YPF S.A. — Interim / Quarterly Report 2023

Nov 9, 2023

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ÍNDICE

1.	PRINCIPALES HITOS	2
2.	ANÁLISIS DE RESULTADOS CONSOLIDADOS	4
3.	EBITDA Y RECONCILIACIÓN DEL EBITDA AJUSTADO	7
4.	ANALISIS DE RESULTADOS POR NEGOCIO	10
	4.1. UPSTREAM	10
	4.2. INDUSTRIALIZACIÓN	14
	4.3. COMERCIALIZACIÓN	17
	4.4. GAS Y ENERGÍA	20
	4.5. CORPORACIÓN Y OTROS	22
5.	LIQUIDEZ Y RECURSOS DE CAPITAL	23
	5.1. RESUMEN ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO	23
	5.2. DEUDA NETA	24
6.	TABLAS Y NOTAS	26
	6.1. ESTADO DE RESULTADOS CONSOLIDADO	26
	6.2. BALANCE GENERAL CONSOLIDADO	27
	6.3. ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO CONSOLIDADO	28
	6.4. PRINCIPALES MAGNITUDES FÍSICAS	30

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SÓLIDO CRECIMIENTO INTERANUAL DE LA PRODUCCIÓN DE CRUDO CONTINÚA IMPULSANDO OPORTUNIDADES A MEDIANO PLAZO, A PESAR DE UNA LEVE CAÍDA EN LOS RESULTADOS DEL TRIMESTRE

Bases de presentación

A partir del 4T2022, la información financiera contenida en este documento está expresada, salvo que se indique lo contrario, en dólares estadounidenses correspondientes a la moneda funcional de YPF S.A. La información se basa en los estados financieros preparados de acuerdo con las NIIF vigentes en Argentina. Por otra parte, la información financiera de períodos anteriores se encuentra reexpresada en dólares estadounidenses correspondientes a la moneda funcional de YPF S.A (en sustitución de los resultados financieros individuales de YPF S.A. expresados en pesos argentinos divididos por el tipo de cambio promedio del período). Ciertos montos monetarios y otras cifras incluidas en este informe han estado sujetas a ajustes de redondeo. Cualquier diferencia en cualquier tabla entre los totales y las sumas de los importes se deben al redondeo.

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Resumen Consolidado Resultados
3T22 2T23 3T23 A/A ∆ T/T ∆ 9M22 9M23 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Ingresos 5.357 4.375 4.504 -15,9% 2,9% 14.112 13.117 -7,1%
EBITDA 1.580 1.075 992 -37,2% -7,7% 4.216 3.183 -24,5%
EBITDA Ajustado 1.506 1.005 926 -38,5% -7,8% 4.014 2.976 -25,9%
Resultado operativo antes de deterioro de activos 849 221 119 -86,0% -46,2% 2.138 675 -68,4%
Resultado operativo 751 221 (387) N/A N/A 2.040 169 -91,7%
Resultado neto antes de deterioro de activos 757 380 192 -74,6% -49,5% 1.834 913 -50,2%
Resultado neto 693 380 (137) N/A N/A 1.770 584 -67,0%
Resultado neto por acción 1,76 0,86 (0,33) N/A N/A 4,48 1,40 -68,8%
Inversiones 1.137 1.374 1.546 36,0% 12,6% 2.771 4.218 52,2%
FCF 243 (284) (379) N/A 33,5% 943 (680) N/A
Caja y equivalentes de caja 1.335 1.470 1.478 10,8% 0,5% 1.335 1.478 10,8%
Deuda total 6.989 7.782 8.153 16,6% 4,8% 6.989 8.153 16,6%
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EBITDA = Resultado operativo + Depreciación de propiedad, planta y equipo + Depreciación por derecho de uso de uso de activos + Amortización de activos intangibles + Perforaciones exploratorias. EBITDA Ajustado = EBITDA que excluye los efectos de la NIIF 16 + partidas no recurrentes. Caja y equivalentes de caja: Incluye Inversiones en activos financieros corrientes. Resultado neto por acción atribuible a los accionistas de la controlante (básico y diluido)

FCF= Flujo Neto de las Actividades Operativas menos inversiones (Actividades de inversión), M&A (Actividades de inversión), y pago de intereses y leasing (Actividades de Financiación)

1. PRINCIPALES HITOS

• El EBITDA Ajustado alcanzó US$ 926 millones , disminuyendo un 8% secuencialmente, principalmente debido a una caída en los precios locales de combustibles en dólares, parcialmente compensada por mayores ventas estacionales de gas natural.

• La producción total de hidrocarburos promedió los 520 Kboe/d, con un incremento del 1% con respecto al trimestre anterior, y 3% en términos interanuales, especialmente impulsada por una expansión del 5% en nuestra producción de crudo.

• La producción de crudo shale continuó registrando un notable crecimiento del 20% interanual, mientras que la producción de shale gas se incrementó un 6% a/a. En términos secuenciales, la producción de crudo shale mostró una leve caída del 3%, principalmente debido a los efectos de interferencias en la actividad de construcción de pozos nuevos sobre la producción existente en nuestros bloques del Core-Hub , la cual fue totalmente recuperada durante el mes de octubre, mientras que la producción de shale gas registró una expansión del 7% t/t.

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• Las exportaciones de crudo Medanito continuaron creciendo durante el trimestre, promediando casi 19 Kbbl/d, representando un 8% de la producción total de crudo y un 13% de la producción de crudo Medanito.

• Los volúmenes de venta de combustibles en el mercado local alcanzaron el máximo nivel trimestral despachado en la historia de la Compañía, creciendo un 3% t/t y 2% en términos interanuales.

• Los niveles de procesamiento en nuestras refinerías cayeron 1% con respecto al 3T22 y 10% en comparación con el trimestre anterior, como resultado de paros programados de mantenimiento en nuestras refinerías de La Plata y Luján de Cuyo.

• Los costos operativos permanecieron estables t/t, registrando un incremento interanual del 11%, principalmente derivado de una evolución negativa de las principales variables macroeconómicas, acompañada de una mayor actividad de mantenimiento y costos de transporte durante el período.

• Las inversiones alcanzaron US$1.546 millones (+13% t/t y +36% a/a), en línea con nuestro plan anual, el que esperamos alcanzar al cierre del año con un leve desvío al alza, especialmente como resultado de mayores costos en dólares.

• El flujo de caja libre totalizó US$379 millones negativos durante el trimestre, ya que el flujo de inversiones continuó creciendo y no logró ser compensado totalmente con el flujo de las actividades operativas, alcanzando un nivel de deuda neta de US$6.675 millones y un ratio de endeudamiento neto de 1,7 veces en relación con el EBITDA ajustado

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2. ANÁLISIS DE RESULTADOS CONSOLIDADOS

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Desglose Ingresos Consolidados
3T22 2T23 3T23 A/A ∆ T/T ∆ 9M22 9M23 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Gasoil 1.954 1.639 1.563 -20,0% -4,6% 5.007 4.821 -3,7%
Nafta 879 833 824 -6,2% -1,0% 2.575 2.550 -0,9%
Gas natural como productores (a terceros) 470 386 464 -1,3% 20,3% 1.194 1.120 -6,2%
Otros 1.424 1.124 1.174 -17,6% 4,5% 3.536 3.275 -7,4%
Total Mercado Local 4.727 3.982 4.025 -14,8% 1,1% 12.312 11.766 -4,4%
Jet fuel 135 107 127 -5,9% 18,8% 349 395 13,2%
Granos y harinas 217 46 26 -88,0% -43,5% 632 77 -87,8%
Crudo 0 46 152 N/A 231,7% 5 210 3980,2%
Petroquímicos y otros 278 195 173 -37,6% -10,9% 814 668 -17,9%
Total Mercado Externo 630 393 479 -24,0% 21,6% 1.800 1.351 -25,0%
Total Ingresos 5.357 4.375 4.504 -15,9% 2,9% 14.112 13.117 -7,1%
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Durante el 3T23, los ingresos totalizaron US$ 4.504 millones, aumentando un 2,9% t/t y disminuyendo

un 15,9% a/a. En términos secuenciales, los ingresos aumentaron principalmente como resultado de mayores exportaciones de petróleo crudo, mayores ventas de gas natural y por el aumento en los volúmenes despachados de gasoil y naftas en el mercado local, parcialmente compensados por una disminución en los precios locales de los combustibles en dólares.

Al analizar los ingresos del 3T23, cabe destacar:

• Las ventas de gasoil en el mercado local (minorista y mayorista) – 34,7% de los ingresos totales – disminuyeron 4,6% t/t debido a una contracción del 6,5% en los precios, parcialmente compensada por un incrementodel 2,0% en los volúmenes despachados.

• Las ventas de naftas en el mercado local – 18,3% de los ingresos totales – disminuyeron 1,0% t/t , principalmente debido a una caída de los precios del 5,6%, mientras que los volúmenes se incrementaron un 4,8%.

• Las ventas de gas natural como productores vendidos a terceros en el mercado local - que representan el 10,3% de los ingresos totales - aumentaron un 20,3% t/t principalmente debido a mayores precios promedio de venta del 11,2%, impulsados por el factor estacionalidad contemplado en el Plan Gas entre mayo y septiembre, mientras que los volúmenes vendidos por su parte aumentaron un 8,1%.

• Otras ventas locales aumentaron 4.5% t/t, principalmente por mayores ventas estacionales de gas natural al segmento de distribución minorista – a través de nuestra subsidiaria Metrogas S.A. (“Metrogas”) – y fertilizantes.

• Los ingresos por exportaciones aumentaron un 21,6% en términos secuenciales, variación explicada principalmente por las mayores exportaciones de petróleo crudo a Chile a través del oleoducto trasandino, parcialmente compensadas por menores exportaciones de productos non oil para el agro.

