YPF S.A. — Interim / Quarterly Report 2019

Nov 7, 2019

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YPF S.A. Resultados Consolidados 3T 2019

Resultados Consolidados 3T 2019

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ÍNDICE

1. PRINCIPALES HITOS Y MAGNITUDES ECONÓMICAS DEL TERCER TRIMESTRE DE 2019 .......................... 3 2. ANÁLISIS DE RESULTADOS DEL TERCER TRIMESTRE DE 2019 .................................................................... 4 3. ANÁLISIS DE RESULTADOS POR NEGOCIO DEL TERCER TRIMESTRE DE 2019 ......................................... 8 3.1 UPSTREAM............................................................................................................................................................... 8 3.2 DOWNSTREAM ...................................................................................................................................................... 12 3.3 GAS Y ENERGÍA .................................................................................................................................................... 16 3.4 CORPORACIÓN Y OTROS ................................................................................................................................... 17 4. LIQUIDEZ Y RECURSOS DE CAPITAL ............................................................................................................... 18 5. TABLAS Y NOTAS ................................................................................................................................................ 19 5.1 ESTADO DE RESULTADOS CONSOLIDADO ...................................................................................................... 20 5.2 BALANCE GENERAL CONSOLIDADO .................................................................................................................. 21 5.3 ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO CONSOLIDADO .......................................................................................... 22 5.4 INFORMACIÓN CONSOLIDADA SOBRE SEGMENTOS DE NEGOCIO ............................................................. 23 5.5 PRINCIPALES MAGNITUDES FINANCIERAS EXPRESADAS EN DÓLARES ESTADOUNIDENSES ............. 24 5.6 PRINCIPALES MAGNITUDES FÍSICAS ................................................................................................................. 25

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Resultados Consolidados 3T 2019

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El EBITDA Ajustado del tercer trimestre de 2019 alcanzó los Ps 49,3 MM, un 33,9% superior al tercer trimestre 2018.

3T 2018	2T 2019	3T 2019	Var.% 3T 19 / 3T 18	(Cifras no auditadas)	Ene-Sep 2018	Ene-Sep 2019	Var.% 2019 / 2018
121.188	160.329	180.449	48,9%	Ingresos (Ps M)	290.045	471.685	62,6%
12.685	7.168	-30.625	N/A	Resultado operativo (Ps M)	31.785	-12.826	N/A
12.685	7.168	10.804	-14,8%	Resultado operativo antes de recupero/deterioro de activos (Ps M)	31.785	28.603	-10,0%
13.207	-2.327	-12.543	N/A	Resultado neto (Ps M)	20.701	-23.023	N/A
13.207	-2.327	18.529	40,3%	Resultado neto antes de recupero/deterioro de activos (Ps M)	20.701	8.049	-61,1%
36.821	44.151	52.867	43,6%	EBITDA (Ps M)	98.095	139.192	41,9%
36.821	41.585	49.299	33,9%	EBITDA Ajustado (Ps M)	86.115	130.745	51,8%
33,50	-6,85	-32,44	N/A	Resultado neto por acción (Ps /acción)	54,05	-60,15	N/A
27.232	40.081	41.038	50,7%	Inversiones (Ps M)	61.444	111.496	81,5%

EBITDA = Utilidad Operativa + Depreciación de propiedad, planta y equipo + Depreciación de activos por derecho de uso + Amortización de Activos Intangibles + Perforaciones Exploratorias Improductivas + (Recupero) / Deterioro de propiedad, planta y equipo. EBITDA Ajustado: EBITDA que excluye efectos normas NIIF 16 y NIC 29, y el resultado por revaluación de la inversión de YPF S.A. en YPF Energía Eléctrica (YPF EE) por Ps 12,0 MM durante el 1T 2018.

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

1. PRINCIPALES HITOS Y MAGNITUDES ECONÓMICAS DEL TERCER TRIMESTRE DE

2019

• Los ingresos en el tercer trimestre de 2019 ascendieron a Ps 180,4 MM, un 48,9% superiores al tercer trimestre de 2018.

• En el tercer trimestre 2019, el resultado operativo, antes del cargo por deterioro de activos, alcanzó los Ps 10,8 MM, un 14,8% inferior respecto al resultado operativo del tercer trimestre 2018. Considerando el cargo por deterioro de activos de Ps 41,4 MM (Ps 31,1 MM neto de impuestos) para el trimestre corriente, la pérdida operativa alcanzó los Ps 30,6 MM. Por su parte, el EBITDA Ajustado para el tercer trimestre del año 2019 alcanzó los Ps 49,3 MM, siendo un 33,9% mayor que el EBITDA Ajustado del tercer trimestre del año 2018.

• El flujo de caja operativo ascendió a los 60,3 MM para el tercer trimestre de 2019, siendo éste un 87,2% superior a los Ps 32,2 MM reportados para el tercer trimestre de 2018.

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• En cuanto a las inversiones totales en propiedades, planta y equipo, se incrementaron en un 50,7%, alcanzando los Ps 41,0 MM en el tercer trimestre de 2019.

• La producción total de hidrocarburos del tercer trimestre de 2019 se mantuvo estable alcanzando los 530,0 Kbped, en comparación al tercer trimestre de 2018, todo ello a pesar de la disminución de la producción que afectó durante 2019 como consecuencia de la disposición de ciertos activos que representan aproximadamente 2,4 Kbped.

• El promedio de crudo procesado del tercer trimestre de 2019 alcanzó los 287,4 Kbbld, un 2,6% superior al tercer trimestre de 2018, siendo el promedio de utilización de las refinerías para el tercer trimestre del 2019 del 89,9%.

2. ANÁLISIS DE RESULTADOS DEL TERCER TRIMESTRE 2019

Los ingresos correspondientes al tercer trimestre de 2019 fueron de Ps 180,4 MM, lo que representa un aumento del 48,9% en comparación con los Ps 121,2 MM del tercer trimestre 2018. Dentro de las principales causas que determinaron la variación en los ingresos antes mencionados, se destacan:

• Las ventas de gas oil del tercer trimestre 2019 ascendieron a Ps 59,0 MM, siendo superiores a las del tercer trimestre del año 2018 en Ps 20,3 MM, o 52,3%;

• Las ventas de naftas del tercer trimestre 2019 ascendieron los Ps 35,5 MM, siendo superiores a las del tercer trimestre 2018 en Ps 10,3 MM, o 40,7%;

• Las ventas como productores de gas natural del tercer trimestre 2019 totalizaron Ps 24,7 MM en comparación a los Ps 20,0 MM del tercer trimestre 2018, lo que representa un incremento de Ps 4,7 MM, o 23,6%;

• Las ventas de gas natural al segmento minorista (clientes residenciales, pequeñas industrias y comercios) del tercer trimestre 2019 ascendieron a los Ps 12,8 MM frente a los Ps 7,0 MM del tercer trimestre del 2018, lo que representa un incremento de Ps 5,8 MM, o 83,2%;

• Las restantes ventas en el mercado interno, entre las que se destacan aquellas de jet fuel, petróleo crudo, petroquímicos, fuel oil, y lubricantes, entre otros, totalizaron Ps 29,4 MM, reportando un incremento de Ps 10,3 MM o 53,7% en comparación a los Ps 19,1 MM del tercer trimestre 2018;

• Los ingresos obtenidos en el mercado externo durante el tercer trimestre 2019 alcanzaron los Ps 19,0 MM, con un incremento de Ps 7,9 MM, o 71,1%, frente a los Ps 11,1 MM del tercer trimestre 2018.

