YPF S.A. — Interim / Quarterly Report 2016

Nov 8, 2016

YPF S.A.

Resultados Consolidados

3T 2016

INDICE

1. PRINCIPALES HITOS Y MAGNITUDES ECONÓMICAS DEL TERCER TRIMESTRE 2016 3

2. ANÁLISIS DE RESULTADOS DEL TERCER TRIMESTRE DE 2016 4

3. ANÁLISIS DE RESULTADOS POR NEGOCIO DEL TERCER TRIMESTRE DE 2016 7

3.1 UPSTREAM 7

3.2 DOWNSTREAM 11

3.4 ADMINISTRACIÓN CENTRAL Y OTROS 14

3.5 COMPAÑÍAS NO CONTROLADAS 14

4. LIQUIDEZ Y RECURSOS DE CAPITAL 14

5. TABLAS Y NOTAS 16

5.1 ESTADO DE RESULTADOS CONSOLIDADO 17

5.2 BALANCE GENERAL CONSOLIDADO 18

5.3 ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO CONSOLIDADO 19

5.4 INFORMACIÓN CONSOLIDADA SOBRE SEGMENTOS DEL NEGOCIO 20

5.5 PRINCIPALES MAGNITUDES FINANCIERAS EXPRESADAS EN DOLARES ESTADOUNIDENSES 21

5.6 PRINCIPALES MAGNITUDES FISICAS 22

El EBITDA del tercer trimestre de 2016 alcanzo los Ps 14,6 MM un 9,3% superior al tercer trimestre 2015.

EBITDA = Utilidad Operativa + Depreciación de Bienes de Uso + Amortización de Activos Intangibles + Perforaciones Exploratorias Improductivas + Deterioro de propiedades, planta y equipo.

(Cifras expresadas en Miles de Millones de Pesos = Ps MM)

1. PRINCIPALES HITOS Y MAGNITUDES ECONÓMICAS DEL TERCER TRIMESTRE DE 2016

• Los ingresos ordinarios en el tercer trimestre de 2016 ascendieron a Ps 55,8 MM, un 39,4% superiores al tercer trimestre de 2015.
• La utilidad operativa del presente trimestre, antes del cargo por deterioro de activos, fue de Ps 1,6 MM, lo que representa una disminución del 71,4% respecto del mismo período del año anterior. Considerando el cargo por deterioro de activos de Ps 36,2 MM la pérdida operativa alcanza los Ps 34,6 MM. Por su parte el EBITDA fue Ps 14,6 MM, un 9,3% superior al mismo trimestre de 2015.
• El resultado neto del tercer trimestre, antes del cargo por deterioro de activos, fue negativo en Ps 6,7 MM, comparado con los Ps 1,9 MM positivos reportados en el tercer trimestre de 2015.
• En el tercer trimestre del año, la producción total de hidrocarburos alcanzó los 579,3 Kbped, siendo un 1,3% superior a la del mismo periodo 2015. La producción de crudo disminuyó un 0,9% totalizando 247,1 Kbbld, mientras que la producción de gas natural alcanzó los 44,9 Mm3d siendo un 1,1% superior a la del mismo periodo 2015. Por su parte la producción de NGL se incrementó un 14,8% alcanzando los 50,1 Kbbld.
• En el negocio del Downstream, en el tercer trimestre de 2016, los niveles de procesamiento de las refinerías alcanzaron el 91,4%, un 1,7% inferior al mismo trimestre del año pasado.
• Las inversiones en bienes de uso en el tercer trimestre del año fueron Ps 15,0 MM, reflejando una disminución del 4,7% respecto de los Ps 15,7 MM invertidos durante el tercer trimestre del año 2015.

