YPF S.A. — Interim / Quarterly Report 2023

Aug 11, 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	18
	4.4. GAS Y ENERGÍA	21
	4.5. CORPORACIÓN Y OTROS	23
5.	LIQUIDEZ Y RECURSOS DE CAPITAL	24
	5.1. RESUMEN ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO	24
	5.2. DEUDA NETA	25
6.	TABLAS Y NOTAS	27
	6.1. ESTADO DE RESULTADOS CONSOLIDADO	27
	6.2. BALANCE GENERAL CONSOLIDADO	28
	6.3. ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO CONSOLIDADO	29
	6.4. PRINCIPALES MAGNITUDES FÍSICAS	31

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RESULTADOS RESPALDADOS POR UN CRECIMIENTO DE LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO, MIENTRAS CONTINUAMOS AVANZANDO CON EL AMBICIOSO PLAN DE INVERSIONES

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).

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Resumen Consolidado Resultados
2T22 1T23 2T23 A/A ∆ T/T ∆ 1S22 1S23 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Ingresos 4.995 4.238 4.375 -12,4% 3,2% 8.755 8.613 -1,6%
EBITDA 1.576 1.116 1.075 -31,8% -3,7% 2.636 2.191 -16,9%
EBITDA Ajustado 1.513 1.044 1.005 -33,5% -3,8% 2.508 2.050 -18,3%
Resultado operativo antes de deterioro de activos 885 335 221 -75,0% -34,0% 1.289 556 -56,9%
Resultado operativo 885 335 221 -75,0% -34,0% 1.289 556 -56,9%
Resultado neto antes de deterioro de activos 810 341 380 -53,1% 11,4% 1.077 721 -33,1%
Resultado neto 810 341 380 -53,1% 11,4% 1.077 721 -33,1%
Resultado neto por acción 2,04 0,87 0,86 -57,8% -1,1% 2,72 1,73 -36,4%
Inversiones 904 1.298 1.374 51,9% 5,8% 1.634 2.672 63,5%
FCF 321 (17) (284) N/A 1570,6% 700 (301) N/A
Caja y equivalentes de caja 1.242 1.296 1.470 18,4% 13,4% 1.242 1.470 18,4%
Deuda total 7.086 7.339 7.782 9,8% 6,0% 7.086 7.782 9,8%
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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 los US$ 1.005 millones, disminuyendo un 4% secuencialmente debido principalmente a una leve caída en los precios locales de combustibles en dólares y a mayores presiones en los costos, compensados principalmente por mayores ventas estacionales de gas natural.

• La producción total de hidrocarburos promedió los 513 Kboe/d, manteniéndose estable respecto al trimestre anterior, con un aumento del 2% en términos interanuales, impulsada principalmente por una sólida expansión del 7% en la producción de crudo.

• La producción de crudo shale mantuvo una alta tasa de crecimiento del 28% a/a, mientras que la producción de shale gas aumentó un 10% a/a.

• Se reanudaron las exportaciones estructurales de crudo Medanito luego de 18 años, debido a que durante el segundo trimestre se puso nuevamente en operación el oleoducto Trasandino, permitiendo la evacuación de petróleo a Chile.

• Los volúmenes de venta de combustibles en el mercado local aumentaron un 3% secuencialmente y se mantuvieron estables con respecto al mismo período del 2022, donde se compensó una mayor demanda de naftas con una menor demanda de gasoil.

• Los niveles de procesamiento en nuestras refinerías continuaron con niveles récord, alcanzando los 305 Kbbl/d en el trimestre, manteniendose estables en términos secuenciales y 6% por encima al año anterior.

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• Los costos operativos aumentaron un 13% t/t y 21% a/a, como resultado de una evolución negativa de las variables macroeconómicas como la inflación, los salarios y la devaluación de la moneda, acompañado por una mayor actividad de mantenimiento registrada durante el período.

• La inversiones alcanzaron los US$ 1.374 millones, aumentando un 6% t/t y 52% a/a, en línea con el plan anual.