El costo de ventas en el tercer trimestre de 2019 fue de Ps 149,6 MM, un 55,8% superior al del tercer trimestre de 2018, incluyendo incrementos en los costos de producción del 60,1% y en las compras del 30,8%. Los costos erogables incluyendo costos de producción y compras, pero excluyendo depreciaciones y amortizaciones aumentaron 44,9%. En cuanto a las principales causas de la variación, se destacan:

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a) Costos de producción

• Las depreciaciones de propiedades, planta y equipo ascendieron a Ps 35,5 MM en el tercer trimestre 2019 en comparación a los Ps 21,9 MM del tercer trimestre 2018, lo que representa un incremento de Ps 13,6 MM o 62,1%;

• Los conceptos relacionados al costo de extracción (“lifting cost”) durante el tercer trimestre 2019 ascendieron a Ps 28,4 MM siendo superiores a los Ps 16,7 MM del tercer trimestre 2018 en Ps 11,7 MM, o 70,3%;

• Las regalías y otros cargos asociados a la producción del tercer trimestre 2019 ascendieron a Ps 10,7 MM en comparación a los Ps 9,3 MM del tercer trimestre 2018, lo que representa un incremento de Ps 1,4 MM, o 15,2%;

• Los conceptos vinculados al costo de refinación en el tercer trimestre 2019 ascendieron a Ps 6,5 MM en comparación a los Ps 3,4 MM del tercer trimestre 2018, reportando un incremento de Ps 3,1 MM, o 92,8%;

• Los costos de transporte del tercer trimestre 2019 totalizaron Ps 6,4 MM siendo superiores a los Ps 3,6 MM del tercer trimestre 2018 en Ps 2,8 MM, o 79,8%.

b) Compras

• Las compras de petróleo crudo a terceros en el tercer trimestre 2019 totalizaron Ps 11,5 MM siendo superiores a los Ps 10,0 MM del tercer trimestre 2018 en aproximadamente Ps 1,5 MM, o 14,7%;

• Las compras de biocombustibles (FAME y bioetanol) del tercer trimestre 2019 alcanzaron los Ps 9,1 MM reportando un incremento de Ps 2,7 MM, o 41,3%, respecto a los Ps 6,4 MM del tercer trimestre 2018;

• Las compras de gas natural a otros productores para su reventa en el segmento de distribución a clientes minoristas (residenciales y pequeños comercios e industrias) durante el tercer trimestre 2019 alcanzaron los Ps 7,3 MM, siendo superiores a los Ps 5,0 MM del tercer trimestre 2018 en Ps 2,3 MM, o 45,2%;

• La recepción de granos a través de la modalidad de canje en el segmento de ventas al agro, las cuales se registran contablemente como compras alcanzaron los Ps 4,3 MM en el tercer trimestre 2019, siendo superiores a los Ps 1,7 MM del tercer trimestre 2018 en Ps 2,6 MM, o 154,6%;

• En el tercer trimestre de 2019 se registró una variación de existencia positiva por Ps 0,7 MM, en comparación con la variación de existencia positiva registrada en el tercer trimestre de 2018 de Ps 5,1 MM, principalmente como consecuencia del incremento en el costo de los inventarios de la Compañía.

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Los gastos de comercialización en el tercer trimestre de 2019 ascendieron a Ps 11,9 MM, presentando un incremento del 67,3% en comparación a los Ps 7,1 MM del tercer trimestre 2018. Se registraron mayores cargos por transporte de productos, vinculados principalmente al incremento en las tarifas de transporte de combustibles en el mercado interno, mayores cargos de impuestos, tasas y contribuciones fundamentalmente por el incremento de las retenciones a las exportaciones y el cargo asociado al impuesto a las operaciones financieras, mayores cargos por depreciación de activos fijos y mayores gastos de personal, entre otros.

Los gastos de administración correspondientes al tercer trimestre de 2019 ascendieron a Ps 6,1 MM presentando un aumento del 65,0% frente a los Ps 3,7 MM registrados durante el tercer trimestre 2018, fundamentalmente debido a incrementos en los gastos de personal, a los mayores costos en contrataciones de servicios y licencias informáticas, muchos de los cuales están dolarizados, a los mayores cargos relacionados con la publicidad institucional y a mayores cargos en las depreciaciones de activos fijos.

Los gastos de exploración correspondientes al tercer trimestre de 2019 ascendieron a Ps 1,9 MM, presentando un incremento de 77,1% frente a los Ps 1,1 MM registrados en el tercer trimestre de 2018.

Durante el tercer trimestre de 2019, el Grupo reconoció un cargo no recurrente por deterioro de las propiedades, planta y equipo de Ps 41,4 MM (Ps 31,1 MM neto de impuestos), principalmente para la UGE Gas – Cuenca Neuquina generado entre otros por la caída de los precios del gas (y líquidos) debido a la situación que atraviesa este mercado tanto a nivel mundial como, por dinámicas específicas, a nivel local. Esta tendencia de precios se mantiene en las proyecciones a los próximos meses, todo lo que impacta en las inversiones y en la actividad, produciendo el deterioro en el valor de los activos por el cargo registrado.

Los otros resultados operativos, netos, correspondientes al tercer trimestre de 2019 fueron negativos en Ps 0,2 MM, comparados con la pérdida de Ps 0,6 MM del mismo período de 2018. La variación corresponde principalmente a mayores ingresos de seguros por siniestros, y un incentivo destinado a promover la fabricación nacional de bienes de capital correspondiente al decreto 379/2001, a partir de la actividad desarrollada por nuestra sociedad controlada A-Evangelista S.A., registrado en el tercer trimestre 2019, compensado en parte por mayores cargos negativos en la provisión para contingencias judiciales.

Los resultados financieros netos correspondientes al tercer trimestre de 2019 fueron positivos en Ps 27,4 MM, en comparación con la ganancia de Ps 25,5 MM correspondientes al mismo trimestre de 2018. En este orden, se registró una mayor diferencia de cambio positiva sobre los pasivos monetarios netos en pesos de Ps 3,8 MM, debido a la depreciación del peso observada durante el tercer trimestre de 2019, en comparación con el mismo período de 2018. A su vez, se registraron actualizaciones financieras netas positivas por Ps 8,7 MM, principalmente por la actualización de los pasivos por taponamiento y abandono de pozos, mayores intereses negativos por Ps 5,9 MM, producto de un mayor endeudamiento promedio, medido en pesos, y mayores tasas de interés durante el presente trimestre de 2019 y en comparación con el mismo período de 2018. Adicionalmente, se registraron mayores cargos negativos por valuación a valor razonable de activos financieros por Ps 6,3 MM producto principalmente de la caída en la cotización de los títulos públicos BONAR 2020 y 2021 en el tercer trimestre 2019, y mayores intereses ganados por Ps 1,0 MM.

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El cargo por impuesto a las ganancias correspondiente al tercer trimestre de 2019 fue negativo en Ps 9,0 MM, en comparación con el cargo negativo de Ps 23,4 MM correspondiente al mismo período del año 2018, todo ello considerando la tasa efectiva proyectada.

El resultado neto del tercer trimestre de 2019, antes del cargo por deterioro de activos, fue una ganancia de Ps 18,5 MM, en comparación al resultado neto positivo de Ps 13,2 MM del tercer trimestre de 2018. Considerando el cargo por deterioro de activos de Ps 41,4 MM (Ps 31,1 MM neto de impuestos) en el tercer trimestre de 2019, el resultado neto fue negativo por Ps 12,5 MM, en comparación con el resultado neto de Ps 13,2 MM del tercer trimestre del año 2018.

Las inversiones totales en propiedad, planta y equipo del tercer trimestre 2019 alcanzaron los Ps 41,0 MM siendo superiores en un 50,7% a las inversiones realizadas durante el tercer trimestre de 2018.

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3. ANÁLISIS DE RESULTADOS POR NEGOCIO DEL TERCER TRIMESTRE DE 2019

3.1 UPSTREAM

3T 2018	2T 2019	3T 2019	Var.% 3T 19 / 3T 18	(Cifras no auditadas)	Ene-Sep 2018	Ene-Sep 2019	Var.% 2019 / 2018
12.215	4.212	-40.209	N/A	Resultado operativo (Ps M)	17.231	-37.660	N/A
12.215	4.212	352	-97,1%	Resultado operativo antes de recupero/deterioro de activos (Ps M)	17.231	2.901	-83,2%
63.466	74.059	76.722	20,9%	Ventas netas (Ps M)	148.478	206.326	39,0%
227,5	224,0	227,0	-0,2%	Producción crudo (Kbbld)	227,1	225,8	-0,6%
26,9	39,4	28,5	5,9%	Producción NGL (Kbbld)	38,4	36,5	-5,0%
43,7	40,1	43,6	-0,1%	Producción gas (Mm3d)	43,8	39,5	-9,7%
529,1	515,7	530,0	0,2%	Producción total (Kbped)	541,0	510,9	-5,6%
1.082	-1.056	-1.916	N/A	Gastos de exploración (Ps M)	1.869	-4.493	N/A
22.547	31.856	34.333	52,3%	Inversiones (Ps M)	51.679	90.993	76,1%
18.946	27.893	31.111	64,2%	Depreciaciones (Ps M)	54.935	82.129	49,5%
Precios de Realización
63,7	58,7	48,5	-23,8%	Crudo mercado local Promedio período (*) (USD/bbl)	64,0	53,4	-16,5%
4,50	4,03	4,03	-10,4%	Precio promedio gas ()** (USD/Mmbtu)	4,62	3,91	-15,2%

(*) El precio promedio del crudo ha sido recalculado.