2. ANÁLISIS DE RESULTADOS DEL TERCER TRIMESTRE DE 2016

Los ingresos ordinarios correspondientes al tercer trimestre de 2016 fueron de Ps 55,8 MM, lo que representa un aumento del 39,4% en comparación con el mismo período de 2015. Dentro de las principales causas que determinaron la variación en los ingresos de la Sociedad antes mencionados, se destacan:

• Las ventas como productores de gas natural se incrementaron en Ps 4,2 MM como consecuencia de un incremento en el precio promedio del 76,0% en pesos, y de un aumento del 1,1% en el volumen comercializado.
• Las ventas de gas oil aumentaron Ps 3,8 MM debido a la combinación de un incremento del 31,7% en el precio promedio obtenido para el mix de gasoil y a una disminución en los volúmenes comercializados totales del 4,2%;
• Las ventas de naftas aumentaron Ps 2,9 MM gracias a un incremento del 36,8% en el precio promedio y a una disminución en los volúmenes totales despachados del 2,5%;
• Las ventas de gas natural al segmento minorista provenientes de nuestra subsidiaria MetroGas (clientes residenciales y pequeñas industrias y comercios) se incrementaron en Ps 1,2 MM como consecuencia de un incremento en el precio promedio del 69,9% y presentando un aumento del 19,7% en el volumen comercializado;
• Las ventas de fuel oil aumentaron en Ps 1,0 MM debido a un incremento en el precio de venta medido en pesos del 56,6% y a una disminución en los volúmenes comercializados del 7,7%;
• Las ventas al mercado externo de harinas, aceites y granos se incrementaron en Ps 0,4 MM, producto de una disminución del 28,4% en los volúmenes exportados y de una suba del 101,2% en los precios promedio de venta medidos en pesos;
• Compensando parcialmente el efecto de los incrementos mencionados, en el tercer trimestre de 2015 se habían devengado Ps 0,5 MM correspondientes al Programa de Estímulo a la Producción de Crudo, que fue discontinuado a partir de 2016.

El costo de ventas en el tercer trimestre de 2016 fue de Ps 48,0 MM, un 61,2% superior al del tercer trimestre de 2015, incluyendo incrementos en los costos de producción del 58,0% y en las compras del 52,1%. Los costos erogables incluyendo costos de producción y compras pero excluyendo depreciaciones y amortizaciones aumentaron 48,8%. En cuanto a las principales causas de la variación, se destacan:

1. Costos de producción

2. Incrementos en las depreciaciones de bienes de uso en aproximadamente Ps 5,5 MM, lo que representa un aumento del 82%, debido fundamentalmente a las inversiones en activos y a la apreciación de los mismos entre ambos períodos teniendo en cuenta su valuación en dólares históricos según la moneda funcional de la compañía;

3. Incremento en los conceptos relacionados al costo de extracción (“lifting cost”) por aproximadamente Ps 2,5 MM, considerando un incremento del indicador unitario, medido en pesos, del 32,6%;
4. Mayores regalías por Ps 1,6 MM. De este aumento, Ps 0,9 MM corresponden a mayores regalías sobre la producción de petróleo crudo y Ps 0,7 MM a mayores regalías sobre la producción de gas natural;
5. Incremento de los conceptos vinculados al costo de refinación por aproximadamente Ps 0,7 MM, teniendo en cuenta principalmente un aumento del indicador unitario, medido en pesos, de un 49,5%;

6. Mayores costos de transporte por Ps 0,5 MM, principalmente debido a los incrementos en las tarifas producidos durante 2016.

7. Compras

8. Mayores compras netas de biocombustibles (FAME y bioetanol) por Ps 1,6 MM con mayores precios para ambos productos, mientras que los volúmenes comprados de bioetanol se incrementaron en un 12,9% por un incremento en la cuota de corte en las naftas (del 10 al 12%) y los de FAME disminuyeron un 7,1% en línea con la menor producción de gas oil;

9. Mayores compras de gas natural a otros productores por nuestra subsidiaria MetroGas para su reventa en el segmento de distribución a clientes minoristas (residenciales y pequeños comercios e industrias) por Ps 1,2 MM, debido a una suba en el precio de compra en pesos del 146,5% y a un incremento de los volúmenes adquiridos del 2,9%;
10. Mayores importaciones de gas oil y jet fuel por un valor neto de Ps 0,5 MM, habiéndose importado mayores volúmenes de jet fuel y menores de gas oil, con mayores precios para ambos productos.
11. Mayor recepción de granos a través de la modalidad de Canje en el segmento de ventas al Agro, que contablemente se registran como compras, por Ps 0,4 MM, debido a los mayores precios en pesos parcialmente compensados por menores volúmenes;
12. Incremento de las compras de petróleo crudo a terceros de aproximadamente Ps 0,4 MM, debido a una suba en el precio de compra en pesos del 41,8% y a una disminución de los volúmenes adquiridos del 20,9%;

Los gastos de administración correspondientes al tercer trimestre de 2016 ascendieron a Ps 1,9 MM, presentando un aumento del 49,0% frente a los registrados durante el mismo período del año anterior, fundamentalmente debido a incrementos en los gastos de personal, a mayores costos en contrataciones de servicios informáticos y a mayores cargos por depreciaciones de bienes de uso.