• El flujo de caja libre totalizó US$ 284 millones negativos durante el segundo trimestre, impulsado principalmente por el acuerdo de cierre del juicio internacional Maxus firmado en abril, elevando nuestra deuda neta a US$ 6.312 millones y aumentando el ratio de apalancamiento neto a 1.4x. Excluyendo el impacto negativo de este acuerdo, el flujo de caja libre se hubiese mantenido estable durante el trimestre.

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2. ANÁLISIS DE RESULTADOS CONSOLIDADOS

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Desglose Ingresos Consolidados
2T22 1T23 2T23 A/A ∆ T/T ∆ 1S22 1S23 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Gasoil 1.771 1.620 1.640 -7,4% 1,3% 3.053 3.260 6,8%
Nafta 880 892 833 -5,3% -6,6% 1.696 1.726 1,8%
Gas natural como productores (a terceros) 413 270 386 -6,7% 42,9% 724 656 -9,4%
Otros 1.229 977 1.122 -8,7% 14,8% 2.112 2.100 -0,6%
Total Mercado Local 4.293 3.759 3.982 -7,3% 5,9% 7.585 7.741 2,1%
Jet fuel 128 162 107 -16,6% -33,9% 214 268 25,2%
Granos y harinas 302 5 46 -84,7% 846,8% 415 51 -87,7%
Crudo 0 12 46 N/A 277,6% 5 58 1026,3%
Petroquímicos y otros 272 300 195 -28,4% -35,2% 536 495 -7,7%
Total Mercado Externo 702 479 393 -43,9% -17,8% 1.170 872 -25,5%
Total Ingresos 4.995 4.238 4.375 -12,4% 3,2% 8.755 8.613 -1,6%
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Durante el 2T23, los ingresos totalizaron US$ 4.375 millones, incrementandose un 3,2% t/t y

disminuyendo un 12,4% a/a. En términos secuenciales, los ingresos aumentaron principalmente como resultado de mayores ventas de gas natural debido a mejores precios estacionales contemplados en los contratos del Plan Gas y a una mayor demanda estacional de fertilizantes, granos y harinas, parcialmente compensados por una leve disminución de los precios de combustibles locales en dólares y otros productos refinados, en línea con la tendencia a la baja de los precios internacionales.

Al analizar los ingresos del 2T23, cabe destacar:

• Los ingresos por gasoil en el mercado local (minorista y mayorista) – 37,5% de los ingresos totales – aumentaron 1,3% t/t , impulsados por un incremento en los volúmenes vendidos del 8,6% parcialmente compensados por una contracción en los precios del 6,7%. El aumento en los volúmenes vendidos se debió principalmente a la mayor demanda de gasoil de las centrales térmicas y del Agro, este último aún afectado por la severa sequía registrada en Argentina en el 1T23.

• Los ingresos por naftas en el mercado local – 19,0% de los ingresos totales – disminuyeron 6,6% t/t , principalmente debido a menores volúmenes despachados por 5,5% producto de la mayor demanda estacional de verano del primer trimestre, y por menores precios promedio de 1,2%.

• Los ingresos por ventas de gas natural como productores a terceros en el mercado local - 8,8% de los ingresos totales - aumentaron 42,9% t/t principalmente por mayores precios promedio de venta del 37,3% impulsados por el factor estacionalidad contemplado dentro del Plan GasAR entre mayo y septiembre, mientras que los volúmenes vendidos se incrementaron un 4,1%.

• Otras ventas locales aumentaron 14,8% t/t principalmente por mayores ventas estacionales de gas natural al segmento de distribución minorista – a través de nuestra subsidiaria Metrogas S.A. (“Metrogas”) –, fertilizantes, granos y harinas.

