YPF S.A. — Annual Report 2023

Mar 6, 2024

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4T23

YPF

Buenos Aires, 6 de marzo de 2024 – YPF (BYMA: YPFD | NYSE: YPF[1] ), anuncia los resultados del año 2023 y 4T23. A partir del 4T22, la información financiera está expresada en US$, siendo la moneda funcional de YPF. La información se basa en los estados financieros preparados de acuerdo con las NIIF vigentes en Argentina. La suma de partes de ciertas cifras está sujeta a redondeo.

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KPI 4T23 3T23 T/T Δ 4T22 A/A Δ 2023 2022 Δ
Ingresos 4.194 4.504 -7% 4.645 -10% 17.311 18.757 -8%
EBITDA Ajustado 1.082 926 17% 933 16% 4.058 4.947 -18%
Resultado neto (1.861) (137) 1258% 464 N/A (1.277) 2.234 N/A
Inversiones 1.466 1.546 -5% 1.421 3% 5.684 4.192 36%
FCF (60) (379) -84% (188) -68% (740) 755 N/A
Deuda neta 6.803 6.675 2% 5.996 13% 6.803 5.996 13%
Ratio de apalancamiento neto (x) 1,7 1,7 -2% 1,2 38% 1,7 1,2 38%
Producción total (Kboe/d) 510,7 519,7 -2% 499,2 2% 513,6 503,3 2%
Crudo (Kbbl/d) 255,1 236,9 8% 231,8 10% 242,9 226,0 7%
Gas Natural (Mm3/d) 34,4 37,5 -8% 35,7 -4% 36,2 37,5 -3%
NGL (Kbbl/d) 39,6 46,6 -15% 42,6 -7% 42,9 41,6 3%
Precio de crudo (US$/bbl) 59,3 60,7 -2% 66,7 -11% 62,5 64,6 -3%
Precio de gas natural (US$/MBTU) 2,9 4,3 -31% 3,0 -3% 3,6 3,6 -1%
Export. crudo medanito (Kbbl/d) 18,8 18,6 1% - N/A 10,9 - N/A
Costos extracción (US$/boe) 15,3 15,6 -2% 14,5 5% 15,4 13,3 16%
Costos extrac. core hub (US$/boe) 4,0 4,2 -6% 3,7 7% 4,1 3,6 13%
Crudo procesado (Kbbl/d) 289,8 276,1 5% 293,4 -1% 294,4 285,5 3%
Utilización refinerias (%) 88% 84% 5% 89% -1% 90% 87% 3%
Venta local combustibles (Km3) 4.108 3.929 5% 3.848 7% 15.570 15.064 3%
Precio local combustibles (US$/m3) 679 640 6% 739 -8% 678 720 -6%
Combustible importado (Km3) 744 273 173% 325 129% 1.686 1.561 8%
EBITDA Ajustado R&M (US$/bbl) 16,8 3,3 406% 12,5 35% 11,0 14,6 -25%
Financieros
Upstream
Downstream
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En US$ millones, salvo que se indique lo contrario. EBITDA = Resultado operativo + Depreciación de propiedad, planta y equipo + Depreciación por derecho de uso de uso de activos + Amortización de activos intangibles + Perforaciones exploratorias improductivas + (Reversión) / Deterioro de propiedad, planta y equipo. EBITDA Ajustado = EBITDA que excluye los efectos de la NIIF 16 + partidas no recurrentes. Ratio de apalancamiento neto = Deuda neta / EBITDA Ajustado de los últimos 12 meses. FCF = Flujo Neto de las Actividades Operativas menos inversiones (Actividades de inversión), M&A (Actividades de inversión), y pago de intereses y leasing (Actividades de Financiación). Combustible = gasoil + nafta + jet fuel. R&M es el negocio de refino y marketing, excluye petroquímica y el negocio agro.

1. PRINCIPALES HITOS

El EBITDA ajustado alcanzó US$4.058 millones (-18% vs. 2022), debido a menores precios locales de combustibles medidos en dólares, una tendencia bajista en los precios de otros productos refinados y mayores costos operativos, parcialmente compensados por una expansión en niveles totales de producción y procesamiento y el nuevo régimen cambiario para exportadores. El 4T23 contribuyó con un EBITDA Aj. de US$1.082 millones (+17% t/t), principalmente por el régimen cambiario mencionado previamente y mayores precios locales de combustibles, parcialmente compensados por menores ventas estacionales de gas natural.

La producción total de hidrocarburos promedió 514 Kboe/d en 2023 (+2% vs. 2022) y 511 Kboe/d en 4T23 (-2% t/t pero +2% a/a), principalmente por mayor producción de crudo, mientras que gas natural cayó 3% en 2023 debido a menor demanda. El 46% de la producción total de 2023 fue shale. La producción de crudo shale continuó registrando una elevada tasa de crecimiento de 27% en 2023, alcanzando 109 Kbbl/d en el 4T23 (+28% a/a), mientras que las exportaciones de crudo Medanito a Chile se estabilizaron en 19 Kbbl/d.

Las reservas P1 totalizaron 1.072 millones BOE a Dic-2023 (-10% vs. 2022), mayormente debido a una caída del 26% en reservas convencionales, mientras que las reservas shale, 71% del total, se mantuvieron estables. El índice de reemplazo de reservas (IRR) total se situó en 0,4x, mientras que el IRR shale fue de 1,0x.

La demanda local de combustibles alcanzó récord histórico en 2023, subiendo 3% vs. 2022, gracias al mayor nivel de procesamiento en nuestras refinerías (+3% a/a) y mayores importaciones de combustibles, que crecieron 8% vs. 2022, representando el 11% del total de las ventas locales de combustibles.

Las inversiones ascendieron a US$5.684 millones en 2023 (+36% a/a), superando el objetivo inicial del año como consecuencia de mayores costos medidos en dólares, alcanzando la actividad prevista inicialmente.

El flujo de caja libre fue negativo por US$740 millones en 2023 y levemente negativo por US$60 millones en el 4T23, este último por la suba secuencial del EBITDA y variación positiva de capital de trabajo,

1 1 ADR = 1 acción. El capital social total emitido ascendió a 393.312.793 acciones a Dic-2023 (51% Gobierno Argentino; 35% NYSE y 14% ByMA).

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4T23

YPF

parcialmente compensadas por la ejecución del plan de inversiones, llevando nuestra deuda neta a US$6.803 millones y nuestro ratio de apalancamiento neto a 1,7x.