Los gastos de comercialización en el tercer trimestre de 2016 ascendieron a Ps 3,9 MM, presentando un incremento del 52,1%. Se registraron mayores cargos por transporte de productos, vinculados principalmente al incremento en las tarifas de transporte de combustibles en el mercado interno, así como también incrementos en los gastos de personal y en los cargos por depreciaciones de bienes de uso. Adicionalmente en el tercer trimestre de 2015 se había efectuado un recupero de cargos en la provisión para deudores de dudoso cobro en el segmento de distribuidoras de gas natural.

Los gastos de exploración ascendieron a Ps 0,3 MM en el tercer trimestre de 2016, resultando inferiores a los registrados en el tercer trimestre de 2015, los cuales ascendieron a Ps 1,2 MM.

Asimismo, en el presente trimestre la Sociedad ha reconocido un cargo negativo por deterioro de Propiedades, planta y equipo por Ps 36,2 MM motivados principalmente por una reducción esperada del precio del petróleo comercializado en el mercado interno conjuntamente con la evolución del comportamiento estimado de los costos en función tanto a variables macroeconómicas como de comportamiento operativo de nuestros activos.

Los Otros Resultados Operativos, netos, resultaron negativos en Ps 26 millones en el tercer trimestre de 2016, mientras que en el mismo período de 2015 habían sido positivos en Ps 0,4 MM. La disminución se debe primordialmente a que en el tercer trimestre de 2015 se había registrado la asistencia económica transitoria de Ps 0,2 MM devengada por nuestra compañía controlada MetroGAS S.A., dispuesta en esa oportunidad por la Resolución N° 263/2015 de la Secretaría de Energía de la Nación, como así también se habían recibido incentivos para la construcción por nuestra compañía controlada A-Evangelista por Ps 0,2 MM.

Los resultados financieros correspondientes al tercer trimestre del año 2016 fueron negativos en Ps 3,3 MM, en comparación con los Ps 0,7 MM negativos correspondientes al mismo período del año 2015. En este orden, se registró una menor diferencia de cambio positiva por Ps 0,6 MM sobre los pasivos monetarios netos en pesos, generada por la menor depreciación del peso observada a lo largo del tercer trimestre del año 2016 respecto al mismo período de 2015. A su vez se registraron mayores intereses negativos netos por Ps 2,9 MM producto de un mayor endeudamiento promedio y mayores tasas de interés.

El cargo por impuesto a las ganancias en el tercer trimestre del año 2016 fue una ganancia de Ps 7,5 MM, mientras que el cargo correspondiente al tercer trimestre del año 2015 había sido negativo por Ps 3,1 MM. Esta diferencia tiene su origen principalmente en un menor cargo por impuesto diferido por Ps 9,5 MM, y en un menor monto de impuesto corriente por Ps 1,1 MM.

El Resultado neto del período, antes del cargo por deterioro de activos, fue negativo en Ps 6,7 MM, en comparación a los Ps 1,9 MM positivos del mismo periodo 2015.

Las inversiones totales en bienes de uso del trimestre alcanzaron los Ps 15,0 MM siendo inferiores en un 4,7% respecto a las inversiones en bienes de uso realizadas durante el tercer trimestre de 2015.

3. ANÁLISIS DE RESULTADOS POR NEGOCIO DEL TERCER TRIMESTRE DE 2016

3.1 UPSTREAM

La utilidad operativa del Upstream, antes de deterioro de activos, ascendió a Ps 1,1 MM, un 51,6% inferior a la del 3T 2015. Considerando el cargo por deterioro de activos de Ps 36,2 MM, la pérdida operativa de este segmento en el 3T 2016 alcanza los Ps 35,1 MM.