(**) El precio promedio del gas ha sido recalculado debido al cambio en el devengamiento del Plan Gas y a los ajustes por facturación definitiva.

El resultado operativo del Upstream, antes del cargo por deterioro de activos, del tercer trimestre 2019 totalizó una ganancia de Ps 0,4 MM, en comparación con la ganancia de Ps 12,2 MM del tercer trimestre 2018. Considerando el cargo por deterioro de activos de Ps 40,6 MM, la pérdida operativa de este segmento en el tercer trimestre 2019 alcanza los Ps 40,2 MM.

En el tercer trimestre de 2019, las ventas del segmento crecieron un 20,9% en relación al mismo periodo de 2018, totalizando Ps 76,7 MM. Este incremento se produce como resultado de los siguientes factores:

• Las ventas de petróleo totalizaron Ps 49,8 MM, siendo superiores en Ps 7,1 MM, o 16,6%, a los Ps 42,7 MM del tercer trimestre 2018 debido a que el precio intersegmento del petróleo aumentó aproximadamente un 20,0% medido en pesos. El precio de realización del crudo expresado en dólares en el tercer trimestre 2019 disminuyó un 23,8% hasta los 48,5 USD/bbl impactado

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Resultados Consolidados 3T 2019

fundamentalmente por la pesificación de los precios domésticos de crudos establecida por el del DNU N° 566/19 y sus modificatorios. Asimismo, el volumen de petróleo crudo transferido entre segmentos disminuyó 3,7%;

• Las ventas como productores de gas natural alcanzaron los Ps 27,1 MM reflejando un incremento de Ps 6,1 MM o 29,1% respecto a los Ps 21,0 MM del tercer trimestre 2018 como consecuencia de un incremento del 33,7% del precio promedio en pesos, considerando la devaluación producida entre ambos períodos. El precio de realización promedio del trimestre en dólares fue de 4,03 USD/Mmbtu, un 10,4% inferior al del mismo trimestre 2018. Asimismo, los volúmenes comercializados entre segmentos presentaron un aumento del 2,9%, en comparación con el mismo periodo de 2018.

Durante el tercer trimestre del año 2019 la producción total de hidrocarburos alcanzó los 530,0 Kbped, manteniéndose estable respecto a la del mismo periodo 2018. La producción de crudo disminuyó apenas un 0,2% totalizando 227,0 Kbbld. Adicionalmente, al 31 de diciembre y 31 de julio de 2019 finalizó el proceso de cesión de áreas marginales cuya producción durante el tercer trimestre de 2018 fue de 1,9 Kbbld y 0,5 Kbbld respectivamente. La producción de gas natural disminuyó un 0,1% respecto al mismo periodo de 2018, alcanzando los 43,6 Mm3d. Cabe destacar que, se han incrementado las ventas a distribuidoras frente a menores ventas a usinas. Por su parte, la producción de NGL aumentó un 5,9% alcanzando los 28,5 Kbbld.

Respecto de la actividad de desarrollo, en el tercer trimestre de 2019 se han puesto en producción un total de 109 pozos nuevos, incluyendo los pozos de shale y tight mencionados posteriormente, de los cuales 33 son no operados.

Durante el tercer trimestre de 2019, en las áreas de shale la producción neta para YPF alcanzó un total de 102,1 Kbped de hidrocarburos, lo que representa un aumento del 77,1% respecto al tercer trimestre 2018. Dicha producción se compone por 36,6 Kbbld de crudo, 7,1 Kbbld de NGL y 9,3 Mm3d de gas natural. En cuanto a la actividad de desarrollo operada, se han puesto en producción 32 pozos con objetivo Vaca Muerta, alcanzando un total de 808 pozos activos al cierre del tercer trimestre de 2019, de los cuales 72 son no operados, contando con un total de 18 equipos activos de perforación y 12 de workover.

En cuanto al desarrollo de tight, la producción neta alcanzó en el tercer trimestre de 2019 a 11,9 Mm3d de gas, 2,3 Kbbld de NGL y 5,6 Kbbld de petróleo, de los cuales el 88,9 % proviene de áreas operadas por YPF. En cuanto a la actividad operada se pusieron en producción 11 nuevos pozos, 10 en Estación Fernández Oro y 1 en Río Neuquén.

En materia de los costos operativos totales (excluyendo los gastos de exploración) se observó en el tercer trimestre de 2019 un incremento del 50,5%, alcanzando los Ps 75,0 MM. Se destacan dentro de esta variación:

• Las depreciaciones de propiedades, planta y equipo del tercer trimestre 2019 ascendieron a Ps 31,1 MM en comparación a los Ps 18,9 MM del tercer trimestre 2018, lo que representa un incremento de Ps 12,2 MM, o 64,3%, debido fundamentalmente a la apreciación de los activos teniendo en cuenta su valuación en dólares históricos según la moneda funcional de la Compañía;

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Resultados Consolidados 3T 2019

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• Los conceptos relacionados al costo de extracción (“lifting cost”) del tercer trimestre 2019 ascendieron a Ps 28,4 MM, siendo superiores en Ps 11,7 MM, o 70,3%, a los Ps 16,7 MM del tercer trimestre 2018. Por su parte, el incremento del indicador unitario, medido en pesos, fue del 71,5%, en línea con el incremento general de precios de la economía e incrementado además por la mayor actividad de workover tendiente a mejorar la performance de producción de ciertos campos maduros;

• Las regalías y otros cargos asociados a la producción del tercer trimestre 2019 alcanzaron los Ps 10,7 MM en comparación a los Ps 9,3 MM del tercer trimestre 2018, lo que representa un incremento de Ps 1,4 MM, o 15,2%. Las regalías sobre la producción de petróleo crudo registraron un aumento de Ps 1,0 MM, o 16,3%, mientras que las regalías y otros cargos asociados a la producción de gas natural aumentaron en Ps 0,4 MM, o 12,8%, en ambos casos por el mayor valor en boca de pozo de estos productos medido en pesos;

• Los costos de transporte vinculados a la producción (camión, oleoductos y poliductos en yacimientos) ascendieron en el tercer trimestre de 2019 a Ps 2,5 MM lo que representa un aumento de aproximadamente Ps 1,3 MM, o 102,6%, respecto a los Ps 1,2 MM del tercer trimestre 2018 debido a un aumento de las tarifas en pesos y a la mayor actividad en áreas no convencionales.

Los gastos de exploración ascendieron a Ps 1,9 MM en el tercer trimestre de 2019, presentando un aumento del 79,8% comparado a los Ps 1,1 MM registrados en el tercer trimestre de 2018 debido principalmente a los mayores resultados negativos provenientes de perforaciones exploratorias improductivas, por un monto diferencial de Ps 0,7 MM y a mayores gastos de estudios sísmicos y geológicos por Ps 0,4 MM. Se destaca que la inversión exploratoria del trimestre fue un 26,4% superior al mismo período del año anterior, totalizando Ps 2,0 MM.

Durante el tercer trimestre de 2019, el Grupo reconoció un cargo no recurrente por deterioro de las propiedades, planta y equipo de Ps 40,6 MM para la UGE Gas – Cuenca Neuquina generado entre otros por la caída de los precios del gas (y líquidos) debido a la situación que atraviesa este mercado tanto a nivel mundial como, por dinámicas específicas, a nivel local. Esta tendencia de precios se mantiene en las proyecciones a los próximos meses, todo lo que impacta en las inversiones y en la actividad, produciendo el deterioro en el valor de los activos por el cargo registrado.

Los costos operativos erogables unitarios en dólares del tercer trimestre 2019 fueron de 18,2 USD/bpe, mostrando una disminución del 8,8% frente a los 19,9 USD/bpe del tercer trimestre 2018 (incluyendo tributos por 5,0 USD/bpe para el tercer trimestre 2019 y 6,7 USD/bpe para el tercer trimestre 2018). Por su parte el lifting cost promedio consolidado para la compañía en el tercer trimestre 2019 fue de 11,6 USD/bpe, un 8,2% superior respecto al tercer trimestre 2018.

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Resultados Consolidados 3T 2019

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Inversiones

Las inversiones en Upstream en el tercer trimestre de 2019 alcanzaron los Ps 34,3 MM siendo superiores en un 52,3% a las realizadas en el tercer trimestre de 2018. En relación con las inversiones mencionadas, cabe destacar que durante el tercer trimestre del año 2019 el 66,9% fueron destinadas a perforación y workover, el 24,9% a Instalaciones y el 8,2% restante a exploración y otras actividades Upstream.