2. ANALISIS DE RESULTADOS CONSOLIDADOS

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Desglose Ingresos Consolidados
4T22 3T23 4T23 A/A ∆ T/T ∆ 2022 2023 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Gasoil 1.774 1.563 1.672 -5,8% 7,0% 6.780 6.493 -4,2%
Nafta 885 824 943 6,6% 14,4% 3.460 3.493 1,0%
Gas natural como productores (a terceros) 283 464 279 -1,1% -39,8% 1.477 1.399 -5,2%
Otros 1.167 1.174 738 -36,7% -37,1% 4.703 4.013 -14,7%
Total Mercado Local 4.108 4.025 3.632 -11,6% -9,8% 16.420 15.399 -6,2%
Jet fuel 160 127 152 -5,4% 19,5% 510 547 7,3%
Granos y harinas 52 26 0 N/A N/A 684 77 -88,7%
Crudo 21 152 151 638,4% -0,5% 26 362 1309,3%
Petroquímicos y otros 304 173 258 -15,0% 49,1% 1.118 927 -17,1%
Total Mercado Externo 537 479 562 4,5% 17,4% 2.337 1.912 -18,2%
Total Ingresos 4.645 4.504 4.194 -9,7% -6,9% 18.757 17.311 -7,7%
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Los ingresos totalizaron US$17.311 millones en 2023, cayendo 8% a/a principalmente por menores precios de combustibles, otros productos refinados, petroquímicos y fertilizantes, y la sequía severa en la 1° mitad del año que impactó en la exportación de granos y harinas, parcialmente compensados por la reanudación de exportación de crudo Medanito a Chile y mayor demanda local de combustibles, en particular, la nafta.

En el 4T los ingresos bajaron 7% t/t, mayormente por menores ventas estacionales de gas y el impacto de la devaluación discreta a fines de 2023 en las subsidiarias cuya moneda funcional es AR$[2] , parcialmente compensados por mayores precios locales de combustibles medidos en dólares y demanda récord de nafta.

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Desglose Costos Consolidados
4T22 3T23 4T23 A/A ∆ T/T ∆ 2022 2023 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Costo de extracción (668) (746) (719) 7,6% -3,7% (2.442) (2.882) 18,0%
Otros Upstream (148) (112) (144) -2,3% 28,9% (461) (496) 7,5%
Costos de refinación y logística (397) (406) (409) 3,0% 0,8% (1.408) (1.597) 13,4%
Otros Downstream (164) (166) (185) 12,9% 11,4% (585) (652) 11,5%
GyE, Corpo y Otros (154) (156) (10) -93,5% -93,6% (472) (420) -11,1%
Total Costos Operativos (1.530) (1.586) (1.467) -4,1% -7,5% (5.369) (6.047) 12,6%
Depreciaciones y Amortizaciones (744) (864) (780) 4,8% -9,7% (2.808) (3.273) 16,6%
Regalías (250) (248) (227) -9,2% -8,4% (969) (958) -1,1%
Otros (265) (281) (205) -22,6% -27,1% (1.176) (995) -15,4%
Total Otros Costos (1.259) (1.393) (1.212) -3,7% -13,0% (4.953) (5.226) 5,5%
Importación de combustibles (307) (214) (588) 91,5% 174,1% (1.477) (1.303) -11,8%
Compras de crudo a terceros (336) (308) (308) -8,2% 0,1% (1.263) (1.326) 5,0%
Compras de biocombustibles (269) (198) (153) -43,3% -22,8% (987) (810) -17,9%
Compras productos agro (142) (194) (73) -48,8% -62,5% (1.222) (634) -48,1%
Otras compras (272) (361) (112) -58,6% -68,9% (1.263) (1.033) -18,2%
Variación de existencias (259) (127) (68) -73,7% -46,5% 232 (44) N/A
Total de Compras y Variación de existencias (1.585) (1.403) (1.302) -17,9% -7,2% (5.980) (5.150) -13,9%
Otros resultados operativos, netos 196 (3) 152 -22,4% N/A 150 152 1,3%
Deterioro de activos (25) (506) (1.782) 7028,0% 252,2% (123) (2.288) 1760,2%
Total Costos Operativos + Compras + Deterioro de Activos (4.203) (4.891) (5.611) 33,5% 14,7% (16.275) (18.559) 14,0%
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La variación de existencias incluye el efecto precio por (US$ 20) millones en el 4T22, US$ 32 millones en el 3T23, (US$ 29) millones en el 4T23, US$ 245 millones en el 2022 y (US$ 62) millones en el 2023 .

Los costos operativos ascendieron a US$6.047 millones en 2023 (+13% a/a), explicado principalmente por una evolución negativa de variables macroeconómicas a lo largo del año, tales como inflación, salarios y la devaluación, sumado a un aumento general de la actividad en todos los negocios, alineado al incremento de la producción de O&G, la demanda de combustibles y los niveles de procesamiento. Cabe destacar que, en el 4T23, los costos operativos cayeron 8% t/t, principalmente debido al impacto de la devaluación discreta a mediados de diciembre en las subsidiarias cuya moneda funcional es AR$.

Las compras y variación de existencias fueron de US$5.150 millones (-14% a/a), especialmente por menores compras agro (granos y harinas, además de fertilizantes), alineadas con la menor demanda mencionada previamente, menor disponibilidad de biodiesel y el impacto de la tendencia bajista de precios internacionales en combustibles importados. Dichos efectos fueron parcialmente compensados por mayores

2 La información financiera de las subsidiarios con moneda funcional en AR$ es ajustada por inflación, correspondiendo a una economía hiperinflacionaria con las directrices del NIC, y consolidadas utilizando el tipo de cambio de cierre del período.

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4T23

YPF

compras de crudo, en línea con mejor nivel de procesamiento y una variación negativa de existencias como resultado de un menor costo de reposición de nuestros inventarios.

En 2023 la Compañía registró un cargo por deterioro no recurrente de US$2.288 millones, principalmente por un cargo por deterioro de Propiedades, Planta y Equipos registrado en el 4T23 por US$1.782 millones. Dicho cargo es el resultado de la revisión del valor recuperable de campos convencionales maduros, en línea con la nueva estrategia de desinversión aprobada por el Directorio el 29 de febrero de 2024, la cual requiere una reclasificación futura a "activos mantenidos para la venta", de acuerdo con la normativa aplicable (NIIF).

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Desglose Resultado neto
4T22 3T23 4T23 A/A ∆ T/T ∆ 2022 2023 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Resultado operativo 442 (387) (1.417) N/A 266,1% 2.482 (1.248) N/A
Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos 58 44 (133) N/A N/A 446 94 -78,9%
Resultados financieros, netos 120 206 549 357,5% 166,5% 128 897 600,8%
Resultado antes de impuestos 620 (137) (1.001) N/A 630,7% 3.056 (257) N/A
Impuesto a las ganancias (156) - -860 451,3% N/A (822) (1.020) 24,1%
Resultado neto 464 (137) (1.861) N/A 1258,4% 2.234 (1.277) N/A
Resultado neto antes de deterioro de activos 480 192 (703) N/A N/A 2.314 210 -90,9%
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Los resultados financieros netos representaron una ganancia de US$897 millones en 2023, en comparación con una ganancia de US$128 millones en 2022, explicada principalmente por el impacto de la devaluación sobre la posición monetaria neta pasiva en AR$, parcialmente compensado por mayores intereses de deuda.

El cargo por impuesto a las ganancias ascendió a US$1.020 millones en 2023 (+24% a/a), principalmente como consecuencia de la devaluación de la moneda local por encima de la inflación acumulada del año, incrementando el pasivo por impuesto diferido.

De esta manera, el resultado neto registró una pérdida de US$1.277 millones, en comparación con una ganancia de US$2.234 millones en 2022.