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Desglose Costos Consolidados
3T22 2T23 3T23 A/A ∆ T/T ∆ 9M22 9M23 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Costo de extracción (631) (746) (746) 18,3% 0,0% (1.774) (2.163) 21,9%
Otros Upstream (120) (124) (112) -7,0% -10,0% (314) (351) 11,9%
Costos de Industrialization (409) (446) (451) 10,2% 1,0% (1.103) (1.311) 18,9%
Comercialización, GyE, Corpo y Otros (274) (271) (277) 1,2% 2,1% (648) (755) 16,4%
Total Costos Operativos (1.434) (1.588) (1.586) 10,6% -0,1% (3.839) (4.580) 19,3%
Depreciaciones y Amortizaciones (724) (854) (864) 19,3% 1,2% (2.064) (2.493) 20,8%
Regalías (263) (247) (248) -5,5% 0,5% (719) (731) 1,7%
Otros (330) (260) (281) -15,0% 8,0% (911) (790) -13,3%
Total Otros Costos (1.317) (1.361) (1.393) 5,8% 2,4% (3.694) (4.014) 8,7%
Importación de combustibles (596) (192) (262) -56,0% 36,7% (1.286) (854) -33,6%
Compras de crudo a terceros (362) (323) (308) -15,0% -4,8% (927) (1.018) 9,8%
Compras de biocombustibles (301) (230) (197) -34,7% -14,3% (718) (656) -8,6%
Compras agro non-oil (387) (253) (194) -49,8% -23,2% (1.080) (561) -48,0%
Otras compras (364) (244) (315) -13,4% 29,0% (876) (783) -10,6%
Variación de existencias 277 25 (127) N/A N/A 491 24 -95,1%
Total de Compras y Variación de existencias (1.733) (1.217) (1.403) -19,0% 15,3% (4.395) (3.848) -12,4%
Otros resultados operativos, netos (24) 12 (3) -87,5% N/A (46) - N/A
Deterioro de activos (98) - (506) 416,3% N/A (98) (506) 416,3%
Total Costos Operativos + Compras + Deterioro de Activos (4.606) (4.154) (4.891) 6,2% 17,7% (12.072) (12.948) 7,3%
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La variación de existencias incluye el efecto precio por US$ 152 millones en el 3T22, US$ (36) millones en el 2T23 y US$32 millones en el 3T23.

Respecto a los costos operativos, durante el 3T23 alcanzaron los US$ 1.586 millones, manteniéndose estables en relación con el 2T23, principalmente producto de la evolución de las variables macroeconómicas durante el trimestre, particularmente afectadas por una devaluación discreta de la moneda local que tuvo lugar a mediados de agosto, efecto totalmente compensado por el incremento de la inflación y los salarios, y una mayor actividad de transporte y mantenimiento. En comparación con el mismo período del año pasado, el OPEX total aumentó un 10,6%, impulsado por el entorno inflacionario, junto con un incremento general de la actividad en todos nuestros negocios, explicada por una mayor producción de petróleo y gas y mayores costos de transporte asociado al aumento de venta de productos refinados. Como resultado, el OPEX unitario por barril de hidrocarburo producido disminuyó un 2,5% t/t y aumentó un 7,4% a/a.

Compras totales y variación de existencias, una categoría altamente correlacionada con los niveles de demanda de productos refinados y productos non oil para el agro y la valuación de inventarios, aumentaron un 15,3% t/t y disminuyeron un 19,0% a/a.

Al analizar las compras del 3T23, cabe destacar:

• Las importaciones de combustibles, excluyendo jet fuel, que representaron el 6,7% de las ventas totales de naftas y gasoil, aumentaron un 24,9% t/t, impulsadas por mayores precios del 16,2% y mayores volúmenes importados del 7,5%. Durante el trimestre solo se realizaron importaciones de gasoil, lo que, sumado a un importante consumo de inventarios de naftas y gasoil, permitieron atender el incremento de la demanda registrada en el tercer trimestre.

• Las compras de crudo disminuyeron 4,8% t/t, debido a menores precios de 5,6%, alineado con la tendencia a la baja de los precios de los combustibles registrada en el 3T23, efecto parcialmente compensado por una disminución en volúmenes comprados de 0,9% debido a menores niveles de procesamiento.

• Las compras de biocombustibles disminuyeron un 14,3%, donde las compras de biodiesel disminuyeron un 21,2% y las compras de bioetanol cayeron un 7,7%. La contracción de las compras de biodiesel se produjo por menores niveles de aditivación como consecuencia de menor disponibilidad en el mercado local, mientras que las compras de bioetanol disminuyeron principalmente como resultado de menores precios en dólares.

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• Las compras de productos non oil para el agro disminuyeron un 23,2% en términos secuenciales, como resultado de una menor demanda estacional de granos y harinas, en línea con las menores ventas de estos productos.

En relación con nuestros inventarios, durante el 3T23 se registró una variación de existencias negativa de US$ 127 millones, impulsada principalmente por menores inventarios de naftas y gasoil, parcialmente compensados por mayores costos de reposición de nuestros inventarios; en comparación con una variación positiva de existencias de US$ 25 millones durante el 2T23.

Durante el trimestre, la Compañía registró un cargo no recurrente por deterioro de nuestros activos de gas natural de US$ 506 millones, antes de impuestos, principalmente debido a una disminución en los precios esperados a largo plazo como resultado de una mayor competencia y un potencial exceso de oferta en el mercado de gas local en los próximos años. El cargo por deterioro fue imputado en la UGE Gas - Cuenca Neuquina y no tuvo impactos en la generación de flujo de caja.

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Desglose Resultado neto
3T22 2T23 3T23 A/A ∆ T/T ∆ 9M22 9M23 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Resultado operativo 751 221 (387) N/A N/A 2.040 169 -91,7%
Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos 141 94 44 -68,8% -53,2% 388 227 -41,5%
Resultados financieros, netos 85 140 206 142,4% 47,1% 8 348 4250,0%
Resultado antes de impuestos 977 455 (137) N/A N/A 2.436 744 -69,5%
Impuesto a las ganancias (284) (75) 0 N/A N/A (666) (160) -76,0%
Resultado neto 693 380 (137) N/A N/A 1.770 584 -67,0%
Resultado neto antes de deterioro de activos 757 380 192 -74,6% -49,5% 1.834 913 -50,2%
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Los resultados financieros netos del 3T23 representaron una ganancia de US$ 206 millones en comparación con la ganancia de US$ 140 millones en el 2T23. Esta variación se explica principalmente por la mayor devaluación de la moneda local, que provocó un aumento de las ganancias por diferencias de cambio netas.

Como resultado de la evolución operativa y financiera, el resultado antes de impuestos y el resultado neto en el 3T23 fue una pérdida de US$ 137 millones, en comparación con una ganancia de US$ 455 y US$ 380 millones, respectivamente, registradas en el 2T23. El cargo por impuesto a las ganancias fue nulo en el trimestre, producto principalmente de las nuevas proyecciones sobre el resultado neto antes de impuestos y la tasa del impuesto a las ganancias para el año fiscal 2023.

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3. EBITDA Y RECONCILIACIÓN DEL EBITDA AJUSTADO

El EBITDA ajustado del 3T23 alcanzó una marca trimestral de US$ 926 millones, disminuyendo un 7,8% en comparación con el 2T23. Esta variación se debió principalmente a una caída en los precios de los combustibles y a una tendencia a la baja en los precios de otros productos refinados, distintos de las naftas y el gasoil, parcialmente compensados por mayores ventas de gas natural.

Las tablas que se muestran a continuación muestran la conciliación entre EBITDA y EBITDA Ajustado del trimestre:

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Reconciliación EBITDA Ajustado
3T22 2T23 3T23 A/A ∆ T/T ∆ 9M22 9M23 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Resultado neto 693 380 (137) N/A N/A 1.770 584 -67,0%
Resultados financieros, netos (85) (140) (206) 142,4% 47,1% (8) (348) 4250,0%
Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos (141) (94) (44) -68,8% -53,2% (388) (227) -41,5%
Impuesto a las ganancias 284 75 - N/A N/A 666 160 -76,0%
Perforaciones exploratorias improductivas 7 - 9 28,6% N/A 14 15 7,1%
Depreciaciones y amortizaciones 724 854 864 19,3% 1,2% 2.064 2.493 20,8%
Deterioro de activos 98 - 506 416,3% N/A 98 506 416,3%
EBITDA 1.580 1.075 992 -37,2% -7,7% 4.216 3.183 -24,5%
Arrendamientos (74) (70) (66) -11,1% -6,1% (202) (207) 2,4%
EBITDA Ajustado 1.506 1.005 926 -38,5% -7,8% 4.014 2.976 -25,9%
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EBITDA por segmento Cifras no auditadas, en US$ millones	Upstream	Industrialización	Comercialización	Gas y Energía	Corporación y Otros	Ajustes de Consolidación	Total
Resultado Operativo	(436)	(93)	88	29	(94)	119	(387)
Depreciaciones y amortizaciones	693	124	18	16	15	(1)	864
Perforaciones exploratorias improductivas	9	-	-	-	-	-	9
Deterioro de activos	506	-	-	-	-	-	506
EBITDA	772	31	106	45	(79)	118	992
Arrendamientos	(37)	(18)	(3)	(8)	-	-	(66)
Otros ajustes	-	-	-	-	-	-	-
EBITDA Ajustado	735	13	102	37	(79)	118	926

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El siguiente gráfico resume las principales variaciones secuenciales del EBITDA Ajustado entre el 3T23 y el 2T23:

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1.005 31
OPEX 40 56 926
Producción de hidrocarburosPrecio estacional Precios -201 Niveles de Cargos no recurrentes Non oil Metrogas -5 Variación de stockOPEX -201 -862
Gas Natural
Procec. OPEX
Precios de
crudo
-137
EBITDA Ajustado Upstream Industrialización Comercialización Gas y Energía Corporación y EBITDA Ajustado Intereses Amortizaciones Resultado neto
2T23 Eliminaciones 3T23 y Otros
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Industrialización y Comercialización excluyen el efecto precio de la variación de stock de productos derivados del petróleo (los mismos se incluyen en "Corporación y Eliminaciones").

• Upstream (US$ 31 millones): La variación positiva fue impulsada por una mayor producción de hidrocarburos y precios del gas natural, como así también por menores costos operativos, parcialmente compensados por una disminución en los precios del crudo.

• Industrialización (-US$ 201 millones): La contracción del EBITDA se debió principalmente a menores precios locales de combustibles, otros productos refinados y petroquímicos, una disminución del 9,5% en los niveles de procesamiento y un cargo negativo retroactivo no recurrente de costos de transporte contra el segmento de Comercialización.

• Comercialización (US$ 40 millones): El aumento del EBITDA se explica principalmente por mayores volúmenes vendidos de combustibles locales y el efecto positivo del cargo no recurrente intersegmento antes mencionado, parcialmente compensados por mayores costos operativos.