• Los ingresos por exportaciones disminuyeron un 17,8% t/t, principalmente debido a precios más bajos de nuestros productos refinados, que disminuyeron más bruscamente que la cotización del petróleo Brent, así como también por una menor demanda estacional de combustible para aviones y gasoil para cruceros, parcialmente compensados por mayores ventas estacionales de granos y harinas. Por

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otro lado, las exportaciones de crudo se incrementaron significativamente en el segundo trimestre, dado que la compañía retomó las exportaciones estructurales de petróleo Medanito después de 18 años, gracias a la puesta en operación del oleoducto trasandino en el segundo trimestre, permitiendo la evacuación de crudo a Chile.

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Desglose Costos Consolidados
2T22 1T23 2T23 A/A ∆ T/T ∆ 1S22 1S23 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Costo de extracción (610) (669) (746) 22,4% 11,5% (1.143) (1.415) 23,8%
Otros Upstream (111) (116) (124) 11,5% 6,8% (193) (241) 24,5%
Costos de Industrialization (376) (415) (446) 18,8% 7,6% (693) (861) 24,1%
Comercialización, GyE, Corpo y Otros (211) (206) (271) 28,6% 32,0% (375) (477) 27,3%
Total Costos Operativos (1.308) (1.406) (1.588) 21,4% 12,9% (2.405) (2.994) 24,5%
Depreciaciones y Amortizaciones (689) (775) (854) 23,9% 10,2% (1.340) (1.629) 21,6%
Regalías (241) (236) (247) 2,4% 4,4% (456) (483) 5,8%
Otros (336) (249) (260) -22,6% 4,6% (581) (509) -12,3%
Total Otros Costos (1.266) (1.260) (1.361) 7,5% 8,0% (2.377) (2.621) 10,3%
Importación de combustibles (353) (400) (192) -45,6% -52,0% (690) (592) -14,2%
Compras de crudo a terceros (309) (386) (323) 4,5% -16,2% (565) (710) 25,7%
Compras de biocombustibles (250) (230) (230) -8,1% 0,0% (417) (459) 10,2%
Compras agro non-oil (503) (114) (253) -49,7% 121,2% (693) (367) -47,0%
Otras compras (323) (224) (244) -24,4% 8,8% (512) (468) -8,6%
Variación de existencias 213 126 25 -88,3% -80,2% 214 151 -29,4%
Total de Compras y Variación de existencias (1.525) (1.228) (1.217) -20,2% -0,9% (2.662) (2.445) -8,2%
Otros resultados operativos, netos (11) (9) 12 N/A N/A (22) 3 N/A
Total Costos Operativos + Compras + Deterioro de Activos (4.110) (3.903) (4.154) 1,1% 6,4% (7.466) (8.057) 7,9%
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La variación de existencias incluye el efecto precio por US$ 130 millones en el 2T22, US$ (29) millones en el 1T23 y US$(36) millones en el 2T23.

Respecto a los costos operativos, durante el 2T23 alcanzaron los US$ 1.588 millones, incrementandosé un 12,9% respecto al 1T23. Esta expansión se debió principalmente a la evolución negativa de variables macroeconómicas como la inflación, los salarios y la devaluación de la moneda, sumado a mayores actividades de mantenimiento y cargos no recurrentes registrados en el período. En la misma línea, en comparación con el mismo período del año pasado, los costos operativos aumentaron un 21,4%, impulsados por el entorno macroeconómico inflacionario descripto anteriormente, y por la expansión de los niveles de actividad a lo largo de todas las unidades de negocio, en línea a los mayores niveles de producción de crudo y gas, y procesamiento de las refinerías. Como resultado, el costo operativo por barril de hidrocarburos producido, aumentó 11,2% t/t, y un 19,2% a/a.

Las compras y variación de existencias , categoría altamente correlacionada con los niveles de demanda de productos refinados y productos non oil para el agro, y la valuación de inventarios, disminuyeron 0,9% t/t y un 20,2% a/a.

Al analizar las compras del 2T23, cabe destacar:

• Las importaciones de naftas y gasoil disminuyeron un 53,6% t/t, debido a menores volúmenes importados por 45,2% y a una contracción en los precios del 15,2%. La caída de los volúmenes importados, tanto de naftas como de gasoil, que representaron el 6,4% de las ventas totales de combustibles, se explica por la mayor recomposición de inventarios llevada a cabo en el 1T respecto al 2T.