En el tercer trimestre de 2016, las ventas del segmento crecieron un 37,1% en relación al mismo periodo de 2015. Este incremento se produce gracias a los siguientes factores:

• Las ventas de petróleo crudo se incrementaron en Ps 4,1 MM (+28,6%) debido a un aumento del precio de transferencia entre el segmento de Upstream y el segmento de Downstream medido en pesos del 41,3%, mientras que los volúmenes transferidos entre segmentos disminuyeron un 4,9% y aquellos vendidos a terceros disminuyeron un 32,5%.
• Las ventas como productores de gas natural a terceros se incrementaron en Ps 4,2 MM (+78,0%) debido a un incremento del precio promedio de venta a terceros medido en pesos del 76,0%, mientras que el volumen comercializado reportó un incremento del 1,1%;
• En el tercer trimestre de 2015 se habían devengado Ps 0,5 MM correspondientes al Programa de Estímulo a la Producción de Crudo vigente en ese momento.

El precio promedio de realización del crudo expresado en dólares en el mercado local en el tercer trimestre del año 2016 disminuyó un 12,9% hasta los 59,9 USD/bbl, en este orden se destaca que durante el mes de agosto, producto de las negociaciones entre productores locales y refinadores, se acordó una reducción del precio local de comercialización del barril de petróleo de un 6% escalonado en tres meses. En cuanto al gas natural, el precio de realización promedio fue de 4,78 USD/Mmbtu, un 6,9% superior al del mismo trimestre de 2015.

Durante el tercer trimestre del año la producción total de hidrocarburos alcanzó los 579,3 Kbped, siendo un 1,3% superior a la del mismo periodo 2015. La producción de crudo disminuyó un 0,9% totalizando 247,1 Kbbld, mientras que la producción de gas natural alcanzó los 44,9 Mm3d siendo un 1,1% superior a la del mismo periodo 2015. Por su parte la producción de NGL se incrementó un 14,8% alcanzando los 50,1 Kbbld.

Respecto de la actividad de desarrollo, en el tercer trimestre del año se han puesto en producción un total de 140 pozos nuevos, incluyendo los pozos de no convencional y tight mencionados posteriormente, y que sumados a los de los primeros trimestres de este año, acumulan un total de 512 nuevos pozos.

Durante el tercer trimestre de 2016, en las áreas de shale se han producido un total de 58,2 Kbped de hidrocarburos, compuestos por 30,7 Kbbld de crudo, 11,3 Kbbld de NGL y 2,6 Mm3d de gas natural, de los cuales YPF consolida aproximadamente el 50%. Se han puesto en producción 24 pozos con objetivo Vaca Muerta, alcanzando un total, al cierre del tercer trimestre 2016, de aproximadamente 522 pozos, contando con un total de 11 equipos activos de perforación y 10 de workover.

En cuanto a la actividad en tight gas: (i) en el proyecto con el objetivo de desarrollar la formación Lajas, durante el tercer trimestre de 2016, se pusieron en producción 10 pozos y la producción promedio de gas natural fue de 5,25 Mm3d, (ii) en el proyecto con el objetivo de desarrollar la formación Mulichinco en el área de Rincón del Mangrullo se alcanzó una producción de gas natural de 2,1 Mm3d neta para YPF y se pusieron en producción 3 pozos, y, (iii) en el proyecto Estación Fernández Oro la producción del trimestre alcanzó los 2,2 Mm3d.

En materia de los costos totales de producción se observó en el tercer trimestre de 2016 un incremento del 56,8%, alcanzando los Ps 26,6 MM. Se destacan dentro de esta variación:

• Incremento en las depreciaciones de bienes de uso por aproximadamente Ps 4,9 MM, lo que representa un aumento del 82,1%;
• Incremento en los conceptos relacionados al costo de extracción (lifting cost) por aproximadamente Ps 2,5 MM, considerando un incremento del indicador unitario, medido en pesos, del 32,6%;
• Mayores regalías por Ps 1,6 MM. De este aumento, Ps 0,9 MM corresponden a mayores regalías sobre la producción de petróleo crudo y Ps 0,7 MM a mayores regalías sobre la producción de gas natural;
• Mayores costos de transporte por Ps 95 millones, con un aumento del 20,9%, principalmente debido a los incrementos en las tarifas producidos durante 2016.