• Gas y Energía (-US$ 5 millones): La disminución en EBITDA se explica principalmente por menores resultados de Metrogas, impactados por menores precios del gas natural.

• Corporación y Eliminaciones (US$ 56 millones): La variación se explica principalmente por una ganancia generada por un mayor costo de reposición de nuestros inventarios registrada en el tercer trimestre, en contraposición a una pérdida generada por el menor por costo de reposición registrado en el trimestre anterior, parcialmente compensado por mayores costos operativos en el tercer trimestre.

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El siguiente gráfico resume las principales variaciones secuenciales del EBITDA Ajustado entre el 3T23 y el 3T22:

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1.506
-185
OPEX -271 -11 -12 926
Precios Precios Precios Precios -100 -875
Producción de hidrocarburos Impo OPEX OPEX OPEX OPEXVariación -188
Combustibles Cargos no de stock
recurrentes
-137
EBITDA Ajustado Upstream Industrialización Comercialización Gas y Energía Corporación y EBITDA Ajustado Intereses Amortizaciones Resultado neto
3T22 Eliminaciones 3T23 & Otros
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Industrialización y Comercialización excluyen el efecto precio de la variación de stock de productos derivados del petróleo (los mismos se incluyen en "Corporación y Eliminaciones").

• Upstream (-US$ 185 millones): La variación negativa fue producto de mayores costos operativos y menores precios del crudo y gas natural, parcialmente compensados por el incremento del 3% de la producción de hidrocarburos.

• Industrialización (-US$ 271 millones): La disminución del EBITDA se debió principalmente a mayores costos operativos, incluyendo un cargo negativo retroactivo no recurrente de costos de transporte contra el segmento de Comercialización, menores precios de combustibles locales de 18% y una reducción significativa del 29% en los precios de petroquímicos y otros productos refinados, parcialmente compensados por menores importaciones de combustibles.

• Comercialización (-US$ 11 millones): La contracción del EBITDA se debió principalmente a mayores costos operativos, y a menores precios de combustibles locales y petroquímicos y otros productos refinados de 18% y 29%, respectivamente, parcialmente compensados por el cargo positivo no recurrente mencionado antes mencionado.

• Gas y Energía (-US$ 12 millones): La contracción del EBITDA se explica principalmente por mayores costos operativos y menores precios de GLP y gasolinas.

• Corporación y Eliminaciones (-US$ 100 millones): La variación se explica principalmente por menores costos operativos y a una pérdida generada por el menor costo de reposición de nuestros inventarios, en comparación con una ganancia generar por el mayor costo de reposición registrado en el mismo período del año pasado.

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4. ANALISIS DE RESULTADOS POR NEGOCIO

4.1. UPSTREAM

Upstream información operativa Cifras no auditadas 3T23 A/A ∆ T/T ∆ 3T22 2T23		9M22 9M23 A/A ∆
Desglose producción neta
Producción Crudo (Kbbld) 224,8 240,9 236,9 5,4% -1,7%		224,1 238,8 6,5%
Convencional 144,7 143,6 142,0 -1,9% -1,2% Shale 77,0 94,6 92,2 19,8% -2,5% Tight 3,1 2,7 2,7 -12,4% -0,4%		147,2 143,0 -2,9% 73,8 93,1 26,2% 3,1 2,7 -13,2%
Producción NGL (Kbbld) 38,0 42,7 46,6 22,7% 9,1%		41,3 44,1 6,8%
Convencional 14,7 12,6 12,2 -16,8% -2,7% Shale 22,3 28,8 33,1 48,7% 14,7% Tight 1,1 1,3 1,3 22,6% -2,6%		15,7 12,4 -21,1% 24,3 30,4 25,3% 1,3 1,3 -1,4%
Producción Gas (Mm3d) 38,4 36,5 37,5 -2,3% 2,9%		38,0 36,8 -3,2%
Convencional 15,0 13,8 13,4 -10,6% -2,9% Shale 17,1 17,0 18,2 6,5% 7,1% Tight 6,3 5,7 5,9 -6,2% 4,4%		15,2 13,8 -9,2% 16,0 17,3 8,6% 6,9 5,7 -17,2%
Producción Total (Kboed) 504,4 513,1 519,7 3,0% 1,3%		504,6 514,5 2,0%
Convencional 253,6 242,9 238,4 -6,0% -1,8% Shale 207,0 230,5 240,0 16,0% 4,1% Tight 43,8 39,7 41,2 -5,9% 3,8%		258,7 242,3 -6,3% 198,4 232,5 17,2% 47,5 39,7 -16,5%
Precios promedio de realización Crudo (USD/bbl) 67,3 63,4 60,7 -9,9% -4,3% Gas Natural (USD/MMBTU) 4,4 3,9 4,3 -2,8% 9,3%		63,9 63,6 -0,4% 3,8 3,8 -0,3%

La producción de hidrocarburos alcanzó los 519,7 Kboe/d durante el 3T23, incrementándose un 1,3% en términos secuenciales y un 3,0% a/a. La producción de gas natural registró una nueva expansión secuencial del 2,9% , mientras que la producción de crudo disminuyó 1,7% t/t, aunque se logró un fuerte incremento interanual del 5,4%. En cuanto al NGL, la producción se incrementó un 9,1% t/t, impulsada principalmente por las nuevas instalaciones para la interconexión de Tratayen con nuestra sociedad vinculada Mega, que permitieron ampliar la producción de NGL en el bloque La Calera.

La producción de shale continuó expandiéndose fuertemente durante el trimestre, representando el 46,2% de nuestra producción total consolidada en el 3T23, donde el crudo shale y el shale gas aumentaron, en términos interanuales, un 19,8% y un 6,5%, respectivamente, destacándose un nuevo incremento secuencial del 4,1% en nuestra producción total de shale . Sin embargo, la producción de crudo shale registró una ligera disminución secuencial del 2,5% debido a interferencias que se produjeron en la actividad de construcción de nuevos pozos sobre la producción existente en nuestros yacimientos Core Hub , sumado a retrasos en el enganche de pozos.

La producción promedio diaria de petróleo crudo disminuyó un 1,7% secuencialmente , debido a la disminución del 2,5% en la producción de shale antes mencionada, mientras que la producción convencional cayó sólo un 1,2%, dado que el declino natural de nuestros campos maduros fue compensado en su mayor parte por la producción terciaria, que aumentó un 9% t/t y un 30% en términos interanuales. La evolución positiva de la producción terciaria proviene principalmente del bloque Manantiales Behr, que representa casi

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el 70% de nuestra producción terciaria, donde actualmente operamos nueve unidades de inyección de polímeros, junto con los sólidos resultados obtenidos en Chachauen en Mendoza y El Trébol en Chubut.

Por el lado del gas natural, la producción promedio diaria aumentó un 2,9% t/t , impulsada por una mayor producción de shale gas de 7,1%, que se vio parcialmente compensada por una contracción del 2,9% en nuestra producción convencional. En términos interanuales, la producción de gas natural disminuyó un 2,3%, particularmente afectada por la menor demanda.

En el 3T23, los ingresos totales del segmento alcanzaron los US$ 1.920 millones, aumentando un 1,3% comparados con el 2T23 y disminuyendo un 8,0% a/a.

• Los ingresos por crudo disminuyeron un 4,7% t/t, principalmente por una disminución en los precios del 4,3% y a la ligera disminución del 0,4% en los volúmenes vendidos. La caída en los precios se debe a la contracción del precio del crudo Medanito, que se fijó en 56 dólares por barril a mediados de agosto, en base a un acuerdo entre refinadores locales, productores Upstream y la Secretaría de Energía.

• Los ingresos de gas natural aumentaron un 16,3% t/t, principalmente debido a un incremento estacional de los precios de venta mencionado anteriormente del 9,3%, y por mayores volúmenes vendidos por 6,4%.

Resultados Upstream	3T22	2T23	3T23	A/A ∆	T/T ∆		9M22	9M23	A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Crudo	1.442	1.363	1.299	-9,9%	-4,7%		3.852	4.068	5,6%
Gas natural	566	473	550	-2,9%	16,3%		1.438	1.380	-4,0%
Otros	79	60	72	-9,4%	19,6%		205	197	-4,2%
Ingresos	2.087	1.896	1.920	-8,0%	1,3%		5.495	5.644	2,7%
Depreciaciones y amortizaciones	(545)	(668)	(693)	27,2%	3,7%		(1.529)	(1.963)	28,4%
Costo de extracción	(631)	(746)	(746)	18,3%	0,0%		(1.774)	(2.163)	21,9%
Regalías	(259)	(244)	(245)	-5,3%	0,7%		(710)	(722)	1,7%
Gastos de exploración	(18)	(8)	(16)	-11,1%	100,0%		(42)	(42)	0,0%
Otros	(217)	(155)	(150)	-31,0%	-3,6%		(441)	(466)	5,6%
Rdo operativo antes de deterioro de activos	417	75	70	-83,3%	-7,0%		999	289	-71,1%
Deterioro de activos	(98)	-	(506)	414,6%	N/A		(98)	(506)	414,6%
Resultado operativo	319	75	(436)	N/A	N/A		901	(217)	N/A
Depreciaciones y amortizaciones	545	668	693	27,2%	3,7%		1.529	1.963	28,4%
Perforaciones exploratorias improductivas	7	-	9	28,6%	N/A		14	15	7,1%
Deterioro de activos	98	-	506	414,6%	N/A		98	506	414,6%
EBITDA	969	743	772	-20,3%	3,9%		2.542	2.267	-10,8%
Arrendamientos	(48)	(39)	(37)	-23,1%	-5,3%		(124)	(118)	-5,1%
EBITDA Ajustado	920	704	735	-20,2%	4,4%		2.418	2.149	-11,1%
Inversiones	833	1.017	1.150	38,1%	13,1%		2.144	3.182	48,4%
Cash Costs unitarios	3T22	2T23	3T23	A/A ∆	T/T ∆		9M22	9M23	A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$/boe
Costo de extracción	13,6	16,0	15,6	14,8%	-2,3%		12,9	15,4	19,6%
Regalías y otros impuestos	7,1	6,5	6,5	-8,0%	-0,3%		6,5	6,5	0,4%
Otros costos	2,8	2,9	2,6	-8,7%	-12,4%		2,5	2,7	8,8%
Total Cash Costs (US$/boe)	23,5	25,5	24,7	5,1%	-3,0%		21,9	24,7	12,6%

En relación con los costos unitarios, los cash cost disminuyeron un 3.0% secuencialmente y aumentaron un 5,1% a/a principalmente debido a los siguientes factores:

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• Los costos de extracción disminuyeron un 2,3% t/t. Al desglosar nuestros costos de extracción del 3T23 por tipo de operación, nuestros campos no convencionales promediaron 5,8 US$/BOE, aumentando un 4,7% t/t debido a mayores costos de actividad y mantenimiento por encima de la expansión de la producción del trimestre, mientras que los costos de los campos convencionales promediaron los 25,0 US$/BOE, lo que representa una disminución secuencial del 2,6% principalmente debido a la evolución de las variables macroeconómicas especialmente afectadas por una devaluación discreta de la moneda local que tuvo lugar a mediados de agosto. El costo de extracción en nuestro shale core hub promedió los 4,2 US$/BOE en el 3T23, manteniéndose prácticamente estable con respecto al trimestre anterior.