• Las compras de crudo disminuyeron un 16,2% t/t, producto de una disminución en los volúmenes comprados del 11,3%, explicados por menores niveles de procesamiento y consumo de inventarios, así como también debido a menores precios por 5,6%, alineados con la tendencia a la baja de los precios de los combustibles registrada en el trimestre.

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• Las compras de biocombustibles se mantuvieron estables t/t, donde las compras de biodiesel crecieron un 3,1% y las compras de bioetanol cayeron un 2,8%. La variación de biodiesel estuvo alineada con una mayor demanda de gasoil y un incremento en los niveles de aditivación, este último impulsado por una mayor disponibilidad de biodiesel en el mercado local; mientras que las compras de bioetanol disminuyeron secuencialmente como consecuencia de la menor demanda de naftas.

• Las compras de productos non oil para el negocio del Agro aumentaron un 121,2% secuencialmente, principalmente debido a una mayor demanda estacional de fertilizantes, granos y harinas, tanto en el mercado local como de exportación, mencionada anteriormente.

En relación a nuestros inventarios, se registró una variación de existencias positiva de US$ 25 millones durante el 2T23, impulsada principalmente por mayores inventarios de productos non oil para el negocio del Agro, parcialmente compensada por menores costos de reposición de nuestros inventarios; en comparación con una variación positiva de existencias de US$ 126 millones durante el 1T23.

Desglose Resultado neto Cifras no auditadas, en US$ millones T/T ∆ 2T22 1T23 2T23 A/A ∆		1S22 1S23 A/A ∆
Resultado operativo 885 335 221 -75,0% -34,0%		1.289 556 -56,9%
Intereses en asociadas y negocios conjuntos 132 89 94 -28,8% 5,6% Resultados financieros, netos (22) 2 140 N/A 6900,0%		247 183 -25,9% (77) 142 N/A
Resultado antes de impuestos 995 426 455 -54,3% 6,8%		1.459 881 -39,6%
Impuesto a las ganancias (185) (85) (75) -59,5% -11,8%		(382) (160) -58,1%
Resultado neto 810 341 380 -53,1% 11,4%		1.077 721 -33,1%
Resultado neto antes de deterioro de activos 810 341 380 -53,1% 11,4%		1.077 721 -33,1%

Los resultados financieros netos del 2T23 representaron una ganancia de US$ 140 millones en comparación con la ganancia de US$ 2 millones registrada en el 1T23. Esto se debió principalmente a la mayor devaluación de la moneda argentina lo que provocó un aumento de la ganancia por diferencias de cambio.

Como resultado de la evolución operativa y financiera, el resultado antes de impuesto a las ganancias en el 2T23 fue positivo por US$ 455 millones, aumentando 6,8% t/t, mientras que el resultado neto del trimestre fue una ganancia de US$ 380 millones, en comparación con la ganancia de US$ 341 millones alcanzada en el 1T23.

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3. EBITDA Y RECONCILIACIÓN DEL EBITDA AJUSTADO

El EBITDA ajustado del 2T23 ascendió a US$ 1.005 millones, disminuyendo 3,8% con respecto al 1T23. Esta variación se debió principalmente a una leve caída en los precios de los combustibles, alineados con una tendencia a la baja de los precios internacionales, y a mayores costos operativos, compensados principalmente por mayores ventas de gas natural.