Al igual que en el segundo trimestre del 2019, la actividad durante el tercer trimestre estuvo principalmente enfocada en el shale oil, siendo los principales bloques el desarrollo de Loma Campana, La Amarga Chica y Bandurria Sur. Adicionalmente, se continua la actividad del piloto Chihuido de la Sierra Negra, como así también se están evaluando los primeros resultados de la actividad en los bloques Las Manadas, Filo Morado y Loma la Lata-Sierra Barrosa.

En lo relativo al petróleo convencional, la actividad estuvo focalizada en proyectos de recuperación primaria como los ejecutados en los bloques Mesa Verde, Manantiales Behr (Proyecto El Alba Valle, El Alba y Myburg), El Trébol-Escalante, Seco León como así también en proyectos de recuperación secundaria principalmente en los bloques de Chachahuen, Cerro Morado Este, Cerro Fortunoso, El Trébol, Los Perales, entre otros. A su vez, tal como se preveía, la actividad de inversión enfocada a la recuperación terciaria continúa su desarrollo, fundamentalmente en los bloques de Manantiales Behr, Los Perales y Desfiladero Bayo.

La actividad de shale gas durante el tercer trimestre 2019 estuvo focalizada en el bloque no operado de La Calera, con fuertes componentes de líquidos, y en la terminación de 3 pozos en la Ribera. En lo relativo al tight gas, la principal actividad se concentró en el bloque Estación Fernández Oro (EFO).

En lo que concierne a la actividad exploratoria, el tercer trimestre de 2019 se concentró en la cuenca Neuquina en los bloques Loma la Lata, Rincón del Mangrullo, Al Norte de la Dorsal y Cerro Manrique.

Durante el tercer trimestre del año 2019 se han finalizado 3 proyectos exploratorios (3 de petróleo).

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Resultados Consolidados 3T 2019

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3.2 DOWNSTREAM

3T 2018	2T 2019	3T 2019	Var.% 3T 19 / 3T 18	(Cifras no auditadas)	Ene-Sep 2018	Ene-Sep 2019	Var.% 2019 / 2018
-908	1.339	5.504	N/A	Resultado operativo (Ps M)	3.462	20.126	481,3%
91.220	125.104	136.516	49,7%	Ventas netas (Ps M)	221.830	370.557	67,0%
4.150	3.880	4.049	-2,4%	Ventas de productos refinados mercado interno (Km3)	12.109	11.794	-2,6%
343	405	425	23,9%	Exportación productos refinados (Km3)	1.248	1.350	8,2%
203	175	193	-4,9%	Venta de productos químicos mercado interno (*) (Ktn)	618	529	-14,4%
73	58	57	-21,9%	Exportacion de productos químicos (Ktn)	271	200	-26,2%
280,2	262,8	287,4	2,6%	Crudo procesado (Kbbld)	281,9	273,1	-3,1%
88%	82%	90%	2,6%	Utilización de las refinerías (%)	88%	85%	-3,1%
3.660	5.979	3.195	-12,7%	Inversiones (Ps M)	7.588	12.742	67,9%
3.465	4.731	4.764	37,5%	Depreciaciones (Ps M)	8.137	13.522	66,2%
585	564	532	-9,1%	Precio neto promedio de las naftas en el mercado interno (USD/m3)	637	555	-12,9%
572	614	586	2,4%	Precio neto promedio del gasoil en el mercado interno ()** (USD/m3)	609	602	-1,1%

(*) No incluye las ventas de fertilizantes.

(**) El precio neto promedio del gasoil para 3T 2018 sufrió un ajuste porque ingresaron comisiones pendientes.

El segmento del Downstream en el 3T de 2019 registró una ganancia operativa de Ps 5,5 MM, en comparación a la pérdida operativa de Ps 0,9 MM reportada en el 3T 2018.

Los ingresos netos del segmento Downstream, durante el tercer trimestre de 2019 alcanzaron los Ps 136,5 MM, representando un incremento de 49,7% en relación con los Ps 91,2 MM correspondientes al mismo período de 2018. Este incremento se produce debido a los siguientes factores:

• Las ventas de gas oil del tercer trimestre 2019 ascendieron a Ps 59,0 MM, siendo superiores a las del tercer trimestre 2018 en Ps 20,3 MM, o 52,3%, debido a un incremento aproximado del 61,4% en el precio promedio obtenido para el mix de gasoil en pesos, compensado parcialmente por menores volúmenes totales despachados de aproximadamente un 5,6%, mientras en el mercado se pudo observar un incremento para este producto de aproximadamente 1,6%. Adicionalmente, se observó una caída del 5,5% en los volúmenes vendidos de Infinia Diesel (gas oil premium). Cabe destacar en esta comparación la situación extraordinaria de ventas evidenciada en el tercer trimestre de 2018, donde YPF alcanzó volúmenes superiores a los

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Resultados Consolidados 3T 2019

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normales fundamentalmente a partir de la menor participación de la competencia en ciertos mercados ante el contexto de la industria en aquel momento;

• Las ventas de naftas del tercer trimestre 2019 ascendieron a los Ps 35,5 MM, siendo superiores a las del tercer trimestre 2018 en Ps 10,3 MM, o 40,7%, debido a un incremento aproximado del 43,4% en el precio promedio para el mix de naftas, compensado parcialmente por menores volúmenes despachados de aproximadamente 1,8%, mientras en el mercado se pudo observar un leve incremento para este producto de aproximadamente 0,3%. Adicionalmente, se observó una disminución del 9,2% en los volúmenes vendidos de Nafta Infinia (nafta premium);

• Las restantes ventas en el mercado interno del tercer trimestre 2019 totalizaron Ps 23,9 MM, reportando un incremento de Ps 7,8 MM o 48,0% respecto a las del tercer trimestre 2018. Se destacan las mayores ventas de fuel oil por 589,8%, las mayores ventas de petróleo crudo por 422,2%, las mayores ventas de jet fuel por 65,6%, las mayores ventas de asfaltos por 53,5%, las mayores ventas de fertilizantes por 40,7%, las mayores ventas de petroquímicos por 39,5% y de lubricantes por 35,7%, en todos estos casos principalmente debido a los mayores precios de estos productos medidos en pesos;

• Por su parte, los ingresos obtenidos en mercado externo durante el tercer trimestre 2019 alcanzaron los Ps 18,1 MM, reportando un incremento de Ps 7,0 MM, o 63,1% frente a las exportaciones de 2018. Se destacan entre ellos, las mayores ventas al exterior de harinas y granos por Ps 2,9 MM, o 144,8%, debido a un incremento de 48,1% en los precios y de 65,3% en los volúmenes comercializados. Se registraron también mayores ventas al exterior de jet fuel por Ps 2,2 MM, o 52,0%, debido a un incremento en los precios promedio de venta medido en pesos de un 41,8% y en un 7,2% en los volúmenes vendidos. Las exportaciones de lubricantes se incrementaron por Ps 0,3 MM, o 61,8%, debido a un incremento de los precios promedio de venta medido en pesos, compensado por menores volúmenes comercializados. Las ventas de fuel oil aumentaron Ps 0,3 MM, o 32,1% debido a un incremento en los precios obtenidos, también compensado por menores volúmenes comercializados. Las ventas de petroquímicos aumentaron Ps 0,2 MM, o 12,9% debido a un incremento en los precios obtenidos medido en pesos. Además, en el presente trimestre se destacaron las exportaciones de nafta virgen por Ps 1,3 MM comparado con el tercer trimestre 2018 que no registró ventas al exterior de este producto.