3. EBITDA AJUSTADO & INVERSIONES

3.1 RECONCILIACIÓN DEL EBITDA AJUSTADO

Reconciliación EBITDA Ajustado Cifras no auditadas, en US$ millones T/T ∆ 4T22 3T23 4T23 A/A ∆		A/A ∆ 2022 2023
Resultado neto 464 (137) (1.861) N/A 1258,4% Resultados financieros, netos (120) (206) (549) 357,5% 166,5% Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos (58) (44) 133 N/A N/A Impuesto a las ganancias 156 - 860 451,3% N/A Perforaciones exploratorias improductivas 12 9 6 -50,0% -33,3% Depreciaciones y amortizaciones 744 864 780 4,8% -9,7% Deterioro de activos 25 506 1.782 7028,0% 252,2%		2.234 (1.277) N/A (128) (897) 600,8% (446) (94) -78,9% 822 1.020 24,1% 26 21 -19,2% 2.808 3.273 16,6% 123 2.288 1760,2%
EBITDA 1.223 992 1.151 -5,9% 16,0%		5.439 4.334 -20,3%
Arrendamientos (72) (66) (69) -3,4% 5,6% Otros ajustes (218) - - N/A N/A		(274) (276) 0,9% (218) - N/A
EBITDA Ajustado 933 926 1.082 15,9% 16,8%		4.947 4.058 -18,0%

3.2 EBITDA AJUSTADO E INVERSIONES POR SEGMENTO

	Por segmento	4T23	3T23	4T22	2023	2022
EBITDA Aj.	Upstream Downstream Gas y energía Corporación Eliminaciones	658 735 658 2.807 3.076 575 109 325 1.367 2.012 (38) 44 11 43 145 (13) (79) (84) (214) (244) (100) 118 24 55 (41)
	EBITDAajustado	1.082 926 933 4.058 4.947
Inversiones	Upstream Downstream Gas y energía Corporación Eliminaciones	1.084 1.150 1.007 4.266 3.150 324 321 347 1.140 837 41 40 34 178 78 17 35 34 100 127 - - - - -
	Inversiones totales	1.466 1.546 1.421 5.684 4.192

Nota: EBITDA aj. de Downstream incluye efecto precio de productos oil en inventario: US$(-73) millones [4T22]; US$(-71) millones [3T23]; US$37 millones [4T23]; US$247 millones [2022]; y US$(-164) millones [2023].

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4T23

YPF

3.3 EVOLUCIÓN DEL EBITDA AJUSTADO: T/T & A/A

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4T23

YPF

4. ANALISIS DE RESULTADOS POR SEGMENTO

4.1 UPSTREAM

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Resultados Upstream
4T22 3T23 4T23 A/A ∆ T/T ∆ 2022 2023 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Crudo 1.391 1.299 1.332 -4,2% 2,5% 5.243 5.399 3,0%
Gas natural 359 550 353 -1,6% -35,7% 1.797 1.734 -3,5%
Otros 63 71 53 -16,4% -26,0% 268 249 -7,2%
Ingresos 1.813 1.920 1.738 -4,1% -9,5% 7.308 7.382 1,0%
Depreciaciones y amortizaciones (558) (693) (620) 11,0% -10,5% (2.087) (2.583) 23,7%
Costo de extracción (668) (746) (719) 7,6% -3,7% (2.442) (2.882) 18,0%
Regalías (247) (245) (224) -9,1% -8,7% (956) (946) -1,1%
Gastos de exploración (23) (16) (19) -17,4% 18,8% (65) (61) -6,2%
Otros 117 (149) (84) N/A -43,8% (324) (549) 69,7%
Rdo operativo antes de deterioro de activos 434 70 72 -83,4% 2,9% 1.433 361 -74,8%
Deterioro de activos (25) (506) (1.782) 7028,0% 252,2% (123) (2.288) 1760,2%
Resultado operativo 409 (436) (1.710) N/A 292,2% 1.310 (1.927) N/A
Depreciaciones y amortizaciones 558 693 620 11,0% -10,5% 2.087 2.583 23,7%
Perforaciones exploratorias improductivas 12 9 6 -50,0% -33,3% 26 21 -19,2%
Deterioro de activos 25 506 1.782 7028,0% 252,2% 123 2.288 1760,2%
EBITDA 1.004 772 698 -30,5% -9,6% 3.546 2.965 -16,4%
Arrendamientos (49) (37) (40) -18,3% 6,9% (173) (158) -8,8%
Otros ajustes (298) - - N/A N/A (298) - N/A
EBITDA Ajustado 658 735 658 0,1% -10,4% 3.076 2.807 -8,7%
Inversiones 1.007 1.150 1.084 7,7% -5,8% 3.150 4.266 35,4%
Cash Costs unitarios
4T22 3T23 4T23 A/A ∆ T/T ∆ 2022 2023 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$/boe
Costo de extracción 14,5 15,6 15,3 5,2% -2,0% 13,3 15,4 15,6%
Regalías y otros impuestos 6,7 6,5 6,0 -10,6% -7,7% 6,6 6,4 -2,4%
Otros costos 3,5 2,6 3,3 -5,4% 28,0% 2,8 2,9 4,4%
Total Cash Costs (US$/boe) 24,8 24,7 24,6 -0,6% -0,4% 22,6 24,6 9,0%
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Los ingresos ascendieron a US$7.382 millones en 2023 (similares a 2022), impulsados principalmente por mayor volumen vendido de petróleo (+6%), compensado en su mayoría por la contracción en su precio (-3%), que se vio especialmente afectado por el acuerdo entre refinadoras locales, empresas upstream y la Secretaría de Energía durante el 2° semestre del año, y en menor medida, por el declino en la demanda de gas natural (-3%).

El costo de extracción alcanzó US$15,4/BOE en 2023 (+16% a/a), debido principalmente a la presión de costos en moneda local, dado que la inflación superó la devaluación, como también una mayor actividad en nuestras áreas no convencionales y costos de mantenimiento, compensadas en parte por la suba en la producción de petróleo. En nuestros bloques convencionales, el costo de extracción promedió US$25,0/BOE (+20% a/a), mientras que en los no convencionales fue US$5,3/BOE (+33% a/a). Con foco en nuestro shale core hub al 100%, el costo de extracción promedió US$4,1/BOE (+13% a/a), un nivel muy competitivo a pesar del contexto macro.

Las regalías y otros impuestos promediaron US$6,4/BOE en 2023 (-2% a/a), como consecuencia del mencionado descenso en la demanda de gas y en los precios de realización de hidrocarburos, parcialmente compensados por la creciente producción de petróleo.

Por último, es importante señalar que en 2023 la Compañía registró un cargo por deterioro no recurrente de US$2.288 millones: US$1.782 millones en el 4T23 por la revisión del valor recuperable de yacimientos convencionales maduros como consecuencia de una nueva estrategia de desinversión y US$506 millones en el 3T23 en nuestros activos de gas natural por menores precios esperados a largo plazo como consecuencia del aumento de la competencia y la potencial sobreoferta en el mercado local en los próximos años.