La conciliación entre el EBITDA y el EBITDA Ajustado del trimestre se presenta en los cuadros siguientes:

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Reconciliación EBITDA Ajustado
2T22 1T23 2T23 A/A ∆ T/T ∆ 1S22 1S23 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Resultado neto 810 341 380 -53,1% 11,4% 1.077 721 -33,1%
Resultados financieros, netos 22 (2) (140) N/A 6900,0% 77 (142) N/A
Intereses en asociadas y negocios conjuntos (132) (89) (94) -28,8% 5,6% (247) (183) -25,9%
Impuesto a las ganancias 185 85 75 -59,5% -11,8% 382 160 -58,1%
Perforaciones exploratorias improductivas 2 6 - N/A N/A 7 6 -14,3%
Depreciaciones y amortizaciones 689 775 854 23,9% 10,2% 1.340 1.629 21,6%
Deterioro de activos - - - N/A N/A - - N/A
EBITDA 1.576 1.116 1.075 -31,8% -3,7% 2.636 2.191 -16,9%
Arrendamientos (63) (72) (70) 10,2% -2,3% (128) (141) 10,3%
Otros ajustes - - - N/A N/A - - N/A
EBITDA Ajustado 1.513 1.044 1.005 -33,5% -3,8% 2.508 2.050 -18,3%
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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	75	155	46	22	(90)	13	221
Depreciaciones y amortizaciones	668	126	12	31	17	0	854
Perforaciones exploratorias improductivas	-	-	-	-	-	-	-
Deterioro de activos	-	-	-	-	-	-	-
EBITDA	743	281	57	53	(73)	13	1.075
Arrendamientos	(39)	(20)	2	(12)	-	-	(70)
Otros ajustes	-	-	-	-	-	-	-
EBITDA Ajustado	704	261	59	42	(73)	13	1.005

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El siguiente gráfico resume las principales variaciones secuenciales del EBITDA Ajustado entre el 2T23 y el 1T23:

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1.044 53 -8 1.005
-6 -57 -21 OPEX
OPEX Impo Metrogas
Precios de Combustibles Precios -188
crudo Precios OPEX Regasificación
GNL
Producción de crudo OPEX 380
Precio estacional -437
Gas Natural
EBITDA Ajustado Upstream Industrialización Comercialización Gas y Energía Corporación y EBITDA Ajustado Intereses Amortizaciones Ingresos netos
1T23 Eliminaciones 2T23 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$ 6 millones): La variación negativa se debió a mayores costos operativos y menores precios del crudo; parcialmente compensados por un incremento del 1,0% en la producción de crudo y mayores precios del gas natural.

• Industrialización (-US$ 57 millones): La disminución del EBITDA se explica principalmente por mayores costos operativos, menores precios locales de combustibles del 5% y una contracción del 9% en los precios de la canasta de otros refinados, parcialmente compensado por menores importaciones de combustibles.

• Comercialización (-US$ 21 millones): La contracción del EBITDA se debió principalmente a mayores costos operativos, y a menores precios locales de combustibles y otros productos refinados del 5% y 9%, respectivamente.

• Gas y Energía (+US$ 53 millones): El aumento del EBITDA se debió principalmente a mayores ventas estacionales de gas natural de nuestra subsidiaria Metrogas, sumado a ajustes de precios implementados en los segmentos minoristas, así como también a una mayor actividad de regasificación.

• Corporación y Eliminaciones (-US$ 8 millones): La disminución en EBITDA obedece principalmente a mayores costos operativos registrados en el segundo trimestre.

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El siguiente gráfico resume las principales variaciones secuenciales del EBITDA Ajustado entre el 2T23 y el 2T22:

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1.513
-117
OPEX -181
Precio Precios -42 -3 1.005
Combustibles OPEX OPEX Precios GLP -164
Producción Niveles de Procec. Precios OPEX OPEX -188
Impo Metrogas Variación 380
Combustibles de stock -437
EBITDA Ajustado Upstream Industrialización Comercialización Gas y Energía Corporación y EBITDA Ajustado Intereses Amortizaciones Ingresos netos
2T22 Eliminaciones 2T23 & 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$ 117 millones): La variación negativa se explica por mayores costos operativos y menores precios del crudo, parcialmente compensados por la expansión de la producción de hidrocarburos en 1,9%.

• Industrialización (-US$ 181 millones): La disminución del EBITDA se debió principalmente a mayores costos operativos, menores precios locales de combustibles de un 8% y a una significativa reducción de los precios de otros productos refinados en un 27%, parcialmente compensados por una expansión de los niveles de procesamiento del 6% y menores importaciones de combustibles.