Los gastos de exploración ascendieron a Ps 0,3 MM en el tercer trimestre de 2016, resultando inferiores a los registrados en el tercer trimestre de 2015, los cuales ascendieron a Ps 1,2 MM. Por una parte, se registraron menores resultados negativos provenientes de perforaciones exploratorias improductivas en el presente trimestre de 2016 versus similar período del año 2015 por un monto diferencial de Ps 0,6 MM. A su vez, existieron menores cargos a resultados por estudios geológicos y geofísicos, con una disminución de Ps 0,2 MM, dado que en el presente trimestre las tareas de relevamiento sísmico tuvieron foco especialmente en áreas de desarrollo y por lo tanto, fueron capitalizables.

Como se menciona anteriormente, en el presente trimestre la Sociedad ha reconocido un cargo negativo por deterioro de Propiedades, planta y equipo por Ps 36,2 MM motivados principalmente por una reducción esperada del precio del petróleo comercializado en el mercado interno conjuntamente con la evolución del comportamiento estimado de los costos en función tanto a variables macroeconómicas como de comportamiento operativo de nuestros activos.

Se destaca que, durante el presente trimestre en comparación al tercer trimestre de 2015, los costos erogables unitarios en dólares disminuyeron un 14,4%, de 24,3 USD/bpe en el 3T 2015 a 20,8 USD/bpe en el 3T 2016 (incluyendo tributos por 6,7 USD/bpe y 6,1 USD/bpe respectivamente). Por su parte el lifting cost promedio consolidado para la sociedad fue de 12,0 USD/bpe, un 20,0% inferior a los 15,1 USD/Bpe del 3T 2015.

Inversiones

Las inversiones en Upstream totalizaron Ps 11,7 MM en el tercer trimestre de 2016, siendo estas inferiores a los Ps 12,3 MM del mismo período de 2015 en un 5,1%.

En relación a las inversiones mencionadas, cabe destacar que el 69% fueron destinadas a perforación y workover, el 19% a instalaciones, y el 12% restante a exploración y otras actividades de Upstream.

En la cuenca Neuquina la actividad del tercer trimestre de 2016 estuvo enfocada principalmente en el desarrollo de los bloques Loma Campana, Aguada Toledo - Sierra Barrosa (Lajas), Rincón del Mangrullo, El Orejano, La Amarga Chica, Loma La Lata (Sierras Blancas) y Chachahuen. Continúa la actividad de desarrollo en la Cuenca Cuyana, principalmente en los bloques Barrancas, Estructura Cruz de Piedra, La Ventana, Vizcacheras, Llancanelo y Cerro Fortunoso, mientras que en el Golfo San Jorge, la mayor actividad estuvo centrada en Cañadón de la Escondida, El Guadal, Seco León, Barranca Baya, dentro de la provincia de Santa Cruz y Manantiales Behr y El Trébol - Escalante en la provincia de Chubut.

En lo que concierne a la actividad exploratoria, el tercer trimestre del 2016 cubrió las cuencas Cuyana, Neuquina y Golfo San Jorge. En la Cuenca Cuyana se registró actividad en el bloque Barrancas. La actividad exploratoria en la cuenca Neuquina se enfocó en los bloques Señal Picada - Punta Barda, Bajo del Piche, Chachahuen y Rincón del Mangrullo. En la Cuenca Golfo San Jorge la actividad se concentró en la evaluación de objetivos profundos en el flanco oeste en Los Perales.

Durante el tercer trimestre del año se han finalizado 4 pozos exploratorios.

3.2 DOWNSTREAM

(*) No incluye las ventas de fertilizantes.

(**) Incluye Ingresos Brutos y neto de bonificaciones, comisiones y otros impuestos

El segmento del Downstream en el tercer trimestre de este año registró una utilidad operativa de Ps 1,1 MM, un 68,3% inferior a la utilidad reportada en el 3T 2015.

