleo crudo Aerokerosene Lubricantes y derivados GLP Fuel oil Petroquímicos Fertilizantes y productos de protección al cultivo Harinas, aceites y granos Asfaltos Productos de reventa en tiendas de estaciones de servicio Ingresos por servicios Ingresos por contratos de construcción Nafta virgen Carbón residual Regasificación de gas natural licuado Otros bienes y servicios			2021
	Upstream - - - - - - - - - - - - - - - - - - 4.780 4.780	Downstream 430.175 262.326 1.623 6.055 32.446 50.925 43.903 20.045 45.501 49.582 60.112 11.149 7.204 - - 16.546 18.453 - 11.326 1.067.371	Gas y Energía - - 166.456 - - - - - - - - - - - - - - 4.079 10.012 180.547	Administración centraly otros - - - - - - - - - - - - - 8.150 13.298 - - - 12.542 33.990	Total
					430.175 262.326 168.079 6.055 32.446 50.925 43.903 20.045 45.501 49.582 60.112 11.149 7.204 8.150 13.298 16.546 18.453 4.079 38.660
					1.286.688

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 9 - MARZO - 2023

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 9 - MARZO - 2023 DELOITTE & Co. S.A. C.P.C.E.C.A.B.A. T° 1 - F° 3

GUILLERMO D. COHEN Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.C.A.B.A. T° 233 - F° 73

HORACIO UBALDO KUNSTLER Por Comisión Fiscalizadora Contador Público U.B.A. C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 184 - Fº 202

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YPF SOCIEDAD ANONIMA

NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2022, 2021 Y 2020

==> picture [63 x 31] intentionally omitted <==

24. INGRESOS (cont.)

4. INGRESOS (cont.)
Gasoil Naftas Gas natural(1) Petróleo crudo Aerokerosene Lubricantes y derivados GLP Fuel oil Petroquímicos Fertilizantes y productos de protección al cultivo Harinas, aceites y granos Asfaltos Productos de reventa en tiendas de estaciones de servicio Ingresos por servicios Ingresos por contratos de construcción Nafta virgen Carbón residual Regasificación de gas natural licuado Otros bienes y servicios			2020
	Upstream - - - - - - - - - - - - - - - - - - 2.472 2.472	Downstream 237.732 127.139 823 14.524 15.429 22.139 13.089 13.653 20.186 23.042 31.315 3.288 3.825 - - 6.393 5.619 - 7.977 546.173	Gas y Energía - - 105.285 - - - - - - - - - - - - - - 5.025 8.866 119.176	Administración centraly otros - - - - - - - - - - - - - 3.574 8.428 - - - 3.105 15.107	Total
					237.732 127.139 106.108 14.524 15.429 22.139 13.089 13.653 20.186 23.042 31.315 3.288 3.825 3.574 8.428 6.393 5.619 5.025 22.420
					682.928

(1) Incluye 190.901, 125.376 y 70.256 correspondientes a ventas de gas natural de producción propia por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020, respectivamente.

Canales de venta

Canales de venta
Estaciones de servicio Usinas Distribuidoras Distribución minorista de gas natural Industrias, transporte y aviación Agro Industria petroquímica Trading Compañías petroleras Comercialización de GLP Otros canales de venta	Upstream - - - - - - - - - - 7.319 7.319		2022
		Downstream 892.398 1.703 - - 519.768 354.200 93.578 120.516 90.350 22.591 19.278 2.114.382	Gas y Energía - 55.605 34.794 70.452 104.543 - - - - - 34.845 300.239	Administración centraly otros - - - - - - - - - - 62.271 62.271	Total
					892.398 57.308 34.794 70.452 624.311 354.200 93.578 120.516 90.350 22.591 123.713
					2.484.211

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 9 - MARZO - 2023

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 9 - MARZO - 2023 DELOITTE & Co. S.A. C.P.C.E.C.A.B.A. T° 1 - F° 3

HORACIO UBALDO KUNSTLER Por Comisión Fiscalizadora Contador Público U.B.A. C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 184 - Fº 202

GUILLERMO D. COHEN Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.C.A.B.A. T° 233 - F° 73

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YPF SOCIEDAD ANONIMA

NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2022, 2021 Y 2020

==> picture [63 x 31] intentionally omitted <==

24. INGRESOS (cont.)

Estaciones de servicio Usinas Distribuidoras Distribución minorista de gas natural Industrias, transporte y aviación Agro Industria petroquímica Trading Compañías petroleras Comercialización de GLP Otros canales de venta Estaciones de servicio Usinas Distribuidoras Distribución minorista de gas natural Industrias, transporte y aviación Agro Industria petroquímica Trading Compañías petroleras Comercialización de GLP Otros canales de venta			2021
	Upstream - - - - - - - - - - 4.780 4.780	Downstream 468.952 12.297 - - 202.128 183.204 64.238 55.469 54.705 14.105 12.273 1.067.371	Gas y Energía - 46.283 24.347 39.523 56.303 - - - - - 14.091 180.547 2020		Administración centraly otros - - - - - - - - - - 33.990 33.990		Total
							468.952 58.580 24.347 39.523 258.431 183.204 64.238 55.469 54.705 14.105 65.134
							1.286.688
	Upstream - - - - - - - - - - 2.472 2.472	Downstream 241.547 14.600 - - 87.757 92.677 23.215 40.359 26.032 6.544 13.442 546.173	Gas y Energía - 13.411 28.895 33.995 28.984 - - - - - 13.891 119.176		Administración centraly otros		Total
					- - - - - - - - - - 15.107		241.547 28.011 28.895 33.995 116.741 92.677 23.215 40.359 26.032 6.544 44.912
					15.107		682.928

Mercado de destino

Las ventas por contratos al mercado interno ascienden a 2.177.868, 1.136.293 y 599.394 al 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020, respectivamente.

Las ventas por contratos al mercado externo ascienden a 306.343, 150.395 y 83.534 al 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020, respectivamente.

• Saldos de los contratos

El siguiente cuadro provee información sobre créditos, activos de contratos y pasivos de contratos:

Créditos por contratos incluidos en el rubro de "Créditos por ventas" Activos de contratos Pasivos de contratos	2022 No corriente Corriente 9.102 263.613 - 148 - 13.577	2021 No corriente Corriente 11.942 136.751 - 1.360 - 13.329	2020	2020
	No corriente 9.102 - -	No corriente 11.942 - -	No corriente 15.505 - -	Corriente
				98.832 871 6.824

Firmado a los efectos de su identificación con Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 9 - MARZO - 2023 nuestro informe de fecha 9 - MARZO - 2023 DELOITTE & Co. S.A. C.P.C.E.C.A.B.A. T° 1 - F° 3 HORACIO UBALDO KUNSTLER GUILLERMO D. COHEN Por Comisión Fiscalizadora Socio Contador Público U.B.A. Contador Público U.B.A. C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 184 - Fº 202 C.P.C.E.C.A.B.A. T° 233 - F° 73

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YPF SOCIEDAD ANONIMA

NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2022, 2021 Y 2020

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24. INGRESOS (cont.)

Los activos de contratos están relacionados principalmente a los trabajos realizados por el Grupo en el marco de los contratos de construcción.

Los pasivos de contratos están relacionados principalmente a los anticipos recibidos de clientes bajo contratos de venta de combustibles, fertilizantes y productos de protección al cultivo, entre otros.

Durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020, el Grupo ha reconocido 12.309, 5.897 y 6.485, respectivamente, en los ingresos de actividades ordinarias procedentes de contratos con clientes en el estado de resultados integrales, los cuales habían sido incluidos en el saldo de pasivos de contratos al comienzo de cada ejercicio.

25. COSTOS

5. COSTOS
Inventarios al inicio del ejercicio Compras Costos de producción(1) Diferencias de conversión Ajuste por inflación(2) Inventarios al cierre del ejercicio .	2022 153.927 850.335 1.051.382 130.529 3.304 (307.766) 1.881.711	2021 100.137 391.984 663.756 24.915 1.315 (153.927) 1.028.180	2020
			80.479 170.616 442.264 32.427 563 (100.137)
			626.212

(1) Ver Nota 26.

(2) Corresponde al ajuste por inflación de los saldos al inicio de los inventarios de las subsidiarias con moneda funcional peso el cual fue imputado a los otros resultados integrales.

26. GASTOS POR NATURALEZA

El Grupo presenta el estado de resultados integrales clasificando los gastos según su función como parte de l os rubros de “Costos”, “Gastos de administración”, “Gastos de comercialización” y “Gastos de exploración”. A continuación se brinda la información adicional a revelar requerida sobre la naturaleza de los gastos y su relación con la función dentro del Grupo por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020:

Sueldos y cargas sociales Honorarios y retribuciones por servicios Otros gastos de personal Impuestos, tasas y contribuciones Regalías, servidumbres y cánones Seguros Alquileres de inmuebles y equipos Gastos de estudio Depreciación de propiedades, planta y equipo Amortización de activos intangibles Depreciación de activos por derecho de uso Materiales y útiles de consumo Contrataciones de obra y otros servicios Conservación, reparación y mantenimiento Perforaciones exploratorias improductivas Transporte, productos y cargas Deudores por ventas de cobro dudoso Gastos de publicidad y propaganda Combustibles, gas, energía y otros			2022		Total 171.313 36.940 33.888 147.029 136.193 10.260 21.017 (4) 2.481 338.019 6.252 28.300 63.584 52.135 (4) 179.708 (4) 3.722 122.283 (4) 2.471 14.908 39.937 (4) 1.410.440
	Costos de producción(3) 122.047 5.776 29.290 16.130 135.454 9.427 19.559 - 318.543 3.711 26.610 61.839 43.032 169.606 - 64.271 - - 26.087 1.051.382	Gastos de administración(2) 31.576 26.007 2.816 2.016 - 476 102 - 7.802 2.487 15 456 1.533 3.905 - 10 - 11.827 1.179 92.207	Gastos de comercialización 16.251 5.070 1.588 128.883 (1) 306 357 1.356 - 11.674 54 1.675 1.257 6.990 6.054 - 58.002 2.471 3.081 12.655 257.724	Gastos de exploración 1.439 87 194 - 433 - - 2.481 - - - 32 580 143 3.722 - - - 16 9.127

(1) Incluye 31.999 correspondientes a retenciones a las exportaciones y 78.030 correspondientes al IIBB.

(2) Incluye 728 correspondientes a honorarios y retribuciones por todo concepto a Directores y Síndicos integrantes del Directorio de YPF. El 29 de abril de 2022 la Asamblea de Accionistas de YPF resolvió ratificar los honorarios correspondientes al ejercicio 2021 por 482 y aprobar como honorarios a cuenta por dichos honorarios y retribuciones por el ejercicio 2022 la suma de 706.

(3) El gasto reconocido en el estado de resultados integrales correspondiente a las actividades de investigación y desarrollo ascendió a 4.790.

(4) Incluye 8.259 y 13.578 correspondientes a los arrendamientos de corto plazo y al cargo variable de los arrendamientos relacionados con el rendimiento y/o uso del activo subyacente, respectivamente.

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 9 - MARZO - 2023

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 9 - MARZO - 2023 DELOITTE & Co. S.A. C.P.C.E.C.A.B.A. T° 1 - F° 3

GUILLERMO D. COHEN Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.C.A.B.A. T° 233 - F° 73

HORACIO UBALDO KUNSTLER Por Comisión Fiscalizadora Contador Público U.B.A. C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 184 - Fº 202

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YPF SOCIEDAD ANONIMA

NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2022, 2021 Y 2020

==> picture [63 x 31] intentionally omitted <==

26. GASTOS POR NATURALEZA (cont.)

Sueldos y cargas sociales Honorarios y retribuciones por servicios Otros gastos de personal Impuestos, tasas y contribuciones Regalías, servidumbres y cánones Seguros Alquileres de inmuebles y equipos Gastos de estudio Depreciación de propiedades, planta y equipo Amortización de activos intangibles Depreciación de activos por derecho de uso Materiales y útiles de consumo Contrataciones de obra y otros servicios Conservación, reparación y mantenimiento Perforaciones exploratorias improductivas Transporte, productos y cargas Deudores por ventas de cobro dudoso Gastos de publicidad y propaganda Combustibles, gas, energía y otros			2021		Total 75.912 (5) 20.922 15.505 85.328 79.619 7.793 13.574 (4) 333 267.686 4.833 19.200 37.639 42.586 (4) 93.583 (4) 931 64.510 (4) 2.988 6.144 18.756 (4) 857.842
	Costos de producción(3) 53.176 4.476 13.650 11.802 79.381 7.075 12.372 - 253.837 3.640 18.075 36.376 36.662 89.200 - 34.673 - - 9.361 663.756	Gastos de administración(2) 14.260 13.517 1.113 685 - 495 34 - 5.695 1.143 15 440 761 1.985 - 5 - 4.302 1.446 45.896	Gastos de comercialización 8.088 2.915 607 72.746 (1) 60 223 1.168 - 8.154 50 1.110 782 4.990 2.311 - 29.832 2.988 1.842 7.720 145.586	Gastos de exploración 388 14 135 95 178 - - 333 - - - 41 173 87 931 - - - 229 2.604

(1) Incluye 19.707 correspondientes a retenciones a las exportaciones y 43.617 correspondientes al IIBB (ver Nota 2.d)).

(2) Incluye 482 correspondientes a honorarios y retribuciones por todo concepto a Directores y Síndicos integrantes del Directorio de YPF. El 30 de abril de 2021 la Asamblea de Accionistas de YPF resolvió ratificar los honorarios correspondientes al ejercicio 2020 por 194 y aprobar como honorarios a cuenta por dichos honorarios y retribuciones por el ejercicio 2021 la suma de 463.

(3) El gasto reconocido en el estado de resultados integrales correspondiente a las actividades de investigación y desarrollo ascendió a 1.938.

(4) Incluye 3.783 y 5.509 correspondientes a los arrendamientos de corto plazo y al cargo variable de los arrendamientos relacionados con el rendimiento y/o uso del activo subyacente, respectivamente.

(5) Incluye 1.726 correspondientes al Programa de Recuperación Productiva II (“REPRO II”) en beneficio de OPESSA. Ver Nota 36.

Sueldos y cargas sociales Honorarios y retribuciones por servicios Otros gastos de personal Impuestos, tasas y contribuciones Regalías, servidumbres y cánones Seguros Alquileres de inmuebles y equipos Gastos de estudio Depreciación de propiedades, planta y equipo Amortización de activos intangibles Depreciación de activos por derecho de uso Materiales y útiles de consumo Contrataciones de obra y otros servicios Conservación, reparación y mantenimiento Perforaciones exploratorias improductivas Transporte, productos y cargas Deudores por ventas de cobro dudoso Gastos de publicidad y propaganda Combustibles, gas, energía y otros			2020		Total 64.427 (5) 12.842 9.919 45.780 42.863 5.854 9.272 (4) 526 171.452 3.428 17.873 23.529 38.922 (4) 53.768 (4) 3.586 37.965 (4) 12.317 3.263 20.177 (4) 577.763
	Costos de producción(3) 43.315 2.469 8.789 7.287 42.709 5.314 7.332 - 161.453 2.821 16.868 22.838 34.492 50.850 - 20.966 - - 14.761 442.264	Gastos de administración(2) 13.056 8.667 768 430 - 403 48 - 4.170 567 16 258 588 1.365 - 2 - 2.481 1.671 34.490	Gastos de comercialización 7.230 1.694 326 37.992 (1) 74 137 1.892 - 5.829 40 989 406 3.298 1.501 - 16.997 12.317 782 3.659 95.163	Gastos de exploración 826 12 36 71 80 - - 526 - - - 27 544 52 3.586 - - - 86 5.846

(1) Incluye 9.393 correspondientes a retenciones a las exportaciones y 23.328 correspondientes al IIBB (ver Nota 2.d)).

(2) Incluye 193 correspondientes a honorarios y retribuciones por todo concepto a Directores y Síndicos integrantes del Directorio de YPF. El 30 de abril de 2020 la Asamblea de Accionistas de YPF resolvió ratificar los honorarios correspondientes al ejercicio 2019 por 83 y aprobar como honorarios a cuenta por dichos honorarios y retribuciones por el ejercicio 2020 la suma de 123.

(3) El gasto reconocido en el estado de resultados integrales correspondiente a las actividades de investigación y desarrollo ascendió a 1.602.

(4) Incluye 4.164 y 5.332 correspondientes a los arrendamientos de corto plazo y al cargo variable de los arrendamientos relacionados con el rendimiento y/o uso del activo subyacente, respectivamente.

(5) Incluye 1.539 correspondientes al Programa de Asistencia al Trabajo y la Producción en beneficio de AESA y OPESSA. Ver Nota 36.

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 9 - MARZO - 2023

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 9 - MARZO - 2023 DELOITTE & Co. S.A. C.P.C.E.C.A.B.A. T° 1 - F° 3

GUILLERMO D. COHEN Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.C.A.B.A. T° 233 - F° 73

HORACIO UBALDO KUNSTLER Por Comisión Fiscalizadora Contador Público U.B.A. C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 184 - Fº 202

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YPF SOCIEDAD ANONIMA

NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2022, 2021 Y 2020

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27. OTROS RESULTADOS OPERATIVOS, NETOS

Resultado por cesión de áreas(1) Resultado por venta de activos Juicios Seguros Resultado por compromiso contractual con Exmar(2) Diversos	2022 - - 28.699 - - 1.647 30.346	2021 2.034 5.549 (34.592) 1.503 - 1.567 (23.939)	2020 12.233 - (5.300) 3.925 (8.285) 1.376 3.949

(1) Ver Nota 34.b). (2) Ver Nota 34.d).

28. RESULTADOS FINANCIEROS, NETOS

Ingresos financieros Intereses ganados Diferencias de cambio Actualizaciones financieras Total ingresos financieros . Costos financieros Intereses perdidos Diferencias de cambio Actualizaciones financieras Total costos financieros . Otros resultados financieros Resultado por valuación a valor razonable de activos financieros con cambios en resultados Resultado por instrumentos financieros derivados Resultado por la posición monetaria neta Resultado por transacciones con activos financieros Resultado por canje de instrumentos financieros(1) Resultado por canje de deuda(2) Total otros resultados financieros . Total resultados financieros, netos	2022 46.194 254.032 7.585 307.811 (97.661) (181.593) (39.402) (318.656) 19.186 (1.130) 36.267 - - - 54.323 43.478	2021 16.880 60.188 10.158 87.226 (71.870) (37.176) (23.786) (132.832) 10.869 (1.048) 12.384 - - 1.855 24.060 (21.546)	2020
			7.363 92.694 7.546
			107.603
			(65.821) (56.592) (16.340)
			(138.753)
			3.862 (860) 7.828 9.786 1.330 (2.097)
			19.849
			(11.301)

(1) Ver Nota 6.

(2) Ver Nota 21.

29. INVERSIONES EN UNIONES TRANSITORIAS

El Grupo participa en UT y Consorcios que otorgan al Grupo un porcentaje contractualmente establecido sobre los derechos de los activos y sobre las obligaciones que emergen del contrato. La participación en dichas UT y Consorcios ha sido consolidada línea por línea, en función de la mencionada participación sobre los activos, pasivos, ingresos y gastos relacionados con cada contrato. Para la determinación de la participación en dichas UT y Consorcios se han utilizado los últimos estados financieros disponibles al cierre de cada ejercicio, considerando los hechos y las operaciones significativas subsecuentes y/o información de gestión disponible.

Las UT y Consorcios de exploración y explotación en los que participa el Grupo asignan la producción de hidrocarburos a los socios en función de los porcentajes de participación contractualmente establecidos en los mismos, por lo que la comercialización de dichos hidrocarburos es realizada directamente por los socios registrando los mismos los efectos económicos respectivos.

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29. INVERSIONES EN UNIONES TRANSITORIAS (cont.)

Los activos y pasivos al 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020 y las principales magnitudes de resultados por los ejercicios finalizados en dichas fechas de las UT y Consorcios en las que participa el Grupo se detallan a continuación:

Activo no corriente(1) Activo corriente Total del activo . Pasivo no corriente Pasivo corriente Total del pasivo . Costos de producción Gastos de exploración	2022 747.447 27.740 775.187 52.133 91.011 143.144 190.729 305	2021 358.863 11.629 370.492 27.672 36.564 64.236 135.238 306	2020
			282.381 6.122
			288.503
			21.136 21.574
			42.710
			87.322 265

(1) No incluye cargos por deterioro de propiedades, planta y equipo ya que los mismos son registrados por los socios participantes de las UT y Consorcios.

Al 31 de diciembre de 2022 las principales UT y Consorcios de exploración y explotación en los que el Grupo participa son las siguientes:

Nombre Acambuco Aguada de Castro y Aguada Pichana Oeste Aguada Pichana Este - Área Vaca Muerta Aguada Pichana Este - Residual Aguaragüe Bajada Añelo Bajo del Toro Bandurria Sur(1) CAM-2/A SUR Campamento Central / Cañadón Perdido CAN 100(1) CAN 102 CAN 114 Chachahuen Consorcio CNQ 7/A El Orejano El Tordillo La Amarga Chica La Calera Lindero Atravesado Loma Campana Loma del Molle Magallanes MLO 123 Narambuena(1) Pampa Yeguas I Rincón del Mangrullo Rio Neuquén San Roque Yacimiento La Ventana - Río Tunuyán	Ubicación Salta Neuquén Neuquén Neuquén Salta Neuquén Neuquén Neuquén Tierra del Fuego Chubut Estado Nacional Estado Nacional Estado Nacional Mendoza La Pampa y Mendoza Neuquén Chubut Neuquén Neuquén Neuquén Neuquén y Mendoza Neuquén Santa Cruz, Tierra del Fuego y Plataforma Continental Nacional Estado Nacional Neuquén Neuquén Neuquén Neuquén Neuquén Mendoza	Participación 22,50% 30,00% 22,50% 27,27% 53,00% 50,00% 50,00% 40,00% 50,00% 50,00% 35,00% 50,00% 50,00% 70,00% 50,00% 50,00% 12,20% 50,00% 50,00% 37,50% 50,00% 50,00% 50,00% 37,50% 50,00% 50,00% 50,00% 33,33% 34,11% 70,00%	Operador
			Pan American Energy LLC Pan American Energy LLC Total Austral S.A. Total Austral S.A. Tecpetrol S.A. O&G Developments LTD S.A. YPF YPF Enap Sipetrol Argentina S.A. YPF Equinor Argentina BV (Sucursal Argentina) YPF Equinor Argentina AS (Sucursal Argentina) YPF Pluspetrol S.A. YPF Tecpetrol S.A. YPF Pluspetrol S.A. Pan American Energy LLC YPF ExxonMobil Exploration Argentina S.R.L Enap Sipetrol Argentina S.A. Total Austral S.A. YPF ExxonMobil Exploration Argentina S.R.L YPF YPF Total Austral S.A. YPF

(1) Ver Nota 34.b).

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30. PATRIMONIO

Al 31 de diciembre de 2022 la Sociedad posee un capital de 3.915 y acciones propias en cartera de 18, representados por 393.312.793 acciones ordinarias, escriturales, divididas en cuatro clases de acciones (A, B, C y D) de valor nominal $ 10 con derecho a 1 voto por acción que se encuentra totalmente suscripto, integrado y autorizado a la oferta pública.

Al 31 de diciembre de 2022 se encuentran emitidas 3.764 acciones Clase A de YPF. Mientras existan acciones Clase A, se requerirá ineludiblemente del Estado Nacional Argentino el voto afirmativo para: (i) fusiones; (ii) adquisición de más del 50% de las acciones de la Sociedad en caso de cambio de control accio nario consentido u hostil; (iii) transferencia total de los derechos de exploración y explotación; (iv) disolución voluntaria de la Sociedad; o (v) cambio de domicilio social y/o fiscal de la Sociedad fuera de Argentina. En los casos (iii) y (iv) se requerirá, además, la previa aprobación del Congreso de la Nación Argentina.

Hasta la promulgación de la Ley N° 26.741 descripta a continuación, Repsol S.A. (“Repsol”) tenía una participación directa e indirecta del 57,43%, mientras que Petersen Energía S.A.U. y sus sociedades afiliadas ejercían influencia significativa mediante una tenencia del 25,46% del capital de la Sociedad.

La Ley N° 26.741, promulgada el 4 de mayo de 2012, modificó la estructura accionaria de la Sociedad declarando de interés público nacional y sujeto a expropiación a las acciones clase D de la Sociedad en poder de Repsol, que representan el 51% del capital social de la Sociedad. A su vez, declaró de interés público nacional y como objetivo prioritario de Argentina el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos, así como la exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos, a fin de garantizar el desarrollo económico con equidad social, la creación de empleo, el incremento de la competitividad de los diversos sectores económicos y el crecimiento equitativo y sustentable de las provincias y regiones. Las acciones sujetas a expropiación fueron distribuidas de la siguiente manera: 51% para el Gobierno Nacional y 49% para determinadas Provincias.

Durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2022 y 2020 la Sociedad ha recomprado 1.888.798 y 737.378 acciones propias emitidas por un monto de 4.243 y 550, respectivamente, a los fines de cumplimentar con los planes de beneficios basados en acciones (ver Nota 37). Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2021 la Sociedad no ha recomprado acciones propias.

31. RESULTADO NETO POR ACCIÓN

El siguiente cuadro refleja los resultados y el número de acciones que se han utilizado para el cálculo del resultado neto básico y diluido por acción:

ásico y diluido por acción:
Resultado neto Número medio de acciones ordinarias en circulación Resultado neto básico y diluido por acción	2022 289.057 392.719.453 736,04	2021 257 392.792.602 0,65	2020
			(69.649) 392.555.569 (177,42)

El resultado neto básico y diluido por acción se calcula como se indica en la Nota 2.b.13).

32. ASUNTOS RELACIONADOS CON LAS ENTIDADES DE MAXUS

32.a) Aspectos legales

32.a.1) Introducción

Al momento de su adquisición por YPF en 1995, Maxus Energy Corporation (“Maxus”) y ciertas de sus subsidiarias (incluyendo Tierra Solutions, Inc. (“TS”), Maxus International Energy Company (“MIEC”), Maxus (US) Exploration Company (“MUSE”) y Gateway Coal Company (“Gateway”), y junto a Maxus, TS, MIEC y MUSE, las “Entidades Maxus”) tendrían ciertas obligaciones relacionadas con antiguas operaciones de una ex subsidiaria de Maxus , Diamond Shamrock Chemicals Company (“Chemicals”). En 1986 Maxus vendió Chemicals a Occidental Chemical Corporation (“Occidental”), y en el marco de esa venta acordó indemnizar a Chemicals y a Occidental por ciertas responsabilidades relacionadas con el negocio o las actividades de Chemicals anteriores al 4 de septiembre de 1986, incluyendo responsabilidades ambientales relacionadas con plantas químicas y vertederos de residuos utilizados por Chemicals previo a esa fecha. Principalmente a raíz de dicha obligación de indemnización, las Entidades Maxus han estado involucradas en varios procesos administrativos y judiciales en Estados Unidos de naturaleza ambiental y contractual, tal y como se describe en la Nota 32.a.2).

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32. ASUNTOS RELACIONADOS CON LAS ENTIDADES DE MAXUS (cont.)

En junio de 2016 cada una de las Entidades Maxus presentó una petición voluntaria bajo el Capítulo 11 de la Ley de Quiebras de Estados Unidos (“Ley de Quiebras de Estados Unidos”) ante el Tribunal de Quiebras del Distrito de Delaware (“Tribunal de Quiebras”), el cual tuvo por efecto suspender los reclamos cruzados descriptos en la Nota 32.a.2.ii). En diciembre de 2016, en el marco del proceso de reorganización, las Entidades Maxus, en su carácter de deudores, presentaron ante el Tribunal de Quiebras su propuesta de plan de liquidación (“Plan de Liquidación”) de conformidad con la Ley de Quiebras de Estados Unidos. En marzo de 2017 las Entidades Maxus y el comité de acreedores de las Entidades Maxus (“Comité de Acreedores”) presentaron ante el Tribunal de Quiebras su propuesta de plan alternativo de liquidación (“Plan Alternativo”) bajo la Ley de Quiebras de Estados Unidos, que contemplaba, entre otras cosas, la creación de un fideicomiso de liquidación (“Fideicomiso de Liquidación”) y la cancelación de la participación de YPF Holdings e YCLH Holdings, Inc. (“YCLH Holdings”, anteriormente CLH Holdings, Inc.) en el capital social de las Entidades Maxus. El Tribunal de Quiebras aprobó el Plan Alternativo en mayo de 2017, el cual fue confirmado y se hizo efectivo en julio de 2017.

En junio de 2018 el Fideicomiso de Liquidación inició una demanda judicial contra YPF, YPF Holdings, YCLH Holdings e YPF International (en conjunto, las “Demandadas YPF”), así como contra otras entidades no relacion adas con las Demandadas YPF ante el Tribunal de Quiebras reclamando supuestos daños por un monto de hasta US$ 14.000 millones, sobre la base de alegaciones de transferencias fraudulentas y de responsabilidad primaria de las Demandadas YPF por los pasivos de las Entidades Maxus bajo la teoría de responsabilidad como alter ego. A lo largo de las décadas de los 90 y los 2000, se realizaron ciertas operaciones de reestructuración de las operaciones internacionales del Grupo, incluyendo ciertas operaciones por parte de las sociedades que hoy conforman el grupo de las Entidades Maxus, las cuales fueron realizadas en el curso ordinario de los negocios con el objetivo legítimo de lograr mayores eficiencias en el manejo de dichas operaciones internacionales. Por su parte el Fideicomiso de Liquidación alega que (i) estas operaciones de reestructuración constituyen transferencias fraudulentas por las que las Demandadas YPF son responsables, y (ii) las Demandadas YPF son el alter ego de las Entidades Maxus y responsables por todos sus pasivos, incluyendo los pasivos ambientales descriptos en la Nota 32.a.2.i). Las Demandadas YPF rechazan todas estas alegaciones formuladas por el Fideicomiso de Liquidación por considerarlas sin mérito y han obtenido una decisión en juicio sumario parcial a su favor por parte del Tribunal de Quiebras rechazando la teoría de “all liabilities” (responsabilidad por todos los pasivos y contingencias de las Entidades Maxus) propuesta por el Fideicomiso de Liquidación relativa a los alegados daños por alter ego, según se describe en la Nota 32.a.4). Las Demandadas YPF continuarán defendiéndose de acuerdo con el procedimiento legal aplicable y las defensas disponibles.

32.a.2) Antecedentes al Proceso de Reorganización de las Entidades Maxus bajo la Ley de Quiebras de Estados Unidos

Conforme lo descripto en la Nota 32.b), a partir de la petición realizada por las Entidades Maxus ante el Tribunal de Quiebras bajo la Ley de Quiebras de Estados Unidos en junio del 2016, YPF Holdings dejó de tener la c apacidad de utilizar su poder sobre dichas entidades para influir significativamente en sus operaciones y resultados. En consecuencia, a partir de la fecha de presentación bajo el Capítulo 11 de la Ley de Quiebras de Estados Unidos por las Entidades Maxus, la Sociedad solo tiene acceso a la información sobre los procesos administrativos y judiciales contra las Entidades Maxus que es publicada por las autoridades competentes y/o que es presentada públicamente por las partes que intervienen en dichos procesos, incluida la información publicada por la Agencia de Protección Ambiental de Estados Unidos (Environmental Protection Agency, o “EPA”).

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32. ASUNTOS RELACIONADOS CON LAS ENTIDADES DE MAXUS (cont.)

El desarrollo de estos procesos administrativos y judiciales resultaba relevante para la Sociedad a la luz del pedido del Fideicomiso de Liquidación al Tribunal de Quiebras para que las Demandadas YPF sean encontradas responsables por todos los pasivos y contingencias de las Entidades Maxus, incluyendo aquellos que podrían eventualmente surgir en el futuro a raíz de dichos procesos (teoría de “all liabilities”). Sin embargo, tal como se describe en la Nota 32.a.4), el 22 de junio de 2022 el Tribunal de Quiebras otorgó juicio sumario parcial a favor de las Demandadas YPF, rechazando la teoría de “all liabilities” (responsabilidad por todos los pasivos y contingencias de las Entidades Maxus) propuesta por el Fideicomiso de Liquidación relativa a los alegados daños por alter ego. Al rechazar la teoría de “all liabilities”, el Tribunal de Quiebras coincidió con las Demandadas YPF en que los alegados daños por alter ego requieren la prueba de la causalidad y, por lo tanto, el Fideicomiso de Liquidación deberá probar que los daños reclamados fueron causados por la alegada conducta de alter ego. En consecuencia, como la eventual responsabilidad de las Demandadas YPF estaría limitada a los supuestos daños causados por éstas a las Entidades Maxus, y no a los pasivos y contingencias de las Entidades Maxus de manera general, la Nota 32.a.2) efectúa un resumen de los antecedentes principales a la presentación realizada por las Entidades Maxus al Tribunal de Quiebras exclusivamente a los fines de exponer el contexto de este reclamo. Dicho resumen no representa y no debe ser interpretado como una presentación exhaustiva de los procesos y reclamos administrativos y judiciales en curso contra las Entidades Maxus.

32.a.2.i) Asuntos administrativos ambientales

En 1986 al momento de la venta de Chemicals a Occidental, TS (anteriormente Chemical Land Holdings, Inc.) era propietario de una planta química ubicada en la Avenida Lister en Newark, Nueva Jersey, en las orillas del Río Passaic. Dicha planta supuestamente habría realizado descargas que contaminaron el área aledaña a la planta (“Sitio Lister”), el Río Passaic y la Bahía de Newark. Después de dicha venta y hasta la fecha en que las Entidades Maxus presentaron la petición de reorganización al Tribunal de Quiebras en junio de 2016, dicha planta en el Sitio Li ster siguió siendo propiedad de TS. Occidental alega que, bajo el acuerdo de venta, Maxus se habría obligado a indemnizar a Occidental por todos los pasivos ambientales que pudieran ser responsabilidad de Chemicals o de Occidental relacionados con el Sitio Lister, el Río Passaic y la Bahía de Newark. A lo largo de la década de los 90 y subsecuentemente, la EPA, el Departamento de Protección Ambiental de Nueva Jersey (Department of Environmental Protection, o “DEP”) y la Administración Nacional Oceánica y Atmosférica (National Oceanic and Atmospheric Administration, o “NOAA”) iniciaron varios procesos administrativos contra Occidental, las Entidades Maxus, y varias otras entidades en relación con el estudio y remediación de pasivos ambientales ubicados en el Sitio Lister, el Río Passaic, y la Bahía de Newark, los cuales dieron lugar a, entre otros, los citados a continuación:

• Estudio de factibilidad del 2014 y Record of Decision (“ROD”) del 2016 emitido por la EPA para la remediación ambiental de las 8,3 millas inferiores del Río Passaic.

• Acciones de remoción próxima al Sitio Lister realizadas por TS bajo acuerdo de consentimiento con la EPA del 2008.

• • Reporte de investigación de remediación del 2019 para las 17 millas inferiores del Río Passaic, estudio de factibilidad del 2020 para las 17 millas inferiores del Río Passaic, y ROD del 2021 emitido por la EPA para las 9 millas superiores del Río Passaic.

• Estudio de factibilidad para la Bahía de Newark y parte de los ríos Hackensack, Arthur Kill y Kill van Kull.

A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, ciertos procesos administrativos continúan en curso.

32.a.2.ii) Procesos judiciales en las cortes de Nueva Jersey por el Río Passaic

Con relación a la supuesta contaminación ocasionada en el Río Passaic, Bahía de Newark y otros canales y lugares aledaños, en 2005 el DEP demandó en el Tribunal de Nueva Jersey a Maxus, TS, YPF, YPF Holdings, YCLH Holdings, Repsol y otras entidades, incluyendo a Occidental (a las que más tarde fue añadida YPF International), buscando reparación por daños a recursos naturales, daños punitivos y otras cuestiones. Las partes demandadas presentaron las defensas correspondientes.

En 2008 Occidental interpuso reclamos cruzados ante el Tribunal de Nueva Jersey alegando que bajo el acuerdo de venta de Chemicals, Maxus sería responsable de indemnizar a Occidental por los daños que el DEP le reclamaba a Occidental, y que YPF, YPF Holdings, YCLH Holdings y Repsol (a las que más tarde fue añadida YPF International) también eran responsables por tales daños porque habían recibido transferencias fraudulentas de Maxus y/o eran el alter ego de Maxus. Las partes demandadas rechazaron dichas alegaciones, y presentaron las defensas correspondientes.

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32. ASUNTOS RELACIONADOS CON LAS ENTIDADES DE MAXUS (cont.)

En 2013 el DEP firmó una propuesta de acuerdo conciliatorio con YPF, YPF Holdings, YPF International, YCLH Holdings, Maxus y TS (“Acuerdo Conciliatorio”). La propuesta del Acuerdo Conciliatorio, que no implicaba reconocimiento de hechos ni derechos y que se presentaba con fines exclusivamente conciliatorios, estaba sujeta a un proceso de aprobación, publicación, período para comentarios y homologación por parte del Tribunal de Nueva Jersey. De acuerdo con los términos del Acuerdo Conciliatorio, el DEP acordaría resolver ciertos reclamos relacionados con pasivos ambientales dentro de un ámbito geográfico determinado del Río Passaic iniciados contra YPF, YPF Holdings, YPF International, YCLH Holdings, Maxus y TS, reconociendo además a éstas y a otros participantes en el litigio un límite de responsabilidad de US$ 400 millones colectivamente, para el caso de que sean condenados. Como contraprestación Maxus realizaría un pago en efectivo de US$ 65 millones al momento de la homologación del Acuerdo Conciliatorio.

Repsol llegó a un acuerdo transaccional con el DEP simultáneamente, acordando pagar un monto de US$ 65 millones (y sujeto al mismo límite de US$ 400 millones descripto anteriormente).

En 2013 el Tribunal de Nueva Jersey aprobó el Acuerdo Conciliatorio y el 10 de febrero de 2014 Maxus realizó un depósito en garantía de US$ 65 millones en cumplimiento del Acuerdo Conciliatorio.

Adicionalmente, el 16 de diciembre de 2014 el Tribunal de Nueva Jersey homologó un acuerdo transaccional por el cual el DEP aceptó resolver todos los reclamos contra Occidental que estaban relacionados con pasivos ambientales dentro de un ámbito geográfico determinado del Río Passaic a cambio del pago de US$ 190 millones y de una suma de hasta US$ 400 millones para reembolsar al Estado de Nueva Jersey en el caso de que éste tenga que pagar un porcentaje de los costos de acciones de remediación futuras de conformidad con la Ley Federal de Estados Unidos conocida como “Comprehensive Environmental Response, Compensation and Liability Act”.

Tras la firma de los acuerdos conciliatorios y transaccionales antes mencionados, los reclamos cruzados entre las partes demandadas (Occidental, Maxus, TS, YPF, YPF International, YPF Holdings, YCLH Holdings y Repsol) quedaban pendientes de resolución por el Tribunal de Nueva Jersey.

Sin embargo, dichos reclamos cruzados quedaron suspendidos el 17 de junio de 2016 cuando Maxus, TS, y otras compañías afiliadas realizaron, cada una, una petición voluntaria bajo el Capítulo 11 en el Tribunal de Quiebras, según lo descripto en la Nota 32.a.3). El 28 de junio de 2016, a pedido de Occidental, el Tribunal de Nueva Jersey transfirió los reclamos remanentes del juicio del Río Passaic desde el Tribunal de Nueva Jersey al Tribunal de Quiebras.

32.a.3) Proceso de reorganización bajo el Capítulo 11 de la Ley de Quiebras de Estados Unidos

El 17 de junio de 2016 cada una de las Entidades Maxus realizó una petición voluntaria ante el Tribunal de Quiebras bajo la Ley de Quiebras de Estados Unidos. En este marco, las Entidades Maxus llegaron a un acuerdo (“Acuerdo 2016”) con YPF, YPF Holdings, YCLH Holdings, YPF International e YPF Services USA Corp. (“YPF Services”), (en conjunto, las "Entidades YPF”), para resolver todos los eventuales reclamos de las Entidades Maxus co ntra las Entidades YPF, incluyendo cualquier reclamo de alter ego, reclamo que las Entidades YPF entienden carece de fundamentos.

El Acuerdo 2016 preveía: (i) el otorgamiento de un préstamo de 1 año de duración por parte de YPF Holdings por un monto de hasta US$ 63,1 millones ("DIP Loan") destinado a financiar las actividades de las Entidades Maxus durante un proceso de reorganización/quiebra; y (ii) un pago de US$ 130 millones a las Entidades Maxus (“Settlement Payment”) por todos los potenciales reclamos que las Entidades Maxus podrían tener contra las Entidades YPF.

El 29 de diciembre de 2016 las Entidades Maxus presentaron ante el Tribunal de Quiebras su propuesta de Plan de Liquidación bajo la Ley de Quiebras de Estados Unidos. El Plan de Liquidación preveía un pago de US$ 130 millones bajo el Acuerdo 2016 y establecía que, si el Acuerdo 2016 era aprobado, parte de los US$ 130 millones serían depositados a: (i) un fideicomiso de liquidación para distribuir entre los distintos acreedores; y (ii) un fideic omiso de respuesta ambiental para uso en tareas de remediación. Asimismo, si el Plan de Liquidación fuese aprobado, el Acuerdo 2016 con las Entidades Maxus también sería aprobado y todos los reclamos contra las Entidades YPF, incluidas las alegaciones sobr e alter ego serían desestimadas a cambio del pago de los US$ 130 millones comprometidos.

El Plan de Liquidación, sin embargo, establecía ciertas actividades contingentes para el caso en que el Tribunal de Quiebras no aprobase el Acuerdo 2016. En ese escenario, el reclamo de las Entidades Maxus contra las Entidades YPF, incluyendo los reclamos por alter ego se transferirían a un fideicomiso de liquidación.

El 28 de marzo de 2017 las Entidades Maxus y el Comité de Acreedores presentaron el Plan Alternativo que no incluía el Acuerdo 2016 con las Entidades YPF.

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32. ASUNTOS RELACIONADOS CON LAS ENTIDADES DE MAXUS (cont.)

Según el Plan Alternativo, el Fideicomiso de Liquidación podría presentar reclamos de alter ego y cualquier otro reclamo que pertenezca a la masa concursal contra las Entidades YPF. El Fideicomiso de Liquidación sería financiado por Occidental en su carácter de acreedor de las Entidades Maxus. Como dicho Plan Alternativo no contemplaba la implementación del Acuerdo 2016, el 10 de abril de 2017 YPF Holdings envió una nota comunicando que esta situación configuraba un evento de incumplimiento bajo el DIP Loan. Mediante la aprobación del financiamiento ofrecido por Occidental en el marco del Plan Alternativo, el Tribunal de Quiebras ordenó la devolución de los montos exigibles bajo los términos del DIP Loan (US$ 12 millones), los cuales fueron posteriormente devueltos a YPF Holdings.

El 22 de mayo de 2017 el Tribunal de Quiebras emitió una orden confirmando el Plan Alternativo presentado por el Comité de Acreedores y las Entidades Maxus, el cual se hizo efectivo el 14 de julio de 2017. A través del Plan Alternativo se creó el Fideicomiso de Liquidación, el cual inició en 2018 la demanda descripta a continuación en la Nota 32.a.4).

32.a.4) Reclamo del Fideicomiso de Liquidación

El 14 de junio de 2018 el Fideicomiso de Liquidación inició una demanda judicial contra las Demandadas YPF y otras compañías no relacionadas a las Demandadas YPF (Repsol Exploración S.A., Repsol USA Holdings Corp., Repsol E&P USA Inc., Repsol Offshore E&P USA Inc., Repsol E&P T&T Limited y Repsol Services Co., conjuntamente, las “Demandadas Repsol”) ante el Tribunal de Quiebras, reclamando supuestos daños por un monto de hasta US$ 14.000 millones, sobre la base de alegaciones de transferencias fraudulentas y responsabilidad primaria de las Demandadas YPF como alter ego de las Entidades Maxus (“Reclamo del Fideicomiso de Liquidación”). De conformidad con lo detallado anteriormente, a lo largo de las décadas de los 90 y los 2000, se realizaron varias operaciones de reestructuración de las operaciones internacionales del Grupo, incluyendo operaciones de sociedades que hoy conforman el grupo de las Entidades Maxus, las cuales fueron realizadas en el curso ordinario de los negocios con el objetivo legítimo de lograr mayores eficiencias en el manejo de dichas operaciones internacionales. Por su parte, el Fideicomiso de Liquidación alega que (i) estas operaciones de reestructuración constituyen transferencias fraudulentas por las que las Demandadas YPF son responsables, y (ii) las Demandadas YPF son el alter ego de las Entidades Maxus y responsables por todos sus pasivos, incluyendo los pasivos ambientales descriptos en la Nota 32.a.2.i). Las Demandadas YPF rechazaron dichas alegaciones y presentaron una moción solicitando se desestime el Reclamo del Fideicomiso de Liquidación (motion to dismiss).

Entre el 19 de octubre de 2018 y el 22 de enero de 2019 se completaron varios actos procesales relacionados con la motion to dismiss. Del mismo modo, durante dicho período, las Demandadas Repsol también interpusieron una moción solicitando que el Tribunal de Quiebras desestimara el Reclamo del Fideicomiso de Liquidación. El 15 de febrero de 2019 el Tribunal de Quiebras rechazó ambas mociones.

El 1 de marzo de 2019 las Demandadas YPF realizaron una presentación a fin de apelar la orden de fecha 15 de febrero de 2019 desestimando la motion to dismiss. La apelación fue denegada por el Tribunal del Distrito para el Distrito de Delaware el 12 de septiembre de 2019 y las partes procedieron con el proceso de prueba (discovery).

Aun estando pendiente la apelación mencionada, el 1 de abril de 2019 las Demandadas YPF, por un lado, y las Demandadas Repsol, por el otro, contestaron la demanda iniciada por el Fideicomiso de Liquidación.

En el marco del Reclamo del Fideicomiso de Liquidación, durante 2019 y 2020 la actividad judicial se concentró en (i) la presentación de mociones para retirar la referencia (motions to withdraw the reference), cuya finalidad es la de lograr que un asunto tratado por un tribunal de quiebras sea transferido a un tribunal ordinario del distrito respectivo, (ii) el proceso de prueba (discovery), (iii) la presentación de una moción de descalificación (motion to disqualify) contra los abogados del Fideicomiso de Liquidación y, (iv) la definición de las etapas procesales.

El 23 de marzo de 2020 el Tribunal del Distrito para el Distrito de Delaware denegó las mociones para retirar la referencia planteadas por las Demandadas YPF y las Demandadas Repsol.

Con relación al proceso de prueba (discovery), la actividad judicial incluyó principalmente procedimientos relacionados a la definición de la prueba documental y testimonial a ser producida en el proceso. El proceso de prueba (discovery) de hechos concluyó sustancialmente el 21 de octubre de 2021, y el proceso de prueba (discovery) de expertos concluyó el 8 de abril de 2022.

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32. ASUNTOS RELACIONADOS CON LAS ENTIDADES DE MAXUS (cont.)

Con relación a la motion to disqualify de los abogados del Fideicomiso de Liquidación, el 19 de diciembre de 2020 las Demandadas YPF presentaron una motion to disqualify de White & Case LLP como abogados del Fideicomiso de Liquidación en el entendimiento de que dicha firma de abogados estaría impedida de actuar en esa capacidad con motivo en la existencia de conflictos de intereses resultantes de la incorporación a la firma de la abogada Jessica Boelter, ex socia de la firma Sidley Austin LLP y parte integrante del equipo de abogados que asesoró a las Demandadas YPF en este proceso.

El 6 de abril de 2021 el Tribunal de Quiebras rechazó dicha motion to disqualify, decisión que fue apelada por las Demandadas YPF ante el Tribunal de Apelaciones del Tercer Circuito.

El 9 de septiembre de 2022 el Tribunal de Apelaciones del Tercer Circuito emitió una decisión afirmando la decisión del Tribunal de Quiebras desestimando la motion to disqualify.

El 16 de marzo de 2022 el Fideicomiso de Liquidación presentó una moción de juicio sumario parcial con respecto a ciertas de sus pretensiones en contra de las Demandadas YPF y las Demandadas Repsol. Dicha moción no solicitó una decisión pecuniaria en esta instancia, reconociendo que ciertas cuestiones debieran resolverse en la etapa de juicio oral (trial).

El 27 de abril de 2022 las Demandadas YPF y las Demandadas Repsol presentaron tanto sus mociones de juicio sumario como las respectivas oposiciones a la moción de juicio sumario presentada por el Fideicomiso de Liquidación.