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4T23

YPF

El EBITDA ajustado ascendió a US$2.807 millones en 2023 (-9% a/a), por mayor OPEX, menor precio local de petróleo y demanda reducida de gas, parcialmente compensados por la creciente producción de petróleo y el nuevo régimen cambiario para exportadores.

Las inversiones ascendieron a US$4.266 millones (+35% a/a), siendo 65% actividad de perforación y workover , 29% nuevas instalaciones o expansión de las ya existentes, y 6% exploración y otras actividades del upstream. El 67% de las inversiones totales se destinaron a bloques no convencionales.

Actividad de perforación y workover mostró una tendencia positiva, completando un total de 318 pozos nuevos en nuestros bloques operados: 161 horizontales shale (138 petróleo y 23 gas) y 157 convencionales, alcanzando el mayor número de pozos horizontales shale completados en los últimos cuatro años.

En términos de eficiencia en nuestras operaciones shale , en 2023 la Compañía continuó registrando nuevos récords de desempeño en perforación y fractura, promediando 274 metros por día en perforación y más de 200 etapas por set mensual en fractura, subiendo 9% y 6%, respectivamente vs. 2022. Además, en noviembre de 2023 se alcanzó la mayor velocidad de perforación para un pozo de diseño slim en el bloque Aguada del Chañar, llegando a 473 metros por día para un pozo de más de 2.500 metros de longitud horizontal, que fue perforado en su totalidad en 12 días. A su vez, en noviembre de 2023 se probaron con éxito dos motores bi-fuel para bombas de fractura en el bloque Bandurria Sur, sustituyendo hasta un 60% el consumo de gasoil por gas natural, con el objetivo de optimizar el uso del gas de venteo como combustible.

Con respecto a nuestra estrategia de exploración, durante 2023, nos adjudicaron dos nuevas concesiones exploratorias shale en Palermo Aike y continuamos avanzando en nuestra estrategia off-shore , esperando perforar el primer pozo exploratorio de Argentina en aguas ultra profundas en 2024.

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La producción de petróleo en 2023 aumentó 7% a/a, gracias al sólido crecimiento shale (+27%), mientras que el convencional cayó sólo 2%, ya que el declino natural de los yacimientos maduros fue compensado en su mayoría por producción terciaria, que aumentó 38% a/a. El 70% de la producción terciaria total procedió del bloque Manantiales Behr. En el 4T, la producción de petróleo registró un aumento secuencial de casi 8%, impulsado por la estabilidad de la producción convencional y a una nueva suba notable del 19% en la producción shale .

7

4T23

YPF

La producción de gas natural en 2023 disminuyó 3% a/a, por la menor demanda, afectando la producción convencional, parcialmente compensada por una suba del 8% en shale . La producción de NGL creció 3% a/a, debido principalmente a las nuevas instalaciones conectadas entre Tratayén y nuestra filial Mega.

RESERVAS P1

2023	Petróleo crudo y condensado (millones de barriles) Líquidos de gas natural (millones de barriles)	Gas Natural (miles de millones de pies cúbicos) Total (millones de barriles equivalente de petróleo)	Gas Natural (miles de millones de pies cúbicos) Total (millones de barriles equivalente de petróleo)
Reservas comprobadas, desarrolladas y no desarrolladas: Saldos al inicio del ejercicio Revisiones de estimaciones anteriores Extensiones, descubrimientos y recuperación mejorada Compras y Ventas Produccióndelejercicio	606 77 2.826 (63) 5 (80) 92 8 257 - - - (89) (16) (467)		1.187 (72) 145 - (187)
Saldos al cierre del ejercicio	546 74 2.536		1.072
Reservas comprobadas, desarrolladas: Comienzo delejercicio	262 36 1.637		590
Cierre del ejercicio	263 41 1.656		599
Reservas comprobadas, no desarrolladas: Comienzo delejercicio	344 41 1.189		596
Cierre del ejercicio	283 33 880		473

Las reservas probadas (P1) cerraron el año 2023 en 1.072 Mboe (-10% a/a), principalmente por una caída sustancial del 26% en los yacimientos convencionales, mientras que shale se mantuvo sin grandes cambios.

La adición de reservas probadas de hidrocarburos (desarrolladas y no desarrolladas) alcanzó los 72 millones de barriles equivalentes de petróleo (“Mboe”), impulsada principalmente por los desarrollos progresivos de nuestras operaciones no convencionales y al efecto de las variaciones en los precios y costos del petróleo y gas. Dicho resultado se logró mediante la incorporación de 41 millones de barriles de líquidos y 31 Mboe correspondientes a reservas de gas. Dado que las reservas incorporadas durante el año fueron inferiores a la producción total del año 2023 (187 Mboe), el índice de reemplazo de reservas ("IRR") alcanzó 0,4x (0,3x petróleo y 0,4x gas) con 5,7 años de vida de reservas. Las reservas shale representaron el 71% del total de las reservas P1, promediando 8,8 años y IRR de 1,0x.

A continuación, se desglosan las principales variaciones de las adiciones de reservas P1 por cuenca:

• Cuenca Neuquina: principalmente adiciones no convencionales de los bloques La Amarga Chica y Bandurria Sur para petróleo y Aguada Pichana Oeste y La Calera para gas;

• Cuenca del Golfo San Jorge: adición de petróleo, mayormente del bloque Manantiales Behr, alineado con el desarrollo de las técnicas de recuperación terciaria; y

• Cuenca Cuyana: en su mayoría en el bloque Chachahuen Sur.

4.2 DOWNSTREAM

A partir del 4T23, la Compañía ha decidido fusionar los segmentos de Industrialización y Comercialización en un único segmento de Downstream. Asimismo, las ventas de gas natural fueron reasignadas al segmento de Gas y Energía, re-expresando la información comparativa correspondiente al período 1T22 — 3T23. Dicha reclasificación está alineada con la nueva estructura del management y busca simplificar la información del negocio y maximizar sinergias.