Las ventas netas crecieron un 41,1% en relación al tercer trimestre del año 2015, destacándose:

• Las ventas de gas oil aumentaron Ps 3,8 MM debido a la combinación de un incremento del 31,7% en el precio promedio obtenido para el mix de gasoil y a una disminución en los volúmenes comercializados totales del 4,2%, destacándose sin embargo un incremento del 2,9% en los volúmenes vendidos de Eurodiesel (gas oil Premium);
• Las ventas de naftas aumentaron Ps 2,9 MM gracias a un incremento del 36,8% en el precio promedio y a una disminución en los volúmenes totales despachados del 2,5%;
• Las ventas de fuel oil en el mercado local se incrementaron en Ps 1,0 MM debido a un incremento del 51,9% en el precio de venta y a una leve disminución de los volúmenes comercializados del 0,5%;
• En cuanto a las ventas de productos petroquímicos en el mercado local, se registraron mayores ingresos por Ps 0,2 MM, debido a un incremento del 10,3% en el precio de venta medido en pesos y a un incremento del 6,3% en los volúmenes comercializados;
• Por su parte cabe destacar que las exportaciones de productos han reportado un incremento de Ps 1,3 MM, o un 39,8%, debido fundamentalmente a los mejores precios medidos en pesos producto de la depreciación del peso observada en el presente trimestre, compensando así los menores volúmenes exportados. Se destacan en el trimestre las exportaciones de harinas, aceites y granos por un monto total de Ps 1,5 MM fruto de un aumento del 101,2% en los precios promedio de venta medidos en pesos, compensando así la baja de 28,4% en los volúmenes exportados.

En el tercer trimestre de 2016 los costos y gastos operativos se incrementaron un 53,0%, o Ps 17,1 MM, en relación al mismo periodo del año anterior. Se destacan:

• Mayores costos en las compras de petróleo crudo, a terceros y al segmento de Upstream, con un aumento neto de Ps 5,2 MM, el cual se encuentra principalmente motivado por el incremento en el precio del petróleo crudo comprado, expresado en pesos, y considerando una disminución del 4,9% en los volúmenes comprados al segmento de Upstream, así como una caída del 20,9% en los volúmenes comprados a otros productores. El precio promedio de compra de petróleo crudo al segmento de Upstream, medido en pesos, se incrementó un 41,3% mientras que, de manera similar, el precio de compra a otros productores de petróleo crudo se incrementó aproximadamente un 41,8%;
• Mayores compras netas de biocombustibles (FAME y bioetanol) por Ps 1,6 MM con mayores precios para ambos productos del orden de 93% y 57% para FAME y bioetanol respectivamente. Por su parte los volúmenes comprados de bioetanol se incrementaron en un 12,9% debido al incremento en la cuota de corte en las naftas (del 10 al 12%) y los de FAME disminuyeron un 7,1% en línea con la menor producción de gas oil;
• Mayores importaciones de gas oil y jet fuel por un valor neto de Ps 0,5 millones, habiéndose importado mayores volúmenes de jet fuel y menores de gas oil, ambos a mayores precios;
• Mayor recepción de granos a través de la modalidad de canje en el segmento de ventas al agro, por Ps 0,4 MM, las cuales se registran contablemente como compras.
• En relación a los costos de producción, se observa durante el tercer trimestre de 2016 un incremento de los conceptos vinculados al costo de refinación por aproximadamente Ps 0,7 MM, los cuales están fundamentalmente motivados por la evolución de costos de la economía, los mayores cargos por consumo de materiales, repuestos, electricidad y otros suministros y combustibles. Como consecuencia de esto, y considerando asimismo que el nivel de procesamiento en refinerías fue un 1,7% menor, el costo de refinación unitario aumentó en el tercer trimestre de 2016 en aproximadamente un 49,5% en comparación con el mismo trimestre del año 2015. A su vez, los costos de transporte vinculados a la producción (naval, oleoductos y poliductos) presentan una suba del 47,6%, con un impacto incremental de Ps 0,4 MM;
• Mayores depreciaciones de bienes de uso por aproximadamente Ps 0,6 MM, lo que representa un incremento del 82,4%; motivado fundamentalmente por los mayores valores de activos sujetos a depreciación respecto al mismo periodo del año anterior, a partir de las mayores inversiones realizadas como así también a la mayor valuación de los mismos teniendo en cuenta la moneda funcional de la compañía.
• Se registraron mayores gastos de comercialización por Ps 1,3 MM. Las principales causas que motivaron este aumento son los mayores cargos por transporte de productos, vinculados principalmente al incremento en las tarifas de transporte de combustibles en el mercado interno, así como el incremento de las depreciaciones de activos vinculados al uso comercial.

