YPF S.A. — Interim / Quarterly Report 2021

Nov 9, 2021

Clasificación YPF: No Confidencial

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ÍNDICE

1. PRINCIPALES HITOS DEL TRIMESTRE	3
2. ANÁLISIS DE RESULTADOS CONSOLIDADOS	4
3. EBITDA Y RECONCILIACIÓN DEL EBITDA AJUSTADO	6
4. ANÁLISIS DE RESULTADOS POR NEGOCIO	7
4.1. UPSTREAM	7
4.2. DOWNSTREAM	11
4.3. GAS Y ENERGÍA	14
4.4. CORPORACIÓN Y OTROS	15
4.5. AJUSTES DE CONSOLIDACIÓN	15
5. LIQUIDEZ Y RECURSOS DE CAPITAL	16
5.1. RESUMEN ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO	16
5.2. DEUDA NETA	17
6. TABLAS Y NOTAS	19
6.1. ESTADO DE RESULTADOS CONSOLIDADO	19
6.2. BALANCE GENERAL CONSOLIDADO	20
6.3. ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO CONSOLIDADO	21
6.4. PRINCIPALES MAGNITUDES FÍSICAS	23

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Bases de presentación

A partir del 3T20 en adelante, la Nota de Resultados se expresa en dólares estadounidenses para facilitar la lectura de los resultados. YPF ha definido el dólar estadounidense como su moneda funcional y las subsidiarias que tienen el peso argentino como moneda funcional fueron ajustadas por inflación, correspondiente a una economía hiperinflacionaria, de acuerdo con los lineamientos de las IAS. A menos que se indique lo contrario, el cálculo de todas las cifras del Estado de Resultados en dólares estadounidenses se calcula como la suma de: (1) los resultados financieros individuales de YPF S.A. expresados en pesos argentinos divididos por el tipo de cambio promedio del período; y (2) los resultados financieros de las subsidiarias de YPF S.A. expresados en pesos argentinos divididos por el tipo de cambio al final del período. Los elementos del Flujo de Efectivo se convirtieron a dólares estadounidenses utilizando el tipo de cambio promedio de cada período; mientras que las partidas del Balance General se convirtieron a dólares estadounidenses utilizando el tipo de cambio al final del período según corresponda. La información financiera acumulada presentada en este documento se calcula como la suma de los trimestres de cada período.

Otro trimestre con resultados sólidos, manteniendo la recuperación en la producción de hidrocarburos y la generación de flujo de caja positivo.

Resumen Consolidado Resultados Cifras no auditadas, en US$ millones 3T20 2T21 3T21 T/T ∆		A/A ∆ 9M20 9M21
Ingresos 2.327 3.349 3.621 8,1% EBITDA 472 1.146 1.214 5,9% EBITDA Ajustado 392 1.084 1.154 6,5% Resultado operativo antes de deterioro de activos (300) 310 428 37,9% Resultado operativo (319) 310 428 37,9% Utilidad neta antes de deterioro de activos (468) (492) 237 N.M Utilidad neta (482) (492) 237 N.M Resultado neto por acción (1,23) (1,22) 0,59 N.M Capex 257 580 696 19,8% FCF 150 311 144 -53,6% Caja y equivalentes de caja 1.004 935 1.034 10,6% Deuda total 8.207 7.434 7.489 0,7%		7.106 9.618 35,3% 1.683 3.184 89,2% 1.270 3.005 N.M (591) 816 N.M (1.460) 816 N.M (986) (280) -71,5% (1.637) (280) -82,9% (4,17) (0,69) -83,5% 1.016 1.763 73,4% 126 740 N.M 1.004 1.034 2,9% 8.207 7.489 -8,7%

EBITDA = Utilidad operativa + Depreciación de propiedades, planta y equipo + Depreciación por derecho de uso de activos + Amortización de activos intangibles + Perforaciones exploratorias improductivas + (Reversión) / Deterioro de propiedades, planta y equipo. EBITDA Ajustado = EBITDA que excluye los efectos de la NIIF 16 y la NIC 29 + partidas no recurrentes. Resultado neto por acción atribuible a los accionistas de la controlante (básico y diluido). FCF = Flujo Neto de las Actividades Operativas menos Capex (Actividades de Inversión), M&A (Actividades de Inversión), y pago de intereses y leasings (Actividades de Financiación).

1. PRINCIPALES HITOS DEL TRIMESTRE

• La rentabilidad se mantuvo sólida con un EBITDA ajustado que superó el umbral de US$1,0 billón por segundo trimestre consecutivo, expandiéndose 6,5% t/t.

• Si bien los precios locales del crudo y los combustibles no estuvieron completamente alineados con las paridades internacionales, continuamos beneficiándonos de los altos precios globales, particularmente en los productos no combustibles como los petroquímicos.

• La producción de hidrocarburos se expandió por tercer trimestre consecutivo (7,5% t/ t), acumulando un incremento del 17,2% en 9M21. Durante el 3T21, el gas natural lideró la recuperación (14,1% t/t), superando nuestros compromisos bajo el Plan GasAR.

• La actividad de shale sigue siendo nuestro foco primario, representando un tercio de nuestra producción consolidada. La producción de crudo de shale promedió 52,1Kbbl/d en el 3T21 (+27,7% a/a), mientras que la producción de shale gas en nuestras áreas operadas alcanzó un récord histórico de 10,3Mm3/d (+120,5% a/a).

• Continuamos acelerando el ritmo de inversión (+19,8% t/t), alcanzando el mayor número histórico de pozos horizontales completados en un trimestre, a la vez que mantuvimos un nivel saludable de DUCs (pozos perforados pero no terminados).

• Las ventas domésticas de combustibles retomaron su tendencia de recuperación luego de que las restricciones a la movilidad se relajaran, alcanzando los niveles pre-pandemia – ventas locales de nafta y gasoil se expandieron un 22,4% y 7,9% t/t, respectivamente.

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• Los gastos operativos totales del trimestre se expandieron 6,3% secuencialmente, principalmente como resultado de mayores niveles de actividad junto con una combinación negativa de variables macro como inflación, salarios y devaluación. Sin embargo, a pesar de lo último, el OPEX acumulado de los 9M21 se situó un 15,3% por debajo de los niveles pre-pandemia (9M19), demostrando que las eficiencias de costos se mantienen.

• El flujo de caja antes de tomas netas de deuda fue positivo por sexto trimestre consecutivo en US$144 millones – acumulando US$740 millones durante los 9M21 –, lo que permitió continuar reduciendo nuestra deuda neta en US$44 millones secuencialmente a US$6.455 millones (y un total de US$621 millones durante los primeros nueve meses del año). El ratio de endeudamiento neto bajó a 2,0x, después de alcanzar el máximo de 4,9x en 1T21.

2. ANÁLISIS DE RESULTADOS CONSOLIDADOS

2. ANÁLISIS DE RESULTADOS CONSOLIDADOS
Desglose Ingresos Consolidados Cifras no auditadas, en US$ millones 3T20 2T21 3T21 A/A ∆		9M20 9M21 A/A ∆
Gasoil 846 1.111 1.220 44,3% Nafta 359 581 720 N.M Gas natural como productores (a terceros) 298 394 507 70,4% Otros 558 821 775 38,8%		2.571 3.252 26,5% 1.291 1.914 48,2% 815 1.160 42,3% 1.463 2.148 46,8%
Total Mercado Local 2.060 2.907 3.222 56,4%		6.141 8.475 38,0%
Jet fuel 5 26 33 N.M Granos y harinas 135 230 159 18,1% Crudo 12 11 6 -50,3% Petroquímicos y otros 115 176 201 75,5%		110 83 -25,0% 328 503 53,6% 82 23 -72,4% 446 535 20,1%
Total Mercado Externo 267 442 399 49,7%		965 1.144 18,5%
Total Ingresos 2.327 3.349 3.621 55,6%		7.106 9.618 35,3%

Los ingresos del 3T21, que ascendieron a US$3.621 millones, mostraron una recuperación sostenida en forma secuencial, aumentando 8,1% principalmente por una recuperación de la demanda de nafta y gasoil (desde que se relajaron las restricciones temporales a la movilidad impuestas entre abril y junio 2021) con precios relativamente estables en dólares; mejores precios para aquellos productos con fuerte correlación con precios internacionales (~20% de los ingresos); y la continua expansión en la producción de gas natural con mayores precios debido al ajuste estacional del nuevo Plan GasAR. Además, en comparación con los niveles previos a la pandemia, nuestros ingresos se ubicaron 9,4% por encima del 3T19.

• Los ingresos de gasoil – 34% de nuestras ventas totales – aumentaron 9,8% secuencialmente debido a mayores volúmenes vendidos (7,9%) y precios más altos (1,6%), superando levemente los niveles de demanda pre-COVID, estando un 2,7% por encima del 3T19.

• Los ingresos de nafta – 20% de nuestros ingresos totales – mostraron la misma tendencia, aumentando un 23,9% t/t debido a una expansión en los volúmenes (22,4%), teniendo en cuenta la sensibilidad de la demanda minorista a la eliminación de las restricciones de movilidad, aunque estuvieron solamente un 2,7% por debajo de los niveles de demanda del 3T19, mientras que los precios de realización se mantuvieron estables en dólares.

• Los ingresos de gas natural como productores vendidos a terceros en el mercado local – 14% de las ventas consolidadas – aumentaron 28,8% t/t principalmente debido a un mejor precio por los ajustes estacionales del nuevo Plan GasAR y mejores términos contractuales con ciertos clientes.