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4T23

YPF

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Resultados Downstream
4T22 3T23 4T23 A/A ∆ T/T ∆ 2022 2023 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Gasoil 1.774 1.563 1.672 -5,8% 7,0% 6.780 6.493 -4,2%
Naftas 885 824 943 6,6% 14,4% 3.460 3.493 1,0%
Otros mercado local 957 814 771 -19,4% -5,3% 3.688 3.204 -13,1%
Export market 498 460 534 7,3% 16,2% 2.198 1.798 -18,2%
Ingresos 4.113 3.661 3.920 -4,7% 7,1% 16.125 14.988 -7,1%
Depreciaciones y amortizaciones (154) (141) (143) -7,0% 1,7% (565) (565) 0,1%
Costo de refinación y logística (397) (406) (409) 3,0% 0,8% (1.408) (1.597) 13,4%
Importación de combustibles (a terceros) (307) (214) (588) 91,5% 174,1% (1.477) (1.303) -11,8%
Compras de crudo (intersegmento + a terceros) (1.759) (1.630) (1.663) -5,5% 2,0% (6.619) (6.832) 3,2%
Compras de biocombustibles (a terceros) (269) (198) (153) -43,3% -22,8% (987) (810) -17,9%
Productos agro (a terceros) (142) (194) (73) -48,8% -62,5% (1.222) (634) -48,1%
Variación de existencias (298) (265) 5 N/A N/A 238 (148) N/A
Otros (597) (623) (442) -26,0% -29,1% (2.563) (2.203) -14,0%
Resultado operativo antes de deterioro de activos 189 (10) 455 140,7% N/A 1.523 896 -41,2%
Deterioro de activos - - - N/A N/A - - N/A
Resultado operativo 189 (10) 455 140,7% N/A 1.523 896 -41,2%
Depreciaciones y amortizaciones 154 141 143 -7,0% 1,7% 565 565 0,1%
EBITDA 343 131 598 74,6% 358,2% 2.088 1.461 -30,0%
Arrendamientos (18) (22) (24) 33,1% 8,4% (76) (94) 24,6%
EBITDA Ajustado 325 109 575 76,9% 427,8% 2.012 1.367 -32,1%
Efecto precio de inventarios de productos derivados del petróleo (74) (75) 40 N/A N/A 226 (125) N/A
EBITDA Ajustado excl. ef precio de inventarios productos oil 399 184 535 34,1% 191,5% 1.786 1.491 -16,5%
Inversiones 347 321 324 -6,6% 0,9% 837 1.140 36,2%
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Las variaciones de existencias incluyen efecto precio por US$ (73) millones en el 4T22, US$ (71) millones en el 3T23, US$ 37 millones en el 4T23, US$ 247 millones en 2022 y US$ (164) millones en 2023.

Los ingresos ascendieron a US$14.988 millones en 2023 (-7% a/a), principalmente debido a la caída en los precios locales de combustibles, otros productos refinados, petroquímicos y fertilizantes, además de menores volúmenes exportados de granos y harinas (afectados por la sequía severa ocurrida en Argentina durante el primer semestre del año), parcialmente compensados por la reanudación de exportación de crudo Medanito a Chile y el aumento de la demanda local de combustibles, en particular, nafta.

Los costos de refinación y logística subieron 13% a/a en 2023, impulsados mayormente por el incremento de los costos de transporte, materiales y salarios, en línea con la evolución de las variables macro locales, como también el aumento en la demanda y niveles de procesamiento de crudo.

Las importaciones de combustibles bajaron 12% a/a en 2023, como consecuencia de menores precios internacionales (-18% vs. 2022), parcialmente compensados por la suba del 8% en volúmenes importados. Cabe destacar que en el 4T23 los volúmenes importados de combustibles subieron 173% t/t para abastecer la demanda local récord de combustibles y compensar la parada programada de una unidad de topping en la refinería La Plata. Sin embargo, los volúmenes anuales de combustibles importados se mantuvieron estables en niveles ordinarios, representando 11% de nuestra demanda local de combustibles.

Las compras de crudo (incluyendo intersegmento) crecieron 3% a/a en 2023, impulsadas principalmente por un aumento del 6% en los volúmenes (mayor nivel de procesamiento), compensado en parte por una contracción del 3% en los precios del crudo. Las compras de biocombustibles cayeron 18% a/a en 2023, derivado de una caída del 34% en biodiesel, afectada por las restricciones de suministro local, parcialmente compensadas por un aumento del 1% en bioetanol en línea con mayores volúmenes comprados.

El EBITDA ajustado , excluyendo el efecto precio de inventarios de productos oil, totalizó US$1.491 millones en 2023 (-17% a/a), primordialmente debido a menores precios de combustibles y otros productos refinados y petroquímicos, sumados a la presión en los costos en un contexto inflacionario, parcialmente compensados por mayor nivel de procesamiento, además del nuevo régimen cambiario que benefició a las exportaciones de refinados y petroquímicos. Cabe mencionar que el EBITDA ajustado en el 4T23 creció significativamente, impulsado por la fuerte recuperación de los precios locales de combustibles, mayor nivel de procesamiento, el impacto de la devaluación en OPEX y los resultados positivos no recurrentes, tales como las devoluciones de impuestos sobre combustibles y el nuevo régimen cambiario para los exportadores, parcialmente compensados por mayores importaciones de combustibles.

9

4T23

YPF

El EBITDA ajustado de Refino & Marketing , en términos unitarios, alcanzó US$11,0/bbl en 2023, en línea con los márgenes históricos de R&M de YPF de los últimos años, aunque por debajo de US$14,6/bbl de 2022.

Las inversiones fueron US$1.140 millones (+36% a/a): 60% refino, 20% midstream, 13% logística y 7% otros.

En nuestras refinerías , en 2023 las inversiones fueron alocadas principalmente en los siguientes proyectos:

• Nuevas especificaciones de combustibles, incluyendo la construcción de una nueva unidad de hidrotratamiento de gasoil en la refinería Luján de Cuyo y planta de hidrotratamiento de nafta y la renovación de unidades existentes de nafta en la refinería La Plata, estimando que estén en operativas en el 2T de 2024 y 4T de 2025, respectivamente.

• Renovación de una unidad de topping en la refinería La Plata, finalizada con éxito a fines del año y estimando una suba en la capacidad total de procesamiento de YPF en torno al 5%, con mayor nivel de procesamiento de crudo shale .

• Remodelación de las unidades de topping de las refinerías Luján de Cuyo y Plaza Huincul.

En cuanto a las inversiones en midstream oil , durante 2023 la Compañía continuó avanzando en los principales proyectos destinados a incrementar la capacidad de evacuación en la cuenca Neuquina:

• Ampliación del sistema existente hacia el Atlántico: nuestra filial Oldelval añadió 20 Kbbl/d al sistema, alcanzando una capacidad de evacuación total de 300 Kbbl/d. Además, OTE continuó con la construcción de dos nuevas instalaciones de almacenamiento de 50 Km3 cada una y la modernización de la terminal de exportación en Puerto Rosales.

• Evacuación al Pacífico: en mayo, se reanudó exitosamente el oleoducto transandino del sistema OTA/OTC tras 18 años de inactividad, permitiéndonos reiniciar las exportaciones estructurales de crudo Medanito. Además, en noviembre entró en funcionamiento el oleoducto Vaca Muerta Norte . Sin embargo, dado que el crudo shale que se exporta a Chile es aún más liviano, se espera que el crecimiento de las exportaciones a través de este nuevo oleoducto sea gradual, y que comience a aumentar durante 2024.

• Nueva Evacuación al Atlántico: con respecto al proyecto Vaca Muerta Sur , hemos logrado avances sólidos en el proceso de ingeniería de este nuevo oleoducto y terminal de exportación, obteniendo los permisos de construcción para el primer tramo de 127 km que conectará Loma Campana con Allen, así como los permisos ambientales para el proyecto completo. Asimismo, iniciamos el proceso de concurso de diseño tanto para el oleoducto como para la terminal de exportación.