• Comercialización (-US$ 42 millones): La contracción del EBITDA se debió principalmente a mayores costos operativos y menores precios locales de combustibles y otros productos refinados por 8% y 27%, respectivamente.

• Gas & Energía (-US$ 3 millones): El menor EBITDA se explica principalmente por una expansion de los costos operativos y menores precios de GLP, parcialmente compensados por mejores resultados de Metrogas.

• Corporación y Eliminaciones (-US$ 164 millones): La variación negativa se explica principalmente por mayores costos operativos y por una disminución en el costo de reposición de nuestros inventarios respecto al aumento en el costo de inventarios registrado en el mismo período del año anterior.

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4. ANALISIS DE RESULTADOS POR NEGOCIO

4.1. UPSTREAM

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Producción
2T22 1T23 2T23 A/A ∆ T/T ∆ 1S22 1S23 A/A ∆
Cifras no auditadas
Desglose producción
Producción Crudo (Kbbld) 225,3 238,5 240,9 6,9% 1,0% 223,8 239,7 7,1%
Convencional 148,3 143,3 143,6 -3,1% 0,2% 148,5 143,5 -3,4%
Shale 73,9 92,5 94,6 28,1% 2,3% 72,1 93,5 29,7%
Tight 3,2 2,7 2,7 -14,6% 1,9% 3,1 2,7 -13,6%
Producción NGL (Kbbld) 41,7 42,9 42,7 2,5% -0,3% 43,0 42,8 -0,3%
Convencional 16,8 12,5 12,6 -25,1% 0,8% 16,3 12,5 -23,1%
Shale 23,7 29,3 28,8 21,7% -1,4% 25,3 29,0 14,9%
Tight 1,3 1,2 1,3 6,8% 15,2% 1,4 1,3 -10,7%
Producción Gas (Mm3d) 37,6 36,5 36,5 -3,0% 0,1% 37,8 36,5 -3,6%
Convencional 15,2 14,3 13,8 -9,3% -3,6% 15,3 14,0 -8,5%
Shale 15,5 16,7 17,0 10,2% 1,8% 15,4 16,9 9,8%
Tight 7,0 5,4 5,7 -18,8% 4,2% 7,1 5,6 -22,2%
Producción Total (Kboed) 503,7 510,6 513,1 1,9% 0,5% 504,7 511,9 1,4%
Convencional 260,6 245,7 242,9 -6,8% -1,1% 261,3 244,3 -6,5%
Shale 194,7 226,9 230,5 18,4% 1,6% 194,0 228,7 17,9%
Tight 48,3 38,1 39,7 -17,8% 4,4% 49,4 38,9 -21,3%
Precios promedio de realización
Crudo (USD/bbl) 65,0 66,9 63,4 -2,5% -5,2% 61,9 65,1 5,2%
Gas Natural (USD/MMBTU) 3,9 3,0 3,9 1,3% 30,8% 3,4 3,5 0,9%
----- End of picture text -----

La producción de hidrocarburos alcanzó los 513,1 Kboe/d durante el 2T23, incrementandose un 0,5% secuencialmente y un 1,9% en términos interanuales. La producción de crudo registró una nueva expansión secuencial del 1,0% y alcanzó un significativo incremento interanual del 6,9%. Respecto al gas natural y NGL, la producción se mantuvo casi estable en términos secuenciales.

La producción de shale continuó expandiéndose fuertemente durante el trimestre, donde el crudo shale y el shale gas aumentaron 28,1% y 10,2% a/a, respectivamente, alcanzando un nuevo incremento secuencial del 1,6%. En este sentido, la producción de shale representó el 44,9% de nuestra producción total consolidada en el 2T23, creciendo desde el 38,7% del año anterior.