• Las regalías y otros impuestos dentro del segmento de Upstream se mantuvieron estables respecto al trimestre anterior, donde las regalías de gas natural aumentaron un 8,5% y las regalías de crudo disminuyeron un 2,5%, principalmente debido a la disminución de los precios de venta mencionados anteriormente.

• La disminución secuencial en Otros costos se debió a cargos no recurrentes registrados en el 2T23.

Durante el trimestre, la Compañía registró un cargo no recurrente por deterioro de nuestros activos de gas natural de US$ 506 millones, antes de impuestos, principalmente debido a una disminución en los precios esperados a largo plazo como resultado de una mayor competencia y un potencial exceso de oferta en el mercado de gas local en los próximos años. En resumen, el EBITDA Ajustado del segmento Upstream alcanzó los US$ 735 millones en el trimestre, aumentando un 4,4% t/t y disminuyendo un 20,2% a/a.

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Inversiones:

Las inversiones del segmento Upstream alcanzaron los US$ 1.150 millones en el 3T23, aumentando un 13,1% secuencialmente y un 38,1% a/a, donde el 62,9% se destinó a actividades de perforación y workover , el 29,5% a nuevas instalaciones o expansión de las existentes y el 7,5% restante a exploración y otras actividades del Upstream.

Durante el 3T23, las actividades de perforación y workover mostraron una tendencia positiva, completando un total de 67 nuevos pozos en nuestros bloques operados, incluyendo 38 pozos nuevos en áreas no convencionales, 34 de crudo shale y 4 de shale gas, alcanzando un total de 117 pozos horizontales de shale completados durante los primeros nueve meses del año.

Adicionalmente, durante el 3T23 se lograron los siguientes progresos en el desarrollo de nuestras operaciones

de shale :

• En términos de eficiencias en nuestras operaciones de shale , durante el período continuamos alcanzando nuevos récords trimestrales en perforación y fractura, registrando un promedio de 297 metros por día en perforación y 217 etapas por set por mes en fractura, representando un crecimiento secuencial de 14% y 12% respectivamente. Es importante mencionar que durante septiembre, logramos la mayor velocidad de perforación en el bloque Aguada del Cañar, alcanzando los 415 metros por día para un pozo de más de 3.200 metros de longitud horizontal, el cual fue perforado en su totalidad en 14 días.

• En cuanto a nuestra estrategia de exploración de shale , en septiembre nos adjudicaron dos nuevas concesiones de exploración de shale en Palermo Aike, La Azuzena y El Campamento Este, para explorar su potencial en los próximos años.

Por el lado convencional, las inversiones se mantuvieron enfocadas en la integridad y sustentabilidad de las operaciones y en las actividades de recuperación terciaria principalmente en los bloques Manantiales Behr, El Trébol y Chachahuen.

==> picture [252 x 141] intentionally omitted <==

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7,5%
29,5%
62,9%
Perforación y Workover Instalaciones Exploración y Otros
----- End of picture text -----

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4.2. INDUSTRIALIZACIÓN

==> picture [483 x 55] intentionally omitted <==

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Información Operativa Industrialización
3T22 2T23 3T23 A/A ∆ T/T ∆ 9M22 9M23 A/A ∆
Cifras no auditadas
Crudo procesado (Kbbld) 279,0 305,1 276,1 -1,1% -9,5% 282,8 296,0 4,7%
Utilización refinerias (%) 85,0% 93,0% 84,1% -90bps -885bps 86% 90% 402bps
Capacidad nominal de 328,1 Kbbl/d desde 1T21.
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El crudo procesado durante el trimestre se situó en 276,1 Kbbl/d, lo que representó una disminución del 9,5% t/t y del 1,1% a/a. En términos secuenciales, la contracción corresponde a dos paros programados de mantenimiento en la refinería Luján de Cuyo, en las unidades de topping, coque e hidrotratamiento, ejecutados en julio y agosto y al paro de una unidad de topping en la refinería La Plata, que comenzó en septiembre como fase final del proyecto de reacondicionamiento.

==> picture [483 x 213] intentionally omitted <==

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Resultados Industrialización
3T22 2T23 3T23 A/A ∆ T/T ∆ 9M22 9M23 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Ingresos 3.478 2.894 2.770 -20,4% -4,3% 9.309 8.768 -5,8%
Depreciaciones y amortizaciones (111) (126) (124) 11,7% -1,6% (330) (374) 13,3%
Costos de industrialización (409) (446) (451) 10,2% 1,0% (1.103) (1.311) 18,9%
Importación de combustibles (a terceros) (559) (158) (214) -61,6% 35,8% (1.170) (715) -38,9%
Compras de crudo (intersegmento + a terceros) (1.819) (1.662) (1.480) -18,7% -10,9% (4.829) (4.944) 2,4%
Compras de biocombustibles (a terceros) (301) (230) (197) -34,7% -14,3% (718) (656) -8,6%
Variación de existencias 240 (25) (237) N/A 838,4% 372 (171) N/A
Otros (232) (92) (160) -31,2% 73,2% (501) (347) -30,7%
Resultado operativo antes de deterioro de activos 286 155 (93) N/A N/A 1.031 250 -75,8%
Deterioro de activos - - - N/A N/A - - N/A
Resultado operativo 286 155 (93) N/A N/A 1.031 250 -75,8%
Depreciaciones y amortizaciones 111 126 124 11,7% -1,6% 330 374 13,3%
EBITDA 397 281 31 -92,2% -89,0% 1.361 624 -54,1%
Arrendamientos (1) (20) (18) 1497,7% -9,8% (5) (59) 990,1%
EBITDA Ajustado 396 261 13 -96,8% -95,1% 1.356 565 -58,3%
Efecto precio de inventarios de productos derivados del petróleo 43 (22) (69) N/A 213,4% 265 (139) N/A
EBITDA Ajustado excl. ef precio de inventarios productos oil 353 283 82 -76,9% -71,1% 1.090 705 -35,4%
Inversiones 202 253 301 49,4% 19,4% 445 756 69,9%
----- End of picture text -----

Las variaciones de existencias incluyen efecto precio por US$ 43 millones en el 3T22, US$ (22) millones en el 2T23 y US$(69) millones en el 3T23.

Los ingresos - principalmente ingresos intersegmento con el segmento de Comercialización - totalizaron US$ 2.770 millones en el 3T23, una disminución de 4,3% comparado con el 2T23, principalmente debido a menores precios de gasoil, naftas y otros productos refinados y petroquímicos, parcialmente compensado por mayores volúmenes vendidos de gasoil, naftas y jet fuel , entre otros.

Los costos operativos de este segmento aumentaron un 1,0% t/t , principalmente debido a mayores costos de mantenimiento y transporte, estos últimos alineados con mayores volúmenes vendidos en el mercado local, parcialmente compensados por la evolución de las variables macroeconómicas mencionadas anteriormente.

Por otro lado, las importaciones de combustibles aumentaron un 35,8% t/t, debido a precios más altos por 17,3% y a mayores volúmenes importados por 15,7%. El crecimiento secuencial de los volúmenes de importación de gasoil se explica por la mayor demanda y los paros programados en las refinerías de Luján de Cuyo y La Plata, mencionadas anteriormente. Por otra parte, durante el trimestre no se importaron naftas, por lo que el aumento excepcional de la demanda se abasteció mediante una importante reducción de nuestros inventarios.

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Las compras de crudo (incluyendo las compras intersegmento a nuestro segmento del Upstream) cayeron un 10,9% t/t, como resultado de una disminución de precios del 6,2% y a menores volúmenes del 5,0%, debido a menores niveles de procesamiento registrados en el 3T.

Las compras de biocombustibles disminuyeron un 14,3%, donde las compras de biodiesel disminuyeron un 21,2% y las compras de bioetanol cayeron un 7,7%. La contracción en las compras de biodiesel se produjo por un menor nivel de aditivación en el gasoil, esto último debido a restricciones de oferta en el mercado local, mientras que las compras de bioetanol disminuyeron principalmente como resultado de menores precios.

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Inversiones:

En el 3T23, las inversiones del segmento Industrialización totalizaron US$ 301 millones, registrando un incremento del 19,4% respecto al 2T23 y un alza del 49,4% a/a. Del total, el 67,6% se destinó a refinación, el 21,1% a Midstream Oil , el 11,1% a logística y el 0,2% a otras actividades.

Durante el 3T23, continuamos con la ejecución de las obras relacionadas con las Nuevas Especificaciones de Combustibles, que incluye la construcción de una nueva unidad de hidrotratamiento de gasoil en la refinería de Luján de Cuyo y una nueva planta de hidrotratamiento de naftas y la renovación de unidades existentes, en el complejo industrial La Plata. Estas obras tienen como objetivo dar cumplimiento a las nuevas especificaciones de combustibles establecidas por la Resolución N° 576/2019 y 492/2023, las cuales entrarán en vigor en 2025. Además, se encuentra en la etapa final la renovación de la Unidad Topping D de la refinería de La Plata, lo que permitirá procesar mayores niveles de crudo shale , y se espera que esté lista para finales del 2023. En la misma línea, en el Complejo Industrial Luján de Cuyo se continúa con la ingeniería y compra de equipos para la renovación del Topping III, mientras que en la refinería Plaza Huincul se continúa avanzando en la remodelación de la unidad de Topping.