El 13 de junio de 2022 se celebró una audiencia ante el Tribunal de Quiebras para la presentación de alegatos orales en relación con las mociones de juicio sumario. El 22 de junio de 2022 el Tribunal de Quiebras emitió una decisión rechazando la moción de juicio sumario presentada por el Fideicomiso de Liquid ación señalando, entre otras consideraciones, que hay cuestiones relevantes de hecho en disputa que deben ser resueltas en la etapa de juicio oral (trial). El Tribunal de Quiebras también otorgó juicio sumario parcial a favor de las Demandadas YPF rechazan do la teoría de “all liabilities” (responsabilidad por todos los pasivos y contingencias de las Entidades Maxus) propuesta por el Fideicomiso de Liquidación relativa a los alegados daños por alter ego. Asimismo, al rechazar la teoría de “all liabilities” p ropuesta por el Fideicomiso de Liquidación, el Tribunal de Quiebras coincidió con las Demandadas YPF en que los alegados daños por alter ego requieren la prueba de la causalidad y, por lo tanto, el Fideicomiso de Liquidación deberá probar que los daños rec lamados fueron causados por la alegada conducta de alter ego. El Tribunal de Quiebras sostuvo además que la responsabilidad por la alegada conducta de alter ego de las Demandadas YPF y las Demandadas Repsol es una cuestión que debe resolverse en la etapa d e juicio oral (trial) antes de abordar la cuestión referida al monto de daños, si los hubiera.

El 30 de septiembre de 2022 el Tribunal de Quiebras confirmó las fechas propuestas por las partes para llevar adelante la etapa de juicio oral (trial) durante los meses de marzo y abril de 2023. El 3 de enero de 2023 las partes solicitaron conjuntamente que se suspendieran todos los plazos programados y las fechas para el juicio oral (trial), y que se reservara para el juicio oral (trial) el período comprendido entre el 19 de junio y el 31 de julio de 2023. El Tribunal de Quiebras concedió dicha solicitud ese mismo día. La sentencia emitida por el Tribunal de Quiebras al finalizar la etapa de juicio oral (trial) podrá ser apelada por las partes, y la apelación podría cubrir los asuntos decididos tanto en la fase de juicio sumario (summary judgment) como en la fase de juicio oral (trial).

A medida que el proceso avance, y teniendo en cuenta la complejidad de los reclamos y la evidencia que las partes puedan presentar, la Sociedad continuará reevaluando el estado del litigio y su potencial impacto en los resultados y la situación financiera del Grupo. La Sociedad, junto con las demás Demandadas YPF, continuará defendiéndose de acuerdo con el procedimiento legal aplicable y las defensas disponibles.

32.b) Aspectos contables

En relación con la presentación del proceso ante el Tribunal de Quiebras bajo la Ley de Quiebras de Estados Unidos por parte de las Entidades Maxus, el 17 de junio de 2016, tal como se describe en la Nota 32.a.2), la Sociedad consideró oportunamente que éste es un evento que requería reconsiderar si la consolidación de las Entidades Maxus continuaba siendo apropiada. Para realizar este análisis, la Sociedad siguió los lineamientos establ ecidos en la NIIF 10 “Estados financieros consolidados” para reevaluar si mantenía el control sobre las actividades de las Entidades Maxus. Este análisis, de acuerdo con lo establecido en la NIC 8, se complementó con los criterios establecidos en la Norma de Estados Unidos ASC 810 publicada por el FASB, cuyos principios son consistentes con la NIIF 10, pero que tratan en forma más detallada las cuestiones relacionadas con la consolidación de entidades que ingresan en un proceso específico de reorganización bajo la Ley de Quiebras de Estados Unidos.

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32. ASUNTOS RELACIONADOS CON LAS ENTIDADES DE MAXUS (cont.)

Generalmente, cuando una entidad se presenta para su reorganización bajo la Ley de Quiebras de Estados Unidos, los accionistas pierden el poder para tomar decisiones que tienen un impacto significativo en la performance económica de los negocios de las entidades porque ese poder se transfiere típicamente al Tribunal de Quiebras.

La presentación realizada por las Entidades Maxus bajo la Ley de Quiebras de Estados Unidos tuvo efectos relevantes en los derechos de YPF Holdings como accionista de dichas entidades dado que los acreedores del proceso de quiebra (los “Acreedores”) reemplazaron a los accionistas en su capacidad legal para presentar demandas deriv adas contra los directores por parte de las Entidades Maxus por incumplimiento de sus obligaciones fiduciarias, ya que los Acreedores deben ser los principales beneficiarios de cualquier incremento de valor en dichas entidades. Sin embargo, a la fecha de presentación de la petición voluntaria de reorganización bajo la Ley de Quiebras de Estados Unidos, YPF Holdings mantuvo su derecho de designar a los directores de las Entidades Maxus a través de las asambleas de accionistas, salvo que el Tribunal de Quiebras ordenara lo contrario. Adicionalmente, la presentación realizada en el Tribunal de Quiebras también tuvo efectos sobre las responsabilidades y funciones del directorio y gerencia de las Entidades Maxus. Cada una de las Entidades Maxus se convirtió en un “deudor en posesión”, por lo que, de acuerdo con la Ley de Quiebras de Estados Unidos, permaneció en posesión de su propiedad y, sujeto a ciertas limitaciones, estuvieron autorizadas a llevar adelante el normal manejo de sus operaciones, salvo que el Tribunal de Quiebras de Estados Unidos ordenara lo contrario. Aun así, durante el plazo que dure el proceso bajo la Ley de Quiebras de Estados Unidos, el directorio de las Entidades Maxus no tiene discrecionalidad absoluta, dado que cualquier decisión fuera del curso ordinario de los negocios de las Entidades Maxus estará sujeta a la aprobación del Tribunal de Quiebras.

Asimismo, el 8 de noviembre de 2016 las Entidades Maxus modificaron sus estatutos a fin de otorgar mayor poder de decisión a los directores independientes.

Adicionalmente, el Plan Alternativo aprobado por el Tribunal de Quieras fue confirmado y se hizo efectivo en julio de 2017, el cual tuvo como efecto, entre otras cosas, la cancelación de la participación de YPF Holdings e YCLH Holdings en el capital social de las Entidades Maxus y, como consecuencia, estas compañías dejaron de tener participación en las Entidades Maxus.

Por todo lo expuesto, la Sociedad entiende que YPF Holdings dejó de tener la capacidad de utilizar su poder sobre las Entidades Maxus para influir significativamente en sus operaciones y resultados, condición necesaria establecida por la NIIF 10 para establecer la existencia de un control financiero efectivo y, por ende, el 17 de junio de 2016 procedió a la desconsolidación de las inversiones de las Entidades Maxus.

33. ACTIVOS Y PASIVOS CONTINGENTES

El Grupo posee las siguientes contingencias y reclamos, individualmente significativos, que en opinión de la Sociedad y de sus asesores legales poseen perspectiva posible. En este orden, y sobre la base de la información disponible para el Grupo, incluyendo entre otros el tiempo estimado que resta hasta la finalización de los litigios, los resultados de las evidencias que se presenten en las causas, y la evaluación de los asesores internos y externos, el Grupo no puede estimar una pérdida o rango de pérdida razonablemente posible respecto a ciertas cuestiones descriptas en el apartado 33.b).

33.a) Activos contingentes

El Grupo no posee activos contingentes significativos.

33.b) Pasivos contingentes

33.b.1) Reclamos ambientales

• Asociación Superficiarios de la Patagonia (“ASSUPA”)

ASSUPA demandó a empresas concesionarias de explotación y permisionarias de exploración de distintas cuencas (Neuquina en el año 2003, Noroeste en el año 2010, y San Jorge y Austral en el año 2012), entre las que se encuentra YPF, a recomponer el daño ambiental colectivo supuestamente producido a partir de la actividad hidrocarburífera. En subsidio pidió que se constituya un fondo de restauración ambiental y se adopten medidas que permitan evitar la producción de daños ambientales en el futuro.

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33. ACTIVOS Y PASIVOS CONTINGENTES (cont.)

Empresas concesionarias de áreas de la cuenca Neuquina

La demanda ha sido contestada por YPF y por el resto de las partes demandadas. Luego de diversas incidencias, el 30 de diciembre de 2014 la CSJN dictó 2 sentencias interlocutorias. Por la primera, la Corte declaró ajena a su competencia originaria todos aquellos daños ambientales relativos a situaciones locales y provinciales, asumiendo sólo los relativos a situaciones interjurisdiccionales (por ejemplo, la cuenca del Río Colorado). Por la segunda, la Corte rechazó el pedido de ASSUPA de incorporar como tercero necesario a Repsol S.A. y a los directores que se desempeñaron en YPF hasta abril de 2012. Paralelamente, denegó medidas cautelares y otras diligencias relacionadas con ese pedido.

Como consecuencia de tal decisión, existe una acción preventiva de daños iniciada por un particular para evitar daños futuros y disminuir los supuestos daños, acción de reparación de daños y perjuicios, consistente en la reparación integral de los daños colectivos supuestamente causados por la actividad hidrocarburífera de YPF en la Provincia de Neuquén. En dicha acción YPF contestó la demanda y requirió la citación del Estado Nacional, del Estado Provincial y de otras compañías petroleras de la zona.

Empresas concesionarias de áreas de la Cuenca del Noroeste

El 1 de diciembre de 2014 YPF fue notificada de la demanda y solicitó la suspensión de los plazos procesales por defectos en la notificación, tal suspensión fue concedida por el tribunal. El 19 de abril de 2017 YPF fue notificada de la resolución del juzgado que ordena la reanudación de los plazos procesales y opuso excepción de defecto legal, al igual que otros codemandados. El juzgado dispuso la suspensión de los términos para contestar la demanda hasta tanto exista resolución definitiva de la excepción de defecto legal.

Empresas concesionarias de áreas de la Cuenca del Golfo San Jorge

YPF interpuso una excepción de defecto legal. Por tal presentación el juzgado dispuso la suspensión de los términos para contestar demanda. Los plazos continuarán suspendidos hasta tanto recaiga una resolución definitiva sobre la excepción de defecto legal presentada por la Sociedad, la que será resuelta cuando esté trabada la litis con la totalidad de las empresas demandadas. El 8 de febrero de 2021 el juez resolvió declarar la incompetencia de la justicia federal en la causa, por entender que no se había demostrado la existencia de un daño interjurisdiccional que la jus tificara. El 29 de marzo de 2021 la Cámara de Apelaciones confirmó esta sentencia de primera instancia. Esta decisión no ha sido recurrida por la actora, por lo que se encuentra firme.

El 3 de mayo de 2021 ASSUPA solicitó al Ministerio Público Fiscal la in vestigación de la posible comisión de delitos penales, y que se diera intervención a la Unidad Fiscal de Investigaciones en Materia Ambiental (“UFIMA”) para que preste la colaboración de su competencia, elaborando estrategias de investigación y/o definiendo cursos de acción para la instrucción de los hechos denunciados. Asimismo, solicitó la remisión de las actuaciones a los tribunales provinciales para la continuación de la causa, lo cual generó la formación de un nuevo expediente. El 9 de septiembre de 2021 el juez se declaró incompetente debido a la inexistencia de daños interjurisdiccionales.

El 14 de mayo de 2021, el juzgado rechazó lo solicitado por ASSUPA en relación con dar intervención a los tribunales provinciales por improcedente, pero le hizo saber que las presentes actuaciones quedarán a disposición de las autoridades judiciales o administrativas que así lo soliciten, en calidad de prueba instrumental.

Empresas concesionarias de áreas de la Cuenca Austral

El 2 de noviembre 2015 YPF fue notificada de la demanda y solicitó la suspensión de los plazos procesales por defectos en la notificación. Tal suspensión fue concedida por el tribunal y luego de distintas incidencias con distintos codemandados y citados, el juzgado ordenó el 23 de junio de 2020 una nueva notificación con el traslado de la demanda. La decisión fue apelada por la actora.

El 12 de mayo de 2021 el expediente fue remitido a la Cámara de Apelaciones Federal en lo Contencioso Administrativo para la resolución del recurso interpuesto por la actora, que había apelado la sentencia interlocutoria del 23 de junio de 2020 por la cual el juez dispuso hacer lugar al planteo de YPF, entre otras codemandadas, ordenando el traslado de la demanda. El 8 de noviembre de 2022 la Cámara de Apelaciones Federal en lo Contencioso Administrativo confirmó la resolución del Juzgado de Primera Instancia por la cual ordenó correr un nuevo traslado de la demanda.

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33. ACTIVOS Y PASIVOS CONTINGENTES (cont.)

• Dock Sud, Río Matanza, Riachuelo, Quilmes y Refinería Luján de Cuyo

En el año 2006 vecinos de la localidad de Dock Sud, Provincia de Buenos Aires, iniciaron un juicio que se encuentra radicado ante la CSJN, en el que reclaman a 44 empresas entre las que se encuentra YPF, el Estado Nacional, la Provincia de Buenos Aires, la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y 14 municipios, la remediación y, en subsidio, l a indemnización del daño ambiental colectivo de los ríos Matanza y Riachuelo. Asimismo, también vecinos de Dock Sud han iniciado otros 2 juicios ambientales, uno de ellos fue desistido en relación con YPF, mientras que en el otro juicio se reclama a varias empresas radicadas en dicha localidad, entre ellas a YPF, a la Provincia de Buenos Aires y a varios municipios, la remediación y en subsidio la indemnización del daño ambiental colectivo de la localidad de Dock Sud y del daño particular patrimonial que afirman haber sufrido. Con respecto a los reclamos mencionados por el momento no es posible cuantificarlos de una manera adecuada, como así tampoco, de corresponder, estimar las costas judiciales asociadas que pudieran resultar. YPF tiene derecho a ser mantenida indemne por el Estado Nacional, por los hechos y contingencias que sean de causa anterior al 1 de enero de 1991, de acuerdo con la Ley Nº 24.145 y el Decreto Nº 546/1993.

Mediante sentencia del 8 de julio de 2008 la CSJN:

• Dispuso que está a cargo de la Autoridad de Cuenca Matanza Riachuelo (“ACUMAR”), Ley Nº 26.168, el cumplimiento del programa de remediación ambiental de la cuenca, siendo responsables de que ello se lleve adelante el Estado Nacional, la Provincia de Buenos Aires y la Ciudad Autónoma de Buenos Aires; delegó en el Juzgado Federal de Primera Instancia de Quilmes el conocimiento de todas las cuestiones concernientes a la ejecución de la remediación y saneamiento; declaró que todos los litigios relativos a la ejecución del plan de remediac ión se acumularán y tramitarán ante dicho Juzgado y que dicho proceso produce litispendencia en relación con las demás acciones colectivas que tengan por objeto la remediación ambiental de dicha cuenca, las que por lo tanto deberían ser archivadas. En este orden, YPF ha sido notificada de ciertas resoluciones emitidas por ACUMAR, por las que se requiere presentar un plan de reconversión industrial con relación a ciertas instalaciones de YPF, el cual ha sido presentado, no obstante haberse recurrido las resoluciones mencionadas.

• Decidió que el proceso relativo a la determinación de las responsabilidades derivadas de las conductas adoptadas en el pasado, por la reparación del daño ambiental, continuará ante esa Corte.

Adicionalmente a lo mencionado en Nota 16.a.4), referida a reclamos ambientales en Quilmes, la Sociedad tiene otros reclamos judiciales y no judiciales activos en su contra, basados en argumentos similares .

Por otra parte, las tareas de monitoreo realizadas en forma rutinaria por YPF han permitido advertir cierto grado de afectación en el subsuelo correspondiente a las proximidades de la Refinería Luján de Cuyo, lo que ha motivado la ejecución de un programa de relevamiento, evaluación y remediación de pasivos que la Sociedad ha acordado con organismos de aplicación de la Provincia de Mendoza, cuyos costos se han provisionado en el programa de remediación de situaciones ambientales del Grupo.

Respecto de la afectación del acuífero circundante a la Refinería Luján de Cuyo se llevó a cabo un plan de investigación detallado con el fin de caracterizar, analizar el riesgo e implementar las acciones de mitigación; desarrollándose luego la ingeniería de remediación que actualmente se está implementando El seguimiento de dicha remediación es llevado a cabo con el control y acompañamiento del Instituto Nacional del Agua (“INA”) y autoridades locales.

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33.b.2) Reclamos contenciosos

• Empresas Petersen Energía Inversora, S.A.U. y Petersen Energía, S.A.U. (en conjunto, “Petersen”) - Empresas Eton Park Capital Management, L.P., Eton Park Master Fund, LTD. y Eton Park Fund, L.P. (en conjunto, “Eton Park”)

Proceso judicial en Nueva York

Los demandantes en este proceso son Petersen y Eton Park, anteriores titulares de ADRs que evidencian ADSs que representan acciones Clase D de YPF. Petersen presentó su reclamo el 8 de abril de 2015 y Eton Park presentó su reclamo el 3 de noviembre de 2016. Ambos reclamos están en curso ante el Tribunal de Distrito de Estados Unidos para el Distrito Sur de Nueva York (“Tribunal de Distrito”) y fueron presentados contra la República Argentina ("República") e YPF. Los reclamos se fundamentan en la intervención de la República en YPF en 2012 y la posterior expropiación por parte de la República de una participación mayoritaria en YPF que poseía Repsol (ver Nota 30). Petersen y Eton Park alegan que la República e YPF incumplieron supuestas obligaciones contenidas en el estatuto de la Sociedad. Los reclamos de Petersen y Eton Park se consideran reclamos relacionados, tramitan en forma conjunta y fueron asignados al mismo Tribunal de Distrito.

El 8 de septiembre de 2015, antes de que Eton Park presentara su reclamo, la República e YPF presentaron mociones para desestimar el reclamo de Petersen. El 19 y 23 de octubre de 2015 Petersen presentó oposiciones a las mociones de desestimación de la República e YPF, respectivamente. El 9 de septiembre de 2016 el Tribunal de Distrito emitió una decisión denegando parcialmente las mociones de desestimación. La Sociedad y la República apelaron esta decisión solicitando la desestimación completa del reclamo. YPF y la República argumentaron que, en el supuesto que el reclamo fuera procedente, el reclamo debía tramitar en Argentina (forum non conveniens). El Tribunal de Apelaciones de Estados Unidos para el Segundo Circuito (“Tribunal de Apelaciones”) sostuvo que el Tribunal de Distrito tiene jurisdicción sobre este asunto. El 31 de octubre de 2018 YPF y la República apelaron esta decisión ante la Corte Suprema de Estados Unidos (“Corte Suprema”). El 24 de junio de 2019 la Corte Suprema rechazó considerar el recurso de apelación.

El 30 de agosto de 2019 la República e YPF presentaron mociones para desestimar los casos de Petersen y Eton Park alegando nuevamente que los procesos debían tramitar en Argentina (forum non conveniens). El 5 de junio de 2020 el Tribunal de Distrito rechazó estas mociones de desestimación. La República e YPF presentaron sus contestaciones a la demanda de Petersen el 8 de julio de 2019 y a la demanda de Eton Park el 10 de julio de 2020. El 13 de julio de 2020 el Tribunal de Distrito emitió una resolución ordenando a las partes avanzar con el proceso de prueba de hechos y con el proceso de prueba de expertos. Dada la superposición entre los procesos de Petersen y Eton Park, dichos procesos avanzaron de manera conjunta y las partes realizaron un proceso de prueba consolidado para ambos reclamos. El proceso de prueba de hechos concluyó el 27 de agosto de 2021.

El 24 de septiembre de 2021 YPF, la República, Petersen y Eton Park intercambiaron informes de expertos iniciales, incluyendo un informe de experto de los demandantes sobre daños ("Informe de Daños de los Demandantes") en caso de que YPF y/o la República sean declarados responsables. YPF ha invocado una serie de defensas respecto de su responsabilidad que considera robustas. Si las defensas invocadas por YPF son aceptadas, YPF no deberá hacerse cargo de reparar ningún daño.

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33. ACTIVOS Y PASIVOS CONTINGENTES (cont.)

El 3 de diciembre de 2021 en respuesta al Informe de Daños de los Demandantes, los demandados presentaron, junto con otros informes de expertos, un informe de experto para refutar los daños y perjuicios presentados por los demandantes (“Informe de Refutación”) en el que se concluye que no existe ningún daño a los demandantes, aun cuando el Tribunal de Distrito finalmente declarase responsable a los demandados. Además, si el Tribunal de Distrito declarase responsable a los demandados y rechazase el enfoque de los demandados aceptando en cambio el enfoque propuesto por los demandantes, el Informe de Refutación también concluye que la metodología de los demandantes para el cálculo de daños y perjuicios es defectuosa, e incluye cálculos alternativos que corrigen ciertas cuestiones de la metodología del experto de los demandantes. Corrigiendo la fecha de notificación de la oferta pública de adquisición supuesta por el experto de los demandantes (a efectos del cálculo únicamente) resultaría en estimaciones de daños y perjuicios por US$ 5.200 millones (excluyendo intereses y algunas pretensiones accesorias) o US$ 3.500 millones (excluyendo intereses y algunas pretensiones accesorias), suponiendo fechas de notificación de la oferta pública de adquisición el 16 de abril de 2012 o el 7 de mayo de 2012, respectivamente. Si se realizaran ciertas correcciones adicionales a la metodología del experto de los demandantes, incluyendo el cálculo de daños y perjuicios en pesos y no en dólares, las estimaciones de daños y perjuicios resultantes serían de 14.400 millones de pesos (excluyendo intereses y algunas pretensiones accesorias) o 14.000 millones de pesos (excluyendo intereses y algunas pretensiones accesorias) (que, a efectos ilustrativos, si se convierte al tipo de cambio correspondiente al peso respecto del dólar del 24 de septiembre de 2021 ascendería a US$ 146 millones o US$ 142 millones). Estos cálculos alternativos de daños y perjuicios usando el enfoque de los demandantes, pero corrigiendo su metodología defectuosa, resultarían en montos de daños y perjuicios estimados que no son consistentes con los montos estimados en el Informe de Daños de los Demandantes, que están basados en supuestos y teorías de causalidad y cálculos de daños y perjuicios que a juicio de YPF no encuentran respaldo en los hechos y en la ley aplicable. Cabe destacar que el Informe de Refutación no constituye una admisión de responsabilidad ni una obligación de pago por parte de ninguno de los demandados de ningún daño. Si, a pesar de sus defensas robustas, los demandados fuesen declarados responsables por el Tribunal de Distrito y se les ordenara el pago de daños y perjuicios, YPF intentará limitar su porción de la indemnización que quedara a su cargo.

El proceso de prueba de expertos concluyó el 6 de abril de 2022. El 14 de abril de 2022 Petersen y Eton Park (los “Demandantes”) e YPF y la República (los “Demandados”) presentaron escritos de apertura en apoyo de las mociones cruzadas de juicio sumario en los reclamos de Petersen y Eton Park. Los Demandantes argumentan que el Tribunal de Distrito debería dictar una sentencia sumaria a su favor respecto de la responsabilidad y los daños reclamados a YPF y a la República, y reclaman daños totales por US$ 15.900 millones, compuestos por US$ 8.400 millones en daños directos y US$ 7.500 millones en reclamos accesorios e intereses previos a la sentencia (pre-judgement interest) calculados hasta el 24 de septiembre de 2021. Los Demandantes también pretenden reservarse el derecho de solicitar en la etapa de juicio oral (trial) un monto de daños mayor en caso de que sea denegada una sentencia sumaria, lo que podría incrementar sustancialmente los daños reclamados. En sus escritos de apertura, tanto YPF como la República argumentan que no tienen ninguna responsabilidad ni deben indemnizar a los Demandantes y que, por lo tanto, el Tribunal de Distrito debería dictar una sentencia sumaria a su favor y desestimar todos los reclamos restantes en su contra. Las partes presentaron escritos de oposición y de réplica el 26 de mayo y el 23 de junio de 2022, respectivamente.

El 23 de junio de 2022 las mociones de juicio sumario de las partes habían sido completamente sustanciadas para que el Tribunal de Distrito decida sobre ellas. Aunque las partes han solicitado al Tribunal de Distrito una audiencia en la cual puedan presentar argumentos orales en apoyo de sus respectivas mocio nes, otorgar o no dicha audiencia antes de decidir sobre las mociones es una cuestión sujeta a la discreción del Tribunal de Distrito y, a la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, el Tribunal de Distrito no ha decidido sobre la solicitud de las partes de una audiencia.

De conformidad con el último calendario aprobado por el Tribunal de Distrito, si el juicio oral (trial) es necesario después de que éste se pronuncie sobre las mociones de juicio sumario de las partes y, sujeto al calendario del Tribunal de Distrito y a otros compromisos inamovibles, el juicio oral (trial) comenzará 115 días después de que dicho Tribunal emita su decisión respecto al juicio sumario. El calendario procesal puede ser ampliado o modificado por orden del Tribunal de Distrito.