La producción promedio diaria de petróleo crudo aumentó un 1,0 % secuencialmente, debido al aumento de la producción del crudo shale mencionado anteriormente, mientras que la producción convencional se mantuvo estable, gracias a nuestra estrategia de continuar avanzando en las técnicas de recuperación terciaria en nuestros campos convencionales. En este sentido, la producción terciaria se expandió un 17% respecto al trimestre anterior y un 32% respecto al mismo trimestre de 2022, destacándose el bloque Manantiales Behr, donde actualmente estamos operando nueve unidades de Inyección de Polímeros y su producción terciaria representa alrededor del 30% de su producción total, así como también los bloques Chachahuen, El Trébol y Los Perales, donde continuamos obteniendo resultados prometedores.

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Documento: YPF-Privado

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Por el lado del gas natural, la producción diaria promedio se mantuvo estable t/t, dado que la mayor producción de shale gas del 1,8% fue compensada por una disminución del 3,6% en la producción convencional. En términos interanuales, la producción de gas natural disminuyó un 3,0%, afectada por menor demanda y el declino natural en nuestros campos convencionales.

En el 2T23, los ingresos totales del segmento alcanzaron los US$ 1.896 millones, aumentando un 3,7% comparados con el 1T23 y 4,8% a/a:

• Los ingresos por crudo disminuyeron 3,0% t/t, principalmente por una disminución en los precios del 5,2%, parcialmente compensada por un aumento del 2,3% en los volúmenes vendidos.

• Los ingresos de gas natural aumentaron 32,2% t/t, principalmente debido a un incremento estacional de los precios de venta mencionado anteriormente del 30,8% y por mayores volúmenes vendidos por 1,1%.

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

Resultados Upstream
2T22 1T23 2T23 A/A ∆ T/T ∆ 1S22 1S23 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Crudo 1.261 1.406 1.363 8,1% -3,0% 2.411 2.769 14,9%
Gas natural 484 358 473 -2,3% 32,2% 871 830 -4,7%
Otros 65 65 60 -8,1% -7,4% 126 125 -1,0%
Ingresos 1.810 1.828 1.896 4,8% 3,7% 3.408 3.724 9,3%
Depreciaciones y amortizaciones (507) (602) (668) 31,7% 11,0% (984) (1.270) 29,0%
Costo de extracción (610) (669) (746) 22,4% 11,5% (1.143) (1.415) 23,8%
Regalías (238) (233) (244) 2,4% 4,7% (450) (476) 5,7%
Gastos de exploración (14) (18) (8) -42,9% -55,6% (24) (26) 8,3%
Otros (91) (162) (155) 69,9% -4,5% (224) (317) 41,7%
Resultado operativo antes de deterioro de activo 350 144 75 -78,6% -47,9% 582 219 -62,4%
Deterioro de activos - - - N/A N/A - - N/A
Resultado operativo 350 144 75 -78,6% -47,9% 582 219 -62,4%
Depreciaciones y amortizaciones 507 602 668 31,7% 11,0% 984 1.270 29,0%
Perforaciones exploratorias improductivas 2 6 - N/A N/A 7 6 -14,3%
Deterioro de activos - - - N/A N/A - - N/A
EBITDA 859 752 743 -13,5% -1,2% 1.573 1.495 -5,0%
Arrendamientos (39) (42) (39) 1,2% -6,1% (76) (81) 6,2%
EBITDA Ajustado 821 710 704 -14,3% -0,9% 1.497 1.414 -5,6%
Inversiones 712 1.015 1.017 42,8% 0,2% 1.311 2.032 55,0%
Cash Costs unitarios
2T22 1T23 2T23 A/A ∆ T/T ∆ 1S22 1S23 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$/boe
Costo de extracción 13,3 14,6 16,0 20,1% 9,5% 12,5 15,3 22,1%
Regalías y otros impuestos 6,5 6,5 6,5 1,1% 0,9% 6,2 6,5 5,3%
Otros costos 2,7 2,7 2,9 9,7% 7,1% 2,4 2,8 19,5%
Total Cash Costs (US$/boe) 22,5 23,8 25,5 13,4% 6,9% 21,1 24,6 16,9%
----- End of picture text -----