En cuanto a las inversiones en Midstream oil , continuamos avanzando con nuestra estrategia de eliminar los cuellos de botella que genera la continua expansión de la formación Vaca Muerta, a través de 3 ejes:

• En cuanto a la ampliación del sistema existente hacia el Atlántico, en septiembre nuestra filial Oldelval incorporó 20 Kbbl/d de capacidad de evacuación. Asimismo, OTE continuó avanzando con la construcción de dos nuevas instalaciones de almacenamiento de 50 Km3 cada una y la terminal de exportación de Puerto Rosales.

• En relación con el proyecto de conexión con el Pacífico, el oleoducto Vaca Muerta Norte está a punto de finalizar y se espera que esté en pleno funcionamiento durante noviembre. Sin embargo, dado que el crudo shale que se exportará a través del nuevo oleoducto Vaca Muerta Norte presenta una calidad más ligera que el petróleo más pesado que actualmente se exporta a Chile, se espera que el crecimiento de las exportaciones permitido por el nuevo oleoducto sea gradual y probablemente comience a aumentar a partir de principios del próximo año.

• Finalmente, en cuanto al proyecto Vaca Muerta Sur, durante el tercer trimestre iniciamos el proceso de concurso de mercado para definir el diseño del nuevo oleoducto y terminal de exportación y obtuvimos los permisos ambientales para el primer tramo de 127 km que conectará Loma Campana con Allen.

Por último, durante este trimestre continuamos mejorando las condiciones de seguridad de nuestra gente e instalaciones, cumpliendo con la normativa ambiental vigente en las operaciones de refinación y logística.

==> picture [164 x 105] intentionally omitted <==

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21,1%
11,1%
67,6%
Refinación Logística Midstream Otros
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4.3. COMERCIALIZACIÓN

==> picture [483 x 251] intentionally omitted <==

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Información Operativa Comercialización
3T22 2T23 3T23 A/A ∆ T/T ∆ 9M22 9M23 A/A ∆
Cifras no auditadas
Volumenes vendidos a terceros
Venta de productos refinados (Km3) () 4.896 4.873 4.936 0,8% 1,3% 14.243 14.599 2,5%
Mercado local () 4.536 4.483 4.581 1,0% 2,2% 13.200 13.411 1,6%
por nafta 1.419 1.431 1.500 5,7% 4,8% 4.193 4.445 6,0%
por gasoil 2.288 2.227 2.272 -0,7% 2,0% 6.602 6.551 -0,8%
Mercado externo 360 390 355 -1,3% -8,9% 1.042 1.189 14,0%
Venta de productos petroquímicos (Ktn) 115 122 151 31,0% 24,0% 382 413 8,1%
Mercado local 90 70 86 -4,5% 22,8% 301 240 -20,3%
Mercado externo 25 51 65 159,2% 25,7% 82 174 112,5%
Ventas de Gas natural como productores (Mm3) 3.250 2.983 3.241 -0,3% 8,6% 9.562 9.069 -5,2%
Mercado local 3.128 2.883 3.183 1,8% 10,4% 9.147 8.716 -4,7%
Mercado externo 122 100 58 -52,6% -42,0% 415 353 -15,0%
Venta de fertilizantes, granos y harinas (Ktn) 691 448 431 -37,7% -3,9% 1.749 1.094 -37,5%
Mercado local 292 345 365 24,9% 5,7% 609 916 50,5%
Mercado externo 398 103 66 -83,5% -36,1% 1.140 178 -84,4%
Precios promedio netos
Nafta (USD/m3) (mercado local) 564 526 499 -11,6% -5,2% 562 520 -7,5%
Gasoil (USD/m3) (mercado local) 810 692 640 -21,0% -7,4% 719 690 -4,0%
Petroquímicos y Otros prod. refinados (USD/bbl) 104 78 73 -29,1% -5,8% 98 79 -20,0%
----- End of picture text -----

Los precios promedio netos locales de nafta y gasoil son netos de impuestos, comisiones, bonificaciones comerciales y fletes.

(*) Incluye volumenes vendidos por Industrialización.

Los volúmenes locales de venta de naftas aumentaron un 4,8% con respecto al 2T23, mientras que los volúmenes locales de gasoil aumentaron un 2,0% t/t, debido a mayores ventas minoristas y sector de transporte, parcialmente compensadas por una menor demanda para generación de energía. En términos de participación de mercado de nuestros combustibles, el mercado local argentino creció un 2,4% t/t para las naftas y disminuyó un 1,0% t/t para el gasoil, lo que resultó en una expansión de la participación de mercado de YPF tanto en naftas como en gasoil.

Los volúmenes vendidos de petroquímicos aumentaron un 24,0% t/t principalmente debido a la menor demanda en el mercado local y de exportación registrada en el 2T23 afectada por paros de planta programados en algunos de nuestros clientes industriales.

Los volúmenes vendidos de gas natural aumentaron un 8,6% t/t impulsados por la mayor demanda estacional, pero ligeramente por debajo de la demanda de 2022 debido a la limitada disponibilidad de transporte, y los volúmenes exportados disminuyeron un 42,0% t/t, en línea con las menores exportaciones registradas a nivel mercado.

Los volúmenes comercializados de fertilizantes, granos y harinas disminuyeron un 3,9% t/t, a raíz de una menor demanda estacional de granos y harinas aún afectada por la severa sequía registrada en Argentina en el primer semestre de 2023, parcialmente compensada por mayores volúmenes vendidos de fertilizantes.

Los precios netos promedio de gasoil en el mercado local medidos en términos de dólares disminuyeron un 7,4% t/t, mientras que los precios netos promedio de la nafta disminuyeron un 5,2%

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Documento: YPF-Privado

t/t , principalmente debido a la devaluación discreta de la moneda local que tuvo lugar a mediados de agosto, la cual no fue trasladada en su totalidad al segmento minorista, a diferencia de los precios mayoristas del gasoil que fueron ajustados en su totalidad. Por otra parte, el precio promedio de los “Petroquímicos y otros productos refinados” disminuyó un 5,8% t/t y un 29,1% a/a, alineados con una tendencia a la baja en los precios internacionales de los productos petroquímicos y ciertos productos refinados como lubricantes, carbón y jet fuel .

==> picture [483 x 254] intentionally omitted <==

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Resultados Comercialización
3T22 2T23 3T23 A/A ∆ T/T ∆ 9M22 9M23 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Gasoil (a terceros) 1.945 1.599 1.556 -20,0% -2,7% 4.983 4.765 -4,4%
Naftas (a terceros) 879 828 821 -6,6% -0,8% 2.575 2.536 -1,5%
Gas natural (intersegmento + terceros) 596 483 560 -6,0% 15,9% 1.489 1.403 -5,8%
Otros mercado local 1.016 776 809 -20,3% 4,3% 2.558 2.303 -10,0%
Mercado externo 591 370 463 -21,7% 25,2% 1.713 1.273 -25,7%
Ingresos 5.027 4.056 4.209 -16,3% 3,8% 13.317 12.281 -7,8%
Depreciaciones y amortizaciones (28) (12) (18) -36,4% 52,7% (82) (48) -41,1%
Compra de productos refinados y petroquímicos (intersegmento) (3.247) (2.681) (2.587) -20,3% -3,5% (8.743) (8.147) -6,8%
Compra agro non-oil (a terceros) (387) (253) (194) -49,8% -23,2% (1.080) (561) -48,0%
Compra de gas natural (intersegmento + a terceros) (584) (479) (558) -4,5% 16,5% (1.465) (1.393) -4,9%
Variación de existencias (15) 42 (28) 85,8% N/A 164 18 -88,9%
Costos de comercialización y Otros (658) (627) (736) 11,9% 17,5% (1.781) (1.946) 9,3%
Resultado operativo antes de deterioro de activos 108 46 88 -18,5% 91,3% 331 204 -38,4%
Deterioro de activos - - - N/A N/A - - N/A
Resultado operativo 108 46 88 -18,5% 91,3% 331 204 -38,4%
Depreciaciones y amortizaciones 28 12 18 -36,4% 52,7% 82 48 -41,1%
EBITDA 135 57 106 -21,8% 84,9% 413 252 -38,9%
Arrendamientos (19) 2 (3) -81,2% N/A (53) (11) -79,5%
EBITDA Ajustado 117 59 102 -12,3% 74,1% 360 241 -32,9%
Efecto precio de inventarios de productos derivados del petróleo (2) (9) (6) 145,8% -39,2% 35 (25) N/A
EBITDA Ajustado excl. ef precio de inventarios productos oil 119 68 108 -9,2% 58,4% 325 267 -17,9%
Inversiones 20 28 21 3,2% -25,0% 46 61 32,6%
----- End of picture text -----

Las variaciones de existencias incluyen efecto precio por US$ (27) millones en el 3T22, US$ (35) millones en el 2T23 y US$ (2) millones en el 3T23. Las ventas de gas natural incluyen mercado local y exportaciones

Los ingresos durante el 3T23 totalizaron US$ 4.209 millones, un incremento del 3,8% comparado con

el 2T23, principalmente como resultado de mayores ventas estacionales de gas natural, mayores exportaciones de petróleo crudo a Chile y mayores volúmenes despachados de combustibles; parcialmente compensado por menores precios de los combustibles locales y de la canasta de productos refinados distintos de las naftas y el gasoil.

Las compras de productos refinados y petroquímicos (intersegmento) al segmento de Industrialización, disminuyeron un 3,5% t/t, principalmente debido a menores precios parcialmente compensado por mayores volúmenes despachados de combustibles.

Las compras de productos non oil del agro disminuyeron un 23,2% t/t, alineado con la contracción en los volúmenes vendidos.

Finalmente, combinando los resultados de los segmentos de Industrialización y Comercialización, excluyendo petroquímicos y el negocio Non oil Agro, el EBITDA Ajustado del negocio de Refino y Marketing durante el 3T23 alcanzó los US$ 3,3 por barril.

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Inversiones:

En el 3T23, las inversiones del segmento Comercialización alcanzaron los US$ 21 millones, 25,0% por debajo del 2T23 y 3,2% superior al mismo periodo de 2022.