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4T23

YPF

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Información Operativa Downstream
4T22 3T23 4T23 A/A ∆ T/T ∆ 2022 2023 A/A ∆
Cifras no auditadas
Crudo procesado (Kbbld) 293,4 276,1 289,8 -1,2% 4,9% 285,5 294,4 3,1%
Utilización refinerias (%) 89,4% 84,1% 88,3% -110bps 416bps 87,0% 89,7% 273bps
Capacidad nominal de 328,1 Kbbl/d desde 1T21.
Volumenes vendidos a terceros (YPF Individual)
Venta de productos refinados (Km3) 4.912 4.936 5.152 4,9% 4,4% 19.243 19.751 2,6%
Mercado local 4.431 4.581 4.675 5,5% 2,0% 17.719 18.085 2,1%
por nafta 1.487 1.500 1.618 8,8% 7,9% 5.680 6.063 6,7%
por gasoil 2.181 2.272 2.312 6,0% 1,7% 8.783 8.863 0,9%
Mercado externo 482 355 477 -1,0% 34,4% 1.524 1.666 9,3%
Venta de productos petroquímicos (Ktn) 116 151 126 9,0% -16,2% 498 540 8,3%
Mercado local 95 86 57 -40,2% -34,0% 396 296 -25,1%
Mercado externo 21 65 70 234,0% 7,6% 103 243 137,1%
Venta de fertilizantes, granos y harinas (Ktn) 498 431 252 -49,5% -41,5% 2.248 1.346 -40,1%
Mercado local 406 365 252 -38,1% -31,0% 1.015 1.168 15,1%
Mercado externo 92 66 0 N/A N/A 1.232 178 -85,6%
Precios promedio netos
Nafta (USD/m3) (mercado local) 544 499 532 -2,2% 6,7% 557 523 -6,1%
Gasoil (USD/m3) (mercado local) 770 640 683 -11,3% 6,6% 732 688 -5,9%
Petroquímicos y Otros prod. refinados (USD/bbl) 90 73 78 -13,5% 5,9% 96 78 -18,4%
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Los precios promedio netos locales de nafta y gasoil son netos de impuestos, comisiones, bonificaciones comerciales y fletes.

El crudo procesado se ubicó en 294 Kbbl/d en 2023 (+3% a/a), registrando una utilización de la refinería del 90%, gracias a la renovación de 2 unidades de topping en la refinería La Plata, finalizadas a principios y fines del año, eliminando cuellos de botella en el procesamiento de crudo liviano, sumado a la optimización operativa de logística y mayor disponibilidad de crudo. Es importante mencionar que en 2023 alcanzamos el mayor nivel de procesamiento de crudo de los últimos 7 años y los mayores niveles de producción de nafta y destilados medios (gasoil y jet fuel ) de los últimos 16 años.

Los volúmenes de venta local de combustibles , en 2023 registraron el nivel más alto despachado en todos los años, creciendo 3% a/a, con una participación de mercado promedio de 56,8%, levemente superior a la del año anterior (55,5%). Cabe destacar que en el 4T23 la demanda de combustibles continuó creciendo, registrando una expansión interanual del 9% y 6% en nafta y gasoil, respectivamente.

Los volúmenes de petroquímicos crecieron 8% en 2023, debido a mayor demanda foránea, liderada principalmente por las exportaciones de metanol, parcialmente compensada por una menor demanda local.

Los volúmenes de venta de fertilizantes, granos y harinas cayeron 40% a/a en 2023, como consecuencia de la sequía severa que ocurrió en Argentina en el primer semestre de 2023, parcialmente compensada por una mayor demanda de fertilizantes en el mercado local.

Los precios promedios netos locales de combustibles medidos en dólares bajaron 6% a/a, ya que los ajustes en los combustibles locales se mantuvieron por debajo de la devaluación de la moneda local, especialmente afectados por la discreta devaluación que tuvo lugar entre mediados de agosto y diciembre. Sin embargo, desde noviembre, la Compañía ajustó los precios en varias oportunidades, lo cual llevó en el 4T a una suba promedio en dólares del 6% t/t, reduciendo la brecha frente a la paridad de importación a 20%.

Los precios de petroquímicos y otros productos refinados disminuyeron 18% a/a, en línea con la tendencia bajista de los precios internacionales de petroquímicos y ciertos productos refinados, tales como jet fuel y GLP.

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4T23

YPF

4.3 GAS Y ENERGIA

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Resultados Gas y Energía
4T22 3T23 4T23 A/A ∆ T/T ∆ 2022 2023 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Ventas como productores de gas natural (IS + a terceros) 332 516 329 -1,0% -36,3% 1.677 1.615 -3,7%
Ventas de gas natural retail (a terceros) 93 171 (16) N/A N/A 551 388 -29,6%
Ingresos de Midstream Gas (intersegmentos + a terceros) 55 48 44 -18,9% -7,3% 210 194 -7,6%
Otros 62 87 (39) N/A N/A 257 177 -31,2%
Ingresos 542 822 318 -41,3% -61,3% 2.695 2.374 -11,9%
Depreciaciones y amortizaciones (17) (16) (8) -54,3% -50,0% (80) (70) -13,0%
Compras de gas natural retail (intersegmentos + a terceros) (391) (640) (317) -18,9% -50,5% (2.026) (1.899) -6,2%
Compras de Midstream Gas (intersegmentos) (16) (15) (15) -8,4% -0,3% (61) (62) 1,3%
Costos operativos y Otros (118) (117) (18) -84,7% -84,5% (437) (345) -21,0%
Resultado operativo antes de deterioro de activos (1) 34 (40) 3881,9% N/A 90 (3) N/A
Deterioro de activos - - - N/A N/A - - N/A
Resultado operativo (1) 34 (40) 3881,9% N/A 90 (3) N/A
Depreciaciones y amortizaciones 17 16 8 -54,3% -50,0% 80 70 -13,0%
EBITDA 16 50 (32) N/A N/A 170 67 -60,7%
Arrendamientos (6) (6) (6) -0,2% -4,2% (25) (24) -7,2%
EBITDA Ajustado 11 44 (38) N/A N/A 145 43 -70,1%
Inversiones 34 40 41 20,6% 2,5% 78 178 128,2%
----- End of picture text -----

Los ingresos ascendieron a US$2.374 millones (-12% a/a), debido principalmente a una caída del 30% en el precio en dólares en nuestra subsidiaria Metrogas (particularmente afectada por la devaluación a fin de año), ligeramente compensada por una suba del 1% en el volumen vendido. Otras ventas en moneda local y la contracción en la demanda de gas como productor también influyeron en la caída de los ingresos.

Las compras de gas natural disminuyeron 6% a/a, en línea con el descenso de las ventas de gas natural, mientras que los costos operativos y otros bajaron 21% a/a, principalmente por la citada devaluación.

El EBITDA ajustado alcanzó US$43 millones (-70% a/a), explicado por menor precio de gas minorista en dólares en nuestra subsidiaria Metrogas, y la menor demanda de gas como productor, compensados en parte por el nuevo régimen cambiario para los exportadores.