A medida que avance el proceso, teniendo en cuenta la complejidad de los reclamos y las pruebas que puedan presentar las partes, la Sociedad continuará reevaluando el estado del litigio y su potencial impacto en los resultados y la situación financiera del Grupo. La Sociedad continuará defendiéndose conforme el procedimiento legal aplicable y las defensas disponibles.

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33. ACTIVOS Y PASIVOS CONTINGENTES (cont.)

33.b.3) Reclamos en el ámbito de la CNDC

• Reclamos por precios en la venta de combustibles

El Grupo fue sujeto de ciertos reclamos vinculados a supuestas discriminaciones de precios en la venta de combustibles, que han sido radicados ante la CNDC y respondidos oportunamente por YPF.

33.b.4) Otras causas

Asimismo existen otras causas laborales, civiles y comerciales en las que el Grupo es demandado y diversos reclamos por parte de la AFIP y los fiscos provinciales y municipales, individualmente no significativas, para las cuales no se ha constituido una provisión debido a que la Sociedad, en base a los elementos de juicio disponibles a la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, ha considerado que constituyen contingencias posibles.

34. COMPROMISOS CONTRACTUALES

34.a) Concesiones de explotación y permisos de exploración

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022 el Grupo ha obtenido concesiones de explotación y permisos de exploración que incluyen compromisos de realización de ciertas inversiones y gastos y de mantenimi ento de niveles de actividad. Adicionalmente se han obtenido prórrogas sobre ciertas concesiones y permisos y revertido ciertas áreas. A continuación se describen los acuerdos, concesiones y permisos más significativos que tuvieron lugar en el ejercicio finalizado al 31 de diciembre 2022:

• Concesiones de explotación UT Aguaragüe

El 3 de febrero de 2023 YPF suscribió un Acta Acuerdo con la Provincia de Salta mediante la cual, entre otras condiciones: (i) se extendieron por 10 años, a partir del vencimiento de sus plazos originales, los plazos de las concesiones de explotación de las áreas Sierras de Aguaragüe, Campo Durán - Madrejones, Río Pescado y San Antonio Sur; (ii) se revirtió el área La Bolsa a partir de la fecha de vencimiento de la concesión; y (iii) se comprometieron inversiones de hasta US$ 14,2 millones. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados se encuentra pendiente la ratificación de la suscripción del Acta Acuerdo por parte de la Provincia de Salta.

• Carta de Intención con la Provincia de Santa Cruz

En 2012 YPF suscribió con la Provincia de Santa Cruz un Acta Acuerdo aprobada por Ley Provincial N° 3.295 mediante la cual se extendieron por 25 años, a partir del vencimiento de sus plazos originales, el plazo de las concesiones de explotación de ciertas áreas, comprometiendo YPF la ejecución de un plan de inversiones en dichas concesiones.

El 1 de agosto de 2022 YPF suscribió una Carta de Intención con la Provincia de Santa Cruz mediante la cual, entre otros, se acordó: (i) readecuar el cronograma y destino de ciertas inversiones pendientes del Acta Acuerdo; (ii) reconocer a favor de la Provincia un monto resarcitorio de US$ 10,23 millones que serán aplicados a aquellos proyectos de inversión social que sean acordados entre YPF y la Provincia; (iii) incrementar el plan de inversiones de YPF en dichas concesiones en US$ 100 millones adicionales a los asumidos en el Acta Acuerdo; y (iv) aplicar una regalía máxima de 7,5% para la producción proveniente de los proyectos de recuperación terciara que se encuentran presentados a la Provincia. El 27 de septiembre de 2022 se publicó en el Boletín Oficial de la Provincia de Santa Cruz la Ley N° 3.802 mediante la cual la Carta d e Intención fue aprobada por la Legislatura de la Provincia.

• Permiso de exploración Cerro Manrique

El 12 de julio de 2022 mediante el Decreto N° 793/2022 del Poder Ejecutivo de la Provincia de Río Negro se otorgó a YPF el acceso a un segundo período exploratorio en el área Cerro Manrique por un período de 2 años.

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34. COMPROMISOS CONTRACTUALES (cont.)

• Carta de intención con la Provincia de Mendoza

El 26 de julio de 2021 YPF suscribió una Carta de Intención con la Provincia de Mendoza a través de la cual, y entre otros aspectos, se comprometieron, sujeto al cumplimiento de ciertas condiciones y la obtención de las aprobaciones correspondientes, a: (i) la migración de producción mediante recuperación secundaria a recuperación terciaria en ciertas áreas de titularidad de YPF; (ii) la Provincia procederá a otorgar una reducción de la alícuota de regalías, aplicable a los hidrocarburos producidos por pozos de recuperación terciaria; (iii) YPF iniciará en el año 2022 la perforación de 2 pozos piloto en ciertas áreas de titularidad de YPF con el objetivo de explorar la formación Vaca Muerta y comprobar su potencial técnico y económico; y (iv) la reversión de las áreas Loma de La Mina y Puesto Molina Norte, a partir de la fecha de vencimiento original de las concesiones.

El 12 de agosto de 2021 dicha Carta de Intención fue ratificada mediante el Decreto Provincial N° 1.117/2021.

El 4 de enero de 2022 YPF ha sido notificada de la Decisión Administrativa N° 01/2022 donde la Provincia de Mendoza aprobó la reversión del área Loma de La Mina y su transferencia a un nuevo operador.

En junio de 2022 se inició el proceso de reversión de la concesión del área Puesto Molina Norte. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, YPF permanece en el área custodiando y manteniendo los activos e instalaciones lo cual fue solicitado por la Provincia, hasta que finalice el proceso de reversión.

• Permisos de exploración offshore

El 20 de abril de 2022 mediante la Resolución SE N° 250/2022 se otorgó a Equinor Argentina AS (Sucursal Argentina) y a YPF la extensión por 2 años del plazo del primer período exploratorio del permiso de exploración otorgado sobre el área CAN 114.

El 22 de abril de 2022 mediante la Resolución SE N° 267/2022 se otorgó a Total Austral S.A. (Sucursal Argentina), Equinor Argentina AS (Sucursal Argentina) e YPF la extensión por 2 años del plazo del primer período exploratorio del permiso de exploración otorgado sobre el área MLO 123.

El 4 de mayo de 2022 mediante Resolución SE N° 321/2022 se otorgó a Equinor Argentina AS (Sucursal Argentina) y a YPF la extensión por 1 año del plazo del primer período exploratorio del permiso de exploración otorgado sobre el área CAN 102.

El 17 de mayo de 2022 mediante Resolución SE N° 372/2022 se otorgó a Equinor Argentina BV (Sucursal Argentina), Shell Argentina S.A. (“Shell Argentina”) y a YPF la extensión por 2 años del plazo del primer período exploratorio del permiso de exploración otorgado sobre el área CAN 100.

• Acuerdo de exploración en el bloque Charagua (Bolivia)

El 26 de julio de 2017 se firmó la protocolización del contrato con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (“YPFB”), originalmente firmado en enero de 2017, para iniciar los trabajos de exploración en Charagua, Bolivia. Asimismo, se presentó el plan de actividades de exploración y explotación en territorio boliviano.

En octubre de 2017 se acordaron los términos para la cesión a favor de YPFB Chaco S.A. del 40% sobre el Contrato de Servicios suscripto con YPFB para la exploración del bloque. Adicionalmente, el 25 de enero de 2018 se suscribió el acuerdo de cesión.

El 25 de mayo de 2021 se sancionó la Ley N° 1.376 mediante la cual se aprobó la modificación al Contrato de Servicios Petroleros para la exploración y explotación del bloque Charagua suscripto entre YPF E&P e YPFB, por la cual YPF E&P cede el 40% del total de la participación y los derechos y obligaciones bajo dicho contrato a favor de YPFB Chaco S.A. El 16 de agosto de 2021 finalizó el proceso de protocolización de dicho contrato.

De efectuarse el descubrimiento comercial esperado, se conformará una Sociedad de Economía Mixta entre YPFB, YPF E&P (subsidiaria indirecta de YPF) y YPFB Chaco S.A., con una participación accionaria de 51%, 29,4% y 19,6%, respectivamente.

Durante 2020 se solicitó la suspensión de plazos del primer período exploratorio debido a la emergencia sanitaria por la pandemia de COVID-19, que fue aprobada por YPFB el 4 de enero de 2021 a través de la Resolución DEEA 001-2021; extendiéndose el vencimiento del bloque al 26 de mayo de 2021.

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34. COMPROMISOS CONTRACTUALES (cont.)

Asimismo, y a raíz de la continuidad de la emergencia sanitaria originada por la pandemia de COVID-19 que motivó la suspensión de plazos del período exploratorio por invocación de fuerza mayor, se extendió la vigencia de la primera fase del período exploratorio hasta el 4 de junio de 2021. En función de ello, la segunda fase del período exploratorio finalizará en junio de 2023.

34.b) Acuerdos y compromisos de inversión y cesiones

El Grupo ha realizado acuerdos de inversión, adquisiciones y cesiones de áreas. A continuación se detallan las principales características de los acuerdos y cesiones más relevantes que tuvieron lugar en los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020.

• Cesión del permiso de exploración CAN 100 (offshore) - Reconversión Bloque E-1

El 8 de octubre de 2019 YPF y Equinor Argentina BV (Sucursal Argentina) suscribieron un acuerdo mediante el cual Equinor Argentina BV (Sucursal Argentina) adquiriría un 50% de participación en el área CAN 100, manteniendo YPF un 50% de participación en dicha área. La efectividad del acuerdo se encontraba sujeta a ciertas cond iciones precedentes.

El 16 de abril de 2020 habiéndose cumplido las condiciones pactadas en el acuerdo de cesión, entre ellas, la aprobación de la cesión en los términos del artículo 72 de la Ley de Hidrocarburos por parte de la SE, la cual fue otorgada mediante Resolución N° 55/2020, se produjo el cierre de la transacción efectivizando la cesión de YPF del 50% de participación en el área y de la operación a Equinor Argentina BV (Sucursal Argentina). El 22 de abril de 2020 YPF recibió US$ 22 millones. Por lo mencionado precedentemente, el Grupo ha registrado en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 una ganancia de 1.457 incluida en el rubro de “Otros resultados operativos, netos”.

El 14 de enero del 2021 YPF y Shell Argentina y Equinor Argentina BV (Sucursal Argentina) y Shell Argentina suscribieron sendos acuerdos mediante los cuales YPF y Equinor Argentina BV (Sucursal Argentina) transferirían a Shell Argentina un 15% de participación en el área CAN 100, respectivamente, manteniendo YPF, en con secuencia, un 35% de participación en dicha área. La efectividad de estos acuerdos estaba sujeta a ciertas condiciones precedentes, entre las que se encontraba la aprobación de las cesiones por parte de la SE, que fueron autorizadas el 23 de abril 2021. Esta cesión requirió el pago por parte de Shell Argentina a YPF del precio pendiente de US$ 5 millones. Adicionalmente, el 14 de diciembre de 2021 Shell Argentina pagó a YPF un monto adicional de otros US$ 5 millones ya que se cumplieron ciertas condiciones establecidas en el acuerdo de cesión.

• Acuerdo para el desarrollo del área Chihuido de la Sierra Negra Sudeste - Narambuena

En abril de 2014 YPF y subsidiarias de Chevron Corporation (en adelante “Chevron”) firmaron un nuevo acuerdo de proyecto de inversión con el objetivo de la exploración conjunta de hidrocarburos no convencionales en la Provincia de Neuquén, dentro del área Chihuido de la Sierra Negra Sudeste - Narambuena, a ser solventado exclusivamente y a sólo riesgo por Chevron. La inversión se desembolsó en 2 etapas y la posibilidad de una tercera fase, a ser consensuada en el futuro en base a los resultados obtenidos de la exploración del área.

A tal efecto, la Sociedad y Chevron suscribieron los contratos necesarios para instrumentar la cesión a favor de Compañía de Desarrollo No Convencional S.R.L. (“CDNC”): (i) del 50% de participación en el área de exploración Narambuena; y (ii) del 7% del interés legal de la Concesión de Explotación de Chihuido de La Sierra Negra en las Provincias de Neuquén y Mendoza. No obstante, los derechos contractuales de Chevron se limitan al área Narambuena ya que el 100% de la producción convencional y reservas fuera del área del proyecto y del Yacimiento Desfil adero Bayo permanecerán como propiedad de YPF. La concesión del área fue prorrogada en el año 2008 hasta el 14 de noviembre del 2027.

Durante 2018 se completó la actividad de la Fase I dando comienzo en abril de 2018 a la Fase II la cual se completó en abril de 2021, con un total de aportes por parte de CDNC para las Fases I y II de US$ 114,4 millones. En enero de 2022 Chevron ha confirmado su decisión de ejercer la opción de aceptación de ingresar a la Fase III del proyecto de inversión en hidrocarburos no convencionales en el área Narambuena.

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34. COMPROMISOS CONTRACTUALES (cont.)

• Cesión del área Bandurria Sur

En enero de 2020 YPF fue notificada de la adquisición por parte de Shell Argentina y Equinor Argentina AS (Sucursal Argentina) de la totalidad del paquete accionario de SPM Argentina S.A (“SPM”). Esta cesión requirió el pago por parte de SPM a YPF del precio pendiente de US$ 105 millones. Por lo mencionado precedentemente, el Grupo ha registrado una ganancia de 6.356 incluida en el rubro de “Otros resultados operativos, netos”.

El 5 de marzo de 2020 se firmó el acuerdo por el cual YPF cedió a Bandurria Sur Investments S.A. (“BSI”, anteriormente SPM), una compañía afiliada a Shell Argentina y Equinor Argentina AS (Sucursal Argentina), un 11% de parti cipación en el área Bandurria Sur. El 29 de abril de 2020 se emitió el Decreto N° 512/2020 mediante el cual la Provincia de Neuquén aprobó la cesión a favor de BSI. El 14 de mayo de 2020 YPF y BSI celebraron los contratos definitivos relacionados con la explotación conjunta de hidrocarburos en el área, dando cumplimiento a las condiciones precedentes para la entrada en vigencia del acuerdo de cesión del 11% de la concesión de explotación no convencional del área a favor de BSI. En consecuencia, YPF continuará siendo el operador del área y conservará el 40% de la titularidad en la concesión mientras que la participación de BSI ascenderá al 60%. Por lo mencionado precedentemente, el Grupo ha registrado en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 una ganancia de 4.420 incluida en el rubro de “Otros resultados operativos, netos”.

34.c) Compromisos contractuales

El Grupo ha firmado contratos mediante los que se comprometió a comprar ciertos bienes y servicios, y a vender gas natural, gas licuado de petróleo y otros productos. Algunos de los mencionados contratos incluyen cláusulas de penalidad que estipulan resarcimientos ante un incumplimiento de la obligación de recibir, entregar o transportar el bien objeto del contrato. En su caso, las pérdidas anticipadas estimadas por contratos en curso, de existir, son imputadas al resultado del ejercicio en que se identifican.

En este orden, el Grupo ha renegociado ciertos contratos de exportación de gas natural que fueron afectados por razones regulatorias por contratos de suministro de gas natural firmes e interrumpibles de acuerdo con la normativa de exportación de gas natural vigente en Argentina en cada momento. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados el Grupo está llevando a cabo las actividades de acuerdo con los compromisos acordados mencionados anteriormente. En la medida que el Grupo no pueda dar cumplimiento a los compromisos asumidos, podrá ser sujeto de reclamos significativos, sujeto a las defensas que el Grupo pueda tener.

Los compromisos exploratorios y de inversión y gastos hasta la finalización de los permisos de exploración y las concesiones de explotación más relevantes ascienden a 829.409 al 31 de diciembre de 2022.

34.d) Acuerdo Exmar Energy Netherlands B.V., Exmar Argentina S.A.U. y Exmar N.V.

El 19 de octubre de 2020 entró en vigencia el acuerdo transaccional celebrado entre YPF y las empresas Exmar Energy Netherlands B.V., Exmar Argentina S.A.U. y Exmar N.V. (“Exmar”), mediante el cual, sin reconocer hechos ni derechos, se estableció la finalización de los acuerdos de chárter y servicios de licuefacción de la barcaza licuefactora Tango FLNG celebrados el 20 de noviembre de 2018, y la finalización de los reclamos arbitrales iniciados por Exmar Energy Netherlands B.V. y Exmar Argentina S.A.U. contra YPF el 15 de julio de 2020 ante la London Court of International Arbitration (“LCIA”), no teniendo estas compañías nada más que reclamar a YPF. Con motivo de este acuerdo, la Sociedad abo nó la suma total de US$ 150 millones, la cual incluyó un pago inicial de US$ 22 millones y una suma restante en 18 pagos mensuales reconocida en el rubro de “Otros pasivos”, dichos pagos se encontraban garantizados (ver Nota 34.e)).

Como consecuencia de este acuerdo, la Sociedad ha registrado en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 una pérdida de 8.285 en el rubro de “Otros resultados operativos, netos”.

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34. COMPROMISOS CONTRACTUALES (cont.)

34.e) Garantías otorgadas

Al 31 de diciembre de 2022 el Grupo ha emitido garantías bancarias por US$ 6 millones. YPF ha asumido otros compromisos por US$ 259 millones con relación al cumplimiento de obligaciones de las sociedades del Grupo, de los cuales US$ 157 fueron liberados a la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados.

YPF ha abierto una cuenta de reserva y pago en Nueva York a favor de los tenedores de las ON Clase XVI, cuyo saldo al 31 de diciembre de 2022 y 2021 es de US$ 160 millones (restando por cubrir US$ 25 millones para llegar a un total de US$ 185 millones) y US$ 19 millones, respectivamente, representando el 125% de los servicios de deuda de dichas ON a cancelar en los próximos 6 meses, en línea con lo permitido por la normativa cambiaria vigente.

Al 31 de diciembre de 2020, por el acuerdo descripto en la Nota 34.d), YPF ha entregado como garantía Bonos de la República Argentina 2029 y 2030 por un valor nominal de US$ 290 millones, y OPESSA ha otorgado una garantía por US$ 30 millones. Al 31 de diciembre de 2022 dichas garantías se encuentran totalmente liberadas.

35. PRINCIPALES REGULACIONES

A continuación se describe el marco regulatorio principal al cual se encuentra sujeto el Grupo en el desarrollo de sus actividades, no siendo el objeto de este apartado la descripción exhaustiva de la totalidad de las regulaciones a las que el Grupo se encuentra sujeto.

35.a) Regulaciones aplicables a la industria hidrocarburífera

35.a.1) Ley de Hidrocarburos

La Ley N° 17.319 se promulgó el 23 de junio de 1967 y a lo largo de su vigencia su texto recibió numerosas modificaciones, siendo modificada por última vez en el año 2014 a través de la Ley N° 27.007 (“Ley de Hidrocarburos”).

La Ley de Hidrocarburos establece los principios generales que rigen la exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de los recursos hidrocarburíferos en Argentina. Los aspectos más relevantes son los siguientes:

• Los yacimientos de hidrocarburos líquidos y gaseosos situados en territorio argentino y en su plataforma continental pertenecen al Estado Nacional o a las Provincias, según el ámbito territorial en el que se encuentren; y las actividades relativas a la exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de los hidrocarburos estarán a cargo de empresas estatales, empresas privadas o mixtas, conforme a las disposiciones de la Ley de Hidrocarburos y las reglamentaciones que dicte el PEN. Asimismo, estas empresas deberán estar registradas en el Registro de Empresas Petroleras creado por la Resolución SE N° 407/2007 a través de la cual se realiza anualmente un análisis técnico y financiero de dichas empresas; la falta de inscripción en dich o Registro imposibilita la realización de actividades en yacimientos del territorio argentino.

• Los plazos de los permisos de exploración serán fijados en cada licitación por la autoridad de aplicación, de acuerdo con el objetivo de la exploración (convencional o no convencional). Así: (i) exploración convencional: se divide el plazo en 2 períodos de hasta 3 años cada uno, más una prórroga facultativa por hasta 5 años; (ii) exploración no convencional: se divide el plazo en 2 períodos de hasta 4 años cada un o, más una prórroga facultativa por hasta 5 años, es decir, hasta un máximo de 13 años; y (iii) exploración en la plataforma continental y en el mar territorial: se divide el plazo en 2 períodos de 3 años cada uno con posibilidad de incrementarse en 1 año cada uno.

En cuanto a las concesiones de explotación, tendrán los siguientes plazos de vigencia los cuales se contarán desde la fecha de la normativa que las otorgue: (i) concesión de explotación convencional: 25 años; (ii) concesión de explotación no convencional: 35 años; y (iii) concesión de explotación en la plataforma continental y en el mar territorial: 30 años. Asimismo, con una antelación no menor a 1 año de vencimiento de la concesión, el titular de la concesión de explotación podrá solicitar indefinidas prórrogas de la concesión por un plazo de 10 años cada una.

• Los concesionarios de explotación pueden constituir una concesión de transporte para evacuar su producción. Así, las concesiones de transporte que se originen en una concesión de explotación convencional tendrán un plazo de 25 años, y las que se originen en una concesión de explotación no convencional de 35 años, más los plazos de prórroga que se otorguen.

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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2022, 2021 Y 2020

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35. PRINCIPALES REGULACIONES (cont.)

• Los titulares de un permiso de exploración y concesión de explotación deberán pagar: (i) anualmente y por adelantado un canon por cada kilómetro cuadrado o fracción, conforme a la escala que fije el PEN; y (ii) un porcentaje entre el 12% y el 18% sobre el producido de los hidrocarburos líquidos extraídos en boca de pozo en concepto de regalías, pudiendo el Poder Ejecutivo nacional o provincial reducir la alícuota hasta el 5% teniendo en cuenta la productividad, condiciones y ubicación de los pozos. Adicionalmente, se encuentran sujetos a impuestos federales, provinciales y municipales, a aranceles aduaneros sobre las importaciones y exportaciones y, mientras esté vigente el permiso respectivo, al régimen fiscal previsto por la Ley de Hidrocarburos.

• El incumplimiento de las obligaciones emergentes de los permisos y concesiones pueden causar la caducidad de los mismos, o ser penado por la autoridad de aplicación con las multas que establece la Ley de Hidrocarburos .

Asimismo, el dominio de los recursos hidrocarburíferos fue transferido del Estado Nacional a las Provincias mediante la promulgación de las siguientes disposiciones legales que reformaron la Ley de Hidrocarburos:

• En 1992 la Ley N° 24.145 aprobó el traspaso de la propiedad de las reservas de hidrocarburos a las Provincias donde se ubican.

• En 1994 se reformó la Constitución Nacional Argentina otorgándole a las Provincias el control primario de los recursos naturales dentro de sus territorios.

• En 2003 mediante el Decreto PEN N° 546/2003 se transfirió a las Provincias el derecho a otorgar permisos de exploración y/o concesiones de explotación de hidrocarburos y concesiones de transporte en determinadas localidades designadas como áreas de transferencia, así como en otras áreas designadas por las autoridades provinciales competentes.

• En 2007 la Ley N° 26.197 reconoció la propiedad provincial de los reservorios de hidrocarburos de conformidad con el artículo 124 de la Constitución Nacional Argentina (incluidos los reservorios a los que se otorgaron concesiones antes de 1994) y otorgó a las Provincias el derecho a administrar dichos reservorios.

35.a.2) Ley de Privatización de YPF

En 1992 la Ley N° 24.145 (“Ley de Privatización”) privatizó Yacimientos Petrolíferos Fiscales Sociedad del Estado, antecesor de YPF, y dispuso la transferencia de los yacimientos de hidrocarburos del Estado Nacional a las Provincias, sujeto a los derechos existentes de los titulares de permisos de exploración y concesiones de explotación. La Ley de Privatización le otorgó a la Sociedad permisos de exploración y concesiones de explotación que son los títulos originarios de numerosas concesiones que continúan siendo explotadas por YPF al día de la fecha.

35.a.3) Concesiones de Explotación No Convencional de Hidrocarburos (“CENCH”) en la Provincia de Neuquén

El 16 de diciembre de 2021 se publicó el Decreto Provincial N° 2.183/2021 a través del cual la Provincia de Neuquén aprueba la Resolución N° 53/2020 y, su modificatoria, la Resolución N° 142/2021, por las que se reglamenta el otorgamiento de CENCH en dicha Provincia.

A través de las mencionadas Resoluciones: (i) se determinan los parámetros aplicables al plan piloto que debe presentarse en el marco de una solicitud de CENCH y criterios técnicos para la delimitación territorial del área de la CENCH; (ii) se crea el Bono de Extensión de Área para la superficie en exceso de aquella alcanzada por el plan piloto; (iii) requiere la presentación y actualización anual de un Plan de Desarrollo Continuo durante la etapa de producción masiva; y (iv) determina que los compromisos asumidos para el año siguiente de cada presentación y actualización del Plan de Desarrollo Continuo serán compromisos en firme.