En el tercer trimestre de 2019 los costos y gastos operativos se incrementaron un 39,7%, o Ps 33,8 MM, en relación al mismo periodo del año anterior, alcanzando los Ps 118,9 MM. Se destacan:

• Las compras de petróleo crudo del tercer trimestre 2019 ascendieron a Ps 61,3 MM, siendo superiores a los Ps 53,1 MM del tercer trimestre 2018 en Ps 8,2 MM, o 15,4%, afectados parcialmente en el tercer trimestre 2019 por el DNU N° 566/19. Se observó una suba de 18,7% en los precios del petróleo crudo expresado en pesos, principalmente debido a la devaluación acaecida, neto del efecto antes indicado. A su vez, el volumen comprado a terceros tuvo un incremento de 1,4%, mientras que el volumen de crudo transferido del segmento Upstream tuvo

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Resultados Consolidados 3T 2019

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una leve disminución del 3,7%. Cabe destacar que, se han incrementado las compras de crudos livianos frente a una menor adquisición de crudos pesado;

• Las compras de biocombustibles (FAME y bioetanol) correspondientes al tercer trimestre 2019 alcanzaron los Ps 9,1 MM, reportando un incremento de Ps 2,7 MM, o 41,3%, debido principalmente a un aumento de un 47,3% en el precio del FAME y un 32,1% en el precio del bioetanol, un aumento en los volúmenes comprados de FAME del 0,9%, compensado parcialmente por una disminución de bioetanol del 0,4%;

• Incremento en la recepción de granos por Ps 2,6 MM, o 154,6%, a través de la modalidad de canje en el segmento de ventas al agro, que contablemente se registran como compras. Dicho incremento es debido a un aumento de 67,8% en el precio promedio y del 51,7% en los volúmenes recepcionados;

• En el tercer trimestre de 2019 se registró en este segmento una variación de existencia negativa por Ps 7,3 MM, en comparación con la variación de existencia positiva registrada en el tercer trimestre de 2018 de Ps 5,5 MM, principalmente como consecuencia de la disminución del precio de crudo en el tercer trimestre 2019 (valorizado a precio de transferencia);

• En relación a los costos de producción, los costos de refinación del tercer trimestre 2019 totalizaron Ps 6,5 MM, siendo superiores a los Ps 3,4 MM del tercer trimestre 2018 en aproximadamente Ps 3,1 MM, o 92,8%. Dichos incrementos están fundamentalmente motivados por los mayores cargos por consumo de materiales, repuestos y otros suministros, gastos de personal y mayores cargos en reparaciones y mantenimiento. Como consecuencia de esto, el costo de refinación unitario aumentó en el tercer trimestre de 2019 en un 88,0% en comparación con el mismo período de 2018;

• Las depreciaciones de propiedades, planta y equipo correspondientes al proceso productivo del tercer trimestre 2019 ascendieron a Ps 3,8 MM, reflejando un incremento de aproximadamente Ps 1,0 MM, o 35,4%, motivado por los mayores valores de activos sujetos a depreciación respecto al mismo período del año anterior debido a la mayor valuación de los mismos teniendo en cuenta la moneda funcional de la Compañía;

• Los costos de transporte vinculados a la producción (naval, oleoductos y poliductos) correspondientes al tercer trimestre 2019 alcanzaron los Ps 3,1 MM, lo que representa un incremento de Ps 1,2 MM, o 60,1% frente a los Ps 1,9 MM del tercer trimestre 2018 debido a un aumento de las tarifas en pesos.

Los gastos de comercialización del tercer trimestre 2019 ascendieron a Ps 11,7 MM, presentando un incremento de Ps 4,9 MM, o 72,4%, en comparación a los Ps 6,8 MM del tercer trimestre 2018. Dicho incremento fue motivado fundamentalmente por mayores cargos por transporte de productos, vinculados principalmente al incremento en las tarifas de transporte de combustibles en el mercado interno, como así también por mayores cargos por depreciación de activos fijos, mayores gastos de personal y mayores montos de impuesto a los débitos y créditos bancarios y retenciones a las exportaciones.

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Resultados Consolidados 3T 2019

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El volumen de crudo procesado en el trimestre fue de 287,4 Kbbld, un 2,6% superior al del tercer trimestre del 2018, principalmente por paros de planta realizados en el tercer trimestre 2018. Con estos niveles de procesamiento se obtuvo una mayor producción de Gas Oil de (+1,1%), una menor producción de Naftas de (-3,0%), correspondiendo ésta última a la menor producción de Nafta Infinia por un (-4,5%) y una menor producción de Nafta Super por un (-2,4%). Adicionalmente disminuyó la producción de otros refinados como gas licuado de petróleo (GLP) y carbón de petróleo, mientras que incrementó la producción de fuel oil, asfaltos, bases lubricantes y nafta petroquímica, todo ello en comparación con las producciones del período anterior.

Inversiones

Las inversiones de Downstream del tercer trimestre del 2019 totalizaron Ps 3,2 MM, siendo un 12,7% inferiores a las del tercer trimestre del año 2018.

En Refinería La Plata finalizaron las obras de blending de naftas y gasoil que dotan a los mismos de mayor flexibilidad operativa. Continúan los desarrollos de las Ingenierías para las nuevas unidades de hidrotratamiento de naftas y gasoil a realizarse en las tres refinerías, con el objetivo de dar cumplimiento a la Resolución 5/2016 de la Secretaría de Recursos Hidrocarburíferos sobre nuevas especificaciones de combustibles.

En las instalaciones de refino, logísticas y de despacho de productos petrolíferos se continúa con las obras de mejoras en la infraestructura, en aspectos de seguridad y medio ambiente. En el Complejo Industrial La Plata, finalizó la obra de recepción de crudo que permitirá una mayor flexibilidad en las cargas de crudo a los Toppings y aportará una mejora en las condiciones de seguridad, tanto de las instalaciones del mencionado complejo como de las instalaciones logísticas asociadas.

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Resultados Consolidados 3T 2019

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3.3 GAS Y ENERGÍA

3T 2018	2T 2019	3T 2019	Var.% 3T 19/ 3T 18	(Cifras no auditadas)	Ene-Sep 2018	Ene-Sep 2019	Var.% 2019/ 2018
2.920	1.857	920	-68,5%	Resultado operativo (Ps M)	16.020	2.543	-84,1%
2.920	1.857	1.788	-38,8%	Resultado operativo antes de recupero/deterioro de activos (Ps M)	16.020	3.411	-78,7%
31.539	34.247	43.103	36,7%	Ventas netas (Ps M)	72.469	99.138	36,8%
442	1.014	1.639	270,8%	Inversiones (Ps M)	1.017	3.830	276,6%
73	312	398	445,2%	Depreciaciones (Ps M)	194	979	404,6%

En el tercer trimestre de 2019 el segmento de negocios de Gas y Energía, antes del cargo por deterioro de activos, registró una ganancia operativa de Ps 1,8 MM, frente a la utilidad operativa positiva de Ps 2,9 MM durante el mismo período de 2018. Considerando el cargo por deterioro de activos de Ps 0,9 MM la ganancia operativa de este segmento en el tercer trimestre 2019 alcanza los Ps 0,9 MM.

Los ingresos netos del segmento durante el tercer trimestre del 2019 ascendieron a Ps 43,1 MM, reportando un incremento del 36,7% respecto al trimestre del año anterior. Se destacan:

• Las ventas como productores de gas natural en el mercado interno y externo alcanzaron Ps 27,6 MM siendo superiores a los Ps 21,8 MM del tercer trimestre 2018 en Ps 5,8 MM, o 26,7%, como consecuencia de un incremento en el precio promedio de 33,8% en pesos, compensado con una reducción del 5,3% en el volumen vendido;

• Las ventas de gas natural al segmento minorista (clientes residenciales, pequeñas industrias y comercios) totalizaron Ps 12,8 MM, lo que representa un incremento de Ps 5,8 MM, o 83,2% en comparación a los Ps 7,0 MM del tercer trimestre de 2018. Este incremento se explica principalmente por nuestra compañía controlada Metrogas S.A., que por ser moneda funcional peso y en base a las normas locales vigentes, registró en sus ventas un ajuste por inflación de Ps 2,6 MM. Adicionalmente, obtuvo un incremento del precio promedio de 75,8% en pesos, y una caída del 2,0% en los volúmenes comercializados a través de su red de distribución.

En materia de los costos operativos totales se observó durante el tercer trimestre de 2019 un incremento del 41,3%, alcanzando los Ps 39,5 MM comparado con los Ps 27,9 MM durante el mismo trimestre de 2018. Se destacan dentro de esta variación:

• Las compras de gas natural alcanzaron Ps 27,5 MM, mostrando un incremento de Ps 5,8 MM o 26,9% en comparación a los Ps 21,7 MM del tercer trimestre de 2018. Se observó una suba de 31,0% en los precios del gas natural expresado en pesos, principalmente debido a la devaluación acaecida. A su vez, el volumen comprado a terceros tuvo una disminución de 95,9%, mientras que el volumen de gas natural transferido del segmento Upstream aumentó un 2,9%;

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Resultados Consolidados 3T 2019

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• Las compras de gas natural a otros productores para su reventa en el segmento de distribución a clientes minoristas (residenciales y pequeños comercios e industrias) ascendieron a Ps 7,3 MM siendo superiores por Ps 2,3 MM, o 45,2% a los Ps 5,0 MM del tercer trimestre de 2018, principalmente debido a la registración de un ajuste por inflación de Ps 1,1 MM en las compras de nuestra compañía controlada Metrogas S.A de, a un incremento en el precio de compra de aproximadamente 45,7%, y a una disminución de los volúmenes adquiridos en los volúmenes adquiridos del 14,7%;

• Las depreciaciones de propiedades, planta y equipos correspondientes al proceso productivo mostraron un incremento de Ps 0,3 MM o 379,8%, fundamentalmente motivado por la mayor amortización de bienes de usos de uso de la compañía controlada Metrogas en comparación con el mismo período del año anterior por la registración del ajuste por inflación.