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• Las otras ventas en el mercado local cayeron 5,7% t/t principalmente por menores ventas de fuel oil, fertilizantes, granos y harinas y LPG que más que compensaron las mayores ventas de jet fuel y nafta virgen.

• Los ingresos por exportaciones disminuyeron 9,7% t/t fundamentalmente por menores ventas estacionales de granos y harinas.

En términos interanuales, los ingresos aumentaron 55,6% dada la recuperación general, ya que el 3T20 continuó viéndose afectado por las estrictas restricciones a la movilidad – con un entorno de precios internacionales muy débil – y, por lo tanto, se caracterizó por niveles de demanda débiles para la mayoría de nuestros productos luego del colapso que tuvo lugar en el 2T20.

Desglose Costos Consolidados Cifras no auditadas, en US$ millones 3T20 2T21 3T21 A/A ∆		9M21 A/A ∆ 9M20
Costo de extracción (329) (460) (495) 50,2% Otros Upstream (146) (101) (71) -51,4% Costo de refinación y logística (230) (255) (284) 23,5% Otros Downstream (107) (112) (124) 16,3% G&E, Corpo. & Otros (90) (88) (105) 16,6%		(1.252) (1.365) 9,1% (365) (231) -36,8% (706) (768) 8,8% (313) (334) 6,7% (476) (257) -46,0%
Total OPEX (902) (1.015) (1.079) 19,6%		(3.111) (2.955) -5,0%
Depreciaciones & Amortizaciones (723) (835) (780) 7,9% Ragalías (146) (187) (221) 51,7% Otros (139) (139) (124) -10,8%		(2.225) (2.363) 6,2% (437) (579) 32,6% (328) (356) 8,7%
Total Otros Costos (1.008) (1.161) (1.126) 11,7%		(2.990) (3.298) 10,3%
Importación de combustibles (31) (95) (170) N.M Compras de crudo a terceros (83) (248) (235) N.M Compras de biocombustibles (52) (90) (136) N.M Compras agro non-oil (223) (322) (311) 39,3% Otras compras (219) (195) (265) 21,0% Variaciones de Stock (61) 86 95 N.M		(183) (339) 85,4% (335) (735) N.M (289) (333) 15,3% (502) (752) 49,8% (514) (625) 21,8% 35 206 N.M
Total de Compras y Variaciones de Stock (669) (863) (1.022) 52,7%		(1.787) (2.579) 44,3%
Otros resultados operativos, netos (47) (1) 34 N.M Deterioro de activos (19) - - N.M		191 30 -84,2% (869) - N.M
Total Costos Operativos + Compras + Deterioro de Activos (2.646) (3.039) (3.193) 20,7%		(8.566) (8.803) 2,8%

Las variaciones de stock incluyen resultados por tenencia de US$(1) millón en el 3T20, US$62 millones para el 2T21 y US$30 millones para el 3T21.

El OPEX total se ubicó en US$1.079 millones, expandiéndose 6,3% secuencialmente debido a los aumentos salariales acordados con los sindicatos, la tasa de inflación aún alta, y el aumento en los niveles de actividad. En comparación con los niveles pre-pandemia del 3T19, el OPEX se redujo un 3,1% impulsado principalmente por las eficiencias en los costos operativos respaldadas por el programa de reducción de costos llevado a cabo durante 2020, incluso pese a la fuerte devaluación que tuvo lugar en agosto de 2019 (después de las elecciones PASO presidenciales), que diluyeron fuertemente el OPEX durante ese trimestre en el 2019.

Las compras y variaciones de stock se incrementaron 18,4% secuencialmente. El aumento t/t de las compras, categoría altamente correlacionada con los niveles de demanda de productos refinados, fue impulsada por:

• Un aumento en las importaciones de combustibles de 79,1% debido a mayores importaciones de nafta premium y gasoil dados los mayores volúmenes y precios para ambos productos, debido a la parada programada de una unidad de la refinería La Plata (entre mayo y agosto) y al crecimiento en los volúmenes vendidos.

• Las compras de gas natural a otros productores para reventa en el segmento de distribución minorista (clientes residenciales y pequeñas empresas) y a grandes clientes (centrales eléctricas e industrias) – incluido en la categoría “Otros” – se expandieron 33,0% principalmente por mayores volúmenes estacionales (23,8%) y mayores precios (7,4%).

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• Las compras de biocombustibles registraron un incremento de 51,4% debido principalmente a mayores compras de biodiesel (96,7%) y mayores compras de bioetanol (32,8%) impulsadas principalmente por mayores volúmenes adquiridos de ambos productos, en línea con el incremento secuencial de la demanda de nafta y diesel, y dada la falta de oferta de biodiesel en el mercado durante el 2T21.

Durante el 3T21 se registró una variación de existencias positiva de US$95 millones, principalmente por un aumento tanto en los volúmenes, como también en el costo de reposición de nuestros inventarios.

Desglose Utilidad Neta Cifras no auditadas, en US$ millones 3T20 2T21 3T21 A/A ∆		9M21 A/A ∆ 9M20
Resultado operativo (319) 310 428 N.M		(1.460) 816 N.M
Intereses en asociadas y negocios conjuntos 58 15 45 -23,0% Resultados financieros, netos (98) (116) (82) -16,4%		112 117 4,8% (191) (247) 29,2%
Resultado antes de impuestos (360) 209 390 N.M		(1.539) 686 N.M
Impuesto a las ganancias (122) (701) (153) N.M		(98) (966) N.M
Utilidad Neta (482) (492) 237 25,1%		(1.637) (280) N.M
Utilidad Neta antes de deterioro de activos (468) (492) 237 N.M		(986) (280) -82,9%

Los resultados financieros, netos, del 3T21 representaron una pérdida de US$82 millones en comparación con la mayor pérdida de US$116 millones registrada en el 2T21, principalmente por mayores ganancias cambiarias netas (US$53 millones en el 3T21 contra US$39 millones en el 2T21), un aumento en el valor razonable de los activos financieros (US$38 millones en 3T21 comparado con US$26 millones en 2T21), y una menor pérdida relacionada con las actualizaciones financieras netas (US$(49) millones en 3T21 comparado con US$(67) millones en 2T21).

Como resultado de la evolución operativa y financiera, el resultado antes de impuestos alcanzó los US$390 millones mejorando un 86,6% t/t . En la misma línea, la utilidad neta del trimestre representó una ganancia de US$237 millones , en comparación con la pérdida de US$492 millones durante el 2T21.

3. EBITDA Y RECONCILIACIÓN DEL EBITDA AJUSTADO

Reconciliación EBITDA Ajustado Cifras no auditadas, en US$ millones 3T20 2T21 3T21 A/A ∆		9M21 A/A ∆ 9M20
Utilidad Neta (482) (492) 237 N.M Resultados financieros, netos 98 116 82 -16,4% Intereses en asociadas y negocios conjuntos (58) (15) (45) -23,0% Impuesto a las ganancias 122 701 153 25,1% Perforaciones exploratorias improductivas 49 1 5 -88,9% Depreciaciones y amortizaciones 723 835 780 7,9% Deterioro de activos 19 - - -100,0%		(1.637) (280) -82,9% 191 247 29,2% (112) (117) 4,8% 98 966 N.M 49 6 -87,8% 2.225 2.363 6,2% 869 - -100,0%
EBITDA 472 1.146 1.214 N.M		1.683 3.184 89,2%
Arrendamientos opex (80) (63) (64) -20,2% Otros ajustes 0 2 5 N.M		(244) (188) -23,0% (169) 9 N.M
EBITDA Ajustado 392 1.084 1.154 N.M		1.270 3.005 N.M

El EBITDA Ajustado del trimestre alcanzó los US$1.154 millones, aumentando un 6,5% secuencialmente y 18,2% por encima del EBITDA Ajustado pre-pandemia del 3T19. Secuencialmente, la expansión estuvo respaldada por el incremento en la producción de gas natural, la recuperación de la demanda local y mayores precios de realización para el gas natural y productos altamente correlacionados con los precios internacionales del crudo. El margen del EBITDA Ajustado alcanzó el 32%, ubicándose en la parte superior del rango de los últimos años.

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Los cálculos del EBITDA Ajustado incluyen o excluyen varios elementos que pueden ser considerados poco frecuentes, que son los siguientes:

• 3T21: Incluye costos de stand-by por US$21 millones.

• 2T21: Incluye costos de stand-by por US$40 millones.

• 3T20: Incluye los costos de stand-by por US$65 millones, cargos relacionados con el Programa de Retiro Voluntario por US$85 millones y una provisión relacionada al Decreto N°1053/2018 por US$6 millones, pero excluye el deterioro de activos intangibles por US$19 millones.