35.b) Regulaciones aplicables al segmento del Downstream

35.b.1) Regulaciones para la exportación de hidrocarburos líquidos

Las exportaciones de petróleo, gasolinas y gasoil, entre otros, se encuentran sujetas a registro en los términos del Decreto N° 645/2002 y de la Resolución N° E-241/2017 del MINEM y su modificatoria Disposición N° 329/2019 de la SSHyC.

A fin de obtener el permiso de exportación, las empresas interesadas en exportar dichos productos deben registrar las operaciones de exportación y comprobar que han otorgado a los potenciales agentes del mercado interno que pudieran estar interesados, la posibilidad de adquirir dichos productos.

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35. PRINCIPALES REGULACIONES (cont.)

35.b.2) Productos refinados

La Resolución ex SRH N° 5/2016, que reemplazó el Anexo II de la Resolución SE N° 1.283/2006, estableció nuevas especificaciones para los grados 2 y 3 de gasoil y de naftas incluyendo modificaciones al contenido de plomo, manganeso, oxígeno y etanol y, más significativamente, azufre, requiriendo que las compañías petroleras implementen un plan para reducir los límites de azufre a 50 mg/kg para la nafta grado 2, 10 mg/kg para la nafta grado 3, y hasta 350 mg/kg para el gasoil grado 2. Las compañías petroleras debieron presentar ante la autoridad de aplicación un cronograma detallado del programa de inversiones para los próximos años, para alcanzar las especificaciones previstas.

No obstante, a través de la Resolución SE N° 576/2019 que modificó la Resolución ex SRH N° 5/2016, se establecieron nuevas especificaciones para naftas grado 3 y gasoil grado 2, y prorrogó el plazo para cumplir con las nuevas especificaciones a partir del 1 de enero de 2024. En consecuencia, la Sociedad se encuentra actualmente ejecutando los estudios de ingeniería y obras de conformidad con esta última Resolución.

35.c) Regulaciones aplicables al segmento de Gas y Energía

35.c.1) Transporte, distribución y comercialización de gas natural

La Ley N° 24.076 (“Ley del Gas”) sancionada en 1992 junto con su Decreto Reglamentario N° 1.738/1992, reglamentan los servicios públicos de transporte y distribución de gas natural. La Ley del Gas también dispuso la creación del ENARGAS para administrar y hacer cumplir el marco legal adoptado para el transporte, la d istribución y la comercialización de gas natural.

Los sistemas de transmisión y distribución de gas natural se dividen en 2 sistemas de gasoductos troncales, norte y sur, operados por empresas transportistas y 9 distribuidoras regionales. Rige para estos s istemas el principio de acceso abierto, bajo el cual los cargadores de gas natural tienen acceso a la capacidad disponible sin discriminación. Asimismo, la Ley del Gas prohíbe que las empresas de transporte adquieran o vendan gas natural (con ciertas excepciones) y prohíbe ciertas formas de propiedad cruzada entre productores, transportistas, distribuidoras y comercializadores.

La demanda mayorista interna de gas natural se divide en 4 segmentos: (i) demanda prioritaria abastecida mediante las compañías distribuidoras (demanda residencial y otros clientes no industriales, en adelante “Distribución”); (ii) generación termoeléctrica; (iii) demanda industrial; y (iv) gas natural comprimido (“GNC”).

En lo que respecta a la comercialización, la Ley del Gas establece la fijación de precios por la libre interacción de la oferta y la demanda y el derecho de traslado del costo de adquisición del gas natural a los usuarios del sistema de distribución.

Sin embargo, la regulación aplicable a la comercialización de gas natural se vio afectada en el contexto de la declaración de emergencia pública efectuada por la Ley Nº 25.561 del 6 de enero de 2002 (“Ley de Emergencia Pública de 2002”), la crisis financiera del 2001, el abandono del régimen de convertibilidad y el congelamiento de las tarifas de transporte y distribución. Así, una serie de disposiciones transitorias modificaron el mecanismo de determinación de precios y de volúmenes ofertados, entre las que destacan: normas tendientes a establecer acuerdos entre productores y la SE a fin de asegurar volúmenes de oferta y fijar un sendero temporal de reconversión de precios; normas reguladoras del despacho de gas natural que otorgaron facultades de redireccionamiento del gas natural inyectado y otros mecanismos a ser adoptados en situaciones de crisis de abastecimiento para asegurar el abastecimiento de la demanda prioritaria (segmento de Distribución).

En 2017, luego de la finalización de la vigencia de la Ley de Emergencia Pública de 2002, se dio inicio a un proceso de transición para el abastecimiento del segmento de Distribución que comprendió: la convocatoria a productores y ENARSA a fin de alcanzar un acuerdo de condiciones básicas (“Acuerdo Marco”) para el suministro de gas natural con vigencia a partir del 1 de enero de 2018 y hasta el 31 de diciembre de 2019; un mecanismo de concurso de precios para el período abril 2019 - marzo 2020 y la posterior renovación (instruida por la SE) de los contratos resultantes del concurso de precios hasta la fecha de vencimiento del plazo establecido en el artículo 5 de la Ley N° 27.541 (Ley de Solidaridad, que declaró la emergencia pública del sector energético).

A partir del 1 de enero de 2021, desde la aprobación del Plan GasAr 2020-2024 mediante el Decreto N° 892/2020 (ver Nota 35.d.1)), tanto el segmento de Distribución como la mayoría de la demanda del segmento de generación termoeléctrica se encuentran abastecidas, y por lo tanto los precios recibidos por los productores que abastecen a dichos segmentos son fijados por el mecanismo licitatorio allí dispuesto.

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35. PRINCIPALES REGULACIONES (cont.)

La venta de gas natural al segmento de generación termoeléctrica se encuentra asimismo regulada por la Resolución ex SE N° 95/2013 artículo 8, cuya vigencia fue reestablecida por la Resolución N° 12/2019 del Ministerio de Desarrollo Productivo, por la cual CAMMESA ha sido encomendada temporalmente con el rol de adquirir y proveer el combustible sin costo a los generadores que no cuenten con contratos de suministro de gas natural vigen tes.

Por su parte, la comercialización del segmento industrial así como también del segmento de GNC (modificada por el Decreto N°892/2020 y la Resolución SE N° 447/2020), se realiza por la libre negociación entre productores o comercializadores y clientes.

Decreto N° 1.053/2018

Luego de que en diciembre de 2017 finalizara la vigencia de la Ley de Emergencia Pública de 2002 y a pocos meses de la instauración del esquema de transición que comprendió el acuerdo de condiciones básicas para el suministro destinado al segmento de Distribución, la ejecución de los contratos celebrados bajo el acuerdo mencionado se vio afectada por la profunda devaluación que sufriría el peso en 2018 y la decisión de las distribuidoras de pagar el precio del gas natural en base al tipo de cambio implícito en el cuadro tarifario aprobado para el período invernal 2018 (menor al que correspondía aplicar según lo previsto en el Acuerdo Marco y los contratos particulares celebrados). Esto llevó a un proceso de renegociación de los acuerdos particulares con precios nominados en dólares, que resultó en una reducción del precio de gas natural a aplicar para el período octubre - diciembre 2018, sin alcanzarse un acuerdo con relación a las diferencias por el tipo de cambio a considerar.

El 16 de noviembre de 2018 se publicó el Decreto N° 1.053/2018 por el cual el Estado Nacional decidió asumir, respecto de las distribuidoras y productores que adhirieron, el pago de las diferencias diarias acumuladas mensualmente entre el valor del gas natural comprado por las distribuidoras y el valor del gas natural incluido en los cuadros tarifarios vigentes entre el 1 de abril de 2018 y el 31 de marzo de 2019, en 30 cuotas mensuales y consecutivas pagaderas a partir del 1 de octubre de 2019.

Asimismo, este Decreto dispuso que, a partir del 1 de abril de 2019, los contratos entre productores de gas natural y distribuidoras deben prever que en ningún caso se trasladará a los usuarios que reciban el servicio completo el mayor costo ocasionado por variaciones del tipo de cambio.

YPF adhirió al régimen previsto por dicho Decreto el 25 de octubre de 2019, habiendo sido abonada por el Estado Nacional solo la primera cuota del régimen, permaneciendo las demás devengadas impagas a la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados.

El 14 de diciembre de 2020 se publicó la Ley N° 27.591 que aprobó el presupuesto para el ejercicio 2021 y que dejó sin efecto el Decreto N° 1.053/2018.

A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados la Sociedad presentó ante el Ministerio de Economía un reclamo administrativo por el pago de la segunda a la decimoctava cuota del régimen con más sus intereses.

35.c.2) Exportaciones de gas natural y GNL

Gas natural

La Ley del Gas y su Decreto Reglamentario establecen que las exportaciones de gas natural serán autorizadas por el PEN en la medida que no se vea afectado el abastecimiento del mercado interno, disponiendo un régimen de exportación de gas natural que incluye autorizaciones firmes e interrumpibles. Durante el Período de Emergencia Pública de 2002, las autoridades nacionales adoptaron diversas medidas restrictivas para las exportaciones de gas natural desde la Argentina.

Asimismo, a partir del año 2016, el régimen de exportación de gas natural fue modificado por distintas normas sucesivas cuyo objetivo último fue resguardar el abastecimiento del mercado interno restringiendo la exportación de gas natural.

En particular, mediante las Resoluciones ex MEyM N° 104/2018 y ex SGE N° 9/2018, se estableció el “Procedimiento para la Autorización de Exportaciones de Gas Natural” siendo condición para su otorgamiento la seguridad de abastecimiento del mercado interno. Este Procedimiento fue luego sustituido el 26 de junio de 2019 por la Resolución SGE N° 417/2019.

Actualmente resulta de aplicación a las exportaciones de gas natural la Resolución SE N° 360/2021, que fija los términos y condiciones del procedimiento para las autorizaciones de exportaciones de gas natural por ductos, y la licuefacción en el país y su posterior exportación como GNL.

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35. PRINCIPALES REGULACIONES (cont.)

En particular, dicho procedimiento recepta la preferencia otorgada por el Plan GasAr 2020-2024 y Plan GasAr 2023-2028 (ver Nota 35.d.1)) en favor de los adjudicatarios, quienes tendrán condiciones preferenciales de exportación en firme.

GNL

El 27 de julio de 2021 se publicó la Resolución SE N° 706/2021, que crea el registro de operadores del sector de GNL y reglamenta las actividades de exportación. A fin de obtener el permiso de exportación, los exportadores de GNL deben registrarse en la categoría respectiva del registro creado por dicha Resolución y comprobar que se ha otorgado a los potenciales agentes del mercado interno que pudieran estar interesados, la posibilidad de adquirir dicho producto.

Dicha Resolución, a su vez, establece que la autoridad de aplicación podrá emitir permisos de exportación de GNL en firme por hasta un plazo de 20 años, asegurando previamente el abastecimiento interno de gas natural, y que di cho permiso no podrá ser revocado ni interrumpido posteriormente en virtud del aseguramiento del abastecimiento del mercado interno.

35.c.3) Requerimientos regulatorios aplicables a la distribución de gas natural

El Grupo participa en la distribución de gas natural a través de su subsidiaria Metrogas.

El sistema de distribución de gas natural está regulado por la Ley del Gas que, junto con su Decreto Reglamentario, otros decretos regulatorios, el Pliego, el Contrato de Transferencia y la Licencia de Distribución, establecen el marco legal de la actividad de Metrogas.

La Licencia de Distribución, el Contrato de Transferencia y las normas dictadas de acuerdo con la Ley del Gas contienen ciertos requisitos en relación con la calidad del servicio, las inversiones de capital, restricciones a la transferencia y constitución de gravámenes sobre los activos, restricciones a la titularidad por parte de productores, transportadoras y distribuidoras de gas natural y transferencia de las acciones de Metrogas.

Las tarifas para el servicio de distribución de gas natural fueron establecidas en la Licencia de Distribución y están reguladas por el ENARGAS.

Licencia de Distribución

La Licencia de Distribución autoriza a Metrogas a suministrar el servicio público de distribución de gas natural por un plazo de 35 años renovable a su vencimiento, el 28 de diciembre de 2027, por un período adicional de 10 años de acuerdo con lo establecido por la Ley del Gas, en función a la recomendación que el ENARGAS realice al PEN sobre el cumplimiento sustancial de todas sus obligaciones y desempeño de Metrogas en el período previo.

Finalizado el período de 35 o 45 años, según fuese el caso, la Ley d el Gas exige que se realice una nueva licitación competitiva para dicha Licencia, en la cual Metrogas, si ha cumplido con sus obligaciones, tendrá la opción de equiparar la mejor propuesta ofrecida al PEN por un tercero.

Como regla general al producirse la extinción de la Licencia de Distribución por vencimiento del plazo, Metrogas tendrá derecho a una contraprestación igual al valor de los activos determinados o al importe pagado por el participante ganador en una nueva licitación, el que fuese menor.

Metrogas tiene varias obligaciones de acuerdo con la Ley del Gas, entre ellas: cumplir con todas las solicitudes de servicios razonables dentro de su área de servicio, a menos que resultara antieconómico para la prestadora; y operar y mantener sus instalaciones en forma segura, lo que puede requerir ciertas inversiones para el reemplazo o mejora de las instalaciones según se establece en la Licencia de Distribución.

A su vez, la Licencia de Distribución detalla otras obligaciones de Metrogas, entre las que incl uyen: la obligación de proporcionar un servicio de distribución; mantener un servicio ininterrumpible; operar el sistema en una forma prudente; mantener la red de distribución; llevar a cabo las inversiones obligatorias; y mantener ciertos registros contables y proporcionar ciertos informes periódicos al ENARGAS.

La Licencia de Distribución puede ser revocada por el Estado Nacional, bajo recomendación del ENARGAS, entre otras causales, por: serios y repetidos incumplimientos por parte de Metrogas de sus obl igaciones y/o interrupciones totales o parciales (atribuibles a Metrogas) del servicio no interrumpible por fuera de los períodos estipulados en la Licencia de Distribución; venta, disposición, transferencia y/o gravamen no autorizado de los activos esenci ales de Metrogas (excepto gravámenes para financiar extensiones y mejoras en el sistema de gasoductos); y quiebra, disolución o liquidación de Metrogas.

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35. PRINCIPALES REGULACIONES (cont.)

Adicionalmente, la Licencia de Distribución estipula que Metrogas no podrá asumir las deudas de su controlante u otorgar créditos o gravar activos para garantizar deudas ni dar ningún otro beneficio a los acreedores de su controlante.

Cuadros tarifarios y renegociación tarifaria

La Ley de Emergencia Pública de 2002 afectó el marco jurídico vigente para los contratos de licencia de las empresas de servicios públicos. Dicha Ley dispuso la pesificación de las tarifas que estaban establecidas en dólares convertibles al tipo de cambio fijado por la Ley de Convertibilidad N° 23.928, la prohibición del ajuste de tarifas basado en cualquier índice extranjero, incluido el índice internacional “U.S. PPI” fijado en el marco regulatorio , y dispuso el inicio de un proceso de renegociación de los contratos de servicios públicos otorgados por el PEN (entre ellos, la Licencia de Distribución de Metrogas). El vencimiento de la Ley de Emergencia Pública de 2002 fue sucesivamente prorrogado hasta el 31 de diciembre de 2017, junto con los plazos de renegociación de licencias y concesiones de servicios públicos.

En el marco del proceso de renegociación, el 30 de marzo de 2017 Metrogas suscribió el Acta Acuerdo de Adecuación del Contrato de Licencia de Distribución de Gas Natural con el ex MINEM y con el Ministerio de Hacienda (“Acta Acuerdo Integral”) que estableció las condiciones de adecuación de la Licencia de Distribución y una serie de pautas para el proceso de RTI entre las que se incluyó la introducción de mecanismos no automáticos de adecuación semestral de la tarifa de distribución entre revisiones tarifarias quinquenales (considerando las variaciones en los precios de la economía y los costos del servicio). El Acta Acuerdo Integral, posteriormente ratificada por el Decreto N° 252/2018, abarca el período contractual comprendido entre el 6 de enero de 2002 y la finalización de la Licencia de Distribución.

Sin perjuicio de las variables tomadas en consideración en oportunidad de las RTI y el ajuste tarifario allí establecido, en el transcurso del año 2019 el Estado Nacional adoptó distintas medidas que produjeron importantes alteraciones en la ecuación económico-financiera prevista en las RTI y en los planes de inversión obligatorios presentados por las licenciatarias de distribución, que devinieron en un perjuicio para Metrogas. En tre las medidas que generaron mayores alteraciones, se destacan aquellas que produjeron menores ingresos, fundamentalmente por el diferimiento del ajuste semestral de tarifas y mayores costos en relación al cálculo del GNNC.

Debido a ello, el 11 de octubre de 2019 Metrogas inició un reclamo administrativo ante el ENARGAS solicitando la revisión y adecuación de su plan de inversiones obligatorio y una compensación económica para la restitución del equilibrio económico y financiero, conjuntamente con la reconsideración de ciertas medidas regulatorias adoptadas. Dicho reclamo fue posteriormente actualizado con motivo de la continuidad del impacto producido por la Ley de Solidaridad y nuevas medidas adoptadas durante el año 2020, que se describen a contin uación.

El 23 de diciembre de 2019 se publicó la Ley de Solidaridad, la cual declaró la emergencia pública en materia económica, financiera, fiscal, administrativa, previsional, tarifaria, energética, sanitaria y social, disponiendo la suspensión de actualizaciones sobre los cuadros tarifarios de distribución y transporte de electricidad y gas natural bajo jurisdicción federal, hasta la entrada en vigor de nuevos cuadros tarifarios transitorios (Decreto N° 1.020/2020). Asimismo, delegó en el PEN la facultad de iniciar una revisión extraordinaria de las RTI vigentes y facultó al PEN a intervenir administrativamente el ENARGAS por el término de 1 año, lo que se materializó mediante el Decreto N° 278/2020, luego prorrogado por el Decreto N° 1.020/2020 hasta el 31 de diciembre de 2021 o hasta que finalice la RTI.

El 17 de diciembre de 2020 se publicó el Decreto N° 1.020/2020 que dispuso el inicio de la RTI para las prestadoras de servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural bajo jurisdicción federal y se estableció un plazo máximo de negociación de 2 años, previéndose la elaboración de un RTT hasta la culminación de la RTI. El 7 de diciembre de 2022 se publicó el Decreto N° 815/2022 que extendió el plazo de la intervención administrativa del ENARGAS hasta el 1 de enero del 2024 o hasta que finalice la RTI y el plazo de la negociación de la RTI hasta el 16 de diciembre de 2023.

El 1 de junio de 2022 se publicó en el BO la Resolución ENARGAS N° 214/2022 que aprueba los cuadros tarifarios a aplicar por Metrogas, que incorporan los nuevos precios de gas natural en el PIST aplicables a partir del 1 de junio de 2022 aprobados mediante la Resolución SE N° 403/2022. El 1 de marzo de 2023 mediante la Resolución ENARGAS N° 97/2023 entraron en vigencia los nuevos cuadros tarifarios a aplicar por Metrogas hasta el 1 de mayo de 2023.

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35. PRINCIPALES REGULACIONES (cont.)

Procedimiento para la compensación de los menores ingresos que las distribuidoras de gas natural reciban de sus usuarios por beneficios y/o bonificaciones y por mayores costos de GNNC

La Resolución MINEM N° 508-E/2017 establece el procedimiento para compensar a las licenciatarias de distribución de gas natural, los menores ingresos que reciban de los usuarios producto de la aplicación de beneficios a los usuarios resultantes de la normativa vigente en materia de tarifa social y bonificaciones por menores consumos y los mayores costos del GNNC respecto a los establecidos para su reconocimiento en las tarifas, aplicable a partir del 1 de enero de 2018. Sin embargo, el 7 de diciembre de 2018, el ENARGAS comunicó a la SGE observaciones al esquema previsto en virtud de lo cual la SGE no reconoció el ajuste previsto respecto del GNNC y dispuso que las sumas percibidas por el período enero de 2018 a noviembre de 2018 que hasta ese momento tenían carácter provisorio, fueran compensadas con deudas que mantenía la SGE con Metrogas. Tampoco fueron reconocidos los ajustes a valores reales que preveía la misma operatoria por ese mismo período, ni los excesos de costos incurridos a partir de diciembre de 2018 hasta septiembre de 2019.

Este procedimiento se enmarca dentro del artículo 20.2 del Modelo de Licencia aprobado por el Decreto N° 2.255/1992 que establece que el distribuidor tendrá derecho a ser compensado por la reducción de ingresos que le ocasionen tales medidas a fin de mantener la cadena de pagos relacionada con la operación y el mantenimiento del servicio público de distribución de gas natural por redes, entre otros, el pago de las facturas de compra de gas natural y garantizar la continuidad de la prestación de dicho servicio público.

Nota del ENARGAS referida a la participación de YPF en Metrogas

El 28 de diciembre de 2016 Metrogas recibió del ENARGAS una Nota en la cual se solicita adaptar la composición accionaria de Metrogas en consonancia con el plazo previsto en la Ley de Emergencia Pública de 2002 y en cumplimiento con el artículo 34 de la Ley del Gas. Al respecto, cabe recordar que YPF indirectamente adquirió el 70% de la participación en Metrogas, operación que fue autorizada por Resolución ENARGAS N° I/2.566 de fecha 19 de abril de 2013, y, luego de la fusión con YPF Inversora Energética S.A. y Gas Argentino S.A., es la titular del 70% de las acciones de Metrogas.

El 30 de marzo de 2017 YPF presentó un recurso de reconsideración solicitando se deje sin efecto la Nota del ENARGAS y se emita una nueva decisión que fije un plazo razonable y consistente con la realidad actual del mercado de gas, para dar cumplimiento a lo dispuesto en el artículo 34 de la Ley del Gas.

El 15 de junio de 2017 YPF presentó al ENARGAS un cronograma tentativo del proceso de adecuación de su participación en Metrogas, el cual fue ampliado detalladamente el 3 de julio de 2017. Dicha presentaci ón no implica desistimiento del recurso antes referido.

El 5 de abril de 2018 el ENARGAS rechazó el recurso de reconsideración presentado por YPF el 30 de marzo de 2017, mediante Resolución ENARGAS N° 313/2018. El 8 de octubre de 2018 YPF presentó recurso de alzada para su resolución por la SGE. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados este recurso no ha sido resuelto.

35.c.4) Marco regulatorio de la industria del GLP

La Ley N° 26.020 de 2005 (“Ley de GLP”) establece el marco regulatorio de la industria del GLP, incluyendo en su ámbito de aplicación las actividades de producción, fraccionamiento, envasado, transporte, almacenamiento, distribución y comercialización declarándolas de interés público. También establece la libre importación de GLP, sin perjuicio de las restricciones u otras medidas que pueda establecer el PEN en caso de que el producto esté sujeto a subsidios en el país de origen, y la libre exportación de GLP una vez que esté garantizado el abastecimiento del mercado interno.

En el marco de la Ley de GLP, que establece la creación de un fondo fiduciario para financiar los consumos de GLP envasado para aquellos consumidores de bajos recursos que no tienen acceso a las redes de distribución de gas natural, el Estado Nacional impulsó distintos programas de incentivos al abastecimiento del mercado interno (ver Nota 35.d.2)).

35.c.5) Marco regulatorio asociado a la generación de energía eléctrica

El Grupo participa en la generación de energía eléctrica térmica convencional y energía renovable a través de YPF EE y CT Barragán.

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35. PRINCIPALES REGULACIONES (cont.)

El marco regulatorio básico del sector eléctrico argentino está conformado por la Ley N° 15.336 de 1960, modificada por la Ley Nº 24.065 de 1991, y reglamentada por los Decretos N° 1.398/1992 y Nº 186/1995 (en conjunto, el “Marco Regulatorio”). Dicho Marco Regulatorio se encuentra complementado por las normas que dicta la SE para la gen eración y comercialización de energía eléctrica, entre las que se incluye la Resolución ex SEE N° 61/1992. Asimismo, en materia de generación de energía eléctrica de fuentes renovables, el marco regulatorio se complementa con normas específicas dictadas para fomentar su desarrollo (ver apartado “Energías renovables”).

La Ley N° 24.065 instrumentó las privatizaciones de las empresas estatales del sector eléctrico y separó la industria verticalmente en 4 categorías: (i) generación; (ii) transporte; (iii) distribución; y (iv) demanda. Además, dicha Ley dispuso la organización del MEM (ver apartado “MEM”), siendo las empresas de generación eléctrica uno de sus actores.