Además de las inversiones periódicas destinadas al mantenimiento de las instalaciones comerciales y mejoras de las condiciones ambientales y de seguridad, en el tercer trimestre finalizó la construcción de la instalación agrocomercial en Tres Arroyos, que estará en pleno funcionamiento durante el cuarto trimestre. Además, durante el mes de septiembre inició sus operaciones la nueva estación de servicio insignia de Echeverría.

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4.4. GAS Y ENERGÍA

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

Resultados Gas y Energía
3T22 2T23 3T23 A/A ∆ T/T ∆ 9M22 9M23 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Ventas de gas natural retail (a terceros) 166 145 161 -3,1% 10,8% 395 371 -6,1%
Ingresos de Midstream Gas (intersegmentos + a terceros) 52 48 48 -7,3% 0,2% 155 150 -3,7%
Otros 66 71 81 22,6% 14,5% 152 178 17,7%
Ingresos 284 264 290 2,1% 9,8% 702 699 -0,4%
Depreciaciones y amortizaciones (20) (31) (16) -22,6% -50,1% (62) (62) 0,0%
Compras de gas natural retail (intersegmentos + a terceros) (112) (98) (123) 9,7% 26,1% (254) (271) 7,0%
Compras de Midstream Gas (intersegmentos) (14) (14) (15) 8,5% 6,1% (45) (48) 4,7%
Costos operativos y Otros (103) (99) (107) 4,3% 8,3% (278) (294) 5,8%
Resultado operativo antes de deterioro de activos 35 22 29 -17,1% N/A 63 24 -61,9%
Deterioro de activos - - - N/A N/A - - N/A
Resultado operativo 35 22 29 -17,1% N/A 63 24 -61,9%
Depreciaciones y amortizaciones 20 31 16 -22,6% -50,1% 62 62 0,0%
EBITDA 55 53 45 -19,1% -16,2% 125 86 -31,2%
Arrendamientos (6) (12) (8) 29,8% -35,0% (20) (19) -1,6%
EBITDA Ajustado 49 42 37 -24,9% -11,0% 105 67 -36,7%
Inversiones 27 45 39 42,3% -13,3% 43 136 216,3%
----- End of picture text -----

Los ingresos durante el 3T23 totalizaron US$ 290 millones, aumentando un 9,8% con respecto al 2T23 , principalmente debido a un aumento de 10,8% en las ventas de gas natural de nuestra subsidiaria Metrogas, impulsado por mayores volúmenes de gas natural despachados de 39,3%, parcialmente compensado por una contracción en los precios promedio de 20,5%.

Otras ventas aumentaron un 14,5% t/t, mientras que las ventas de Midstream (propano, butano y gasolinas), se mantuvieron estables.

Las compras minoristas de gas natural aumentaron un 26,1% t/t, en línea con el aumento de las ventas. Además, los costos operativos y otros aumentaron 8,3% t/t, principalmente impulsados por mayores costos de nuestra subsidiaria Metrogas alineados con los mayores volúmenes vendidos de gas natural mencionados anteriormente.

En consecuencia, el EBITDA Ajustado registró una ganancia de US$ 37 millones, disminuyendo un 11,0% respecto a los US$42 registrados en el 2T23.

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Inversiones:

Las inversiones del segmento Gas y Energía alcanzaron los US$ 39 millones en el 3T23, disminuyendo un 13,3% t/t . Durante el trimestre, las inversiones se enfocaron principalmente en la construcción de nuevas instalaciones de Midstream gas con el objetivo de eliminar los cuellos de botella del potencial de la formación Vaca Muerta. En este sentido, en el trimestre logramos un avance del 89% en la remodelación de la “Planta Turbo Expansión de Loma La Lata”, cuya primera etapa se puso en operación en septiembre y se espera que esté en pleno funcionamiento a finales de noviembre, aumentando la capacidad de procesamiento de hasta 6 Mm3/d de gas natural y 600 toneladas/d de GNL en los bloques del core hub . Asimismo, continuamos trabajando en el proyecto de ampliación del gasoducto Rincón del Mangrullo, el cual alcanzó un 87% de avance y se espera que esté terminado a finales de año.

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4.5. CORPORACIÓN Y OTROS

Resultados Corporación y Otros 3T23 A/A ∆ 3T22 2T23	T/T ∆		9M22 9M23 A/A ∆
Cifras no auditadas,en US$ millones
Ingresos 296 335 360 22,0% 7,5%			761 1.006 32,2%
Costos operativosyotros (383) (425) (454) 18,8% 6,9%			(986) (1.254) 27,2%
Resultado operativo antes de deterioro de activos (87) (90) (94) 8,0% 4,4%			(225) (248) 10,2%
Deterioro de activos - - - N/A N/A			- - N/A
Resultado operativo (87) (90) (94) 8,0% 4,4%			(225) (248) 10,2%
Depreciacionesyamortizaciones 22 17 15 -30,2% -11,4%			65 47 -28,0%
EBITDA (65) (73) (79) 20,7% 8,1%			(160) (201) 25,9%
Arrendamientos - - - N/A N/A			- - N/A
EBITDA Ajustado (65) (73) (79) 20,7% 8,1%			(160) (201) 25,9%
Inversiones 55 31 35 -35,8% 12,9%			93 83 -10,8%

Este segmento de negocio incluye principalmente gastos corporativos y otras actividades que no se reportan en ninguno de los segmentos de negocio anteriormente mencionados.

El EBITDA Ajustado de Corporación y Otros representó una pérdida de US$ 79 millones en el 3T23, en comparación con una pérdida de US$ 73 millones del 2T23.

La variación negativa se explica principalmente por un aumento en los costos operativos debido a una mayor actividad en las áreas de marketing y tecnología y a la evolución de las variables macroeconómicas.

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5. LIQUIDEZ Y RECURSOS DE CAPITAL

5.1. RESUMEN ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO

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Resumen consolidado Flujo de Efectivo
3T22 2T23 3T23 A/A ∆ T/T ∆ 9M22 9M23 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Efectivo al inicio del ejercicio 667 1.014 1.167 75,0% 15,1% 611 773 26,5%
Flujo neto de efectivo de las actividades
1.582 1.309 1.399 -11,6% 6,9% 4.362 4.205 -3,6%
operativas
Flujo neto de efectivo de las actividades de
(1.006) (1.259) (1.321) 31,3% 4,9% (2.886) (3.769) 30,6%
inversión
Flujo neto de efectivo de las actividades de
(335) 214 158 N/A -26,2% (1.072) 389 N/A
financiación
Ajustes de conversión & otros (74) (111) (107) 44,6% -3,6% (181) (302) 66,9%
Efectivo al cierre del período 834 1.167 1.296 55,4% 11,1% 834 1.296 55,4%
Inversiones en activos financieros 500 303 182 -63,6% -39,9% 575 182 -68,3%
Caja + inversiones corrientes al cierre 1.334 1.470 1.478 10,8% 0,5% 1.409 1.478 4,9%
FCF 243 (284) (379) N/A 33,5% 943 (680) N/A
----- End of picture text -----

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).

En el 3T23, nuestro flujo neto de efectivo de las actividades operativas alcanzó los US$ 1.399 millones, aumentando un 6,9% secuencialmente, a pesar de la contracción secuencial del EBITDA ajustado en el tercer trimestre, principalmente debido a una variación negativa no monetaria de inventarios registrada en el 3T, así como a otras variaciones positivas en el capital de trabajo, como el diferimiento temporal en el pago de parte de las compras de crudo a terceros para los primeros días de octubre.

El flujo de efectivo neto de las actividades de inversión fue negativo por US$ 1.321 millones , en comparación con los US$ 1.259 millones negativos del 2T23. Esta variación se explica principalmente por la expansión de nuestras inversiones parcialmente compensadas por mayores ventas y vencimientos de activos financieros. En el 3T22, el flujo de efectivo neto de las actividades de inversión fue negativo en US$1.006 millones, por debajo del 3T23, producto principalmente de la expansión en nuestro plan de inversiones.

El flujo de efectivo neto de las actividades de financiamiento ascendió a US$ 158 millones positivos en el 3T23 frente a un flujo de efectivo positivo de US$ 214 millones en el 2T23 debido a que la compañía continuó avanzando en su plan financiero asegurándose préstamos locales y cross-border y recurriendo al mercado de capital local.

Como resultado, el flujo de fondos del período fue negativo en U$S 379 millones , ya que el flujo de inversiones continuó creciendo, junto a los pagos regulares de intereses del trimestre y otros gastos, no logró ser compensado totalmente con el flujo de las actividades operativas.

En términos de liquidez, nuestro efectivo e inversiones a corto plazo se ubicaron en US$ 1.478 millones al cierre de septiembre 2023 , manteniéndose estable en comparación al trimestre anterior.

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En términos de gestión de la liquidez, durante el trimestre continuamos con un enfoque activo de manejo de activos para minimizar la exposición cambiaria, terminando el trimestre con una exposición cambiaria neta consolidada de solo el 2% de la liquidez total, frente al 13% al cierre del segundo trimestre.

5.2. DEUDA NETA

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

Desglose Deuda Neta
3T22 2T23 3T23 T/T ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Deuda corto plazo 857 1.483 1.546 4,2%
Deuda largo plazo 6.133 6.299 6.607 4,9%
Deuda Total 6.989 7.782 8.153 4,8%
Tasa de interés promedio para deuda AR$ 56,2% 87,5% 109,2%
Tasa de interés promedio para deuda US$ 7,9% 7,1% 6,2%
% deuda en AR$ 2,1% 2,6% 2,5%
Caja y equivalente de caja 1.334 1.470 1.478 0,5%
% de liquidez dolarizada 69% 87% 98%
Deuda neta 5.655 6.312 6.675 5,8%
----- End of picture text -----

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

Al 30 de septiembre de 2023, la deuda neta consolidada de YPF ascendió a US$ 6.675 millones, aumentando US$ 363 millones t/t y US$ 1.020 millones a/a. La mayor deuda neta y el menor EBITDA ajustado de los últimos 12 meses provocaron un aumento en el ratio de apalancamiento neto a 1,7x.

En materia de financiamiento, en agosto desembolsamos un préstamo internacional A/B liderado por CAF por 375 millones de dólares, como refinanciación anticipada de un préstamo existente, incrementando el importe pendiente en 150 millones de dólares y ampliando su vida media en casi 3 años. . Este préstamo, con una fuerte perspectiva “ ESG ”, se destinará íntegramente a la modernización de refinerías con el objetivo de reducir el contenido de azufre en la producción de combustibles, alineado con el enfoque de transición energética de la compañía.