La conciliación del EBITDA y el EBITDA Ajustado para el 3T21 para cada uno de nuestros segmentos se presenta en la siguiente tabla:

EBITDA por segmento Cifras no auditadas, en US$ millones	Upstream	Downstream	Gas y Energía	Corporación y Otros	Ajustes de Consolidación	Total
Resultado Operativo	222	235	29	(37)	(20)	428
Depreciaciones y amortizaciones	606	141	14	22	(1)	780
Perforaciones exploratorias improductivas	5	-	-	-	-	5
Deterioro de activos	-	-	-	-	-	-
EBITDA	833	376	43	(16)	(22)	1.214
Arrendamientos Opex	(38)	(21)	(5)	-	-	(64)
Otros ajustes	0	(0)	(0)	5	-	5
EBITDA Ajustado	795	355	37	(11)	(22)	1.154

4. ANÁLISIS DE RESULTADOS POR NEGOCIO

4.1. UPSTREAM

Resultados Upstream Cifras no auditadas, en US$ millones 3T20 2T21 3T21 A/A ∆		9M21 A/A ∆ 9M20
Crudo 772 971 1.065 37,9% Gas natural 306 423 536 75,2% Otros 1 (9) 4 N.M		2.311 2.986 29,2% 897 1.244 38,7% (12) 7 N.M
Ingresos 1.078 1.385 1.604 48,7%		3.196 4.237 32,6%
Depreciaciones y amortizaciones (505) (663) (606) 20,0% Costo de extracción (329) (460) (495) 50,2% Regalías (146) (187) (221) 51,7% Gastos de exploración (57) (8) (10) -83,0% Otros (200) (79) (50) -74,8%		(1.623) (1.850) 14,0% (1.252) (1.365) 9,1% (437) (579) 32,6% (71) (20) -71,8% (205) (193) -6,0%
Resultado operativo antes de deterioro de activos (159) (12) 222 N.M		(392) 229 N.M
Deterioro de activos (19) - - N.M		(867) - N.M
Resultado operativo (178) (12) 222 N.M		(1.259) 229 N.M
Depreciaciones y amortizaciones 505 663 606 20,0% Perforaciones exploratorias improductivas 49 1 5 -88,9% Deterioro de activos 19 - - -100,0%		1.623 1.850 14,0% 49 6 -87,8% 867 - -100,0%
EBITDA 394 652 833 N.M		1.280 2.085 62,9%
Arrendamientos opex (36) (38) (38) 5,6% Otros ajustes (0) 0 0 N.M		(111) (115) 3,7% (170) 0 N.M
EBITDA Ajustado 358 614 795 N.M		999 1.970 97,2%
Capex 161 480 559 N.M		741 1.465 97,6%

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Los ingresos se expandieron 15,7% con respecto al 2T21, alcanzando los US$1.604 millones,

respaldados por el incremento en la producción de gas natural y una recuperación de los precios del gas y del crudo.

• Los ingresos del crudo se expandieron un 9,7% t/t dado el aumento en los precios del 7,2%, aunque sin correlacionarse completamente con el aumento en el Brent ya que el esquema de transición entre productores y refinadores en el mercado local sigue vigente, mientras que la producción se mantuvo relativamente estable en 209,4 Kbbl/d.

• Los ingresos de gas natural se expandieron un 26,5% secuencial, ya que la producción aumentó un 14,1% (temporalmente nuestra actividad estuvo enfocada en gas para cumplir con nuestros compromisos bajo el nuevo Plan), mientras que el precio de realización promedio aumentó 10,4% respaldado por el ajuste estacional incluido en el nuevo Plan Gas y mejores términos contractuales con ciertos clientes.

En comparación al año anterior, los ingresos aumentaron un 48,7% dada la expansión en las ventas de crudo y gas natural, ya que el 3T20 fue un trimestre impactado por la interrupción parcial de nuestras operaciones debido al brote de la pandemia y la caída en los precios internacionales y locales de dichos productos.

productos.
Cash Costs unitarios Cifras no auditadas, en US$/boe 3T20 2T21 3T21 A/A ∆		9M20 9M21 A/A ∆
Costo de extracción 7,8 11,0 10,9 40,3% Regalias y otros impuestos 3,9 4,8 5,2 35,3% Otros costos 3,6 2,6 1,7 -51,4%		9,8 10,8 10,4% 3,8 5,0 31,3% 3,0 2,0 -34,0%
Total Cash Costs (USD/boe) 15,2 18,3 17,8 17,4%		16,6 17,7 7,0%

En relación a los costos unitarios, los cash costs disminuyeron 2,7% t/t, y 2,0% en comparación con el trimestre pre-pandemia de 3T19 como resultado de nuestro programa de reducción de costos y a pesar de la devaluación que diluyó fuertemente los costos en 3T19, con el desglose siendo:

• Los costos de extracción se mantuvieron estables t/t a pesar de los aumentos salariales negociados con los sindicatos, la tasa de inflación alta y la mayor actividad de pulling y mantenimiento, ya que fueron compensados por las eficiencias en los costos operativos. Es importante destacar que registramos una reducción significativa en el costo de extracción no convencional (-26,8% t/t), que compensó el deterioro en el convencional (+11,4% t/t).

• Las regalías unitarias aumentaron un 8,7% secuencialmente. En millones de dólares, se expandieron 18,2% t/t por una mayor producción y precios. Las regalías relacionadas con el crudo aumentaron un 11,6% y las regalías relacionadas con el gas natural aumentaron un 35,1%.

• La reducción en “Otros Costos” se explica principalmente por los mayores cargos no recurrentes de stand-by en el 2T21 asociados con el bloqueo en Neuquén.

En resumen, el EBITDA Ajustado alcanzó los US$795 millones durante el trimestre, expandiéndose 29,6% en forma secuencial y 2,2x a/a.

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Producción
3T20 2T21 3T21 A/A ∆ 9M20 9M21 A/A ∆
Cifras no auditadas
Desglose producción
Producción Crudo (Kbbld) 202,4 210,2 209,4 3,5% 209,4 209,1 -0,2%
Convencional 157,9 157,0 153,8 -2,6% 165,6 156,4 -5,6%
Shale 40,8 49,8 52,1 27,7% 39,7 49,5 24,7%
Tight 3,7 3,3 3,5 -5,5% 4,2 3,3 -21,3%
Producción NGL (Kbbld) 44,8 36,6 41,7 -7,0% 45,2 36,0 -20,4%
Convencional 27,2 18,3 14,8 -45,6% 26,6 16,5 -38,0%
Shale 13,8 16,5 25,3 83,6% 14,9 18,0 20,5%
Tight 3,8 1,8 1,6 -59,2% 3,7 1,5 -58,9%
Producción Gas (Mm3d) 35,2 34,1 38,9 10,5% 36,1 34,9 -3,3%
Convencional 19,0 17,7 16,9 -11,0% 19,2 17,5 -8,9%
Shale 7,7 8,6 14,0 81,5% 8,1 9,7 19,2%
Tight 8,5 7,8 8,0 -6,0% 8,8 7,7 -11,8%
Producción Total (Kboed) 468,5 461,1 495,6 5,8% 481,8 464,8 -3,5%
Convencional 304,4 286,6 274,8 -9,7% 313,2 283,1 -9,6%
Shale 103,1 120,2 165,5 60,5% 105,6 128,3 21,4%
Tight 61,0 54,3 55,3 -9,3% 63,0 53,4 -15,2%
Precios promedio de realización
Crudo (USD/bbl) 40,1 51,6 55,3 38,0% 39,6 52,4 32,4%
Gas Natural (USD/MMBTU) 2,7 3,8 4,2 57,9% 2,6 3,7 40,5%
----- End of picture text -----

El precio del gas natural para el 2T20 ha sido actualizado por el cambio en el devengamiento del Plan de Gas y los ajustes por facturación final.

La producción se expandió secuencialmente un 7,5% como resultado del aumento en la actividad, enfocada temporalmente en shale gas para cumplir con nuestros compromisos bajo el nuevo Plan GasAR, una vez terminados los bloqueos sufridos en abril. Como resultado, la producción de gas natural se expandió un 14,1% t/t debido a un aumento del 63,7% en shale gas. Mirando específicamente nuestra producción de shale gas operada, el salto fue aún más pronunciado en 73,7%, principalmente liderada por la productividad de los nuevos pozos vinculados a los bloques Rincón de Mangrullo y Aguada de la Arena. La producción de shale gas en nuestras áreas operadas alcanzó un récord histórico de 10,3 Mm3/d.

Por el lado del crudo, la producción se mantuvo relativamente estable impulsada por un aumento del 4,6% t/t en shale, que fue compensado por una caída en nuestros campos convencionales (-2,0% t/t) a pesar de los buenos resultados obtenidos en recuperación terciaria para mitigar la tasa de declino natural.

Año contra año, la producción total para el 3T21 aumentó 5,8% respaldada por nuestro foco en shale, que se expandió 60,5% en el mismo período y representó un tercio de nuestra producción consolidada. El gas natural se expandió un 10,5% a 38,9 Mm3/d impulsado por una expansión del 81,5% en el shale gas, mientras que el crudo se expandió un 3,5%, a 209,4 Kbbl/d, y con el shale aumentando un 27,7%.

Aunque el Brent promedió US$73/bbl durante el 3T21, el precio de realización del petróleo crudo aumentó un 7,2% t/t, y un 38,0% a/a ubicándose en US$55,3/bbl, basado en el esquema de transición acordado entre refinadores y productores que comenzó en el 1T21 con el fin de suavizar la volatilidad de los precios de referencia internacionales en los precios locales del surtidor.

El precio promedio del gas natural para el trimestre fue de US$4,2/MMBTU, aumentando 10,4% t/t y 57,9% a/a basado en el ajuste estacional del nuevo Plan Gas y mejores términos contractuales con ciertos clientes. El precio del 3T21 incluyó US$0,78 de subsidios frente a US$0,65 en el 2T21 y US$0,12 en el 3T20.