Las inversiones totalizaron US$178 millones (+128% a/a), las cuales continuaron enfocadas en la construcción de nuevas instalaciones de midstream de gas para descomprimir los cuellos de botella considerando el potencial de la formación Vaca Muerta. En este sentido, a fines de 2023 alcanzamos un avance del 93% en la modernización de la planta de NGL "Tex Loma La Lata", cuya primera fase se puso en marcha en septiembre de 2023 y se espera que esté en pleno funcionamiento en abril de 2024, añadiendo una capacidad de procesamiento de hasta 6 Mm3/d de gas natural y 600 toneladas/d de NGL en nuestros bloques Core Hub . Además, continuamos con el proyecto de ampliación del gasoducto Rincón del Mangrullo, alcanzando un avance del 94% y cuya finalización está prevista para fines de marzo de 2024.

Además, YPF y Petronas completaron el estudio de viabilidad y la ingeniería básica de la primera fase del proyecto de GNL durante 2023. Asimismo, Mega puso en marcha la primera etapa del proyecto de expansión del negocio de líquidos en Bahía Blanca, para subir 20% la capacidad de producción de propano para 2025.

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4T23

YPF

5. LIQUIDEZ Y RECURSOS DE CAPITAL

5.1 RESUMEN ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO

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El flujo neto de efectivo de las actividades operativas alcanzó US$5.913 millones en 2023 (+4% a/a), a pesar de la contracción del EBITDA ajustado y del pago del acuerdo firmado con Maxus (US$287 millones), debido principalmente al mayor cobro de dividendos de nuestras filiales, así como a otras variaciones positivas del capital de trabajo, como créditos fiscales consumidos a lo largo del año generados por un pago anticipado extraordinario del impuesto a las ganancias en 2022, el diferimiento temporal del pago de importaciones de materias primas y servicios, el diferimiento del pago de contribuciones sociales de empleados y derechos de exportación a 2024, según el acuerdo de precios de combustibles implementado por el Gobierno anterior en el 3T, y el régimen diferencial de tipo de cambio para exportadores y financiación externa, vigente hasta diciembre de 2023, además de una variación negativa de existencias no monetaria en 2023.

El flujo de efectivo neto de las actividades de inversión fue negativo en US$5.332 millones en 2023, comparado con US$4.016 millones negativos de 2022. Dicho aumento del 33% se debió principalmente a la expansión de nuestro plan de inversiones, casi un 36% superior a las del año 2022.

El flujo de efectivo neto de las actividades de financiamiento ascendió a US$278 millones positivos en 2023, frente a los US$1.227 millones negativos del año anterior, ya que la Compañía continuó avanzando en su plan financiero mediante la obtención de préstamos comerciales, tanto locales como cross-border , y recurriendo al mercado de capital local.

En consecuencia, el flujo de fondos del periodo fue negativo en US$740 millones, ya que la ejecución continua de nuestro ambicioso plan de inversiones, sumado a nuestros pagos regulares de intereses y otros gastos, no pudo ser compensados totalmente por el flujo de las actividades operativas.

En términos de liquidez, nuestro efectivo e inversiones a corto plazo alcanzó US$1.387 millones a fines de 2023, subiendo 27% vs. 2022. Continuamos con una estrategia activa en el manejo de la liquidez para minimizar la exposición cambiaria, sin registra una exposición cambiaria en el 4T23, frente al 8% en el 4T22 y 2% en el 3T23.

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4T23

YPF

5.2 DEUDA NETA

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Al 31 de diciembre de 2023, la deuda neta consolidada de YPF ascendía a US$6.803 millones, subiendo US$128 millones t/t y US$807 millones a/a. A pesar de la mayor deuda neta en comparación con el trimestre anterior, la Compañía logró mantener el ratio de apalancamiento neto en torno a 1,7x.

En términos de financiamiento , la Compañía completó su plan financiero del año refinanciando todas sus financiaciones comerciales que vencían durante el 4T23, además de acudir al mercado de capitales local mediante la emisión de un bono dollar-linked a 3 años a tasa 0% por US$128 millones, con un precio de US$135,3 por cada US$100 de valor nominal, implicando un rendimiento negativo al vencimiento.

En cuanto a nuestro perfil de vencimientos , la Compañía enfrenta vencimientos de deuda en 2024 por US$1.338 millones, concentrados principalmente en bonos internacionales, incluyendo la amortización final de las Obligaciones Negociables (“ON”) 2024 por US$346 millones y financiamientos comerciales a corto plazo por más de US$500 millones.

El 10 de enero de 2024, la Compañía regresó al mercado de capital internacional mediante la emisión de un bono garantizado con exportaciones por un valor nominal de US$800 millones. El nuevo bono tiene una tasa fija de 9,50%, venciendo en julio de 2031 y amortizando en 10 cuotas semestrales a partir de julio de 2026. Simultáneamente, se lanzó una oferta pública de adquisición en efectivo de las ON 2024, la cual resultó en el pago por adelantado de aproximadamente el 40% del monto en circulación.

El siguiente gráfico muestra el perfil de vencimientos del capital de la Compañía a diciembre de 2023:

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4T23

YPF

6. TABLAS

6.1 BALANCE GENERAL CONSOLIDADO

Balance General Consolidado Cifras no auditadas	2022-12-31 2023-12-31 En US$ millones
Activo No Corriente Activos intangibles 384 367 Propiedades, planta y equipo 17.510 17.712 Activos por derecho de uso 541 631 Inversiones en asociadas y negocios conjuntos 1.905 1.676 Activos por impuesto diferido, netos 17 18 Otros créditos 205 158 Créditos por ventas 6 31 Inversiones enactivosfinancieros 201 8
Total del Activo No Corriente 20.769 **20.601 **
Activo Corriente Inventarios 1.738 1.683 Activos de contratos 1 10 Otros créditos 808 381 Créditos por ventas 1.504 973 Inversiones en activos financieros 319 264 Efectivo y equivalentes de efectivo 773 1.123
Total del Activo Corriente 5.143 **4.434 **
Total del Activo 25.912 25.035
Total Patrimonio Neto 10.552 **9.051 **
Pasivo No Corriente Provisiones 2.571 2.660 Pasivos por impuesto diferido, netos 1.733 1.242 Pasivos de contratos 0 34 Impuesto a las ganancias a pagar 26 4 Cargas fiscales 1 0 Remuneraciones y cargas sociales 1 0 Pasivos por arrendamientos 272 325 Préstamos 5.948 6.682 Otros pasivos 19 112 Cuentas porpagar 6 5
Total del Pasivo No Corriente 10.577 **11.064 **
Pasivo Corriente Provisiones 199 181 Pasivos de contratos 77 69 Impuesto a las ganancias a pagar 27 31 Cargas fiscales 173 139 Remuneraciones y cargas sociales 297 210 Pasivos por arrendamientos 294 341 Préstamos 1.140 1.508 Otros pasivos 12 122 Cuentas porpagar 2.564 2.319
Total del Pasivo Corriente 4.783 4.920
Total del Pasivo 15.360 **15.984 **
Total del Pasivo y Patrimonio Neto 25.912 25.035