De conformidad con la Ley Nº 24.065, la generación de energía eléctrica es calificada como una actividad de interés público realizada en el marco de un mercado competitivo. Los generadores de energía eléctrica cuya fuente es térmica (generación por gas natural, líquidos derivados del petróleo como gasoil y fuel oil, o carbón) o renovable no hidráulica, no necesitan una concesión estatal para funcionar. En cambio, las actividades de transporte y distribución son reguladas como servicios públicos y por tanto objeto de concesiones otorgadas por el Estado Nacional.

Por su parte, las Provincias pueden regular los sistemas eléctricos dentro de sus respectivos territorios siendo éstas la autoridad de aplicación de éstos. No obstante, si un participante del sector eléctrico provincial se conecta al Sistema Argentino de Interconexión (“SADI”), también debe cumplir con las reglamentaciones federales.

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (“ENRE”) es el organismo de regulación, fiscalización y control de la industria de energía eléctrica.

CAMMESA

El Despacho Nacional de Cargas del SADI se encuentra a cargo de CAMMESA, cuya función principal es coordinar técnica y administrativamente la oferta y la demanda de energía eléctrica dentro de un sistema de operación en tiempo real, definiendo el cronograma de producción de todas las centrales generadoras del sistema para equilibrar la producción con la demanda. CAMMESA actúa, asimismo, como entidad recaudadora de todos los agentes del MEM y adquiere y provee gas natural a empresas generadoras, de conformidad con lo previsto por la Resolución ex SE N° 95/2013, artículo 8, reestablecido por la Resolución Ministerio de Desarrollo Productivo N° 12/2019.

MEM

El MEM se compone de un mercado a término con contratos por cantidades, precios y condiciones pactadas libremente entre vendedores y compradores, un mercado spot con precios sancionados en forma horaria en función del costo económico de producción representado por el costo marginal de corto plazo medido en el centro de carga del sistema (nodo mercado), y un sistema de estabilización por trimestres de los precios previstos para el mercado spot destinado a la compra de los distribuidores.

Precio del despacho de electricidad y el mercado spot

A fin de abastecer la demanda de energía, CAMMESA prioriza las unidades de energía con menor costo variable de producción seguido progresivamente de las de mayor costo variable de producción, hasta que toda la demanda esté cubierta. Así, CAMMESA debe definir un precio de mercado óptimo considerando las curvas de demanda horaria típicas y las limitaciones existentes del sistema. Este procedimiento se debe utilizar para proyectar las necesidades futuras del SADI y del MEM. Sin embargo, se producen desfases entre las proyecciones y las condiciones imperantes en el mercado, generándose diferencias entre las compras de energía de distribuidores a precios estacionales y los pagos a generadores por ventas de energía a precio spot.

Desde la declaración de la Ley de Emergencia Pública de 2002 y de la emergencia del sector eléctrico a través del Decreto N° 134/2015, una serie de disposiciones transitorias modificaron el mecanismo original de determinación de precios. Entre las principales resoluciones publicadas, se destaca normativa relacionada a la gestión y despacho de combustibles; convocatorias a ofertar nueva capacidad de generación térmica y de producción de energía eléctrica asociada con sistemas remunerativos especiales formalizando los compromisos mediante contratos entre generadores y CAMMESA; convocatorias a incorporar nueva generación de energía eléctrica eficiente mediante el cierre de ciclos abiertos y cogeneración; y resoluciones de la SE que implementan nuevos esquemas de remuneración para el sector de generación de energía eléctrica.

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35. PRINCIPALES REGULACIONES (cont.)

El 26 de febrero de 2020 se publicó la Resolución SE N° 31/2020 a través de la cual se pesificó la remuneración de la generación de energía eléctrica no comprometida en cualquier tipo de contrato (fijada en dólares desde la publicación de la Resolución ex SEE N° 19/2017). Posteriormente, la SE, a través de nuevas resoluciones ha ido determinando incrementos en el mencionado régimen de remuneración. El 14 de diciembre de 2022 se publicó la Resolución SE N° 826/2022, la cual estableció los incrementos vigentes de dichas remuneraciones.

En cuanto al régimen de remuneración de la generación habilitada térmica, se dispuso que la misma se componga de un pago por potencia disponible mensual, otro por energía generada y energía operada, y otro por energía generada en horas de máximo requerimiento térmico.

Energías renovables

En los últimos años Argentina ha dictado normativa tendiente a regular e incorporar las energías renovables al MEM y a fomentar su desarrollo otorgando incentivos a través de beneficios fiscales y tarifas p referenciales o subsidiadas. Así, en 2006 se sancionó la Ley N° 26.190 que aprobó el Régimen de Fomento Nacional para el uso de fuentes renovables de energía, luego modificado en 2015 por la Ley N° 27.191. Estas normas, entre otras cuestiones, fijan metas de consumo de energías renovables para todos los consumidores de electricidad, y en particular para los grandes usuarios, en términos del porcentaje mínimo de electricidad generada a partir de energías renovables que están obligados a consumir, y establecen beneficios fiscales para proyectos elegibles.

Entre otras múltiples normas destinadas a la promoción de la energía renovable, se destacan:

• La Resolución ex MEyM N° 281-E/2017 que aprobó el Régimen del Mercado a Término de Energía Eléctrica de Fuente Renovable (“MATER”), que permite a los grandes usuarios cumplir con sus cuotas de consumo en energía eléctrica de fuente renovable a través de: (i) el sistema de compra conjunta (a través de CAMMESA); (ii) la suscripción de los Contratos de Abastecimiento de Energía (“CAE”) privados; o (iii) el desarrollo de un proyecto de autogeneración o un proyecto de cogeneración. Como principio general, los CAE suscriptos en el MATER (fuera del sistema de compra conjunta) podrán negociarse libremente entre las partes.

• El Programa RenovAr (Rondas 1, 1.5, 2 y 3) dispuestos por las Resoluciones ex MEyM N° 136/2016, ex MEyM N° 252/2016, ex MEyM N° 275/2017 y ex SGE N° 100/2018, que dispusieron licitaciones para la contratación en el MEM de energía eléctrica de fuentes renovables de generación en los términos dispuestos en los respectivos pliegos.

35.d) Programas de incentivo a la producción hidrocarburífera

35.d.1) Programas de incentivo a la producción de gas natural

Con el fin de incrementar la producción y la oferta al mercado interno de gas natural, en un contexto de déficit en la balanza energética del país, el Estado Nacional impulsó programas de estímulo a la producción de gas natural.

Programa de Estímulo a las Inversiones en Desarrollos de Producción de Gas Natural proveniente de Reservorios No Convencionales (“Programa Resolución 46”)

Por Resolución del MINEM N° 46-E/2017 se crea el Programa Resolución 46, destinado a incentivar las inversiones para la producción de gas natural proveniente de reservorios no convencionales en la cuenca Neuquina hasta el 31 de diciembre de 2021.

Dicha Resolución estableció una compensación equivalente al monto que surgiera de restar el precio efectivo unitario ponderado obtenido de las ventas de gas natural al mercado interno, incluyendo el gas natural de origen convencional y no convencional, y el precio mínimo unitario de 7,50 US$/MBTU para 2018, 7,00 US$/MBTU para 2019, 6,50 US$/MBTU para 2020 y 6,00 US$/MBTU para 2021, multiplicado por los volúmenes de prod ucción de gas natural no convencional. Las compensaciones derivadas del Programa Resolución 46 se abonarían 88% a las empresas productoras y 12% a la Provincia en la que se encontrara el área de concesión partícipe de dicho Programa.

La Sociedad obtuvo la adhesión al Programa Resolución 46 por su participación en las concesiones Aguada Pichana Este, Aguada Pichana Oeste - Aguada de Castro, Estación Fernández Oro y La Ribera I y II. No obstante, el 2 de diciembre de 2020, la Sociedad solicitó la baja del Programa Resolución 46 respecto de las concesiones La Ribera I y II y Estación Fernández Oro con efectos a partir del 1 de enero de 2020.

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35. PRINCIPALES REGULACIONES (cont.)

En el marco del Programa Resolución 46 la Sociedad ha impugnado administrativamente distintas Resoluciones de pago.

Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino - Esquema de Oferta y Demanda 2020-2024 (“Plan GasAr

2020-2024”)

El 16 de noviembre de 2020 se publicó el Decreto N° 892/2020 que aprueba el Plan GasAr 2020-2024, entre cuyos objetivos se destacan: promover las inversiones en la producción de gas natural con el objetivo de satisfacer la demanda con producción local; generar certidumbre de largo plazo en los sectores de producción y d istribución; otorgar previsibilidad en el abastecimiento a la demanda prioritaria y al segmento de generación termoeléctrica; y establecer un sistema transparente, abierto y competitivo para la formación del precio del gas natural.

El Plan GasAr 2020-2024, que tiene un plazo de vigencia inicial de 4 años, será implementado a través de la ejecución de contratos particulares entre los productores de gas, las distribuidoras y subdistribuidoras (para satisfacer la demanda prioritaria) y CAMMESA (para satisfacer la demanda de generación termoeléctrica). El Plan GasAr 2020-2024 prevé que los contratos particulares sean negociados mediante un sistema de subasta o licitación por un volumen base total de 70.000.000 m[3] /d para los 365 días de cada año calendario de duración, garantizando un mecanismo que permita agregar las necesidades de gas natural de la demanda prioritaria y de usinas eléctricas, más las exportaciones en período no invernal. A su vez, establece que el Estado Nacional podrá tomar a su cargo el pago mensual de una porción del precio del gas natural en el PIST, a efectos de administrar el impacto del costo del gas natural a ser trasladado a los usuarios. De esta forma, el Estado Nacional abonará a cada productor, en concepto de compensación, el diferenci al entre el precio facturado a las distribuidoras y/o subdistribuidoras y el precio ofertado por el factor del período estacional, según corresponda.

Por su parte, los productores participantes deberán comprometerse a lograr una curva de producción por cuenca que garantice el sostenimiento y/o aumento de los niveles actuales, según las ofertas que presenten, frente a cuyo incumplimiento se prevé la posibilidad de aplicar reducciones proporcionales del precio ofertado y hasta la pérdida eventual en la participación del Plan GasAr 2020-2024. A su vez, frente al incumplimiento del compromiso de inversión presentado y/o el compromiso con el incremento del valor agregado nacional (obligación impuesta por el Plan GasAr 2020-2024 a los productores), se prevé la aplicación de penalidades.

El 24 de noviembre de 2020 se publicó la Resolución SE N° 317/2020 que convocó a un concurso público nacional para la efectiva adjudicación del volumen base total previsto en el Plan GasAr 2020-2024 y un volumen adicional por cada uno de los períodos invernales de los años 2021 a 2024 inclusive.

El 16 de diciembre de 2020 se publicó la Resolución SE N° 391/2020 (complementada por la Resolución SE N° 447/2020) que adjudica los volúmenes de gas natural base y aprueba los precios del gas natural en el PIST correspondientes a los volúmenes adjudicados. Por la mencionada Resolución se adjudicó a la Sociedad un volumen de abastecimiento anual de gas natural de hasta 7.628,5 Mm[3] (20,9 Mm[3] /d, el total de lo ofertado en la subasta, todos correspondientes a la cuenca Neuquina, que se corresponde con una curva de producción comprometida de 30 Mm[3] /d). Del volumen total comprometido el 56% será destinado a cubrir la demanda de usinas a través de CAMMESA y el 44% restante será destinado a abastecer la demanda prioritaria de las distribuidoras.

El 4 de marzo de 2021 se publicó en el BO la Resolución General AFIP N° 4.939/2021 que establece el procedimiento para la registración, aplicación y cesión de los certificados de crédito fiscal, en el marco del sistema de garantías establecido en el Anexo del Decreto N° 892/2020 a los efectos de respaldar el pago de la compensación a cargo del Estado Nacional definida en dicho Anexo.

Al 31 de diciembre de 2022 la Sociedad ha percibido del Estado Nacional compensaciones provisorias por un total de 13.462.

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35. PRINCIPALES REGULACIONES (cont.)

Plan de Reaseguro y Potenciación de la Producción Federal de Hidrocarburos, el Autoabastecimiento Interno, las Exportaciones, la Sustitución de Importaciones y la Expansión del Sistema de Transporte para todas las Cuencas Hidrocarburíferas del país 2023-2028 (“Plan GasAr 2023-2028”)

El 4 de noviembre de 2022 se publicó el Decreto N° 730/2022 que aprueba el Plan GasAr 2023-2028, que faculta a la SE a instrumentar el esquema de abastecimiento de volúmenes, plazos y precios máximos de referencia de gas natural en el PIST, aplicable a los acuerdos de abastecimiento que entre oferentes y demandantes se celebren en el mar co de este Plan, que garantice la libre formación y transparencia de los precios conforme a lo establecido en la Ley Nº 24.076 ~~y~~ los volúmenes que la SE establezca a efectos de garantizar el óptimo abastecimiento de la demanda considerando la capacidad de transporte.

Asimismo, el Plan GasAr 2023-2028 modifica el esquema previsto para el otorgamiento de autorizaciones de exportación de gas natural estableciendo cupos de exportación a ser asignados a los productores participantes en función de determinados criterios conforme lo determina la reglamentación . No obstante, ningún adjudicatario podrá exportar en cada período estacional más del 30% del volumen total autorizado a exportar o más del 50% de su compromiso de entrega en el marco del Plan GasAr 2023-2028, lo que resulte menor, conforme lo determina la reglamentación.

El 23 de diciembre de 2022 se publicó la Resolución SE N° 860/2022 que dispuso: (i) la aprobación del concurso público nacional convocado por la Resolución SE N° 770/2022; (ii) la extensión de los compromisos de entrega asumidos por los productores en el marco del Plan GasAr 2020-2024 para el abastecimiento de las licenciatarias de distribución, subdistribuidoras, ENARSA y CAMMESA desde el 1 de enero de 2025 hasta el 31 de diciembre de 2028 por un volumen de hasta 20.900.000 m³/d; (iii) y la adjudicación de volúmenes de gas natural a los oferentes. Por la mencionada Resolución se adjudicaron a la Sociedad volúmenes de abastecimiento anual de gas natural correspondientes a la cuenca Neuquina de hasta 965.000 m³/d (“Gas Plano Enero”) y un volumen invernal de gas natural de hasta 3.250.000 m³/d (“Gas de Pico 2024”) en el marco del Plan GasAr 2023-2028.

35.d.2) Programas de incentivos al abastecimiento interno de GLP

Con el fin de asegurar el abastecimiento de GLP en el mercado interno a precios accesibles, resguardando el acceso a dicho producto por parte de los usuarios de menores recursos que no cuentan con provisión de gas natural por redes de distribución, el Estado Nacional impulsó los siguientes programas de relevancia para la Sociedad .

Programa Hogares con Garrafa

Con relación al segmento de GLP envasado, la Ley de GLP (ver Nota 35.c.4)) establece la creación de un fondo fiduciario para financiar los consumos de GLP envasado en garrafas de 10, 12, y 15 kg de capacidad para aquellos consumidores de bajos recursos que no tienen acceso a las redes de distribución de gas natural, para lo cual le otorga a la SE la función de establecer precios de referencia.

En 2015, en el marco de lo indicado precedentemente, se creó el Programa Hogares con Garrafa por medio del Decr eto N° 470/2015 luego reglamentado mediante la Resolución SE N° 49/2015, con el fin de mantener la estabilidad de los precios en la cadena de comercialización del gas butano y del gas propano destinado a garrafas de 10, 12 y 15 kg de capacidad, y a ciertas zonas de abastecimiento. En forma anual, conforme lo dispuesto en la reglamentación del Programa Hogares con Garrafa, la SE establece los cupos de gas butano a abastecer al mercado interno por los productores, y los precios de referencia aplicables en cada momento, para el GLP envasado en garrafas para uso residencial. El Programa Hogares con Garrafa preveía el pago de una compensación a productores que finalmente fue fijada en 0 a partir del 1 de febrero de 2019 por la Resolución SGE N° 15/2019.

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35. PRINCIPALES REGULACIONES (cont.)

Acuerdo Propano Redes

Con el fin de asegurar la estabilidad en las condiciones de abastecimiento de gas propano indiluido por redes, el 27 de diciembre de 2002 el MINEM suscribió con las empresas productoras de GLP un acuerdo de abastecimiento de gas propano para redes de distribución de gas propano indiluido con vigencia hasta el 30 de abril de 2003 y prorrogable por un período no mayor a 1 año. Posteriormente, por medio de las Leyes N° 26.019 de 2005 y N° 26.546 de 2009 se autorizó a extender el acuerdo hasta el 30 de abril de 2023. Dicho acuerdo asegura el abastecimiento de las distribuidoras y subdistribuidoras de gas propano por redes de un determinado volumen de gas propano a un precio determinado, contra el pago de una compensación económica a las productoras de GLP por los menores ingresos percibidos. Actualmente se encuentra vigente el 19° acuerdo de prórroga del Acuerdo Propano Redes.

35.d.3) Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos - Decreto N° 929/2013

Mediante el Decreto N° 929/2013 se dispuso la creación de un Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos (“Régimen”), para proyectos de explotación de hidrocarburos tanto convencionales como no convencionales. Podrán solicitar su inclusión en dicho Régimen los titulares de permisos de exploración y/o concesiones de explotación de hidrocarburos y/o terceros asociados a tales titulares conjuntamente con éstos, que presenten un proyecto de inversión para la explotación de hidrocarburos que implique la realización de una inversión directa en moneda extranjera no inferior a un monto de US$ 1.000 millones calculada al momento de la presentación del proyecto y a ser invertidos durante los primeros 5 años del proyecto (este monto fue modificado por la Ley N° 27.007 y reducido a US$ 250 millones).

Dentro de los beneficios establecidos para los sujetos alcanzados por este Régimen, se destacan los siguientes: i) los sujetos alcanzados gozarán, en los términos de la Ley Nº 17.319, a partir del quinto año contado desde la puesta en ejecución de sus respectivos proyectos, del derecho a comercializar libremente en el mercado externo el 20% de la producción de hidrocarburos líquidos y gaseosos producidos en dichos proyectos, con una alícuota del 0% de derechos de exportación, en caso de resultar éstos aplicables; ii) tendrán la libre disponibilidad del 100% de las divisas provenientes de la exportación de los hidrocarburos mencionados en el punto precedente; y iii) se establece que, en los períodos que la producción nacional de hidrocarburos no alcanzase a cubrir las necesidades internas de abastecimiento en los términos del artículo 6 de la Ley Nº 17.319, los sujetos incluidos en el Régimen gozarán, a partir del qui nto año contado desde la aprobación y puesta en ejecución de sus respectivos proyectos, del derecho a obtener por el porcentaje de hidrocarburos líquidos y gaseosos producidos en dichos proyectos susceptible de exportación de acuerdo con lo previsto en lo mencionado anteriormente, un precio no inferior al precio de exportación de referencia a efectos de cuya determinación no se computará la incidencia de los derechos de exportación que pudieran resultar aplicables.

35.d.4) Régimen de Acceso a Divisas para la Producción Incremental de Petróleo (“RADPIP”) y Régimen de Acceso a Divisas para la Producción Incremental de Gas Natural (“RADPIGN”) - Decreto N° 277/2022

El 26 de mayo de 2022 mediante el Decreto N° 277/2022 el Estado Nacional dispuso la creación de lo s regímenes RADPIP y RADPIGN, para obtener los beneficios que se detallan a continuación las empresas deberán: (i) estar inscriptas en el Registro de Empresas Petroleras y ser titulares de concesiones de explotación de hidrocarburos; (ii) adherir a dichos regímenes en los términos que establezca la SE; (iii) obtener producción incremental en los términos definidos en el Decreto; y (iv) cumplir con el Régimen de Promoción del Empleo, del Trabajo y del Desarrollo de Proveedores Regionales y Nacionales de la Industria Hidrocarburífera.

Los beneficiarios de los regímenes RADPIP y RADPIGN tendrán, por un porcentaje de la producción incremental según el punto (iii) anterior, acceso a divisas en el Mercado de Cambios para destinar al pago de capital e intereses de pasivos comerciales o financieros con el exterior, incluyendo pasivos con compañías vinculadas no residentes y/o utilidades y dividendos. Dicho acceso al Mercado de Cambios no estará sujeto al requisito de conformidad previa del BCRA (ver Nota 35.g)).

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35. PRINCIPALES REGULACIONES (cont.)

35.d.5) Programas de incentivos a la producción de hidrocarburos convencionales

Programa de estímulo provincial - Provincia de Mendoza

El 4 de diciembre de 2020, mediante la Ley N° 9.279, la Provincia de Mendoza creó el Programa Mendoza Activa Hidrocarburos (“Programa I”) que tiene por objeto promover el desarrollo, la reactivación y el incremento de la producción de la actividad hidrocarburífera. El Programa I reintegrará mediante certificados de crédito fiscal, a quienes adquieran la calidad de beneficiarios, aquellas erogaciones que, hasta el límite de las autorizaciones que dispone la normativa, sean realizadas en proyectos de puesta en producción de nuevos pozos y/o en la reactivación de pozos existentes, que a la fecha de publicación de la Ley se encontraban sin producción. Dichos certificados de crédito fiscal podrán ser aplicados al pago de impuesto a los ingresos brutos y regalías.

El 7 de julio de 2021, mediante la Ley N° 9.330, la Provincia de Men doza creó el Programa Mendoza Activa Hidrocarburos II (“Programa II”) con el mismo objetivo y modalidad que el Programa I, ampliando el crédito fiscal aplicable hasta el límite de las autorizaciones que dispone la normativa y el plazo para su utilización h asta el 31 de diciembre de 2025, pudiendo ser prorrogado por un plazo de hasta 3 años.

El 31 de diciembre 2021, mediante la Ley N° 9.364, la Provincia de Mendoza creó el Programa Mendoza Activa Hidrocarburos III (“Programa III”) con el mismo objetivo y mod alidad que los Programas I y II, ampliando el crédito fiscal aplicable hasta el límite de las autorizaciones que dispone la normativa y el plazo para su utilización hasta el 31 de diciembre de 2026, pudiendo ser prorrogado por un plazo de hasta 3 años.

A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados hemos recibido la aprobación de las propuestas presentadas para el Programa I, que involucran proyectos en la áreas de Barrancas, Vizcacheras y Loma Alta Sur.

- Programa de estímulo provincial Provincia de Neuquén

Mediante el Decreto N° 913/2021 la Provincia de Neuquén dispuso la creación del “Programa de Reactivación Hidrocarburífera provincial”, que tiene por objeto promover la inversión y el incremento de la producción hidrocarburífera convencional. El Programa contempla un estímulo financiero para la inversión a través del otorgamiento de beneficios fiscales, mediante la obtención de un certificado de crédito fiscal intransferible por hasta el 50% del monto de la inversión aprobada, que podrá utilizarse hasta el 31 de diciembre de 2026 para el pago de impuesto a los ingresos brutos, una vez certificadas las inversiones realizadas.

En el marco de este Programa, YPF ha suscripto acuerdos con la Provincia de Neuquén para obtener los beneficios de dicho Programa que involucran proyectos en las áreas de Octógono Fiscal y Al Norte de La Dorsal.

Programa de estímulo provincial - Provincia de Chubut

Mediante el Decreto N° 278/2021 la Provincia de Chubut creó el “Programa de Promoción para la Industria Hidrocarburífera” que tiene por objeto incentivar el aumento de la producción de hidrocarburos, el sostenimiento de las reservas y la preservación del empleo. El Programa contempla una reducción de la alícuota de regalías aplicable a la producción incremental.

En el marco de este Programa, YPF presentó proyectos que involucran a las áreas Manantiales Behr, Campamento Central - Cañadón Pérdido, Restinga Alí y El Trébol.

A la fecha de emisión de los presentes estados financieros co nsolidados la Provincia de Chubut ha otorgado el beneficio de una reducción del 50% de la alícuota de regalías por el término de 10 años para: (i) la producción incremental proveniente del Proyecto Piloto de Inyección de Polímeros en el área El Trébol a través del Decreto N° 166/2022, reduciendo la alícuota de regalías al 6% para dicha producción; y (ii) la produccion preveniente del Proyecto Desarrollo Primaria Costa Afuera en el área Restinga Alí a través del Decreto N° 184/2022, reduciendo la alícuota de regalías al 6% para la producción de petróleo obtenida de hasta 6 pozos en dicha área.

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35. PRINCIPALES REGULACIONES (cont.)