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Clasificación YPF: No Confidencial

Clasificación YPF: No Confidencial

CAPEX:

El CAPEX de Upstream alcanzó US$559 millones durante el trimestre, expandiéndose 16,5% secuencialmente. Logramos enganchar 72 pozos, 44 de los cuales estaban en el segmento no convencional, alcanzando un nuevo récord en términos de pozos horizontales completados no convencionales desde que comenzamos nuestras operaciones en Vaca Muerta en 2015. Anualmente, las inversiones se expandieron 3,5x ya que el 3T20 se vio afectado por la interrupción casi total en la actividad debido al brote del virus.

La actividad durante el 3T21 se enfocó en los bloques de shale: 1) por el lado del crudo, principalmente en nuestro core-hub, que incluye La Amarga Chica, Loma Campana y Bandurria Sur; y 2) por el lado del gas natural, Rincón del Mangrullo, Aguada de la Arena, La Calera, Aguada Pichana Oeste, La Ribera I y Aguada Pichana Este lideraron el grupo. Además de la actividad de shale, continúa el desarrollo de tight gas en Río Neuquén.

En lo relativo al crudo convencional, la actividad estuvo focalizada en proyectos de recuperación primaria y de desarrollo en los bloques Manantiales Behr, Seco León, Cañadón Yatel y Desfiladero Bayo; así como en proyectos de recuperación secundaria principalmente en los bloques CNQ7A, Barranca Baya, Lomas del Cuyo, Seco León, Manantiales Behr y Chihuido Sierra Negra. Al mismo tiempo, continuamos con los proyectos de recuperación terciaria fundamentalmente en los bloques Manantiales Behr, El Trébol, Los Perales y Seco León.

En cuanto a la actividad exploratoria, en los bloques operados durante el 3T21 se intervino el pozo exploratorio La Esperanza.x-1. En los bloques no operados, se perforó y completó el pozo Alto Solo.x-1 en el bloque CNQ7 (operado por Pluspetrol), y se perforó el pozo exploratorio PLS.x-1 (d) en el bloque Agua Salada (operado por Tecpetrol), que se encuentra en evaluación.

3% 30% 67% Perforación y Workover Instalaciones Exploración y Otros

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Clasificación YPF: No Confidencial

Clasificación YPF: No Confidencial

4.2. DOWNSTREAM

4.2.DOWNSTREAM
Resultados Downstream Cifras no auditadas, en US$ millones 3T20 2T21 3T21 A/A ∆		9M21 A/A ∆ 9M20
Gasoil 846 1.111 1.220 44,3% Naftas 359 581 720 N.M Otros mercado local 353 638 528 49,6% Mercado externo 266 442 394 48,0%		2.571 3.252 26,5% 1.291 1.914 48,2% 952 1.613 69,4% 906 1.127 24,5%
Ingresos 1.823 2.773 2.861 56,9%		5.721 7.907 38,2%
Depreciaciones y amortizaciones (177) (140) (141) -20,4% Costo de refinación y logística (230) (255) (284) 23,5% Importación de combustibles (31) (95) (170) N.M Compras de crudo a terceros (intersegmento + a terceros) (854) (1.219) (1.300) 52,1% Compras de biocombustibles (52) (90) (136) N.M Compras agro non-oil (223) (322) (311) 39,3% Otros (367) (310) (285) -22,2%		(468) (415) -11,3% (706) (768) 8,8% (183) (339) 85,4% (2.646) (3.721) 40,6% (289) (333) 15,3% (502) (752) 49,8% (969) (802) -17,2%
Resultado operativo antes de deterioro de activos (112) 343 235 N.M		(42) 776 N.M
Deterioro de activos - - - N.M		- - N.M
Resultado operativo (112) 343 235 N.M		(42) 776 N.M
Depreciaciones y amortizaciones 177 140 141 -20,4% Deterioro de activos - - - N.M		468 415 -11,3% - - N.M
EBITDA 65 483 376 N.M		426 1.191 N.M
Arrendamientos opex (26) (20) (21) -19,8% Otros ajustes 0 0 (0) N.M		(77) (56) -27,2% 1 0 -57,3%
EBITDA Ajustado 40 463 355 N.M		349 1.135 N.M
Resultadospor tenencia (21) 61 48 N.M		(211) 217 N.M
EBITDA Ajustado excl. resultados por tenencia 61 402 307 N.M		560 918 63,9%
Capex 72 81 113 57,5%		193 245 26,9%

Los ingresos se expandieron 3,2% secuencialmente, alcanzando US$ 2.861 millones impulsados principalmente por la recuperación de la demanda local en un entorno de precios estable para nuestros productos más importantes (nafta y gasoil). La demanda interna de nafta y gasoil se mantuvo relativamente estable en comparación con los niveles previos a la pandemia y se expandió un 13,0% secuencialmente ya que en junio 2021 se relajaron las restricciones de movilidad introducidas por el gobierno a fines de abril 2021.

• Los ingresos de gasoil - 43% de las ventas del segmento - aumentaron 9,8% t/t debido a mayores volúmenes de 7,9% y mayores precios en dólares para la mezcla de gasoil de 1,6%. Los volúmenes vendidos de gasoil en el mercado doméstico continuaron apoyados por la demanda de los sectores industriales, agro y de generación eléctrica, situándose 2,7% por encima del 3T19.

• Los ingresos de las naftas - 25% de las ventas - aumentaron un 23,9% t/t a medida que la demanda de nafta, mayormente impulsada por las ventas minoristas, se expandió un 22,4% en forma secuencial - todavía manteniéndose un 2,7% por debajo de los niveles pre-pandemia del 3T19, mientras que los precios permanecieron estables.

• Otras ventas en el mercado interno disminuyeron 17,3% t/t debido principalmente a una reducción estacional en las ventas de productos agro non-oil.

• Los ingresos por exportaciones disminuyeron 10,9% t/t debido principalmente a la misma reducción estacional de las ventas de productos agro non-oil.

Año contra año, los ingresos aumentaron 56,9% impulsados por la recuperación general de la demanda y los precios tomando en consideración el colapso que se produjo a nivel nacional e internacional durante el 3T20 ante el brote de la pandemia.

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Clasificación YPF: No Confidencial

Clasificación YPF: No Confidencial

Los costos operativos del segmento aumentaron t/t debido a lo siguiente:

• Los costos de refinación y logística aumentaron 11,4% principalmente como resultado de mayores cargos relacionados con reparación y mantenimiento, en línea con los trabajos programados de mantenimiento llevados a cabo en la refinería de La Plata, y mayores costos de transporte debido al incremento en los volúmenes vendidos.

• Las compras de crudo se expandieron 6,6% impulsadas principalmente por mayores precios del crudo. Los volúmenes de crudo transferidos del segmento Upstream se incrementaron (2,3%), compensados por menores volúmenes comprados a terceros (-8,4%), siendo estos últimos el 18% del total de crudo procesado.

• Las compras de biocombustibles aumentaron 51,4% debido a mayores compras de biodiesel (96,7%) y bioetanol (32,8%), impulsadas por una expansión en los volúmenes de ambos productos y la falta de oferta de biodiesel en el mercado durante el 2T21.

• Las importaciones de combustibles saltaron un 79,1% impulsadas por una expansión en las importaciones de nafta premium y gasoil como resultado de mayores volúmenes y precios de ambos productos, debido a la parada programada de una unidad de la refinería La Plata (entre mayo y agosto) y al aumento en los volúmenes vendidos.

• Las compras de agro non-oil disminuyeron 3,3% principalmente por una disminución del 38% en la recepción de granos a través de la modalidad de canje en el segmento de ventas al agro, que más que compensó una expansión de 42,7% en las compras de fertilizantes.

Como resultado, tanto el EBITDA Ajustado como el EBITDA Ajustado excluyendo los resultados por tenencia disminuyeron 23,4% y 23,6% t/t, respectivamente, aunque se dispararon más de 5,0x interanual. El EBITDA Ajustado excluyendo los resultados por tenencia está compuesto principalmente por un EBITDA Ajustado de Refino & Marketing de US$258 millones (US$10,7 por barril de crudo procesado), el cual disminuyó un 25,7% t/t, pero se expandió 6,8x a/a.

Data Operativa Downstream Cifras no auditadas 3T20 2T21 3T21 A/A ∆		9M21 A/A ∆ 9M20
Crudo procesado (Kboed) 232,1 266,4 263,0 13,3% Utilización refinerias(%) 73% 81% 80% 750bps		233,1 267,5 14,8% 73% 82% 11,8%
0 0 0 0		0 0 0
Volumenes de ventas
Venta productos refinados (Km3) 3.771 4.264 4.610 22,3%		10.913 13.015 19,3%
Mercado local 3.495 3.976 4.297 22,9% por nafta 816 1.032 1.263 54,8% por gasoil 1.931 1.931 2.084 7,9% Mercado externo 275 288 313 13,7%		9.715 12.174 25,3% 2.617 3.534 35,0% 5.232 5.826 11,4% 1.198 840 -29,9%
Venta productos petroquímicos (Ktn) 192 229 248 29,1%		565 724 28,1%
Mercado local 147 179 187 27,5% Mercado externo 45 50 60 34,4%		408 532 30,5% 157 192 21,9%
Venta de granos, harinas y aceites (Ktn) 459 456 381 -16,9%		1.220 1.132 -7,2%
Mercado local 57 11 4 -92,8% Mercado externo 401 445 377 -6,0%		187 26 -85,9% 1.033 1.106 7,1%
Venta de fertilizantes (Ktn) 233 328 25 -89,3%		552 539 -2,3%
Mercado local 233 328 25 -89,3%		552 539 -2,3%
Precio promedio mercado combustibles Nafta (USD/m3) 427 544 544 27,5% Gasoil(USD/m3) 437 572 581 32,9%		480 521 8,6% 490 554 13,2%

Los precios domésticos promedio de la nafta y el gasoil son netos de impuestos, pero incluyen comisiones y bonificaciones por combustible. Estos precios se calculan como los ingresos totales realizados divididos por el volumen vendido en cada período. Capacidad nominal de 328,1 Kbbl/d desde 1T21.