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

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4T23

YPF

6.2 ESTADO DE RESULTADOS CONSOLIDADO

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Estado de Resultados
4T22 3T23 4T23 A/A ∆ T/T ∆ 2022 2023 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Ingresos 4.645 4.504 4.194 -9,7% -6,9% 18.757 17.311 -7,7%
Costos (3.701) (3.689) (3.356) -9,3% -9,0% # (13.684) (13.853) 1,2%
Resultado bruto 944 815 838 -11,2% 2,8% 5.073 3.458 -31,8%
Gastos de comercialización (452) (483) (419) -7,3% -13,3% 0 (1.896) (1.804) -4,9%
Gastos de administración (198) (194) (187) -5,6% -3,6% # (657) (705) 7,3%
Gastos de exploración (23) (16) (19) -17,4% 18,8% # (65) (61) -6,2%
Deterioro de propiedades, planta y equipo y activos intangibles (25) (506) (1.782) 7028,0% 252,2% # (123) (2.288) 1760,2%
Otros resultados operativos, netos 196 (3) 152 -22,4% N/A # 150 152 1,3%
Resultado operativo 442 (387) (1.417) N/A 266,1% 2.482 (1.248) N/A
Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos 58 44 (133) N/A N/A # 446 94 -78,9%
Ingresos financieros 804 1.042 2.054 155,5% 97,1% 2.188 4.489 105,2%
Costos financieros (773) (930) (1.497) 93,7% 61,0% (2.315) (3.979) 71,9%
Otros resultados financieros 89 94 (8) N/A N/A 255 387 51,8%
Resultados financieros, netos 120 206 549 357,5% 166,5% # 128 897 600,8%
Resultado antes de impuesto a las ganancias 620 (137) (1.001) N/A 630,7% 3.056 (257) N/A
Impuesto a las ganancias (156) - (860) 451,3% N/A # (822) (1.020) 24,1%
Resultado neto del período 464 (137) (1.861) N/A 1258,4% 2.234 (1.277) N/A
Resultado neto atribuible a accionistas de la controlante 465 (128) (1.860) N/A 1353,1% # 2.228 (1.312) N/A
Resultado neto atribuible al interés no controlante (1) (9) (1) 0,0% -88,9% 0 6 35 483,3%
Resultado neto por acción atribuible a los accionistas de la controlante (básico y diluido) 1,19 (0,33) (4,75) N/A 1339,4% 5,67 (3,35) N/A
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Nota: Datos según Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF).

7. ACERCA DE YPF

YPF es la empresa energética más grande de Argentina, integrada en la cadena de valor del petróleo y el gas en su totalidad. Nuestros principales negocios son: (i) en el upstream, producimos aproximadamente 35% y 30% del crudo y gas natural del país, respectivamente; (ii) en el downstream, operamos 3 refinerías que representan aproximadamente el 50% de la capacidad de refino de Argentina y lideramos las ventas locales de gasoil y nafta con una participación de mercado superior al 55%; y (iii) en gas y energía, Metrogas, nuestra subsidiaria, distribuye alrededor del 25% del gas natural del país, mientras que YPF Luz, nuestra filial, es la tercera empresa de generación eléctrica de Argentina. El Gobierno es el accionista mayoritario, con una participación del 51%, e YPF cotiza en NYSE y ByMA.

8. DISCLAIMER

Puede encontrar información adicional sobre YPF S.A., una sociedad anónima constituida de conformidad con las leyes de Argentina (la "Compañía" o "YPF") en la sección "Inversores" de la página web www.ypf.com.

El presente documento no constituye una oferta de venta ni una solicitud de oferta de compra de valores de la Compañía en ninguna jurisdicción. Los valores no pueden ser ofrecidos o vendidos en los Estados Unidos sin registro en la U.S. Securities Exchange Commission ("SEC"), la Comisión Nacional de Valores (CNV) o una exención de dichos registros.

La información contenida en este documento y su integridad no pueden considerarse fiables a ningún efecto. Cierta información contenida en este documento puede haber sido obtenida de fuentes publicadas, que pueden no haber sido verificadas o auditadas de forma independiente. Ni la Compañía ni ninguna de sus filiales (en el sentido de la Rule 405 de la Securities Act of 1933 , "filiales"), miembros, consejeros, directivos o empleados ni ninguna otra persona (las "Partes Relacionadas") ofrecen ni ofrecerán declaración o garantía alguna, expresa o implícita, en cuanto a la exactitud, integridad o imparcialidad de la información o las opiniones contenidas en este documento o cualquier otro material comentado verbalmente, y cualquier confianza que usted deposite en ellas será por su cuenta y riesgo. Las opiniones aquí vertidas se basan en información general recopilada en el momento de redactar el presente documento y están sujetas a cambios sin previo aviso. Además, ni la Compañía ni ninguna de sus Partes Relacionadas aceptan ni aceptarán responsabilidad alguna (ya sea directa o indirecta, contractual, extracontractual o de otro tipo) en relación con dicha información u opiniones o con cualquier otro asunto relacionado con este documento o su contenido o que surja de cualquier otro modo en relación con el mismo.

Este documento también puede incluir ciertas medidas financieras no NIIF (Normas Internacionales de Información Financiera) que no han sido objeto de una auditoría financiera para ningún periodo. La información y las opiniones contenidas en este documento se facilitan a la fecha del mismo y están sujetas a verificación, finalización y modificación sin previo aviso.

Este documento incluye "declaraciones prospectivas" relativas al futuro. Las palabras como "cree", "piensa", "prevé", "espera", "anticipa", "pretende", "debería", "busca", "estima", "futuro" o expresiones similares se incluyen con la intención de identificar declaraciones sobre el futuro. Para evitar cualquier duda, cualquier proyección, orientación o estimación similar sobre el futuro o los resultados, el rendimiento o los logros futuros es una declaración prospectiva. Aunque nuestros directivos consideran que las suposiciones y estimaciones en las que se basan las declaraciones prospectivas son razonables y se basan en la mejor información disponible en la actualidad, dichas declaraciones prospectivas se basan en suposiciones que están inherentemente sujetas a incertidumbres y contingencias significativas, muchas de las cuales escapan a nuestro control.

Las declaraciones prospectivas se refieren únicamente a la fecha en que se realizaron, y no asumimos ninguna obligación de publicar ninguna actualización o revisión de las declaraciones prospectivas contenidas en este documento debido a nueva información, acontecimientos futuros u otros factores. A la luz de estas limitaciones, no debe depositarse una confianza indebida en las declaraciones prospectivas contenidas en este documento. Puede encontrarse más información sobre los riesgos e incertidumbres asociados a estas previsiones y al negocio de YPF en la información pública de YPF registrada en EDGAR (www.sec.gov) o en la página web de la Comisión Nacional de Valores de Argentina (www.argentina.gob.ar/cnv).

No debe tomarse ninguna declaración relativa a tendencias o actividades pasadas como una representación de que las tendencias o actividades continuarán en el futuro. Por consiguiente, no debe depositar una confianza indebida en estas afirmaciones. Este documento no pretende constituir ni debe interpretarse como asesoramiento en materia de inversión.

La información aquí contenida se ha elaborado para ayudar a las partes interesadas a realizar sus propias evaluaciones de YPF.

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