35.e) Regulaciones fiscales

35.e.1) Impuesto a las ganancias

La Ley N° 27.468 publicada en el BO el 4 de diciembre de 2018 dispuso que, a los fines de aplicar el procedimiento de ajuste por inflación impositivo respecto del primer, segundo y tercer ejercicio a partir del 1 de enero de 2018, dicho procedimiento será aplicable en caso de que la variación del IPC, calculada desde el inicio y hasta el cierre de cada uno de esos ejercicios supere un 55%, un 30% y un 15%, para el primer, segundo y tercer año respectivamente. A partir del cuarto año, ejercicio iniciado a partir del 1 de enero de 2021, el procedimiento será aplicable en la medida que la variación del IPC acumulada en los 36 meses anteriores al cierre del ejercicio que se liquida sea superior al 100%. Considerando que el IPC al 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020 superó los parámetros mencionados, el Grupo ha aplicado el procedimiento de ajuste por inflación impositivo en su estimación del impuesto a las ganancias.

El 23 de diciembre de 2019 se publicó en el BO la Ley de Solidaridad a través de la cual se introdujeron las siguientes modificaciones en la Ley del Impuesto a las Ganancias:

• Se suspendió la reducción de la tasa de impuesto a las ganancias establecida por la Reforma Tributaria del 30% al 25% hasta los ejercicios fiscales iniciados el 1 de enero de 2021 inclusive. En este sentido, si bien los cambios graduales de la alícuota del impuesto a las ganancias no eran aplicables para la medición del impuesto corriente, el principal impacto contable de esta normativa se produjo en la medición de los activos y pasivos por impuesto diferido. Ver Nota 17.

• Se modificó la tasa de retención a los dividendos del 13% al 7% hasta los ejercicios fiscales iniciados el 1 de enero de 2021 inclusive.

• El ajuste por inflación impositivo, positivo o negativo, previsto en el Título VI de la Ley de Impuesto a las Ganancias correspondiente al primer y segundo ejercicio iniciado a partir del 1 de enero de 2019, debió imputarse un sexto en ese período fiscal y los cinco sextos restantes en partes iguales, en los 5 períodos inmediatos siguientes.

El 16 de junio de 2021 se publicó en el BO la Ley N° 27.630 que introdujo las siguientes modificaciones en la Ley del Impuesto a las Ganancias:

• Se modificó la tasa de impuesto a las ganancias para las sociedades y establecimientos permanentes, aplicable para los ejercicios fiscales iniciados a partir del 1 de enero de 2021, inclusive. A tal efecto, introduce una escala de alícuotas que oscila entre el 25% y el 35% aplicables según el rango de monto de la ganancia neta imponible acumulada del contribuyente y dichos montos se ajustarán anualmente por IPC.

• La distribución de dividendos y utilidades a personas humanas, sucesiones indivisas y beneficiarios del exterior tributa una alícuota del 7%.

Pago a cuenta para sujetos con ingresos extraordinarios

El 16 de agosto de 2022 se publicó en el BO la Resolución General AFIP N° 5.248/2022 que estableció el pago por única vez de un anticipo extraordinario a cuenta del impuesto a las ganancias a cargo de las sociedades que cumplieran alguno de los siguientes parámetros en el período fiscal 2021 o 2022: (i) un impuesto determinado de 100 millones de pesos o más; y/o; (ii) un resultado impositivo, sin aplicar los quebrantos, de 300 millones de pesos o más. Este anticipo se determina aplicando: (i) para los sujetos cuya base de determinació n de los anticipos por el régimen general sea superior a 0 pesos, el 25% a la base de cálculo de anticipos que vienen utilizando; y (ii) para el resto de los sujetos, el 15% al resultado impositivo sin considerar los quebrantos.

- Ley de Presupuesto 2023 Diferimiento del ajuste por inflación impositivo

El 1 de diciembre de 2022 se publicó en el BO la Ley N° 27.701 que modifica la Ley de Impuesto a las Ganancias y establece la posibilidad de diferir el ajuste por inflación impositivo contemplado en dicha Ley correspondiente al primer y segundo ejercicio iniciados a partir del 1 de enero de 2022, permitiendo imputarse a opción del contribuyente un tercio en ese período fiscal y los dos tercios restantes en partes iguales, en lo s 2 períodos inmediatos siguientes. Este beneficio solo resultará procedente para los sujetos cuya inversión en la compra, construcción, fabricación, elaboración o importación definitiva de bienes de uso excepto automóviles, durante cada uno de los 2 perío dos fiscales inmediatos siguientes al del cómputo del primer tercio del período de que se trate, sea superior o igual a 30.000 millones de pesos.

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35. PRINCIPALES REGULACIONES (cont.)

35.e.2) Impuesto a los bienes personales - Responsable sustituto

Las personas y entidades extranjeras y sucesiones indivisas, independientemente si están domiciliadas o con sede en la Argentina o en el extranjero, están sujetas al impuesto sobre los bienes personales del 0,50% del valor de las acciones o ADS emitidos por entidades de Argentina. El impuesto se aplica a los emisores argentinos de dichas acciones o ADS, tales como YPF, que tiene que pagar este impuesto en sustitución de los accionistas correspondientes, y se basa en el valor de las acciones (valor patrimonial proporcional), o el valor contable de las acciones derivadas de los últimos estados financieros al 31 de diciembre de cada año. De conformidad con la Ley del Impuesto sobre los Bienes Personales, el Grupo tiene el derecho a obtener el reembolso del impuesto pagado por parte de los accionistas a quienes el impuesto mencionado le resultase aplicable, mediante el mecanismo de reembolso que el Grupo estime conveniente.

35.e.3) Impuesto a los combustibles

A partir de la existencia de precios de mercado para los productos derivados del petróleo tras la desregulación del sector de hidrocarburos, la Ley N° 23.966 estableció un impuesto a las transferencias de combustibles líquidos, el cual grava ciertos tipos de combustibles en sustitución del régimen anterior basado en precios regulados. A partir de agosto de 2003 el mecanismo de cálculo del impuesto que originalmente consistía en un valor fijo por litro según el tipo de combustible fue reemplazado por la aplicación de un porcentaje sobre el precio promedio de venta.

Posteriormente, la Reforma Tributaria modificó nuevamente dicho mecanismo reestableciendo los montos fijos por litro, los cuales son actualizados trimestralmente sobre la base de las variaciones del IPC.

Régimen de Incentivos al Abastecimiento Interno de Combustibles (“RIAIC”)

El 16 de junio de 2022 se publicó en el BO el Decreto N° 329/2022 a través del cual se creó un régimen de incentivos mediante el reconocimiento de un monto equivalente al que las empresas refinadoras y/o refinadoras integradas deban pagar en concepto de Impuesto sobre los Combustibles Líquidos y al Dióxido de Carbono (“Impuesto a los combustibles”) por las importaciones de gasoil, el cual podrá ser aplicado al importe a cancelar en concepto de dicho impuesto. El RIAIC será aplicable sobre las importaciones de gasoil y transferencias de petróleo perfeccionadas entre el 16 de junio y 16 de agosto de 2022 que cumplan con ciertos requisitos establecidos en dicho Decreto y su correspondiente reglamentación.

El 22 de febrero de 2023 se publicó en el BO el Decreto N° 86/2023 a través del cual se restablece el RIAIC reconociendo un monto equivalente al que las empresas refinadoras y/o refinadoras integradas deban pagar en concepto de Impuesto a los combustibles por las importaciones de gasoil y naftas realizadas entre el 1 de enero y 28 de febrero del 2023, el cual podrá ser aplicado al importe a cancelar en concepto de dicho impuesto hasta un límite del 20% y 17% de las ventas en el mercado interno de gasoil y nafta importados, respectivamente, que cumplan con ciertos requisitos establecidos en dicho Decreto y su correspondiente reglamentación.

35.e.4) Régimen de regularización de obligaciones tributarias

El 26 de agosto de 2020 se publicó en el BO la Ley N° 27.562 denominada “Ley de Solidaridad Social y Reactivación Productiva en el Marco de la Emergencia Pública” a través de la cual se declaró la ampliación del régimen de regularización de obligaciones tributarias, de la seguridad social y aduaneras establecido originariamente para micro, pequeñas y medianas empresas (MiPyMEs) por la Ley N° 27.541. Para el caso de las personas jurídicas que poseían activos financieros en el exterior que optasen por adherirse al régimen, debían cumplir con el requisito de repatriar al menos el 30% de los mismos dentro de los 60 días desde la adhesión al régimen (incluyendo a los accionistas que posean por lo menos el 30% del capital social).

Dicho régimen permitió incluir obligaciones vencidas al 31 de julio de 2020 y preveía un descuento al contado o planes de entre 48 y 120 cuotas, dependiendo del tipo de deuda y sujeto que regularice siendo aplicable una tasa de interés fija del 2% mensual durante las 6 primeras cuotas y tasa BADLAR en pesos en bancos privados a partir de la séptima cuota.

La adhesión originalmente prevista hasta el 31 de octubre de 2020 fue prorrogada sucesivamente hasta el 15 de diciembre de 2020 a través del Decreto N° 966/2020.

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35. PRINCIPALES REGULACIONES (cont.)

El 11 de noviembre de 2021 se publicó en el BO la Ley 27.653 denominada “Ley de Alivio Fiscal para Fortalecer la Salida Económica y Social a la Pandemia Generada por el COVID-19”, la cual (i) amplía la moratoria establecida por la Ley N° 27.541 prorrogándose la vigencia de la misma y ampliándose a las obligaciones vencidas al 31 de agosto de 2021 inclusive, (ii) con efecto exclusivo para la regularización de sumas adeudadas resultantes de la actividad fiscalizadora de la AFIP, prevé una condonación de aquellos intereses que superen el 40% del capital adeudado y la posibilidad de cancelación a través de planes de pago de hasta 72 cuotas, y (iii) deja sin efecto la restricción a la distribución de dividendos con anterioridad al 26 de agosto de 2022, excepto que la Sociedad hubiese pre-cancelado la deuda fiscal establecida por la Ley N° 27.541.

Adicionalmente, el 25 de febrero de 2022 se publicó en el BO la Resolución General AFIP N° 5.157/2022 por la cual se estableció que el acogimiento al régimen de regularización antes descripto podría realizarse hasta el 31 de marzo de 2022, inclusive, plazo que fue prorrogado hasta el 29 de abril de 2022 por medio de la Resolución General AFIP N° 5.181/2022 publicada en el BO el 1 de abril de 2022.

35.f) Regulaciones aduaneras

• Derechos de exportación

Hidrocarburos

Desde septiembre de 2018 se reestablecieron los aranceles sobre la exportación de hidrocarburos, que habían estado previamente vigentes desde la Ley de Emergencia de 2002 y fueron suspendidos en enero de 2017. Los mecanismos fueron variando entre el establecimiento de importes fijos y alícuotas sobre el valor imponible o el valor FOB.

El 19 de mayo de 2020 se publicó en el BO el Decreto N ° 488/2020, con vigencia hasta el 31 de diciembre de 2021, que estableció una escala móvil para los aranceles de exportación que van desde el 0% (cuando el precio del crudo Brent es igual o menor a 45 US$/bbl) hasta el 8% (cuando el precio del crudo Brent alcanza o supera los 60 US$/bbl).

El 31 de diciembre de 2020 se publicó en el BO el Decreto N° 1.060/2020, con vigencia hasta el 31 de diciembre 2022, que estableció una alícuota del 4,5% de derechos de exportación para las mercaderías comprendidas en el Capítulo 29 de la Nomenclatura Común del Mercosur (“NCM”) que incluye etanol y metanol, entre otros.

Productos agrícolas

El 4 de marzo de 2020 se publicó en el BO el Decreto Nº 230/2020 que estableció un impuesto del 33% (el máximo permitido por la Ley Nº 27.541) a la exportación de soja y subproductos de soja. La alícuota para la exportación de trigo, maíz y sorgo se mantuvo en 12%.

El 5 de octubre de 2020 se publicó en el BO el Decreto N° 790/2020 el cual fijó los derechos de exportación para la soja y los subproductos como el aceite y la harina de soja, se fijaron en 33% y 31%, respectivamente, a partir de enero de 2021. A partir de marzo 2022, los derechos de exportación para los productos mencionados se fijaro n en 33%. A partir de enero de 2023 se restablecieron los derechos de exportación establecidos por el Decreto 790/2020.

Licencias de importación

El 5 de julio de 2017 el Ministerio de Desarrollo Productivo publicó la Resolución N° E 523/2017 en la que estableció un régimen de tramitación de licencias automáticas y no automáticas de importación para las mercaderías comprendidas en todas las posiciones arancelarias de la NCM con destino de importación definitiva para consumo. Asimismo, se determinó que las posiciones arancelarias de la NCM individualizadas en los Anexos II a XIV de dicha Resolución, están sujetas a la tramitación de licencias de importación de tipo no automáticas.

El 10 de marzo de 2021 a través de la Disposición N° 5/2021 de la Subsecretaría de Política y Gestión Comercial se modificó el Anexo XII por lo que varios productos, incluido el gasoil, están sujetos a la tramitación de licencias de importación de tipo automáticas.

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35. PRINCIPALES REGULACIONES (cont.)

35.g) Regulaciones del BCRA

Con el fin de regular el acceso al Mercado de Cambios para los pagos de importaciones de bienes o servicios, pagos de capital e intereses de endeudamientos financieros con el exterior, y el pago de utilidades y dividendos, entre otros conceptos, el BCRA estableció los siguientes requisitos:

• (i) La necesidad de conformidad previa por parte del BCRA para la cancelación de capital bajo en deudamientos financieros con el exterior cuando el acreedor sea una parte vinculada al deudor, salvo que se cumplan determinadas condiciones establecidas en la norma.

• (ii) Liquidar a través del Mercado de Cambios dentro de un determinado plazo los fondos que se reciban del exterior originados en el cobro de préstamos otorgados a terceros, cobro de un depósito a plazo, y cobro de venta de cualquier otro activo, siempre que el activo hubiera sido adquirido, el depósito constituido, o el préstamo otorgado con posterioridad al 28 de mayo de 2020.

• (iii) La obligación de presentar un plan de refinanciación para los vencimientos de capital de endeudamientos financieros con el exterior y emisiones de títulos de deuda denominados en moneda extranjera programados entre el 15 de octubre de 2020 hasta el 31 de marzo de 2021.

• (iv) La necesidad de contar con una declaración jurada para importaciones de bienes y servicios, permitiendo a las empresas con participación estatal mayoritaria acceder al Mercado de Cambios en forma anticipada.

A través de la Comunicación “A” 7.621, los requerimientos mencionados en los puntos (i), (ii) y (iii) se extienden hasta el 31 de diciembre de 2023 inclusive.

Asimismo, a partir de julio de 2022, el BCRA incorporó requisitos adicionales para acceder al Mercado de Cambios sin conformidad previa, los cuales incluyen la presentación de una declaración jurada en la que se deja constancia que:

• La totalidad de las tenencias de moneda extranjera en el país se encuentran depositadas en una cuenta bancaria local, y no se posee activos externos líquidos disponibles y certificados de depósitos argentinos representativos de acciones extranjeras que conjuntamente superen los US$ 100.000. Aquellas tenencias que superen dicho monto deberán ser liquidadas hasta el 19 de agosto de 2022 inclusive.

• No se realizaron dentro de los 90 días previos al acceso al Mercado de Cambios determinadas operaciones de venta, canje y transferencia de títulos valores, y asimismo se asume el compromiso de no realizar es te tipo de operaciones dentro de los 90 días posteriores al acceso al Mercado de Cambios.

35.h) Marco normativo CNV

Información financiera

Las principales simplificaciones para las entidades que presenten información financiera preparada sobre la base de las NIIF, se mencionan a continuación:

• Para la información a presentar con periodicidad trimestral:

• (i) Optar por reemplazar la presentación de los estados financieros de sociedades sobre las cuales la emisora ejerce control, control conjunto o influencia significativa, por la revelación en notas a los estados financieros de la emisora de la información de dichas entidades conforme a la normativa aplicable vigente para cada caso. En caso de ejercer la opción referida, la emisora deberá poner a disposición dichos estados financieros, si fueran requeridos por el público.

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35. PRINCIPALES REGULACIONES (cont.)

• (ii) Podrá presentar sus estados financieros consolidados y separados (individuales) por periodos intermedios en la forma condensada prevista en la NIC 34.

• Permitir que la información solicitada en anexos sea presentada en notas. A continuación, se detallan las notas a los estados financieros consolidados que exponen dicha información solicitada:

Anexo A - Bienes de uso Nota 8 Propiedades, planta y equipo Anexo B - Activos intangibles Nota 7 Activos intangibles Anexo C - Inversiones en acciones Nota 10 Inversiones en asociadas y negocios conjuntos Anexo D - Otras inversiones Nota 6 Instrumentos financieros por categoría Nota 14 Inversiones en activos financieros Anexo E - Previsiones Nota 13 Créditos por ventas Nota 12 Otros créditos Nota 10 Inversiones en asociadas y negocios conjuntos Nota 8 Propiedades, planta y equipo Nota 7 Activos intangibles Nota 16 Provisiones Anexo F - Costo de los bienes vendidos y servicios prestados Nota 25 Costos Anexo G - Activos y pasivos en moneda extranjera Nota 38 Activos y pasivos en monedas distintas del peso

Requisitos de información como Agente de liquidación y compensación

La Sociedad se encuentra inscripta por la CNV en la categoría “Agente de liquidación y compensación y Agente de negociación - Propio” matrícula N° 549, que considerando la operatoria que realiza la Sociedad, en ninguna circunstancia ofrecerá servicios de intermediación a terceros para operaciones en mercados bajo competencia de la CNV y tamp oco abrirá cuentas operativas a terceros para cursar órdenes y operar en mercados bajo competencia de la CNV.

De acuerdo con la norma de la CNV, la Sociedad queda incluida en lo establecido por el artículo 5 c), Capítulo II, Título VII de la norma de la CNV, “Agente de Liquidación y Compensación - Participante Directo”. En este sentido, según el artículo 13, Capítulo II, Título VII de la norma de la CNV, al 31 de diciembre de 2022 el patrimonio de la Sociedad supera el patrimonio mínimo requerido por dichas normas, que es de 88.

Guarda de documentación

De acuerdo con lo establecido por el artículo 48, Sección XII, Capítulo IV, Título II de la norma de la CNV, informamos que la documentación respaldatoria de las operaciones de la Sociedad que no se encuentra en la sede social inscripta, se encuentra en los depósitos de las siguientes empresas:

• AdeA Administradora de Archivos S.A., Planta 3 - Ruta 36, Km 31,5 - Florencio Varela - Provincia de Buenos Aires.

• File S.R.L., Panamericana y R. S. Peña - Blanco Encalada - Luján de Cuyo - Provincia de Mendoza.

• Custodia Archivos del Comahue S.A., Parque Industrial Este, Manzana N Lote 2 - Neuquén Capital - Provincia de Neuquén.

Asimismo, se deja constancia que se encuentra a disposición en la sede social inscripta, el detalle de la documentación dada en guarda, como así también la documentación del artículo 5 a) 3), Sección I, Capítulo V, Título II de la norma de la CNV.

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35. PRINCIPALES REGULACIONES (cont.)

Resolución General N° 941/2022

El 28 de octubre de 2022 se publicó en el BO la Resolución General N° 941/2022 de la CNV la cual introduce determinadas disposiciones para aquellas emisoras con moneda funcional distinta a la moneda de curso legal en Argentina que en relación con sus operaciones propias desarrollen políticas contables de presentación y revelación en las que las diferencias de conversión originadas en las cuentas de ganancias reservadas y resultados no asignados se presenten apropiadas a las partidas que les dieron origen.

En este sentido, según el artículo 5, Título IV, Capítulo III de la norma de la CNV, se incluyen a continuación el efecto de conversión originado en las cuentas de “Capital”, “Ajuste de capital”, “Acciones propias en cartera” y “Ajuste de acciones propias en cartera” del patrimonio:

Saldo al inicio del ejercicio Otros resultados integrales Saldo al cierre del ejercicio	2022 393.570 292.773 686.343	2021 320.535 73.035 393.570	2020
			225.120 95.415
			320.535

Al 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020, el efecto de conversión correspondiente a la cuenta de “Primas de emisión” asciende a 112.678, 65.037 y 53.152, respectivamente, y se incluye dentro de la cuenta de “Otros resultados integrales”.

Al 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020, el efecto de conversión correspondiente a las cuentas de “Planes de beneficios basados en acciones”, “Costo de adquisición de acciones propias” y “Primas de negociación de acciones propias” asciende a (7.318), (3.730) y (3.157), respectivamente, y se incluye dentro de la cuenta de “Otros resultados integrales”.

36. SALDOS Y TRANSACCIONES CON PARTES RELACIONADAS

La información detallada en los cuadros siguientes muestra los saldos con asociadas y negocios conjuntos al 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020, así como las operaciones con las mismas por los ejercicios finalizados en dichas fechas.

Negocios conjuntos: Profertil MEGA Refinor Y-GEN I YPF EE OLCLP Sustentator CT Barragán OTA OTC Asociadas: CDS YPF Gas Oldelval Termap GPA Oiltanking Gas Austral			2022
	Otros créditos Corriente - - - - 751 31 - - - - 782 - 269 3.222 - - - - 3.491 4.273	Créditos por ventas Corriente 1.382 7.498 2.345 73 1.126 - - - - - 12.424 1 1.575 3 - - 1 52 1.632 14.056	Inversiones en activos financieros Corriente - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -	Cuentas porpagar Corriente 2.171 113 446 - 7.088 425 4 - 54 - 10.301 - 457 1.914 461 293 688 1 3.814 14.115	Pasivos de contratos
					Corriente
					- - - - - - - - - -
					-
					- - - - - - -
					-
					-

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36. SALDOS Y TRANSACCIONES CON PARTES RELACIONADAS (cont.)

Negocios conjuntos: Profertil MEGA Refinor Y-GEN I YPF EE OLCLP Sustentator CT Barragán OTA OTC Asociadas: CDS YPF Gas Oldelval Termap GPA Oiltanking Gas Austral . Negocios conjuntos: Profertil MEGA Refinor Y-GEN I YPF EE OLCLP Sustentator CT Barragán OTA OTC Asociadas: CDS YPF Gas Oldelval Termap GPA Oiltanking Gas Austral			2021
	Otros créditos Corriente 19 - - - 385 31 - - 14 - 449 - 114 - - - - - 114 563	Créditos por ventas Corriente 1.146 4.397 1.949 - 1.277 - - - - - 8.769 1 749 2 - - 1 42 795 9.564	Inversiones en activos financieros Corriente - - - - 803 - - - - - 803 - - - - - - - - 803 2020	Cuentas porpagar Corriente 884 572 64 - 3.375 164 5 - 11 - 5.075 - 220 366 139 310 209 - 1.244 6.319	Pasivos de contratos
					Corriente
					- - - - 74 - - - - -
					74
					- - - - - - -
					-
					74
	Otros créditos Corriente 12 - - - 389 79 - - 12 8 500 - 51 - - - - - 51 551	Créditos por ventas Corriente 641 2.650 577 - 794 7 - - - - 4.669 144 322 1 - - 1 23 491 5.160	Inversiones en activos financieros Corriente - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -	Cuentas porpagar Corriente 484 261 75 - 2.504 168 2 - 9 - 3.503 10 180 450 182 25 304 1 1.152 4.655	Pasivos de contratos
					Corriente
					- - - - 56 - - - - -
					56
					- - - - - - -
					-
					56

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118

NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2022, 2021 Y 2020

YPF SOCIEDAD ANONIMA

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36. SALDOS Y TRANSACCIONES CON PARTES RELACIONADAS (cont.)