3.4 CORPORACIÓN 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.

El resultado operativo de la corporación en el tercer trimestre del año 2019 fue negativo en Ps 4,1 MM, frente a la pérdida operativa de Ps 1,6 MM correspondientes al mismo período de 2018. Esta mayor pérdida esta fundamentalmente relacionada con pérdidas esperadas en proyectos en curso, fundamentalmente de nuestra sociedad controlada A-Evangelista S.A., y cuyo impacto acumulado tuvo lugar durante el presente período. Adicionalmente, en el tercer trimestre de 2019 se observaron incrementos en los gastos de personal, mayores cargos por licencias informáticas, muchas de las cuales se encuentran dolarizadas, y por publicidad institucional, sumados a mayores cargos por depreciaciones de activos fijos compensados parcialmente con los ingresos obtenidos por el segmento.

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 7,3 MM en el tercer trimestre del año 2019 y de Ps 62 millones en el tercer trimestre 2018. En el presente trimestre disminuyó la brecha entre los precios de transferencia entre negocios y el costo de reposición de los inventarios de la Compañía. En ambos casos, el movimiento de los precios de transferencia refleja las variaciones de los precios de mercado, especialmente del petróleo crudo.

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Resultados Consolidados 3T 2019

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4. LIQUIDEZ Y RECURSOS DE CAPITAL

Durante el tercer trimestre del año 2019, la generación de caja operativa alcanzó los Ps 60,3 MM, un 87,2% superior a la del mismo periodo del año anterior. Esta variación de Ps 28,1 MM tuvo lugar principalmente por el aumento del EBITDA de Ps 16,0 MM, y por la disminución del capital de trabajo que incluyen el cobro de tres cuotas de los Bonos “Programas Gas Natural” durante el trimestre, parcialmente compensado con el pago de la última cuota por adhesión al revalúo impositivo establecido en la Ley N° 27.430, y el pago de las cuotas asociadas a plan de facilidades de pago establecido por la RG N° 4477/2019 en relación con la deducción del costo de abandono de pozos correspondiente a los periodos 2005 a 2010 del Impuesto a las Ganancias. La generación de fondos durante el tercer trimestre de 2019 permitió afrontar el monto que la Sociedad requirió para financiar las inversiones realizadas durante el presente período.

El flujo de efectivo aplicado a las actividades de inversión alcanzó un total de Ps 40,3 MM durante el tercer trimestre del año 2019, un 79,6% superior al del mismo periodo del año anterior. Por una parte, las inversiones en activos fijos e intangibles totalizaron Ps 40,5 MM en el tercer trimestre de 2019 y fueron superiores en un 73,1% a las del mismo periodo del año anterior. Asimismo, se cobró Ps 0,3 MM por venta de áreas durante el tercer trimestre de 2019 con respecto al mismo período del año anterior.

A su vez, como resultado de sus actividades de financiación, durante el tercer trimestre de 2019 la compañía tuvo una disminución neta de fondos de Ps 40,2 MM, en comparación con la disminución neta de fondos de Ps 14,0 MM ocurrida en el mismo periodo de 2018. Esta diferencia fue generada principalmente por una menor toma de deuda neta de pagos de capital por Ps 15,4 MM, por un mayor pago de intereses por Ps 4,0 MM, el pago por arrendamientos por Ps 4,4 MM y el pago de dividendos por Ps 2,3 MM.

La generación de recursos previamente explicada, sumada a la tenencia en bonos soberanos y aquellos recibidos oportunamente por los cobros adeudados del Plan Gas del año 2015, que aún se conservan en cartera, deviene en una posición de efectivo y equivalentes de Ps 59,9 MM(1) al 30 de septiembre de 2019.

De este modo, la deuda total expresada en dólares alcanzó los USD 8,8 MM, y la deuda neta los USD 7,7 MM(2), con una ratio Deuda neta/EBITDA Ajustado(2) de 1,98x.

El costo promedio de la deuda nominada en pesos al cierre del tercer trimestre de 2019 fue de 55,80%, mientras que el costo promedio de la deuda nominada en dólares fue de 7,58%.

Asimismo, en el presente trimestre se incluye una reapertura de la Obligación Negociable Clase XLII por un monto total de ARP 3,5 MM, a una tasa BADLAR + 10% con vencimiento 24/09/2020.

(1) Incluye inversiones en activos financieros (títulos públicos) por USD 132 millones a valor de mercado.

(2) Deuda Neta: 7.717 MUSD / EBITDA Ajustado LTM: 3.904 MUSD = 1,98x. La Deuda Neta se calcula como deuda total menos efectivo y equivalentes.

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Resultados Consolidados 3T 2019

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5. TABLAS Y NOTAS Resultados 3T 2019

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Resultados Consolidados 3T 2019

5.1 ESTADO DE RESULTADOS CONSOLIDADO YPF S.A. Y COMPAÑÍAS CONTROLADAS

(Cifras no auditadas expresadas en millones de pesos)

3T		2T		3T		Var.%				Ene-Sep		Ene-Sep		Var.%
2018		2019		2019		3T 19/ 3T 18				2018		2019		2019/ 2018
121.188		160.329		180.449		48,9%		Ingresos		290.045		471.685		62,6%
(95.993)		(134.211)		(149.599)		55,8%		Costos		(241.397)		(388.564)		61,0%
25.195		26.118		30.850		22,4%		Resultado bruto		48.648		83.121		70,9%
(7.113)		(11.217)		(11.898)		67,3%		Gastos de comercialización		(18.184)		(32.935)		81,1%
(3.669)		(5.756)		(6.053)		65,0%		Gastos de administración		(8.974)		(16.577)		84,7%
(1.082)		(1.056)		(1.916)		77,1%		Gastos de exploración		(1.869)		(4.493)		140,4%
-		-		(41.429)		N/A		Recupero/(Deterioro) de propiedades, planta y equipo		-		(41.429)		N/A
(646)		(921)		(179)		-72,3%		Otros resultados operativos,netos		12.164		(513)		N/A
12.685		7.168		(30.625)		N/A		Resultado operativo		31.785		(12.826)		N/A
		~~-~~		~~-~~						~~-~~
(1.573)		1.955		(296)		-81,2%		Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos		(2.498)		3.218		N/A
46.980		(5.541)		66.120		40,7%		Ingresos financieros		101.005		85.922		-14,9%
(22.501)		(10.666)		(33.967)		51,0%		Costos financieros		(55.750)		(64.630)		15,9%
988		1.765		(4.726)		N/A		Otros resultados financieros		3.157		(284)		N/A
25.467		(14.442)		27.427		7,7%		Resultados financieros netos		48.412		21.008		-56,6%
36.579		(5.319)		(3.494)		N/A		Resultado antes de impuesto a lasganancias		77.699		11.400		-85,3%
		~~-~~		~~-~~						~~-~~
(23.372)		2.992		(9.049)		-61,3%		Impuesto a lasganancias		(56.998)		(34.423)		-39,6%
13.207		(2.327)		(12.543)		N/A		Resultado neto del ejercicio		20.701		(23.023)		N/A
13.203		(2.684)		(23.984)		N/A		Resultado neto atribuible al accionista de la controlante		21.263		(23.595)		N/A
4		357		11.441		285925,0%		Resultado neto atribuible al interes no controlante		(562)		572		N/A
33,50		(6,85)		(32,44)		N/A		Resultado netopor acción básicoy diluida		54,05		(60,15)		N/A
		~~-~~		~~-~~						~~-~~
106.585		(5.427)		140.208		31,5%		Otros resultados integrales		189.389		191.118		0,9%
119.792		(7.754)		127.665		6,6%		Resultado integral total delperiodo		210.090		168.095		-20,0%
36.821		44.151		52.867		43,6%		EBITDA(*)		98.095		139.192		41,9%

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

(*) EBITDA = Utilidad Operativa + Depreciación de propiedad, planta y equipo + Depreciación de activos por derecho de uso + Amortización de activos intangibles + Perforaciones exploratorias improductivas + (Recupero) / Deterioro de propiedades, planta y equipo.