Adicionalmente, durante el trimestre continuamos accediendo al mercado de capital local con costos de financiamiento muy atractivos mediante la emisión de un bono dollar-linked a 5 años por US$ 400 millones a una tasa del 0%, así como la refinanciación de más de US$ 160 millones de líneas de financiamiento comercial local y cross-border .

En cuanto a nuestro perfil de vencimientos, la Compañía enfrenta vencimientos de deuda para los últimos tres meses de 2023 por un monto de US$329 millones, que consisten principalmente en vencimientos de bonos locales (US$ 137 millones al 2% en bonos dollar-linked con vencimiento en diciembre de 2023), amortizaciones de bonos internacionales (US$ 60 millones por los bonos con vencimiento en 2026), y el resto en líneas de financiamiento comercial de corto plazo.

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El siguiente cuadro muestra el perfil de vencimientos de principal de la compañía al 30 de septiembre de 2023, expresado en millones de dólares:

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

En millones de U$S
Préstamos Bancarios y Comerciales Internacionales
Préstamos Comerciales Internacionales 2.610
Préstamos Bancarios Internacionales
Bonos locales
1.757
Bonos internacionales
1.227
1.130
930
329
4T23 2024 2025 2026 2027 2028+
----- End of picture text -----

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6. TABLAS Y NOTAS

6.1. ESTADO DE RESULTADOS CONSOLIDADO

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Estado de Resultados
3T22 2T23 3T23 A/A ∆ T/T ∆ 9M22 9M23 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Ingresos 5.357 4.375 4.504 -15,9% 2,9% 14.112 13.117 -7,1%
Costos (3.754) (3.509) (3.689) -1,7% 5,1% # (9.983) (10.497) 5,1%
Resultado bruto 1.603 866 815 -49,2% -5,9% 4.129 2.620 -36,5%
Gastos de comercialización (545) (482) (483) -11,4% 0,2% 0 (1.444) (1.385) -4,1%
Gastos de administración (167) (167) (194) 16,2% 16,2% # (459) (518) 12,9%
Gastos de exploración (18) (8) (16) -11,1% 100,0% # (42) (42) 0,0%
Deterioro de propiedades, planta y equipo y activos intangibles (98) - (506) 416,3% N/A # (98) (506) 416,3%
Otros resultados operativos, netos (24) 12 (3) -87,5% N/A # (46) - N/A
Resultado operativo 751 221 (387) N/A N/A 2.040 169 -91,7%
Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos 141 94 44 -68,8% -53,2% # 388 227 -41,5%
Ingresos financieros 642 792 1.042 62,3% 31,6% 1.384 2.435 75,9%
Costos financieros (623) (842) (930) 49,3% 10,5% (1.542) (2.482) 61,0%
Otros resultados financieros 66 190 94 42,4% -50,5% 166 395 138,0%
Resultados financieros, netos 85 140 206 142,4% 47,1% # 8 348 4250,0%
Resultado antes de impuesto a las ganancias 977 455 (137) N/A N/A 2.436 744 -69,5%
Impuesto a las ganancias (284) (75) - N/A N/A # (666) (160) -76,0%
Resultado neto del período 693 380 (137) N/A N/A 1.770 584 -67,0%
Resultado neto atribuible a accionistas de la controlante 692 335 (128) N/A N/A # 1.763 548 -68,9%
Resultado neto atribuible al interés no controlante 1 45 (9) N/A N/A 0 7 36 414,3%
Resultado neto por acción atribuible a los accionistas de la 1,76 0,86 (0,33) N/A N/A 4,48 1,40 -68,8%
controlante (básico y diluido)
----- End of picture text -----

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

Estado de Resultados Cifras no auditadas,en AR$millones 3T22 2T23 3T23 A/A ∆ T/T ∆		9M22 9M23 A/A ∆
Ingresos 742.552 1.036.763 1.473.630 98,5% 42,1%		1.739.973 3.330.718 91,4%
Costos (527.339) (848.400) (1.250.786) 137,2% 47,4%		(1.241.107) (2.745.702) 121,2%
Resultado bruto 215.213 188.363 222.844 3,5% 18,3%		498.866 585.016 17,3%
Gastos de comercialización (76.245) (115.705) (160.553) 110,6% 38,8% Gastos de administración (24.377) (41.214) (68.062) 179,2% 65,1% Gastos de exploración (2.593) (1.847) (5.487) 111,6% 197,1% Deterioro de propiedades, planta y equipo y activos intangibles (14.108) - (176.769) 1153,0% N/A Otrosresultados operativos,netos (2.478) 3.696 1.640 N/A -55,6%		(179.598) (359.008) 99,9% (58.369) (140.246) 140,3% (5.269) (11.032) 109,4% (14.108) (176.769) 1153,0% (5.305) 3.901 N/A
Resultado operativo 95.412 33.293 (186.387) N/A N/A		236.217 (98.138) N/A
Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos 19.038 21.850 13.182 -30,8% -39,7% Ingresos financieros 87.286 186.110 324.542 271,8% 74,4% Costos financieros (86.026) (196.265) (291.758) 239,2% 48,7% Otros resultados financieros 15.478 58.771 68.466 342,3% 16,5% Resultados financieros, netos 16.738 48.616 101.250 504,9% 108,3%		46.732 51.978 11,2% 173.132 626.839 262,1% (190.023) (623.765) 228,3% 28.827 151.244 424,7% 11.936 154.318 1192,9%
Resultado antes de impuesto a las ganancias 131.188 103.759 (71.955) N/A N/A		294.885 108.158 -63,3%
Impuesto alas ganancias (39.006) (18.561) 7.557 N/A N/A		(82.223) (28.758) -65,0%
Resultado neto del período 92.182 85.198 (64.398) N/A N/A		212.662 79.400 -62,7%
Resultado neto atribuible a accionistas de la controlante 91.896 73.727 (65.579) N/A N/A Resultado neto atribuible al interés no controlante 286 11.471 1.181 312,9% -89,7% Resultado neto por acción atribuible a los accionistas de la controlante (básico y diluido) 233,72 188,32 (167,55) N/A N/A		211.586 66.714 -68,5% 1.076 12.686 1079,0% 538,25 170,37 -68,3%

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

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6.2. BALANCE GENERAL CONSOLIDADO

Balance General Consolidado Cifras no auditadas	2022-12-31 2023-09-30 En US$ millones		2022-12-31 2023-09-30 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	384 371 17.510 18.672 541 504 1.905 1.839 17 17 205 203 6 3 201 11		68.052 129.777 3.100.306 6.525.018 95.748 176.186 337.175 642.511 3.010 5.941 36.468 70.905 1.027 1.136 35.664 3.755
Total del Activo No Corriente	20.769 21.620		3.677.450 7.555.229
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	0 0 1.738 1.764 1 8 808 484 1.504 1.493 319 182 773 1.296		0 0 307.766 616.537 148 2.730 143.231 169.217 266.201 521.616 56.489 63.461 136.874 452.755
Total del Activo Corriente	5.143 5.227		910.709 1.826.316
Total del Activo	25.912 26.847		4.588.159 9.381.545
Total Patrimonio Neto	10.552 11.119		1.868.304 3.885.498
Pasivo No Corriente Provisiones Pasivos por impuesto diferido, netos Impuesto a las ganancias a pagar Cargas fiscales Remuneraciones y cargas sociales Pasivos por arrendamientos Préstamos Otros pasivos Cuentas porpagar	2.571 2.183 1.733 1.036 26 11 1 0 1 1 272 246 5.948 6.607 19 108 6 5		455.213 762.688 306.708 362.301 4.588 3.778 185 162 215 426 48.224 85.632 1.053.196 2.308.899 3.302 37.649 1.319 1.838
Total del Pasivo No Corriente	10.577 **10.197 **		1.872.950 3.563.373
Pasivo Corriente Provisiones Pasivos de contratos Impuesto a las ganancias a pagar Cargas fiscales Remuneraciones y cargas sociales Pasivos por arrendamientos Préstamos Otros pasivos Cuentas porpagar	199 192 77 138 27 27 173 159 297 252 294 290 1.140 1.546 12 116 2.564 2.811		34.981 67.104 13.577 48.233 4.711 9.400 30.660 55.561 52.622 87.898 52.061 101.512 201.808 540.126 2.359 40.405 454.126 982.435
Total del Pasivo Corriente	4.783 **5.531 **		846.905 1.932.674
Total del Pasivo	15.360 15.728		2.719.855 5.496.047
Total del Pasivo y Patrimonio Neto	25.912 26.847		4.588.159 9.381.545

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

Documento: YPF-Privado

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6.3. ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO CONSOLIDADO