Negocios conjuntos: Profertil MEGA Refinor Y-GEN I YPF EE OLCLP Sustentator CT Barragán OTA OTC Asociadas: CDS YPF Gas Oldelval Termap GPA Oiltanking Gas Austral		2022	Intereses ganados (perdidos), netos - 13 1 - - - - - - - 14 5 8 10 - - - - 23 37		2021	Intereses ganados (perdidos), netos - - - - - - - - - - - (72) - - - - - - (72) (72)		2020
	Ingresos 10.374 32.682 18.851 57 4.531 168 - 6 3 - 66.672 1 10.079 62 - - 10 632 10.784 77.456	Compras y servicios 27.521 340 4.847 - 17.614 1.497 5 - 449 - 52.273 - 1.263 6.961 2.820 2.444 3.832 3 17.323 69.596		Ingresos 5.454 18.974 12.580 - 6.145 95 - - 2 - 43.250 390 5.597 16 - - 7 496 6.506 49.756	Compras y servicios 11.019 1.298 1.407 - 9.734 774 18 - 167 - 24.417 - 775 3.521 1.791 1.757 2.368 3 10.215 34.632		Ingresos 5.111 12.408 2.750 - 3.647 115 - - 2 - 24.033 838 2.401 57 - - 5 223 3.524 27.557	Compras y servicios 4.883 2.281 706 - 5.184 571 4 - 76 - 13.705 8 345 2.893 1.309 1.176 1.542 - 7.273 20.978	Intereses ganados (perdidos), netos
									- - - - - - - - - -
									-
									8 3 2 - - - -
									13
									13

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YPF SOCIEDAD ANONIMA NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2022, 2021 Y 2020

==> picture [62 x 31] intentionally omitted <==

36. SALDOS Y TRANSACCIONES CON PARTES RELACIONADAS (cont.)

Adicionalmente, en el curso habitual de sus negocios, y atento a ser el principal grupo energético de Argentina, la cartera de clientes y proveedores del Grupo abarca tanto entidades del sector privado como así también del sector público nacional. Conforme a lo requerido por la NIC 24 “Información a revelar sobre partes relacionadas”, dentro de las principales transacciones antes mencionadas se destacan:

Clientes / Proveedores SGE SGE SGE SGE SGE SGE SGE SGE Ministerio de Transporte AFIP Secretaría de Industria ANSES Ministerio de Trabajo, Empleo y Seguridad Social y AFIP CAMMESA CAMMESA ENARSA ENARSA Aerolíneas Argentinas S.A. Aerolíneas Argentinas S.A. Agua y Saneamientos Argentinos S.A.	Ref. (1) (21) (2) (21) (3) (21) (4) (21) (5) (21) (6) (21) (7) (21) (8) (21) (9) (21) (10) (21) (11) (21) (12) (21) (13) (21) (14) (15) (16) (17) (18) (19) (20)	Saldos Crédito /(Pasivo) 2022 2021 2020 - - 12.607 - 1.610 3.330 12.724 4.397 - 1.654 472 228 - - 240 167 188 625 1.169 131 440 6.813 6.775 6.126 1.453 918 2.802 6.744 - - - - - - - - - - - 19.178 12.779 7.098 (687) (1.173) (983) 12.522 8.970 5.998 (17.149) (7.866) (2.640) 15.823 2.618 6.009 - - - 1.700 1.754 -	Saldos Crédito /(Pasivo) 2022 2021 2020 - - 12.607 - 1.610 3.330 12.724 4.397 - 1.654 472 228 - - 240 167 188 625 1.169 131 440 6.813 6.775 6.126 1.453 918 2.802 6.744 - - - - - - - - - - - 19.178 12.779 7.098 (687) (1.173) (983) 12.522 8.970 5.998 (17.149) (7.866) (2.640) 15.823 2.618 6.009 - - - 1.700 1.754 -	Transacciones	Transacciones	Transacciones
				Ingresos /(Costos)
		2022 - - 12.724 1.654 - 167 1.169 6.813 1.453 6.744 - - - 19.178 (687) 12.522 (17.149) 15.823 - 1.700	2021 - 1.610 4.397 472 - 188 131 6.775 918 - - - - 12.779 (1.173) 8.970 (7.866) 2.618 - 1.754	2022 - - 25.144 1.946 - - 1.501 - 6.498 6.744 422 - - 55.197 (3.173) 17.534 (5.157) 55.705 (197) -	2021 - 3.696 16.473 837 - - 880 - 6.373 - 686 - 230 56.633 (8.063) 11.924 (3.429) 12.340 (133) 3.121	2020
						- 3.992 - 234 - 150 845 - 4.515 - - 1.539 - 26.054 (5.678) 10.992 (1.650) 4.641 - -

(1) Beneficios por el Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural correspondiente a la Resolución Nº 1/2013 de la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones de Hidrocarburos.

(2) Beneficios por el Programa Resolución 46. Ver Nota 35.d.1).

(3) Beneficios por el Plan GasAr 2020-2024. Ver Nota 35.d.1).

(4) Beneficios por el acuerdo de abastecimiento de gas propano para redes de distribución de gas propano indiluido. Ver Nota 35.d.2).

(5) Beneficios por el Programa Hogares con Garrafa. Ver Nota 35.d.2).

(6) Beneficios por el reconocimiento del costo financiero generado por el diferimiento de pago de las prestadoras de servicio de distribución de gas natural y gas propano indiluido por redes. Consisten en compensaciones económicas mediante el reconocimiento a distribuidoras, subdistribuidoras, transportistas y productoras de los intereses generados por el diferimiento del pago otorgado a los usuarios residenciales de gas natural y gas propano indiluido por redes del 22% en las facturas emitidas a partir del 1 de julio de 2019 y hasta el 31 de octubre de 2019, que fue recuperado a partir de las facturas emitidas desde el 1 de diciembre de 2019 y por 5 períodos mensuales, iguales y consecutivos. (7) Procedimiento para la compensación de los menores ingresos que las licenciatarias del servicio de distribución de gas natural por redes reciben de sus usuarios en beneficio de Metrogas. Consisten en compensaciones económicas recibidas como producto de la aplicación de beneficios y/o bonificaciones a los usuarios resultantes de la normativa vigente en materia de tarifaria social del servicio de distribución de gas natural por redes.

(8) Compensación por el Decreto 1.053/2018. Ver Nota 35.c.1).

(9) Compensación por suministro de gasoil al transporte público de pasajeros a un precio diferencial. Consisten en compensaciones económicas a las empresas productoras y refinadoras de hidrocarburos comprometidas con el aseguramiento del suministro de volúmenes gasoil que cubran las necesidades del mercado interno.

(10) Beneficios por el RIAIC. Ver Nota 35.e.3).

(11) Incentivo por la fabricación nacional de bienes de capital en beneficio de AESA. Se materializa mediante la emisión de un bono fiscal computable como crédito fiscal para el pago de impuestos nacionales (impuesto a las ganancias, IVA e impuestos internos), en la medida en que el fabricante cuente con establecimientos industriales radicados en el territorio nacional.

(12) Beneficios reconocidos por el Programa de Asistencia al Trabajo y la Producción en beneficio de AESA y OPESSA. Ver Nota 26.

(13) Beneficios reconocidos por el Programa de Recuperación Productiva II (“REPRO II”) en beneficio de OPESSA. Ver Nota 26.

(14) Provisión de fuel oil, gasoil y gas natural.

(15) Compras de energía.

(16) Ventas de gas natural, GNL y prestación de servicios de regasificación de GNL en Escobar y Bahía Blanca.

(17) Compras de gas natural y petróleo.

• (18) Ventas de combustible aeronáutico.

(19) Compras de millas para el Programa YPF Serviclub.

• (20) Venta de activos mantenidos para su disposición.

• (21) Ingresos por incentivos reconocidos de acuerdo con la NIC 20. Ver Nota 2.b.11).

Adicionalmente, el Grupo ha realizado ciertas operaciones de financiación y contratación de seguros con entidades relacionadas con el sector público nacional. Las mismas comprenden ciertas operaciones financieras cuyas principales operaciones se describen en las Notas 14, 15 y 21 y operaciones con Nación Seguros S.A. relacionadas con la contratación de ciertas pólizas de seguros.

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YPF SOCIEDAD ANONIMA NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2022, 2021 Y 2020

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36. SALDOS Y TRANSACCIONES CON PARTES RELACIONADAS (cont.)

Por otro lado, el Grupo posee Bonos de la República Argentina 2029 y 2030 identificados como inversiones en activos financieros a valor razonable con cambios en resultados, y letras y bonos del Tesoro identificados como inversiones en activos financieros a costo amortizado. Ver Nota 14.

Asimismo, la Sociedad mantiene indirectamente el 100% del capital social de CDNC y de Compañía de Hidrocarburo No Convencional S.R.L. (“CHNC”), pero dado que, en virtud de los acuerdos contractuales existentes, no ejerce las decisiones financieras y operativas relevantes ni financia sus actividades, no se encuentra expuesta a riesgos ni beneficios por su participación en dichas sociedades. Consecuentemente, las mencionadas participaciones no han generado saldos ni resultado alguno para la Sociedad.

En atención a los derechos que en el futuro podría ejercer Chevron sobre CHNC para acceder al 50% de la concesión de explotación Loma Campana y derechos complementarios, y en garantía de tales derechos y demás obligaciones bajo el Acuerdo de Proyecto de Inversión (“Acuerdo LC”) que la Sociedad y Chevron firmaron el 16 de julio de 2013, se ha estipulado a favor de Chevron una prenda sobre las acciones de una afiliada de YPF que indirectamente resulta titular de la participación de YPF en CHNC.

Dentro de dicho marco y siendo YPF el operador del área Loma Campana, las partes han celebrado un Acuerdo de Garantía, Indemnidades y Obligaciones del Proyecto, por el cual la Sociedad otorga ciertas representaciones y garantías en relación con el Acuerdo LC. Tal garantía referida a la operación y administración del proyecto no incluye la performance del proyecto ni el retorno de la inversión, ambas bajo exclusivo riesgo de Chevron.

Durante los ejercicios 2022, 2021 y 2020 YPF y CHNC han realizado transacciones, entre las cuales se destacan las compras de petróleo por parte de YPF, por 61.498, 40.941 y 14.962, respectivamente. Dichas transacciones se perfeccionaron en función de las condiciones generales y regulatorias del mercado. El saldo neto a pagar a CHNC al 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020 asciende a 8.175, 3.004 y 6.462, respectivamente.

A continuación se detallan las compensaciones devengadas correspondientes al personal clave de la administración de YPF, el cual comprende a los miembros del Directorio y a los Vicepresidentes, siendo estos últimos aquellos que cumplen funciones ejecutivas y que son nombrados por el Directorio, todo ello para los ejercicios finalizados el 31 de diciembr e de 2022, 2021 y 2020:

Beneficios de corto plazo para empleados(1) Beneficios basados en acciones Beneficios posteriores al empleo Beneficios de terminación	2022 2.285 178 94 1.130 3.687	2021 1.209 135 56 154 1.554	2020
			719 161 32 242
			1.154

(1) No incluye aportes patronales por 507, 257 y 182 por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020, respectivamente.

37. PLANES DE BENEFICIOS Y OBLIGACIONES SIMILARES

En la Nota 2.b.10) se describen las principales características y tratamiento contable de los planes de beneficios y obligaciones similares implementados por el Grupo.

Planes de retiro

El cargo a resultados relacionado con el plan de retiro fue de 749, 286 y 211 por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020, respectivamente.

Programas de bonificación por objetivos y evaluación del desempeño

El cargo a resultados relacionado con los programas de bonificación fue de 21.657, 7.082 y 4.231 por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020, respectivamente.

Planes de beneficios basados en acciones

En consistencia con los planes de beneficios basados en acciones aprobados en años anteriores, el Directorio de la Sociedad:

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YPF SOCIEDAD ANONIMA NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2022, 2021 Y 2020

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37. PLANES DE BENEFICIOS Y OBLIGACIONES SIMILARES (cont.)

• En su reunión del 9 de mayo de 2017 resolvió aprobar la creación de un nuevo plan de compensación en acciones 2017-2020 con vigencia por 3 años a partir del 1 de julio de 2017 (fecha de entrada en vigencia), con características similares a los esquemas implementados anteriormente.

• En su reunión del 8 de mayo de 2018 resolvió aprobar la creación de un nuevo plan de compensación en acciones 2018-2021 con vigencia por 3 años a partir del 1 de julio de 2018 (fecha de entrada en vigencia), con características similares a los esquemas implementados anteriormente.

• En su reunión del 9 de mayo de 2019 resolvió aprobar la creación de un nuevo plan de compensación en acciones 2019-2022 con vigencia por 3 años a partir del 1 de julio de 2019 (fecha de entrada en vigencia), con características similares a los esquemas implementados anteriormente.

• En su reunión del 10 de noviembre de 2020 resolvió aprobar la creación de un nuevo plan de compensación en acciones 2020-2023 con vigencia por 3 años a partir del 1 de julio de 2020 (fecha de entrada en vigencia), con características similares a los esquemas implementados anteriormente.

• En su reunión del 23 de septiembre de 2021 resolvió aprobar la creación de un nuevo plan de compensación basado en acciones 2021-2024 con vigencia por 3 años a partir del 1 de julio de 2021 (fecha de entrada en vigencia), con características similares a los esquemas implementados anteriormente.

• En su reunión del 15 de septiembre de 2022 resolvió aprobar la creación de un nuevo plan de compensación basado en acciones 2022-2025 con vigencia por 3 años a partir del 1 de agosto de 2022 (fecha de entrada en vigencia), con características similares a los esquemas implementados anteriormente.

Las recompras de acciones propias se exponen en la Nota 30. El costo de dichas recompras se expone en el patrimonio en la cuenta de “Costo de adquisición de acciones propias”, mientras que el valor nominal y su ajuste derivado de la reexpresión monetaria efectuada según los principios de contabilidad previo s (las Normas Contables Argentinas) han sido reclasificados de las cuentas de “Capital” y “Ajuste de capital” a las cuentas de “Acciones propias en cartera” y “Ajuste de acciones propias en cartera”, respectivamente.

Asimismo, el Plan 2019-2022 se complementó con un monto adicional en dólares con el mismo período de devengamiento que el plan de beneficios basado en acciones, a pagar en pesos al tipo de cambio de la fecha de dicho devengamiento. Dicho complemento no tiene efectos significativos.

Por otro lado, el Plan 2021-2024 se definió pagar en efectivo y se encuentra expuesto en el pasivo en el rubro de “Remuneraciones y cargas sociales” incluido en la línea de “Provisión por bonificaciones e incentivos”. Dicho pasivo se mide a su valor razonable al final de cada período con cargo al resultado integral del ejercicio. El cambio descripto en las condiciones del Plan no tiene efectos significativos.

A continuación, se detalla la evolución de la cantidad de acciones vinculadas a los planes de beneficios basados en acciones al cierre de los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020:

Plan 2017 - 2020

Plan 2017-2020
Cantidad al inicio del ejercicio - Concedidas - Liquidadas - Expiradas Cantidad al cierre del ejercicio(1) . Gasto reconocido durante el ejercicio Valor de mercado de la acción al momento de concesión (en dólares) (1) El plan tuvo 7 meses de vida durante 2020.	2022 - - - - - - -	2021 - - - - - - -	2020
			183.201 - (179.160) (4.041)
			-
			37 20,26

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YPF SOCIEDAD ANONIMA

NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2022, 2021 Y 2020

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37. PLANES DE BENEFICIOS Y OBLIGACIONES SIMILARES (cont.)

Plan 2018 - 2021

Cantidad al inicio del ejercicio - Concedidas - Liquidadas - Expiradas Cantidad al cierre del ejercicio(1) . Gasto reconocido durante el ejercicio Valor de mercado de la acción al momento de concesión (en dólares) (1) El plan tuvo 7 meses de vida durante el 2021, en tanto tenía 7 meses restantes al 31 de Plan 2019-2022	2022 - - - - - - - diciembre de 2020.	2021 237.082 - (230.254) (6.828) - 38 13,60	2020
			508.458 - (246.457) (24.919)
			237.082
			127 13,60

Cantidad al inicio del ejercicio - Concedidas - Liquidadas - Expiradas Cantidad al cierre del ejercicio(1) . Gasto reconocido durante el ejercicio Valor de mercado de la acción al momento de concesión (en dólares)	2022 258.904 - (192.225) (66.679) - 50 9,97	2021 467.368 - (182.510) (25.954) 258.904 168 9,97	2020
			758.690 - (246.236) (45.086)
			467.368
			293 9,97

(1) El plan tuvo 7 meses de vida durante el 2022, en tanto tenía 7 meses restantes al 31 de diciembre de 2021 y entre 7 y 19 meses al 31 de diciembre de 2020.

Plan 2020 - 2023

Cantidad al inicio del ejercicio - Concedidas - Liquidadas - Expiradas Cantidad al cierre del ejercicio(1) . Gasto reconocido durante el ejercicio Valor de mercado de la acción al momento de concesión (en dólares)	2022 469.779 - (308.298) (22.435) 139.046 81 4,75	2021 774.150 - (263.914) (40.457) 469.779 180 4,75	2020
			- 774.150 - -
			774.150
			108 4,75

(1) El promedio de vida restante del plan es de 7 meses al 31 de diciembre de 2022, en tanto tenía entre 7 y 19 meses al 31 de diciembre de 2021 y entre 7 y 31 meses al 31 de diciembre de 2020.

Plan 2021-2024 Cantidad al inicio del ejercicio - Concedidas - Liquidadas - Expiradas Cantidad al cierre del ejercicio(1) . Gasto reconocido durante el ejercicio Valor de mercado de la acción al momento de concesión (en dólares)	2022 1.252.400 - (418.598) (14.979) 818.823 781 8,00	2021 - 1.252.400 - - 1.252.400 160 8,00	2020
			- - - -
			-
			- -

(1) El promedio de vida restante del plan es entre 7 y 19 meses al 31 de diciembre de 2022, en tanto tenía entre 7 y 31 meses al 31 de diciembre de 2021.

Plan 2022-2025 Cantidad al inicio del ejercicio - Concedidas - Liquidadas - Expiradas Cantidad al cierre del ejercicio(1) . Gasto reconocido durante el ejercicio Valor de mercado de la acción al momento de concesión (en dólares)	2022 - 962.150 - - 962.150 136 6,67	2021 - - - - - - -	2020
			- - - -
			-
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(1) El promedio de vida restante del plan es entre 8 y 32 meses al 31 de diciembre de 2022.

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 9 - MARZO - 2023

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 9 - MARZO - 2023 DELOITTE & Co. S.A. C.P.C.E.C.A.B.A. T° 1 - F° 3

GUILLERMO D. COHEN Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.C.A.B.A. T° 233 - F° 73

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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2022, 2021 Y 2020

YPF SOCIEDAD ANONIMA

==> picture [62 x 31] intentionally omitted <==

38. ACTIVOS Y PASIVOS EN MONEDAS DISTINTAS DEL PESO

Activo no corriente Otros créditos Dólares estadounidenses Pesos bolivianos Créditos por ventas Dólares estadounidenses Inversiones en activos financieros Dólares estadounidenses Total del activo no corriente Activo corriente Otros créditos Dólares estadounidenses Euros Yenes Pesos chilenos Libras esterlinas Reales Pesos bolivianos Créditos por ventas Dólares estadounidenses Euros Pesos chilenos Reales Inversiones en activos financieros Dólares estadounidenses Efectivo y equivalentes de efectivo Dólares estadounidenses Pesos chilenos Pesos bolivianos Reales Total del activo corriente Total del activo Pasivo no corriente Provisiones Dólares estadounidenses Reales Pasivos por arrendamientos Dólares estadounidenses Préstamos Dólares estadounidenses Reales Otros pasivos Dólares estadounidenses Cuentas por pagar Dólares estadounidenses Total del pasivo no corriente Pasivo corriente Provisiones Dólares estadounidenses Pesos chilenos Impuesto a las ganancias Reales Cargas fiscales Pesos Bolivianos Pesos Chilenos Reales Remuneraciones y cargas sociales Dólares estadounidenses Pesos chilenos Reales Pasivos por arrendamientos Dólares estadounidenses Préstamos Dólares estadounidenses Pesos chilenos Reales Otros pasivos Dólares estadounidenses Cuentas por pagar Dólares estadounidenses Euros Libras esterlinas Yenes Francos suizos Reales Pesos chilenos Total del pasivo corriente Total del pasivo		2022	Total 3.436 177 6 35.664 39.283 33.631 336 - 2.609 156 305 - 105.764 4 3.954 1.290 30.229 66.100 384 - 407 245.169 284.452 434.810 339 48.224 1.033.550 136 3.302 732 1.521.093 23.550 - 170 - 944 204 1.862 - 34 52.056 181.477 529 1.934 2.359 203.236 4.033 95 203 69 1.231 899 474.885 1.995.978		2021	Total 2.771 103 2.836 2.534 8.244 27.403 43 - 1.168 - 239 205 56.589 1 1.419 993 35.063 17.952 122 105 331 141.633 149.877 237.848 184 28.335 649.260 423 968 399 917.417 12.360 - 37 316 403 184 990 52 18 27.277 71.674 354 938 3.468 86.878 2.280 80 146 84 777 405 208.721 1.126.138		2020
	Monto de la moneda distinta delpeso 19 7 - (2) 202 190 2 - 12.424 1 9 - 598 - (2) 18.829 38 171 374 1.829 - 12 2.454 10 272 5.834 4 19 4 133 - 5 - 4.495 6 11 - 1 294 1.024 2.519 57 13 1.147 21 - (2) 150 - (2) 36 4.281	Tipo de cambio vigente (1) 176,96 25,43 176,96 176,96 176,96 189,26 - 0,21 214,30 33,94 - 176,96 189,26 0,21 33,94 176,96 176,96 0,21 - 33,94 177,16 33,94 177,16 177,16 33,94 177,16 177,16 177,16 - 33,94 - 0,21 33,94 177,16 - 33,94 177,16 177,16 0,21 33,94 177,16 177,16 189,92 214,30 1,35 191,69 33,94 0,21		Monto de la moneda distinta delpeso 27 7 28 25 267 - (2) - 9.733 - 13 14 552 - (2) 11.825 54 342 175 1.017 7 18 2.315 10 276 6.321 23 9 4 120 - 2 21 3.360 10 10 430 1 266 698 2.950 51 34 846 20 1 164 1 42 3.379	Tipo de cambio vigente (1) 102,52 14,73 102,52 102,52 102,52 115,89 - 0,12 - 18,39 14,73 102,52 115,89 0,12 18,39 102,52 102,52 0,12 14,73 18,39 102,72 18,39 102,72 102,72 18,39 102,72 102,72 102,72 - 18,39 14,76 0,12 18,39 102,72 0,12 18,39 102,72 102,72 0,12 18,39 102,72 102,72 116,37 138,54 0,89 112,40 18,39 0,12		Monto de la moneda distinta delpeso 27 7 98 - 176 3 105 9.242 1 - 14 657 - (2) 7.108 - 118 126 608 - - 1.991 - 274 6.129 - 35 3 40 575 - - 1.375 - 9 - - 263 1.436 2.958 - 108 831 17 - (2) 384 - - 6.400	Tipo de cambio vigente (1) 83,95 12,06 83,95 - 83,95 103,07 0,81 0,12 114,22 - 12,06 83,95 103,07 0,12 - 83,95 83,95 0,12 - - 84,15 - 84,15 84,15 - 84,15 84,15 84,15 0,12 - - 0,12 - 84,15 - - 84,15 84,15 0,12 - 84,15 84,15 103,53 113,81 0,82 - - 0,12	Total
									2.233 84 8.221 -
									10.538
									14.762 259 85 1.109 143 - 168 55.196 2 853 - 9.882 10.593 73 - -
									93.125
									103.663
									167.542 - 23.069 515.765 - 2.960 275
									709.611
									3.367 69 - - 165 - 731 - - 22.093 120.839 355 - 9.062 69.942 1.770 25 315 - - 768
									229.501
									939.112

(1) Tipo de cambio vigente al 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020 según el BNA.

(2) Valor registrado menor a 1.

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39. HECHOS POSTERIORES

El 10 de enero de 2023 la Sociedad emitió las siguientes ON:

• ON Clase XXI denominadas en dólares y a pagar en pesos a una tasa de interés fija del 1% nominal anual con vencimiento a 36 meses a ser integradas principalmente en efectivo en pesos al tipo de cambio de integración y, en menor medida, en especie mediante la entrega de ON Clase XIV a la relación de canje, por un monto de US$ 230 millones.

• ON Clase XXII denominadas en pesos a una tasa de interés variable con vencimiento a 18 meses a ser integradas en efectivo y en pesos por un monto de 12.488.

A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados no han existido o tros hechos posteriores significativos cuyo efecto sobre la situación patrimonial y los resultados de las operaciones del Grupo al 31 de diciembre de 2022 o su exposición en nota a los presentes estados financieros consolidados, de corresponder, no hubiesen sido considerados según las NIIF.

Los presentes estados financieros consolidados fueron aprobados por el Directorio de la Sociedad y autorizados para ser emitidos con fecha 9 de marzo de 2023 y serán puestos a disposición de la Asamblea de Accionistas.

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PABLO GERARDO GONZÁLEZ Presidente

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ESTADOS FINANCIEROS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2022, 2021 Y 2020

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RATIFICACION DE FIRMAS LITOGRAFIADAS

Por la presente ratificamos las firmas que obran litografiadas en las hojas que anteceden desde la página Nº 1 hasta la Nº 124.

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PABLO GERARDO GONZÁLEZ Presidente