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Clasificación YPF: No Confidencial

Clasificación YPF: No Confidencial

El crudo procesado durante el trimestre se situó en 263,0 Kbbl/d, cayendo marginalmente un 1,3% t/t/, pero aumentando un 13,3% comparado al mismo período del 2020 y estando 8,5% por debajo de los niveles pre-pandemia del 3T19. Esta reducción del crudo procesado t/t se debió a una menor disponibilidad en nuestra refinería de La Plata ya que la mitad del trimestre se vio afectada por las obras de mantenimiento realizadas en uno de nuestros convertidores catalíticos, que comenzaron a fines de mayo y concluyeron a mediados de agosto.

El precio promedio del gasoil en dólares aumentó 1,6% t/t en el mercado local, mientras que el precio promedio de la nafta se mantuvo estable. La tendencia secuencial de precios se atribuye a un realineamiento de precios en el segmento mayorista que permitió contrarrestar el ritmo lento que tuvo la devaluación durante el trimestre. Año tras año, el precio promedio en dólares para la mezcla de gasoil aumentó 32,9%, con la misma tendencia alcista para nafta en 27,5%, lo que permitió traspasar los incrementos de impuestos, los aumentos en los precios de los biocombustibles y normalizar los márgenes del Downstream.

CAPEX:

En el 3T21, el CAPEX de Downstream totalizó US$113 millones, aumentando 39,8% t/t, y 57,5% a/a. Durante el 3T21 se reiniciaron los trabajos relacionados con las nuevas especificaciones de combustibles, que incluyen la construcción de una nueva unidad de hidrotratamiento de gasoil en la Refinería de Luján de Cuyo y la construcción de unidades de hidrotratamiento de nafta y modernización de unidades existentes en el Complejo Industrial La Plata. Estas obras tienen como objetivo cumplir con las nuevas especificaciones establecidas por la Resolución 576/2019 del Ministerio de Hacienda.

Durante el 3T21 se completó el mantenimiento programado de la planta de Cracking Catalítico A en la Refinería La Plata, con una duración de 80 días. El 31 de agosto del 2021se iniciaron operaciones en la unidad ETBE en la Refinería Luján de Cuyo, que permite incorporar etanol directamente en la mezcla de naftas, optimizando la producción y mejorando la logística.

7% 11% 22% 60% Refinación Logística Marketing Otros

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Clasificación YPF: No Confidencial

Clasificación YPF: No Confidencial

4.3. GAS Y ENERGÍA

Resultados Gas y Energía Cifras no auditadas, en US$ millones 3T20 2T21 3T21 A/A ∆		9M21 A/A ∆ 9M20
Ventas como productores de gas natural (intersegmento + a terceros) 317 427 546 72,3% Ventas de gas natural al segmento retail 160 109 147 -8,4% Otros 42 43 51 20,1%		900 1.258 39,9% 343 313 -8,6% 180 120 -33,1%
Ingresos 520 578 744 43,1%		1.422 1.692 18,9%
Depreciaciones y amortizaciones (18) (13) (14) -25,0% Compras de gas natural (intersegmento + a terceros) (308) (424) (538) 74,7% Otros (174) (130) (163) -6,4%		(56) (38) -31,3% (911) (1.250) 37,3% (585) (394) -32,6%
Resultado operativo antes de deterioro de activos 19 11 29 50,0%		(129) 9 N.M
Deterioro de activos - - - N.M		(1) - N.M
Resultado operativo 19 11 29 50,0%		(130) 9 N.M
Depreciaciones y amortizaciones 18 13 14 -25,0% Deterioro de activos - - - N.M		56 38 -31,3% 1 - -100,0%
EBITDA 37 24 43 13,6%		(73) 47 N.M
Arrendamientos opex (18) (5) (5) -71,3% Otros ajustes 1 1 (0) N.M		(55) (16) -70,4% 3 3 10,0%
EBITDA Ajustado 20 20 37 89,5%		(126) 34 N.M
Capex 9 6 4 -54,1%		30 14 -52,9%

Las ventas de gas natural como productores incluyen los mercados interno y externo.

Los ingresos del segmento se expandieron 28,7% t/t, impulsados principalmente por un aumento de 28,0% en las ventas de gas natural como productores en el mercado local y en el exterior - 73% de las ventas del segmento - dado los mayores volúmenes estacionales, al ya mencionado incremento en la producción, y mejores precios en dólares americanos dado el ajuste estacional incluido en el nuevo Plan GasAR, y las mejores condiciones contractuales con otros clientes. Las ventas de gas natural principalmente de nuestra controlada Metrogas SA al segmento de distribución minorista (clientes residenciales y pequeñas empresas) y a grandes clientes (plantas de energía e industrias) - 20% de las ventas del segmento - aumentaron 35,5% t/t principalmente por mayores ventas de gas estacionales y una expansión en el precio promedio percibido a través de su red de distribución.

Los costos operativos totales aumentaron t/t principalmente por un incremento en las compras de gas natural (27,0% t/t) por mayores volúmenes (16,3% t/t) - los volúmenes transferidos desde el segmento Upstream aumentaron en 16,0% y las compras a terceros aumentaron 143,5%.

En su conjunto, el EBITDA Ajustado se ubicó en US$37 millones comparado a una ganancia de US$20 millones en el 2T21.

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Clasificación YPF: No Confidencial

Clasificación YPF: No Confidencial

4.4. CORPORACIÓN Y OTROS

Resultados Corporación & Otros 3T20 2T21 3T21 A/A ∆		9M21 A/A ∆ 9M20
Cifras no auditadas,en US$millones
Ingresos 122 181 224 82,9%		387 548 41,8%
Costos operativos (195) (217) (261) 34,1%		(613) (664) 8,4%
Resultado operativo antes de deterioro de activos (72) (36) (37) -48,4%		(226) (116) -48,8%
Deterioro de activos (0) - - N.M		(1) - N.M
Resultado operativo (72) (36) (37) -48,4%		(227) (116) -49,0%
Depreciaciones y amortizaciones 23 21 22 -7,5% Deterioro de activos 0 - - -100,0%		79 63 -19,9% 1 - -100,0%
EBITDA (49) (16) (16) -67,8%		(147) (53) -64,3%
Arrendamientos opex 0 - - -100,0% Otros ajustes (1) 1 5 N.M		(0) - N.M (3) 5 N.M
EBITDA Ajustado (50) (15) (11) -77,6%		(150) (48) -68,1%
Capex 16 13 19 18,9%		52 39 -24,5%

Este segmento de negocios involucra principalmente costos corporativos y otras actividades que no se reportan en ninguno de los segmentos de negocios mencionados anteriormente.

El EBITDA Ajustado corporativo para el 3T21 representó una pérdida de US$11 millones, no reflejando ninguna variación significativa en comparación con la pérdida de US$15 millones en el 2T21 , ya que la expansión en los costos operativos (20,4% t/t), principalmente en nuestra subsidiaria AESA como resultado de la mayor actividad fue compensada con un incremento en las ventas (24,0% t/t).

4.5. AJUSTES DE CONSOLIDACIÓN

Resultados Ajustes Consolidación Cifras no auditadas, en US$ millones 3T20 2T21 3T21 A/A ∆		9M20 9M21 A/A ∆
Ingresos (1.217) (1.567) (1.812) 48,9%		(3.619) (4.766) 31,7%
Costos operativos 1.241 1.572 1.792 44,4%		3.817 4.684 22,7%
Resultado operativo antes de deterioro de activos 24 5 (20) N.M		198 (82) N.M
Deterioro de activos - - - N.M		- - N.M
Resultado operativo 24 5 (20) N.M		198 (82) N.M
Depreciaciones y amortizaciones - (1) (1) N.M Deterioro de activos - - - N.M		- (4) N.M - - N.M
EBITDA 24 3 (22) N.M		198 (86) N.M
Arrendamientos opex - - - N.M Otros ajustes - - - N.M		- - N.M - - N.M
EBITDA Ajustado 24 3 (22) N.M		198 (86) N.M

Los ajustes de consolidación para eliminar los resultados entre los segmentos de negocios no transferidos a terceros fueron negativos en US$22 millones en el 3T21 comparado con US$3 millones positivos en el 2T21. En el 3T21 se amplió la brecha entre el precio de transferencia entre negocios y el costo de producción de los inventarios de la compañía, mientras que en el 2T21 se dio la misma tendencia, pero sólo de manera marginal.