El volumen de crudo procesado en el trimestre fue de 292 Kbbld, un 1,7% inferior al del tercer trimestre del 2015.

Inversiones

Las inversiones de Downstream del tercer trimestre del 2016 alcanzaron los Ps 2,9 MM, superiores en un 3,3% a las del mismo período del 2015.

En el ejercicio, se destacó la finalización de la obra de construcción del nuevo Coque que fue puesto en marcha el 29 de septiembre de 2016 y se encuentra actualmente en plena condición operativa. Asimismo continúa el avance en la ejecución de los proyectos de revamping de Topping III en Mendoza cuya puesta en producción se estima para el segundo trimestre de 2017 y de mejoras en instalaciones logísticas y desempeño en aspectos de seguridad y medio ambiente.”

3.3 ADMINISTRACION CENTRAL Y OTROS

Este segmento de negocio incluye fundamentalmente los gastos de funcionamiento de la corporación y las demás actividades no imputadas a los negocios previamente mencionados.

La utilidad operativa de la corporación en el tercer trimestre del año presentó una pérdida de Ps 0,7 MM en comparación con la ganancia operativa de Ps 0,4 MM del mismo periodo del año anterior. Esta variación está relacionada con los incrementos en los gastos de personal, con los mayores cargos por licencias informáticas y con la menor recepción de incentivos para la construcción por nuestra compañía controlada A-Evangelista.

Por su parte, los ajustes de consolidación, que corresponden a la eliminación de los resultados entre los distintos segmentos de negocios que no han trascendido a terceros, tuvieron un importe positivo de Ps 0,1 MM en el tercer trimestre de 2016. Estos ajustes habían tenido una magnitud también positiva de Ps 0,4 MM en el tercer trimestre de 2015.

3.4 COMPAÑÍAS NO CONTROLADAS

El resultado de las compañías no controladas en el tercer trimestre del año mostró un resultado positivo de Ps 110 millones, habiendo sido el resultado obtenido en el tercer trimestre del año anterior positivo en Ps 36 millones. Dicha variación surge principalmente por los mejores resultados obtenidos por Profertil, Central Dock Sud y Refinor.

4. LIQUIDEZ Y RECURSOS DE CAPITAL

Durante el tercer trimestre del año 2016, la generación de caja operativa, incluyendo los cobros de créditos adeudados a la compañía en concepto del Plan Gas, recibidos en BONAR 2020 por USD 642 millones y que aún se conservan en cartera, alcanzó los Ps 26,6 MM, un 172,3% superior a la del mismo período del año anterior. Este incremento de Ps 16,9 MM tuvo lugar principalmente gracias a la reducción del capital de trabajo producto de los cobros por créditos adeudados a la compañía, entre ellos, los derivados del programa Plan Gas recién mencionados y los provenientes del programa de estímulo a la producción de crudo que estuvo vigente en 2015, a un aumento del EBITDA de Ps 1,2 MM y a un menor monto de pagos por impuesto a las ganancias.

El flujo de efectivo de las actividades de inversión alcanzó un total de Ps 19,9 MM durante el tercer trimestre del año 2016, y fue un 25,9% superior al del mismo período del año anterior. Las inversiones en activos fijos e intangibles fueron inferiores en un 9,2% a las del mismo período del año anterior. En el presente trimestre, se le otorgó un préstamo garantizado a Pampa Energía S.A. por Ps 2,1 MM, equivalente al precio de la adquisición indirecta por parte de YPF de participaciones en las áreas Río Neuquén y Aguada de la Arena, y también se registró un incremento de las inversiones en activos financieros por Ps 2,2 MM.

La generación de recursos previamente explicada, sumada al incremento neto de fondos de Ps 4,2 MM provenientes de las actividades de financiación, y la inversión realizada por la compañía en bonos soberanos BONAR 2021, deviene en una posición de efectivo y equivalentes de Ps 32,4 MM de pesos al 30 de septiembre de 2016. En el presente trimestre se destacan la emisión de dos nuevas series de Obligaciones Negociables por un total de Ps 11,2 MM y 300 millones de francos suizos. De este modo, la deuda total expresada en dólares alcanzó los USD 9,9 MM, y la deuda neta los USD 7,8 MM(1), con una ratio Deuda neta/EBITDA(2) de 1,86x.