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Estado de Flujo de Efectivo Consolidado 3T22 2T23 3T23 A/A ∆ T/T ∆ 9M22 9M23 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Actividades operativas:
Resultado neto 693 380 (137) N/A N/A 1.770 584 -67,0%
Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos (141) (94) (44) -68,8% -53,2% (388) (227) -41,5%
Depreciación de propiedades, planta y equipo 657 791 798 21,5% 0,9% 1.875 2.298 22,6%
Depreciación de activos por derecho de uso 56 54 55 -1,8% 1,9% 156 165 5,8%
Amortización de activos intangibles 11 9 11 0,0% 22,2% 33 30 -9,1%
Bajas de propiedades, planta y equipo y activos intangibles y consumo 112 79 108 -3,6% 36,7% 300 271 -9,7%
Cargo por impuesto a las ganancias 284 75 - N/A N/A 666 160 -76,0%
Aumento neto de provisiones 74 98 111 50,0% 13,3% 251 308 22,7%
Deterioro de propiedades, planta y equipo y activos intangibles 98 - 506 416,3% N/A 98 506 416,3%
Planes de beneficios en acciones - 8 3 N/A -62,5% 1 15 1400,0%
Cambios en activos y pasivos & otros (262) (91) (12) -95,4% -86,8% (400) 95 N/A
Flujo neto de efectivo de las actividades operativas 1.582 1.309 1.399 -11,6% 6,9% 4.362 4.205 -3,6%
Actividades de inversión:
Adquisiciones de propiedad, planta y equipo y activos intangibles (1.067) (1.366) (1.500) 40,6% 9,8% (2.692) (4.128) 53,3%
Aportes y adquisiciones en asociadas y negocios conjuntos - (2) - N/A N/A - (4) N/A
Préstamos con partes relacionadas, netos - - - N/A N/A - - N/A
Cobros por ventas de activos financieros 172 199 224 30,2% 12,6% 402 551 37,1%
Pagos por adquisición de activos financieros (139) (121) (73) -47,5% -39,7% (644) (276) -57,1%
Intereses cobrados de activos financieros 28 21 26 -7,1% 23,8% 46 74 60,9%
Cobros por cesión de áreas y ventas de activos - 10 2 N/A -80,0% 2 14 600,0%
Flujo neto de efectivo de las actividades de inversión (1.006) (1.259) (1.321) 31,3% 4,9% (2.886) (3.769) 30,6%
Actividades de financiación:
Pago de préstamos (58) (371) (571) 884,5% 53,9% (728) (1.075) 47,7%
Pago de intereses (175) (144) (192) 9,7% 33,3% (468) (493) 5,3%
Préstamos obtenidos 39 820 976 2402,6% 19,0% 386 2.268 487,6%
Adelantos en cuenta corriente, netos (44) - 33 N/A N/A (1) (37) 3600,0%
Recompra de acciones propias (5) - - N/A N/A (5) - N/A
Pagos por arrendamientos (90) (89) (86) -4,4% -3,4% (251) (267) 6,4%
Pago de intereses relacionados con el impuesto a las ganancias (2) (2) (2) 0,0% 0,0% (5) (7) 40,0%
Flujo neto de efectivo de las actividades de financiación (335) 214 158 N/A -26,2% (1.072) 389 N/A
Ef. de las var de los TC sobre el efectivo y eq. de efectivo (74) (111) (107) 44,6% -3,6% (181) (302) 66,9%
Ajustes de conversión - - - N/A N/A - - N/A
Aumento (disminución) neto del efectivo y equivalentes de efectivo 167 153 129 -22,8% -15,7% 223 523 134,5%
Efectivo y equivalentes de efectivo al inicio del ejercicio 667 1.014 1.167 75,0% 15,1% 611 773 26,5%
Efectivo y equivalentes de efectivo al cierre del período 834 1.167 1.296 55,4% 11,1% 834 1.296 55,4%
Note: Datos según Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF).
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Documento: YPF-Privado

Documento: YPF-Privado

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Estado de Flujo de Efectivo Consolidado 3T22 2T23 3T23 A/A ∆ T/T ∆ 9M22 9M23 A/A ∆
Cifras no auditadas, en AR$ millones
Actividades operativas:
Resultado neto 92.182 85.198 (64.398) N/A N/A 212.662 79.400 -62,7%
Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos (19.038) (21.850) (13.182) -30,8% -39,7% (46.732) (51.978) 11,2%
Depreciación de propiedades, planta y equipo 89.569 184.335 252.446 181,8% 36,9% 226.938 573.731 152,8%
Depreciación de activos por derecho de uso 7.625 12.948 17.036 123,4% 31,6% 18.910 40.687 115,2%
Amortización de activos intangibles 1.621 2.564 3.954 143,9% 54,2% 4.295 8.439 96,5%
Bajas de propiedades, planta y equipo y activos intangibles y consumo 15.074 17.082 33.529 122,4% 96,3% 35.915 66.701 85,7%
Cargo por impuesto a las ganancias 39.006 18.561 (7.557) N/A N/A 82.223 28.758 -65,0%
Aumento neto de provisiones 11.165 21.105 35.618 219,0% 68,8% 31.248 76.787 145,7%
Deterioro de propiedades, planta y equipo y activos intangibles 14.108 - 176.769 1153,0% N/A 14.108 176.769 1153,0%
Planes de beneficios en acciones 464 1.805 1.266 172,8% -29,9% 574 3.803 562,5%
Cambios en activos y pasivos & otros (36.755) (10.065) 15.886 N/A N/A (55.241) 55.599 N/A
Flujo neto de efectivo de las actividades operativas 215.021 311.683 451.367 109,9% 44,8% 524.900 1.058.696 101,7%
Actividades de inversión:
Adquisiciones de propiedad, planta y equipo y activos intangibles (142.371) (311.977) (458.116) 221,8% 46,8% (322.612) (1.017.251) 215,3%
Aportes y adquisiciones en asociadas y negocios conjuntos (40) (444) (334) 735,0% -24,8% (40) (1.174) 2835,0%
Préstamos con partes relacionadas, netos - - - N/A N/A
Cobros por ventas de activos financieros 22.808 47.699 64.861 184,4% 36,0% 49.261 137.419 179,0%
Pagos por adquisición de activos financieros (18.955) (28.426) (22.324) 17,8% -21,5% (77.340) (66.621) -13,9%
Intereses cobrados de activos financieros 3.919 4.998 8.440 115,4% 68,9% 6.042 18.548 207,0%
Cobros por cesión de áreas y ventas de activos 334 2.416 609 82,3% -74,8% 723 3.392 369,2%
Flujo neto de efectivo de las actividades de inversión (134.305) (285.734) (406.864) 202,9% 42,4% (343.966) (925.687) 169,1%
Actividades de financiación:
Pago de préstamos (8.987) (80.990) (173.846) 1834,4% 114,7% (85.115) (280.920) 230,0%
Pago de intereses (24.772) (34.419) (59.735) 141,1% 73,6% (58.140) (124.069) 113,4%
Préstamos obtenidos 6.320 186.513 311.147 4823,2% 66,8% 45.068 585.687 1199,6%
Adelantos en cuenta corriente, netos (6.332) - 9.589 N/A N/A (794) (2.898) 265,0%
Recompra de acciones propias (847) - - N/A N/A (847) - N/A
Pagos por arrendamientos (12.585) (20.987) (26.760) 112,6% 27,5% (31.130) (65.441) 110,2%
Pago de intereses relacionados con el impuesto a las ganancias (329) (570) (537) 63,2% -5,8% (665) (1.658) 149,3%
Flujo neto de efectivo de las actividades de financiación (47.532) 49.547 59.858 N/A 20,8% (131.623) 110.701 N/A
Ef. de las var de los TC sobre el efectivo y eq. de efectivo 6.108 11.787 49.206 705,6% 317,5% 10.804 72.171 568,0%
Aumento (disminución) neto del efectivo y equivalentes de efectivo 39.292 87.283 153.567 290,8% 75,9% 60.115 315.881 425,5%
Efectivo y equivalentes de efectivo al inicio del ejercicio 83.501 211.905 299.188 258,3% 41,2% 62.678 136.874 118,4%
Efectivo y equivalentes de efectivo al cierre del período 122.793 299.188 452.755 268,7% 51,3% 122.793 452.755 268,7%
Note: Datos según Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF).
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Documento: YPF-Privado

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6.4. PRINCIPALES MAGNITUDES FÍSICAS

Principales magnitudes físicas Cifras no auditadas	Unidad	1T22	Acum. 2022 2T22 3T22 4T22	Acum. 2022 2T22 3T22 4T22	Acum. 2022 2T22 3T22 4T22	Acum. 2022 2T22 3T22 4T22	1T23	2T23	2T23	Acum. 2023
Total Producción	Kboe	45.523	45.836 46.406 45.924 183.690				45.956 46.695 47.808 140.460
Crudo NGL Gas natural	Kbbl Kbbl Mm3	19.993 3.979 3.427	20.506 20.680 21.325 82.503 3.796 3.496 3.915 15.186 3.424 3.535 3.289 13.674				21.461 21.925 21.795 65.181 3.859 3.889 4.288 12.037 3.281 3.320 3.454 10.055
Henry Hub Brent	USD/MMBTU USD/bbl	4,6 97,4	7,5 7,9 5,0 6,3 111,9 97,8 88,6 98,9				2,8 2,3 2,7 2,6 82,2 78,0 85,9 82,1
Ventas(YPF individual)
Venta de productos refinados	Km3	4.565	4.782 4.896 4.912 19.155				4.790 4.873 4.936 14.599
Mercado local Nafta Gasoil Jet fuel y querosene Fuel Oil LPG Otros () Mercado externo Nafta virgen Jet fuel y querosene GLP Bunker (Gasoil y Fuel Oil) Otros()	Km3 Km3 Km3 Km3 Km3 Km3 Km3 Km3 Km3 Km3 Km3 Km3 Km3	4.209 1.410 2.030 124 4 243 398 356 15 74 124 94 49	4.455 4.536 4.431 17.631 1.364 1.419 1.487 5.680 2.284 2.288 2.181 8.783 115 129 151 519 13 21 4 42 305 298 245 1.092 374 379 363 1.515 327 360 482 1.524 52 60 23 151 81 89 110 353 28 73 164 389 67 51 91 302 100 87 93 329				4.346 4.483 4.581 13.411 1.515 1.431 1.500 4.445 2.052 2.227 2.272 6.551 140 131 145 415 4 13 3 20 230 288 308 825 407 393 354 1.153 444 390 355 1.189 20 63 0 83 117 94 105 316 133 121 90 344 95 34 55 184 78 78 105 261
Venta de productos petroquímicos	Ktn	129	139 115 116 498				141 122 151 413
Mercado local Metanol Otros Mercado externo Metanol Otros	Ktn Ktn Ktn Ktn Ktn Ktn	99 68 32 30 6 23	111 90 95 396 76 54 55 252 35 37 40 143 27 25 21 103 7 4 2 20 21 20 19 83				83 70 86 240 45 36 45 125 38 34 42 114 58 51 65 174 40 30 46 116 18 21 19 58
Venta de Granos y harinas	Ktn	271	517 449 270 1.507				100 275 181 556
Mercado local Mercado externo	Ktn Ktn	7 264	39 50 178 275 478 398 92 1.232				91 172 115 378 9 103 66 178
Venta de fertilizantes	Ktn	104	166 242 228 741				115 173 250 538
Mercado local	Ktn	104	166 242 228 741				115 173 250 538
Principales productos importados(YPF individual) Nafta Jet Fuel Gasoil	Km3 Km3 Km3	122 2 318	40 49 92 303 0 1 3 7 255 448 229 1.251				142 47 0 189 4 0 4 8 288 188 253 730

Otros (*): Incluye principalmente ventas de aceites y bases lubcricantes, crudo, asfaltos y carbón residual, entre otros.

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

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

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

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