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Clasificación YPF: No Confidencial

Clasificación YPF: No Confidencial

5. LIQUIDEZ Y RECURSOS DE CAPITAL

5.1. RESUMEN ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO

5.1. RESUMEN ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO
Flujo de Efectivo Cifras no auditadas, en US$ millones 3T20 2T21 3T21 A/A ∆		9M21 A/A ∆ 9M20
Efectivo al inicio del ejercicio 1.187 612 540 -54,5% Flujo neto de efectivo de las actividades operativas 666 1.001 1.086 63,2% Flujo neto de efectivo de las actividades de inversión (279) (531) (789) N.M Flujo neto de efectivo de las actividades de financiación (730) (525) (200) -72,6% Ajustes de conversión & otros (60) (17) (15) -75,4%		1.106 650 -41,2% 2.125 3.141 47,8% (1.016) (1.844) 81,4% (1.313) (1.247) -5,0% (118) (77) -34,3%
Efectivo al cierre del período 784 540 623 -20,5%		784 623 -20,5%
Inversiones en activos financieros 220 395 410 86,2%		220 410 86,2%
Caja + inversiones corrientes al cierre 1.004 935 1.034 2,9%		1.004 1.034 2,9%
FCF 150 311 144 -3,8%		126 740 N.M

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

El flujo neto de efectivo de las actividades operativas ascendió a US$1.086 millones en el 3T21, aumentando un 8,6% t/t en comparación con los US$1.001 millones registrados en el 2T21. El incremento t/t se debió principalmente a la expansión del EBITDA Ajustado. Año contra año, la mejora continua de la rentabilidad resultó en un aumento de 63,2% en nuestro flujo de efectivo de las actividades operativas.

El flujo neto de efectivo de las actividades de inversión fue de US$789 millones negativo, en comparación con los US$531 millones negativos del 2T21. Esta variación fue principalmente impulsada por un aumento en la adquisición de PP&E (CAPEX percibido), que totalizó US$702 millones, incluyendo compras de materiales como resultado del plan de catch-up implementado principalmente en nuestro corehub de crudo de shale para alcanzar nuestro guidance anual de CAPEX de US$2,7 billones. En el 3T20 el flujo neto de efectivo de las actividades de inversión fue negativo por tan sólo US$279 millones debido a la paralización de la actividad.

El flujo neto de efectivo de las actividades de financiación ascendió a US$200 millones negativo, en comparación con US$525 millones negativos en el 2T21, con tomas netas durante el trimestre en US$55 millones debido principalmente a la emisión del bono dollar-linked en el mercado local por US$384 millones a 11 años en julio 2021. Los pagos de intereses durante el trimestre aumentaron 39,7% t/t, totalizando US$183 millones.

El flujo de caja libre (FCF) antes del financiamiento de la deuda alcanzó los US$144 millones durante el trimestre, siendo positivo por sexto trimestre consecutivo , y acumulando US$740 millones durante los 9M21 (comparado a los US$126 millones en los 9M20). La mejora estuvo relacionada con la recuperación de la rentabilidad ya mencionada.

La liquidez total consolidada, incluyendo US$410 millones en bonos soberanos y letras del Tesoro argentino, se situó en US$1.034 millones al 30 de septiembre de 2021, en línea con la posición de liquidez mantenida en los últimos años, y con el target establecido de US$1 billón más/menos 10%.

En términos de manejo de caja, en el 3T21 continuamos administrando nuestra liquidez para minimizar la exposición cambiaria. Considerando el nuevo bono local antes mencionado, nuestra exposición cambiaria neta, -incluyendo instrumentos de cobertura, activos financieros con vencimiento en los próximos 24 meses, y neteando nuestra deuda denominada en pesos -, aumentó de 6% al cierre de junio 2021 al 14% a finales de septiembre 2021.

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Clasificación YPF: No Confidencial

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5.2. DEUDA NETA

Desglose Deuda Neta	3T20	2T21	3T21	T/T ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Deuda corto plazo	1.893	1.274	1.092	-14,3%
Deuda largo plazo	6.314	6.160	6.397	3,9%
Deuda Total	8.207	7.434	7.489	0,7%
Tasa de interés promedio para deuda AR$	33,8%	35,7%	35,1%
Tasa de interés promedio para deuda US$	7,5%	7,6%	7,5%
% deuda en AR$	7%	6%	5%
Caja y equivalente de caja	1.004	935	1.034	10,6%
% caja en AR$	71%	55%	60%
Deuda neta	7.203	6.499	6.455	-0,7%

Las tasas de interés promedio de la deuda en AR$ y US$ se refieren a YPF individual.

Al 30 de septiembre de 2021, la deuda neta consolidada de YPF totalizó US$6.455 millones, disminuyendo en US$44 millones t/t, en niveles no vistos desde 2015 . Año contra año, la deuda neta disminuyó en US$747 millones.

Nuestra razón de deuda neta sobre EBITDA Ajustado de los últimos doce meses móviles disminuyó a 2,0x, en comparación con 2,7x en el 2T21, y 4,9x en el 1T21 debido a la fuerte recuperación de la rentabilidad, junto con nuestros menores niveles de deuda neta, situándose nuevamente dentro de los límites de los covenants de deuda y ya alcanzando nuestro guidance para el año. Desde que comenzó la pandemia a fines del 1T20, hemos reducido nuestra deuda neta en US$1.184 millones.

En cuanto a nuestro perfil de vencimientos, no tenemos vencimientos importantes en el 4T21, ya que la mayor parte se relaciona con instrumentos locales (préstamos, líneas comerciales y bonos). De cara al 2022, necesitamos enfrentar compromisos por US$826 millones, con alrededor del 40% bajo los bonos internacionales de 2024 y 2025 con vencimiento entre marzo y septiembre de 2022, y el resto se compone principalmente de líneas comerciales y préstamos bancarios.

El siguiente cuadro muestra el perfil de vencimientos de principal de la compañía al 30 de septiembre de 2021, expresado en millones de dólares:

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Bonos Internacionales
Bonos Locales
Préstamos Bancarios Internacionales
Préstamos Comerciales Internacionales
Préstamos Bancarios & Comerciales Locales
1.461
1.274
2022 = 826
1.036
791 818
571
504
200 224 229
138
70
47
4T21 1T22 2T22 3T22 4T22 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030+
----- End of picture text -----

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Clasificación YPF: No Confidencial

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Durante el 3T21 se realizaron las siguientes emisiones:

Nuevas Emisiones Instrumento	Mercado	Fecha Emisión (*)	Fecha Vencimiento	Moneda	Tasa de Interés	Monto Emitido
Clase XX	Local	22-Jul-21	22-Jul-32	US$ linked	5,75%	384.209.900

(*) En la primera y segunda fecha de liquidación (22 de julio del 2021 - 6 de septiembre del 2021) se emitieron US$ 230.525.940 - 30% del valor nominal en cada fecha respectivamente - y el 40% restante se emitió el 21 de octubre del 2021.

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Clasificación YPF: No Confidencial

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6. TABLAS Y NOTAS

6.1. ESTADO DE RESULTADOS CONSOLIDADO

Estado de Resultados Cifras no auditadas,en US$millones	3T20	2T21	3T21	A/A ∆		9M20	9M21	A/A ∆
Ingresos	2.327	3.349	3.621	55,6%		7.106	9.618	35,3%
Costos	(2.180)	(2.639)	(2.820)	29,3%		(6.693)	(7.697)	15,0%
Resultado bruto	147	710	801	N.M		413	1.921	N.M
Gastos de comercialización	(220)	(276)	(280)	27,5%		(785)	(780)	-0,5%
Gastos de administración	(122)	(115)	(117)	-4,2%		(339)	(335)	-1,2%
Gastos de exploración	(58)	(9)	(10)	-82,8%		(71)	(20)	-71,6%
Deterioro de propiedades, planta y equipo y activos intangibles	(19)	-	-	N.M		(869)	-	N.M
Otrosresultados operativos,netos	(47)	(1)	34	N.M		191	30	-84,2%
Resultado operativo	(319)	310	428	N.M		(1.460)	816	N.M
Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos	58	15	45	-23,0%		112	117	4,8%
Ingresos financieros	303	206	157	-48,1%		1.099	617	-43,9%
Costos financieros	(448)	(376)	(304)	-32,1%		(1.489)	(1.046)	-29,8%
Otros resultados financieros	46	54	65	40,4%		200	182	-8,8%
Resultados financieros, netos	(98)	(116)	(82)	-16,4%		(191)	(247)	29,2%
Resultado antes de impuesto a las ganancias	(360)	209	390	N.M		(1.539)	686	N.M
Impuesto alas ganancias	(122)	(701)	(153)	25,1%		(98)	(966)	N.M
Resultado neto del período	(482)	(492)	237	N.M		(1.637)	(280)	-82,9%
Resultado neto atribuible a accionistas de la controlante	(484)	(479)	232	N.M		(1.635)	(271)	-83,4%
Resultado neto atribuible al interés no controlante	2	(13)	5	N.M		(2)	(10)	N.M
Resultado neto por acción atribuible a los accionistas de la controlante (básico y diluido)	(1,23)	(1,22)	0,59	N.M		(4,17)	(0,69)	-83,5%
Otrosresultadosintegrales	630	371	275	-56,3%		2.158	1.388	-35,7%
Resultado integral total del período	147	(121)	512	N.M		521	1.107	N.M
Estado de Resultados Cifras no auditadas,en AR$millones	3T20	2T21	3T21	A/A ∆		9M20	9M21	A/A ∆
Ingresos	173.485	315.873	353.558	N.M		481.713	904.321	87,7%
Costos	(162.353)	(248.940)	(275.354)	69,6%		(455.089)	(722.825)	58,8%
Resultado bruto	11.132	66.933	78.204	N.M		26.624	181.496	N.M
Gastos de comercialización	(16.358)	(26.021)	(27.369)	67,3%		(53.402)	(73.335)	37,3%
Gastos de administración	(9.144)	(10.912)	(11.522)	26,0%		(23.276)	(31.559)	35,6%
Gastos de exploración	(4.218)	(804)	(963)	-77,2%		(5.074)	(1.926)	-62,0%
Deterioro de propiedades, planta y equipo y activos intangibles	(1.405)	-	-	N.M		(58.834)	-	N.M
Otrosresultados operativos,netos	(3.496)	(55)	3.286	N.M		11.827	2.955	-75,0%
Resultado operativo	(23.489)	29.141	41.636	N.M		(102.135)	77.631	N.M
Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos	4.530	1.439	4.358	-3,8%		8.250	10.913	32,3%
Ingresos financieros	22.251	19.314	15.374	-30,9%		73.874	57.035	-22,8%
Costos financieros	(33.386)	(35.448)	(29.862)	-10,6%		(101.200)	(97.633)	-3,5%
Otros resultados financieros	3.685	5.262	6.535	77,3%		14.467	17.482	20,8%
Resultados financieros, netos	(7.450)	(10.872)	(7.953)	6,8%		(12.859)	(23.116)	79,8%
Resultado antes de impuesto a las ganancias	(26.409)	19.708	38.041	N.M		(106.744)	65.428	N.M
Impuesto alas ganancias	(8.923)	(65.970)	(15.070)	68,9%		(7.285)	(90.966)	N.M
Resultado neto del período	(35.332)	(46.262)	22.971	N.M		(114.029)	(25.538)	-77,6%
Resultado neto atribuible a accionistas de la controlante	(35.466)	(45.017)	22.500	N.M		(113.884)	(24.583)	-78,4%
Resultado neto atribuible al interés no controlante	134	(1.245)	471	N.M		(145)	(955)	N.M
Resultado neto por acción atribuible a los accionistas de la controlante (básico y diluido)	(90,29)	(114,67)	57,33	N.M		(290,13)	(62,60)	-78,4%
Otrosresultadosintegrales	46.179	34.904	26.781	-42,0%		145.197	127.343	-12,3%
Resultado integral total del período	10.847	(11.358)	49.752	N.M		31.168	101.805	N.M