El costo promedio de la deuda nominada en pesos al cierre del segundo trimestre de 2016 fue de 30,38%, mientras que el costo promedio de la deuda nominada en dólares y francos suizos fue de 7,76% y 3,75% respectivamente.

A continuación se detallan las emisiones de Obligaciones Negociables de YPF realizadas durante el tercer trimestre y con posterioridad al mismo:

(*) Subscripción realizada solo en especie con Clases X y XI

1. Deuda Neta: Incluye inversiones en títulos públicos por USD 965 millones a valor de mercado
2. Deuda Neta: 7.797 MUSD / EBITDA LTM: 4.208 MUSD = 1.86x

5. TABLAS Y NOTAS

Resultados 3° TRIMESTRE 2016

5.1 ESTADO DE RESULTADOS CONSOLIDADO

YPF S.A. Y SOCIEDADES CONTROLADAS

(Cifras no auditadas expresadas en millones de pesos)

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

(*) EBITDA = Utilidad Operativa + Depreciación de bienes de uso + Amortización de activos intangibles + Perforaciones exploratorias improductivas + Deterioro de propiedades, planta y equipo

5.2 BALANCE GENERAL CONSOLIDADO

YPF S.A. Y SOCIEDADES CONTROLADAS

(Cifras no auditadas expresadas en millones de pesos)

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

5.3 ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO CONSOLIDADO

YPF S.A. Y SOCIEDADES CONTROLADAS

(Cifras no auditadas expresadas en millones de pesos)

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

5.4 INFORMACIÓN CONSOLIDADA SOBRE SEGMENTOS DE NEGOCIO YPF S.A. Y SOCIEDADES CONTROLADAS (Cifras no auditadas expresadas en millones de pesos)

5.5 PRINCIPALES MAGNITUDES FINANCIERAS EXPRESADAS EN DOLARES ESTADOUNIDENSES (Cifras no auditadas)

NOTA: El cálculo de las magintudes financieras expresadas en dólares estadounidenses es derivado del cálculo de los resultados expresados en pesos argentinos divido el tipo de cambio promedio de cada periodo. Los periodos acumulados corresponden a la suma de los resultados trimestales.

5.6 PRINCIPALES MAGNITUDES FISICAS (Cifras no auditadas)

(*) Incluye principalmente ventas de aceites y bases lubricantes, grasas, asfaltos y carbón residual, entre otros.

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

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

En el futuro, la situación financiera, ratios financieros, operativos, de reemplazo de reservas y otros, resultados operativos, estrategia de negocio, concentración geográfica y de negocio, volúmenes de producción y comercialización, reservas, gastos de capital e inversiones de YPF y expansión y otros proyectos, actividades exploratorias, intereses de los socios, desinversiones, ahorros de costos y políticas de pago de dividendos, así como futuras condiciones económicas y otras como el precio del petróleo y sus derivados, márgenes de refino y marketing y tasas de cambio podrían variar sustancialmente en comparación a aquellas contenidas expresa o implícitamente en dichas estimaciones. Factores importantes que pudieran causar esas diferencias incluyen pero no se limitan a fluctuaciones en el precio del petróleo y sus derivados, niveles de oferta y demanda, tasa de cambio de divisas, resultados de exploración, perforación y producción, cambios en estimaciones de reservas, éxito en asociaciones con terceros, pérdida de participación en el mercado, competencia, riesgos medioambientales, físicos y de negocios en mercados emergentes, modificaciones legislativos, fiscales, legales y regulatorios, condiciones financieras y económicas en varios países y regiones, riesgos políticos, guerras, actos de terrorismo, desastres naturales, retrasos de proyectos o aprobaciones, así como otros factores descriptos en la documentación presentada por YPF y sus empresas afiliadas ante la Comisión Nacional de Valores en Argentina y la Securities and Exchange Commission de los Estados Unidos de América y, particularmente, aquellos factores descriptos en el Ítem 3 titulada “Key information– Risk Factors” y el Ítem 5 titulada “Operating and Financial Review and Prospects” del Informe Anual de YPF en Formato 20-F para el año fiscal finalizado el 31 de diciembre de 2015, registrado ante la Securities and Exchange Commission. En vista de lo mencionado anteriormente, las estimaciones incluidas en este documento pueden no ocurrir.

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

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

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

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