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Resultados Consolidados 3T 2019

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5.2 BALANCE GENERAL CONSOLIDADO

YPF S.A. Y COMPAÑÍAS CONTROLADAS

(Cifras no auditadas expresadas en millones de pesos)

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 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 Neto Aportes de los propietarios Reservas, otros resultados integrales y resultados acumulados Interés no controlante Total Patrimonio Neto Pasivo No Corriente Provisiones Pasivos por impuesto diferido, netos Pasivos de contratos Impuesto a las ganancias a pagar Cargas fiscales Pasivos por arrendamientos Préstamos Otros pasivos Cuentas por pagar Total del pasivo no corriente Pasivo Corriente Pasivo asociados con activos mantenidos para su disposición 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 Neto	31/12/2018 20.402 699.087 - 32.686 301 9.617 23.508 785.601 3.189 53.324 420 21.867 72.646 10.941 46.028 208.415 994.016 10.518 348.682 3.157 362.357 83.388 91.125 1.828 - 2.175 - 270.252 549 3.373 452.690 3.133 4.529 4.996 357 10.027 6.154 - 64.826 722 84.225 178.969 631.659 994.016	30/9/2019
		35.804 1.016.898 50.132 58.881 1.340 11.917 19.633
		1.194.605
		- 95.545 404 33.665 116.325 7.593 52.329
		305.861
		1.500.466
		10.450 512.730 4.904
		528.084
		129.710 105.369 1.059 3.621 1.866 33.401 405.690 713 3.639
		685.068
		- 6.053 7.282 1.645 14.381 8.364 16.894 97.877 1.131 133.687
		287.314
		972.382
		1.500.466

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

21

Resultados Consolidados 3T 2019

==> picture [80 x 54] intentionally omitted <==

5.3 ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO CONSOLIDADO YPF S.A. Y COMPAÑÍAS CONTROLADAS

(Cifras no auditadas expresadas en millones de pesos)

==> picture [367 x 578] intentionally omitted <==

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

3T 2T 3T Ene-Sep Ene-Sep
2018 2019 2019 2018 2019
Actividades operativas:
13.207 (2.327) (12.543) Resultado neto 20.701 (23.023)
1.573 (1.955) 296 Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos 2.498 (3.218)
23.251 33.707 37.465 Depreciación de propiedades, planta y equipo 64.654 99.220
- 2.333 2.849 Depreciación de activos por derecho de uso - 7.202
450 553 629 Amortización de activos intangibles 1.011 1.665
2.735 4.467 5.686 Bajas de propiedades, planta y equipo y activos intangibles y consumo de 5.749 14.450
materiales
23.372 (2.992) 9.049 Cargo por impuesto a las ganancias 56.998 34.423
2.415 4.091 (6.213) Aumento neto de provisiones 5.977 1.091
(25.730) 11.690 (15.382) Efecto de las variaciones de los tipos de cambio, intereses y otros (47.988) (13.560)
80 114 154 Planes de beneficios en acciones 206 371
- - 41.429 (Recupero)/Deterioro de propiedades, planta y equipo y activos - 41.429
intangibles
(270) - (249) Seguros devengados (270) (249)
- - (965) Resultado por venta de áreas - (965)
- - - Resultado por revaluación de sociedades (11.980) -
Cambios en activos y pasivos:
(14.041) (15.286) 107 Créditos por ventas (25.948) (15.130)
(958) 503 (6.914) Otros creditos (4.304) (9.789)
(5.144) (5.414) (690) Inventarios (4.172) (10.302)
9.570 12.736 3.994 Cuentas por pagar 16.440 22.255
1.506 (1.136) 1.479 Cargas fiscales 4.447 2.288
926 1.253 1.337 Remuneraciones y cargas sociales 340 2.167
251 152 315 Otros pasivos (1.222) 699
(775) (1.081) (1.474) Disminución de provisiones incluidas en el pasivo por pago/utilización (1.777) (3.417)
(162) 22 271 Activos de contratos (316) 175
(126) 2.602 886 Pasivos de contratos 825 656
348 711 50 Dividendos cobrados 474 811
476 - - Cobro de seguros por pérdida de beneficio 476 758
(744) (3.992) (1.259) Pagos de impuesto a las ganancias (1.573) (6.314)
32.210 40.751 60.307 Flujo neto de efectivo de las actividades operativas 81.246 143.693
Activades de inversión:
(23.426) (43.785) (40.549) Adquisiciones de propiedad, planta y equipo y activos intangibles (57.325) (114.864)
- (4.676) (55) Aportes y adquisiciones en asociadas y negocios conjuntos (284) (4.731)
997 - - Cobros por ventas de activos financieros 6.402 957
- 452 - Intereses cobrados de activos financieros 293 452
- - 319 Cobros por ventas de áreas - 319
(22.429) (48.009) (40.285) Flujo neto de efectivo de las actividades de inversión (50.914) (117.867)
Actividades de financiación:
(18.267) (23.758) (36.769) Pago de préstamos (32.795) (70.061)
(8.248) (8.372) (12.254) Pago de intereses (18.611) (29.251)
12.530 42.158 15.677 Préstamos obtenidos 28.677 70.916
- (280) - Recompra de acciones propias en cartera (120) (280)
- (3.016) (4.390) Pagos por arrendamientos - (9.961)
- (124) (126) Pago de intereses relacionados con el impuesto a las ganancias - (250)
- - (2.300) Dividendos pagados - (2.300)
(13.985) 6.608 (40.162) Flujo neto de efectivo de las actividades de financiación (22.849) (41.187)
15.868 431 16.094 Efecto de las variaciones de los tipos de cambio sobre el efectivo y 21.694 21.662
equivalentes
11.664 (224) (4.046) Aumento (disminución) neto del efectivo y equivalentes 29.177 6.301
46.251 56.599 56.375 Efectivo y equivalentes al inicio del ejercicio 28.738 46.028
57.915 56.375 52.329 Efectivo y equivalentes al cierre del período 57.915 52.329
11.664 (224) (4.046) Aumento (disminución) neto del efectivo y equivalentes 29.177 6.301
COMPONENTES DEL EFECTIVO Y EQUIVALENTES AL CIERRE DEL PERIODO
9.215 5.967 6.173 Caja y Bancos 9.215 6.173
48.700 50.408 46.156 Otros Activos Financieros 48.700 46.156
57.915 56.375 52.329 TOTAL EFECTIVO Y EQUIVALENTES AL CIERRE DEL PERIODO 57.915 52.329
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Nota: Datos según Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF).

22

Resultados Consolidados 3T 2019

==> picture [80 x 54] intentionally omitted <==

5.4 INFORMACIÓN CONSOLIDADA SOBRE SEGMENTOS DE NEGOCIO YPF S.A. Y COMPAÑÍAS CONTROLADAS

(Cifras no auditadas expresadas en millones de pesos)

3T 2019	Upstream	Gas y Energía	Downstream	Administacion Central y Otros	Ajustes de Consolidación	Total
Ingresos por ventas	817	40.358	135.489	5.409	(1.624)	180.449
Ingresosintersegmentos	75.905	2.745	1.027	7.317	(86.994)	-
Ingresos	76.722	43.103	136.516	12.726	(88.618)	180.449
Resultado operativo	(40.209)	920	5.504	(4.120)	7.280	(30.625)
Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos	-	(602)	306	-	-	(296)
Depreciación de propiedades, planta y equipo	31.111	398	4.764	1.192	-	37.465
Deterioro de propiedades, planta y equipo	40.561	868	-	-	-	41.429
Inversión en propiedades, planta y equipo	34.333	1.639	3.195	1.871	-	41.038
Activos	705.534	211.424	471.560	107.386	4.562	1.500.466

3T 2018	Upstream	Gas y Energía	Downstream	Administacion Central y Otros	Ajustes de Consolidación	Total
Ingresos por ventas	322	29.051	90.734	2.464	(1.383)	121.188
Ingresosintersegmentos	63.144	2.488	486	3.096	(69.214)	-
Ingresos	63.466	31.539	91.220	5.560	(70.597)	121.188
Resultado operativo	12.215	2.920	(908)	(1.604)	62	12.685
Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos	-	(1.866)	293	-	-	(1.573)
Depreciación de propiedades, planta y equipo	18.946	73	3.465	767	-	23.251
Deterioro de propiedades, planta y equipo	-	-	-	-	-	-
Inversión en propiedades, planta y equipo	22.547	442	3.660	583	-	27.232
Activos	532.413	106.252	343.644	96.701	(10.482)	1.068.528