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

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Clasificación YPF: No Confidencial

Clasificación YPF: No Confidencial

6.2. BALANCE GENERAL CONSOLIDADO

6.2. BALANCE GENERAL CONSOLIDADO
Balance General Consolidado Cifras no auditadas	2020-12-31 2021-09-30 En US$ millones		2020-12-31 2021-09-30 En AR$ millones
Activo No Corriente Activos intangibles Propiedades, planta y equipo Activos por derecho de uso Inversiones en asociadas y negocios conjuntos Activos por impuesto diferido, netos Otros créditos Créditos por ventas Inversiones enactivosfinancieros	465 438 16.413 15.841 524 467 1.274 1.370 31 21 174 201 101 43 0 144		39.119 43.197 1.379.527 1.562.586 44.081 46.049 107.112 135.146 2.629 2.115 14.657 19.797 8.531 4.208 0 14.188
Total del Activo No Corriente	18.985 18.525		1.595.656 1.827.286
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	6 1 1.191 1.399 10 11 409 462 1.287 1.615 344 410 650 623		494 99 100.137 137.999 871 1.069 34.369 45.612 108.146 159.322 28.934 40.466 54.618 61.498
Total del Activo Corriente	3.897 4.522		327.569 446.065
Total del Activo	22.882 23.047		1.923.225 **2.273.351 **
Patrimonio Neto Aportes de los propietarios 124 106 Reservas, otros resultados integrales y resultados acumulados 7.934 7.779 Interésno controlante 73 76			10.385 10.457 666.845 767.343 6.165 7.472
Total Patrimonio Neto 8.131 **7.961 **			683.395 785.272
Pasivo No Corriente Provisiones 2.219 2.312 Pasivos por impuesto diferido, netos 1.423 2.139 Impuesto a las ganancias a pagar 42 32 Cargas fiscales 3 2 Remuneraciones y cargas sociales 46 36 Pasivos por arrendamientos 288 260 Préstamos 6.277 6.397 Otros pasivos 35 9 Cuentas porpagar 8 15			186.488 228.015 119.609 210.994 3.571 3.184 215 205 3.860 3.562 24.172 25.689 527.575 630.995 2.961 931 710 1.496
Total del Pasivo No Corriente 10.341 11.203			869.161 1.105.071
Pasivo Corriente Provisiones 73 87 Pasivos de contratos 81 177 Impuesto a las ganancias a pagar 9 17 Cargas fiscales 188 191 Remuneraciones y cargas sociales 178 199 Pasivos por arrendamientos 263 229 Préstamos 1.793 1.092 Otros pasivos 108 52 Cuentas porpagar 1.718 1.838			6.133 8.617 6.824 17.425 740 1.632 15.764 18.871 14.934 19.655 22.098 22.597 150.731 107.734 9.062 5.139 144.383 181.338
Total del Pasivo Corriente 4.410 3.883			370.669 383.008
Total del Pasivo 14.751 15.086			1.239.830 1.488.079
Total del Pasivo y Patrimonio Neto 22.882 23.047			1.923.225 **2.273.351 **

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

Clasificación YPF: No Confidencial

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Clasificación YPF: No Confidencial

6.3. ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO CONSOLIDADO

Estado de Flujo de Efectivo Consolidado Cifras no auditadas,en US$millones 3T20 2T21 3T21 A/A ∆		A/A ∆ 9M20 9M21
Actividades operativas: Resultado neto (482) (492) 237 N.M Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos (58) (15) (45) -23,0% Depreciación de propiedades, planta y equipo 645 772 715 10,8% Depreciación de activos por derecho de uso 64 51 52 -18,4% Amortización de activos intangibles 13 13 13 -5,8% Bajas de propiedades, planta y equipo y activos intangibles y consumo de materiales 137 87 74 -46,4% Cargo por impuesto a las ganancias 122 701 153 25,1% Aumento neto de provisiones 103 79 49 -51,9% Deterioro de propiedades, planta y equipo y activos intangibles 19 - - -100,0% Efecto de las variaciones de los tipos de cambio, intereses y otros 88 122 105 18,5% Planes de beneficios en acciones 1 1 1 -43,5% Seguros devengados - - - N.M Resultado por canje de deuda 29 - - N.M Resultado por cesión de participación en áreas - (5) (11) N.M Resultado por venta de activos mantenidos para su disposición - (33) (25) -100,0% Resultado por canje de instrumentos financieros (18) - - N.M Cambios en activos y pasivos: Créditos por ventas (119) (162) (123) 3,1% Otros creditos 26 55 (29) N.M Inventarios 61 (86) (95) N.M Cuentas por pagar (136) (63) (53) -61,2% Cargas fiscales 23 (57) (15) N.M Remuneraciones y cargas sociales 83 13 16 -81,4% Otros pasivos 1 (17) (24) N.M Disminución de provisiones incluidas en el pasivo por pago/utilización (4) (10) (14) N.M Activos de contratos 0 (11) 3 N.M Pasivos de contratos 43 14 104 N.M Dividendos cobrados 5 40 - -100,0% Cobro de seguros por pérdida de beneficio 28 5 - -100,0% Pagos deimpuesto alas ganancias (10) (1) (1) -86,3%		(1.637) (280) -82,9% (112) (117) 4,8% 1.990 2.175 9,3% 200 151 -24,5% 35 37 5,5% 253 244 -3,7% 98 966 N.M 348 193 -44,4% 869 - -100,0% 135 270 N.M 6 3 -43,3% (48) - N.M 29 (21) N.M (191) (16) -91,8% - (58) N.M (18) - N.M 307 (264) N.M 127 (67) N.M (35) (206) N.M (369) 75 N.M 29 19 -32,8% 68 1 -98,4% 3 (68) N.M (30) (45) 48,2% (5) (3) -43,2% 25 111 N.M 37 40 10,2% 43 5 -87,2% (32) (4) -87,0%
Flujo neto de efectivo de las actividades operativas 666 1.001 1.086 63,2%		2.125 3.141 47,8%
Actividades de inversión: Adquisiciones de propiedad, planta y equipo y activos intangibles (191) (500) (702) N.M Cobros por ventas de activos financieros 37 120 103 N.M Pagos por adquisición de activos financieros (126) (191) (209) 66,3% Intereses cobrados de activos financieros 0 22 5 N.M Cobros por venta de activos y cesiónde participaciónenáreas - 17 14 N.M		(1.269) (1.695) 33,6% 454 327 -27,9% (416) (547) 31,5% 0 40 N.M 215 32 -85,3%
Flujo neto de efectivo de las actividades de inversión (279) (531) (789) N.M		(1.016) (1.844) 81,4%
Actividades de financiación: Pago de préstamos (691) (543) (253) -63,4% Pago de intereses (251) (131) (183) -27,2% Préstamos obtenidos 288 226 308 6,8% Pagos por arrendamientos (74) (77) (72) -2,6% Pago deinteresesrelacionados conel impuesto alas ganancias (2) (0) (0) -88,3%		(1.893) (1.333) -29,6% (713) (513) -28,0% 1.533 824 -46,3% (232) (225) -2,8% (9) (0) -94,6%
Flujo neto de efectivo de las actividades de financiación (730) (525) (200) -72,6%		(1.313) (1.247) -5,0%
Efecto de las variaciones de los tipos de cambio sobre el efectivo y equivalentes de efectivo 17 6 3 -80,3% Ajustes de conversión (77) (23) (18) -76,5% Aumento (disminución) neto del efectivo y equivalentes de efectivo (403) (72) 83 N.M Efectivo y equivalentes de efectivo al inicio delejercicio 1.187 612 540 -54,5%		140 20 -85,7% (258) (97) -62,3% (322) (26) -91,8% 1.106 650 -41,2%
Efectivoy equivalentes de efectivo al cierre delperíodo 784 540 623 -20,5%		784 623 -20,5%

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Clasificación YPF: No Confidencial

Clasificación YPF: No Confidencial

Estado de Flujo de Efectivo Consolidado Cifras no auditadas, en AR$ millones	3T20 2T21 3T21 A/A ∆		A/A ∆ 9M20 9M21
Actividades operativas Resultado neto Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos Depreciación de propiedades, planta y equipo Depreciación de activos por derecho de uso Amortización de activos intangibles Bajas de propiedades, planta y equipo y activos intangibles y consumo de materiales Cargo por impuesto a las ganancias Aumento neto de provisiones Deterioro de propiedades, planta y equipo y activos intangibles Efecto de las variaciones de los tipos de cambio, intereses y otros Planes de beneficios en acciones Seguros devengados Resultado por canje de deuda Resultado por cesión de participación en áreas Resultado por venta de activos mantenidos para su disposición Resultado por canje de instrumentos financieros Cambios en activos y pasivos: Créditos por ventas Otros creditos Inventarios Cuentas por pagar Cargas fiscales Remuneraciones y cargas sociales Otros pasivos Disminución de provisiones incluidas en el pasivo por pago/utilización Activos de contratos Pasivos de contratos Dividendos cobrados Cobro de seguros por pérdida de beneficio Pagos deimpuesto alas ganancias	(35.332) (46.262) 22.971 N.M (4.530) (1.439) (4.358) -3,8% 47.375 72.552 69.548 46,8% 4.703 4.768 5.092 8,3% 1.000 1.197 1.246 24,6% 10.062 8.186 7.151 -28,9% 8.923 65.970 15.070 68,9% 7.529 7.455 4.800 -36,2% 1.405 - - -100,0% 6.690 11.375 9.966 49,0% 68 122 51 -25,0% - - - N.M 2.097 - - N.M - (472) (1.027) N.M - (3.121) (2.428) -100,0% (1.330) - - N.M (8.709) (15.252) (11.916) 36,8% 1.880 5.202 (2.851) N.M 4.460 (8.102) (9.202) N.M (9.971) (5.947) (5.134) -48,5% 1.665 (5.339) (1.453) N.M 6.113 1.246 1.507 -75,3% 61 (1.593) (2.369) N.M (280) (933) (1.373) N.M 7 (1.028) 283 N.M 3.141 1.327 10.099 N.M 398 3.766 - -100,0% 2.030 503 - -100,0% (708) (129) (129) -81,8%		(114.029) (25.538) -77,6% (8.250) (10.913) 32,3% 133.947 202.975 51,5% 13.382 14.074 5,2% 2.409 3.485 44,7% 17.422 22.706 30,3% 7.285 90.966 N.M 23.694 17.978 -24,1% 58.834 - -100,0% 8.930 25.155 N.M 368 292 -20,7% (3.189) - N.M 2.097 (1.855) N.M (12.233) (1.499) -87,7% - (5.549) N.M (1.330) - N.M 18.510 (25.352) N.M 9.147 (5.912) N.M (929) (19.551) N.M (25.353) 5.799 N.M 2.042 1.275 -37,6% 5.270 304 -94,2% 212 (6.339) N.M (1.919) (4.127) N.M (256) (265) 3,5% 1.922 10.815 N.M 2.494 3.794 52,1% 3.034 515 -83,0% (2.164) (387) -82,1%
Flujo neto de efectivo de las actividades operativas	48.747 94.052 105.544 N.M		141.347 292.846 N.M
Actividades de inversión: Adquisiciones de propiedad, planta y equipo y activos intangibles Cobros por ventas de activos financieros Pagos por adquisición de activos financieros Intereses cobrados de activos financieros Cobros por venta de activos y cesiónde participaciónenáreas	(13.994) (46.976) (68.176) N.M 2.713 11.284 9.972 N.M (9.192) (17.909) (20.284) N.M 15 2.049 475 N.M - 1.634 1.376 N.M		(81.880) (158.792) 93,9% 30.885 30.512 -1,2% (28.841) (51.287) 77,8% 15 3.696 N.M 13.867 3.010 -78,3%
Flujo neto de efectivo de las actividades de inversión	(20.458) (49.918) (76.637) N.M		(65.954) (172.861) N.M
Actividades de financiación: Pago de préstamos Pago de intereses Préstamos obtenidos Pagos por arrendamientos Pago deinteresesrelacionados conel impuesto alas ganancias	(50.611) (51.050) (24.562) -51,5% (18.354) (12.281) (17.730) -3,4% 21.096 21.208 29.902 41,7% (5.411) (7.197) (6.991) 29,2% (168) (14) (26) -84,5%		(129.668) (123.080) -5,1% (47.941) (47.674) -0,6% 102.684 76.823 -25,2% (15.470) (20.971) 35,6% (608) (47) -92,3%
Flujo neto de efectivo de las actividades de financiación	(53.448) (49.334) (19.407) -63,7%		(91.003) (114.949) 26,3%
Efecto de las variaciones de los tipos de cambio sobre el efectivo y equivalentes de efectivo Aumento (disminución) neto del efectivo y equivalentes de efectivo Efectivo y equivalentes de efectivo al inicio delejercicio	1.259 593 329 -73,9% (23.900) (4.607) 9.829 N.M 83.541 56.276 51.669 -38,2%		9.151 1.844 -79,8% (6.459) 6.880 N.M 66.100 54.618 -17,4%
Efectivo y equivalentes de efectivo al cierre del período	59.641 51.669 61.498 3,1%		59.641 61.498 3,1%

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

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Clasificación YPF: No Confidencial

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6.4. PRINCIPALES MAGNITUDES FÍSICAS

Principales magnitudes físicas Cifras no auditadas	Unidad	2T21 Acum. 2021 1T21 3T21 2T20 Acum. 2020 3T20 4T20 1T20	2T21 Acum. 2021 1T21 3T21 2T20 Acum. 2020 3T20 4T20 1T20
Total Producción	Kboe	46.439 42.480 43.101 38.901 170.920	39.330 41.961 45.591 126.882
Crudo NGL Gas natural	Kbbl Kbbl Mm3	20.488 18.274 18.621 18.311 75.693 4.090 4.162 4.121 995 13.369 3.476 3.187 3.237 3.116 13.015	18.691 19.125 19.265 57.082 2.653 3.329 3.832 9.815 2.860 3.102 3.576 9.538
Henry Hub Brent	USD/MMBTU USD/bbl	1,9 1,8 2,1 2,8 2,1 50,4 29,3 43,0 44,3 41,8	2,7 3,0 4,3 3,3 61,8 68,8 73,5 67,7
Ventas(YPF individual)
Ventas de productos refinados	Km3	4.101 3.041 3.771 4.056 14.970	4.140 4.264 4.610 13.015
Mercado local Nafta Gasoil Jet fuel Fuel Oil LPG Otros () Mercado externo Nafta virgen Jet fuel LPG Bunker (Gasoil y Fuel Oil) Otros()	Km3 Km3 Km3 Km3 Km3 Km3 Km3 Km3 Km3 Km3 Km3 Km3 Km3	3.541 2.679 3.495 3.890 13.606 1.222 579 816 1.081 3.698 1.722 1.578 1.931 1.812 7.044 126 13 14 27 180 4 29 157 85 275 136 182 229 122 670 330 298 348 763 1.739 561 362 275 166 1.364 86 104 52 24 266 124 10 10 22 165 141 23 33 38 235 103 103 94 51 350 107 122 87 31 347	3.901 3.976 4.297 12.174 1.240 1.032 1.263 3.534 1.811 1.931 2.084 5.826 65 49 74 188 102 73 36 211 130 195 186 511 553 697 654 1.905 239 288 313 840 0 96 89 185 25 27 29 81 74 23 62 159 52 64 78 193 88 79 55 222
Ventas de productos petroquímicos	Ktn	227 147 192 152 717	247 229 248 724
Mercado local Metanol Otros Mercado externo Metanol Otros	Ktn Ktn Ktn Ktn Ktn Ktn	166 95 147 116 524 55 22 36 14 129 111 72 110 102 395 61 52 45 36 193 27 6 2 15 50 33 46 43 21 143	166 179 187 532 43 57 71 171 123 121 117 361 81 50 60 192 45 18 32 95 37 32 28 97
Granos, harinas y aceites	Ktn	238 523 459 217 1.438	294 456 381 1.132
Mercado local Mercado externo	Ktn Ktn	33 97 57 29 216 205 427 401 189 1.221	11 11 4 26 284 445 377 1.106
Ventas de fertilizantes	Ktn	91 227 233 131 682	186 328 25 539
Mercado local	Ktn	91 227 233 131 682	186 328 25 539
Principales productos importados(YPF individual) Nafta Jet Fuel Gasoil	Km3 Km3 Km3	51 0 0 0 51 0 0 0 8 8 78 150 82 61 371	82 6 46 134 0 4 0 4 46 155 251 452

Brent: El precio del Brent del 1T20 ha sido re expresado. Otros (*): Incluye principalmente las ventas de aceites y bases lubricantes, grasas, asfaltos y carbón residual, entre otros.

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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 2020, 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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