23

Resultados Consolidados 3T 2019

==> picture [80 x 54] intentionally omitted <==

5.5 PRINCIPALES MAGNITUDES FINANCIERAS EXPRESADAS EN DÓLARES ESTADOUNIDENSES

(Cifras no auditadas)

2018 Mill d USD	2019	2019	Var	2018	2019 Var
3T ones e	2T	3T	3T 19 / 3T 18	Ene-Sep	Ene-Sep 2019 / 2018
ESTADO DE RESULTADOS
Ingresos Ordinarios 3.784 Costos deVentas -2.998 Utilidad bruta 787 Otrosresultados operativos -391	3.672 -3.073 599 -434	3.309 -2.742 567 -1.188	-12,6% -8,5% -27,9% 204,2%	11.605 -9.717 1.888 -535	10.302 -11,2% -8.471 -12,8% 1.831 -3,0% -2.016 276,9%
Utilidad operativa 396 726 Depreciaciones de activos por derecho de uso 0 Amortizacion de activos intangibles 14 Perforaciones exploratoriasimproductivas 14 Depreciaciones + deterioro del valor de propiedad, planta y equipo y activos intangibles	165 769 53 13 9	-621 733 56 12 22	N/A 0,9% N/A -15,1% 63,4%	1.353 2.645 0 40 24	-185 N/A 2.219 -16,1% 161 N/A 37 -7,8% 57 135,6%
EBITDA 1.150 EBITDA Ajustado 1.150	1.009 948	1.023 977	-11,0% -15,0%	4.062 3.453	3.110 -23,4% 2.947 -14,6%
UPSTREAM
Ventas netas 1.982 Utilidad operativa 381	1.689 96	1.521 -791	-23,3% N/A	5.924 613	4.633 -21,8% -737 N/A
Depreciaciones y amortizaciones 592 Deterioro de propiedades, planta y equipo 0 EBITDA 987	668 0	648 804	9,4% N/A	2.262 0	1.940 -14,2% 804 N/A
	773	683	-30,8%	2.899	2.064 -28,8%
EBITDA Ajustado 987 Inversiones 704	739 726	643 681	-34,9% -3,3%	2.899 2.053	1.955 -32,6% 2.043 -0,5%
DOWNSTREAM
Ventas netas 2.849 Utilidad operativa -28	2.857 31	2.631 103	-7,6% N/A	8.912 191	8.270 -7,2% 474 148,0%
Depreciaciones y amortizaciones 119	134	120	0,6%	357	382 7,2%
EBITDA 91 EBITDA Ajustado 91 Inversiones 114	165 146 136	223 209 63	145,7% 129,9% -44,6%	548 548 292	856 56,3% 808 47,4% 291 -0,3%
GAS Y ENERGÍA
Ventas netas 985	790	712	-27,7%	2.869	2.044 -28,8%
Utilidad operativa 91	44	0,5 10 17	-99,5%	751	38 -94,9%
Depreciaciones y amortizaciones 3 Deterioro de propiedades, planta y equipo 0	14 0		234,3% N/A	9 0	37 309,7% 17 N/A
EBITDA 94 EBITDA Ajustado 94 Inversiones 14	58 47 24	28 34 29	-70,4% -63,4% 113,2%	760 760 41	92 -87,9% 81 -89,4% 81 95,8%
ADMINISTRACIÓN CENTRAL Y OTROS
Utilidad operativa -50 Inversiones 18	-61 28	-81 37	62,0% 100,8%	-166 44	-196 18,4% 86 93,0%
AJUSTES DE CONSOLIDACIÓN
Utilidad operativa 2 Tipo de cambio promedio del periodo 32,02	56 43,86	147 50,44	7493,6%	-35 25,05	236 N/A 44,43
Tipo de cambio cierre del periodo 41,15	42,36	57,49		41,15	57,49

NOTA: Para el tercer trimestre del 2018, el cálculo de las magnitudes financieras expresadas en dólares estadounidenses surge del cálculo de los resultados consolidados expresados en pesos argentinos dividido el tipo de cambio promedio de este período. Para los períodos del segundo trimestre y tercer trimestre del 2019, el cálculo de las magnitudes financieras expresadas en dólares estadounidenses surge de la suma de: (1) los resultados individuales de YPF S.A. expresados en pesos argentinos dividido el tipo de cambio promedio del periodo y (2) los resultados de las compañías subsidiarias expresados en pesos argentinos dividido el tipo de cambio de cierre.

Tanto para el período acumulado Enero a Septiembre 2018, como para el acumulado Enero a Septiembre 2019 el cálculo de las magnitudes financieras expresadas en dólares estadounidenses resulta de la suma de los resultados de cada trimestre.

24

Resultados Consolidados 3T 2019

==> picture [80 x 54] intentionally omitted <==

5.6 PRINCIPALES MAGNITUDES FÍSICAS

(Cifras no auditadas)

	Unidad	1T 2T 3T 4T Acum. 2018 2018	1T 2T 3T Acum. 3T 2019 2019
Producción
Producción de crudo Producción de NGL Producción de gas PRODUCCIÓN TOTAL	Kbbl Kbbl Mm3 Kbpe	20.483 20.591 20.933 20.897 82.904 4.228 3.781 2.477 3.657 14.144 3.935 4.004 4.018 3.382 15.339 49.460 49.554 48.679 45.826 193.519	20.376 20.382 20.888 61.646 3.753 3.583 2.623 9.959 3.126 3.651 4.015 10.792 43.788 46.928 48.764 139.480
Henry Hub Brent	US$/mbtu US$/bbl	3,00 2,80 2,90 3,64 3,09 66,81 74,50 75,22 67,71 71,06	3,15 2,64 2,23 2,67 63,17 68,92 61,93 64,67
Ventas
Ventas de productos refinados Mercado interno Motonaftas Gasoil JP1 y Kerosene Fuel Oil LPG Otros () Total mercado interno Exportación Nafta Virgen JP1 y Kerosene LPG Bunker (Gasoil y Fuel Oil) Otros () Total Exportación Total ventasproductos refinados	Km3 Km3 Km3 Km3 Km3 Km3 Km3 Km3 Km3 Km3 Km3 Km3 Km3 Km3	1.373 1.288 1.321 1.368 5.350 1.870 2.023 2.154 2.052 8.099 135 125 146 166 572 7 10 10 8 35 146 185 196 150 677 381 416 323 353 1.473 3.912 4.047 4.150 4.097 16.206 24 44 0 91 159 141 136 144 167 588 194 91 41 135 461 101 72 65 84 322 52 50 93 101 296 512 393 343 578 1.826 4.424 4.440 4.493 4.675 18.032	1.363 1.260 1.297 3.920 1.874 1.981 2.033 5.888 164 138 159 461 9 11 51 71 131 193 200 524 324 297 309 930 3.865 3.880 4.049 11.794 48 0 76 124 183 162 152 497 126 68 30 224 83 74 61 218 80 101 106 287 520 405 425 1.350 4.385 4.285 4.474 13.144
Ventas de productos químicos Mercado interno Fertilizantes Metanol Otros Total mercado interno Exportación Metanol Otros Total exportación Total ventasproductosquímicos	Ktn Ktn Ktn Ktn Ktn Ktn Ktn Ktn	38 85 117 97 337 69 93 64 57 283 138 115 139 116 508 245 293 320 270 1.128 24 75 31 72 202 36 63 42 67 208 60 138 73 139 410 305 431 393 409 1.538	42 134 111 287 45 81 63 189 116 94 130 340 203 309 304 816 38 8 21 67 47 50 36 133 85 58 57 200 288 367 361 1.016
Ventas de otros productos Granos, harinas y aceites Mercado interno Exportación Totalgranos, harinasy aceites	Ktn Ktn Ktn	30 23 92 55 200 169 236 177 128 710 199 259 269 183 910	43 50 112 205 199 388 293 880 242 438 405 1.085
Pincipales volúmenes importados Naftas y Jet Fuel Gasoil	Km3 Km3	114 59 49 46 268 111 161 355 196 823	118 89 54 261 136 275 228 639

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

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Resultados Consolidados 3T 2019

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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 2018, 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.

Relación con Inversores E-mail: inversoresypf@ypf.com Website: inversores.ypf.com Macacha Güemes 515 C1106BKK Buenos Aires (Argentina) Tel: 54 11 5441 1215 Fax: 54 11 5441 2113

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