En relación a los costos unitarios, los cash costs aumentaron un 6,9% secuencialmente y un 13,4% a/a, principalmente debido a los siguientes factores:

• Los costos de extracción aumentaron un 9,5% t/t. Al desglosar nuestros costos de extracción por tipo de operación en el 2T23, los costos de los campos no convencionales promediaron los 5,5 US$/BOE, aumentando un 13,3% t/t debido a mayores niveles de actividad y costos de energía por encima de la expansión de la producción del trimestre, mientras que los costos de los campos convencionales promediaron los 25,7 US$/BOE, un aumento del 8,7% t/t. El costo de extracción en nuestro shale core

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hub promedió los 4,1 US$/BOE en el 2T23, manteniéndose practicamente estable en comparación con el trimestre anterior.

• Las regalías y otros impuestos dentro del segmento de upstream aumentaron un 0,9% secuencialmente, donde las regalías de gas natural aumentaron un 32,0% y las regalías de crudo disminuyeron un 3,9%, principalmente debido a variaciones en los precios de venta.

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

En resumen, el EBITDA Ajustado del segmento Upstream alcanzó los US$ 704 millones en el trimestre, disminuyendo un 0,9% t/t y un 14,3% a/a.

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Inversiones:

Las inversiones del segmento Upstream alcanzaron los US$ 1.017 millones en el 2T23, manteniéndose prácticamente estables secuencialmente y aumentando un 42,8% a/a, donde el 65,6% se destinó a actividades de perforación y workover , el 28,5% a nuevas instalaciones o expansión de las existentes y el 5,9% restante a exploración y otras actividades del upstream.

Durante el 2T23, las actividades de perforación y workover mostraron una tendencia positiva, completando un total de 90 pozos nuevos en nuestros bloques operados, incluyendo 41 pozos nuevos en áreas no convencionales, 34 de crudo shale y 7 de shale gas.

Adicionalmente, durante el 2T23 se lograron los siguientes progresos en el desarrollo de nuestras operaciones de shale :

• En mayo, la compañía firmó un acuerdo con una empresa del negocio del upstream local para perforar, para fines de año, el primer pozo exploratorio en la formación de shale Palermo Aike, cuyos recursos totales se estiman en el orden de los 10 mil millones de barriles equivalentes.

• En relación a las inversiones en instalaciones requeridas para evacuar la producción de shale , en mayo pusimos en operación una planta de separación y tratamiento de gas natural, ubicada en el bloque Rincón del Mangrullo, ampliando su capacidad de producción en 2 Mm3 por día.

• En junio, en el bloque Loma Campana se colocó un set de fractura alimentado 100% con gas natural, el primero de su tipo en Argentina, logrando una reducción de alrededor de 60 m3 mensuales en el consumo de gasoil, alineado a la estrategia de transición energética de la compañía.

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, Chachahuen y El Trébol.

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5,9%
28,5%
65,6%
Perforación y Workover Instalaciones Exploración y Otros
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Documento: YPF-Privado

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4.2. INDUSTRIALIZACIÓN

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

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

Información Operativa Industrialización
2T22 1T23 2T23 A/A ∆ T/T ∆ 1S22 1S23 A/A ∆
Cifras no auditadas
Crudo procesado (Kbbld) 287,6 307,2 305,1 6,1% -0,7% 284,7 306,1 7,5%
Utilización refinerias (%) 88% 94% 93% 535bps -63bps 87% 93% 653bps
Capacidad nominal de 328,1 Kbbl/d desde 1T21.
----- End of picture text -----

El crudo procesado durante el trimestre se ubicó en 305,1 Kbbl/d, lo que representó una disminución de 0,7% t/t y un aumento de 6,1% a/a. En términos secuenciales, la leve contracción fue debido a una parada programada de las plantas de hidrotratamiento y platforming en la refinería Luján de Cuyo, mientras que las refinerías de La Plata y Plaza Huincul lograron incrementar sus niveles de procesamiento. Además, durante el primer semestre del año, la compañía logró el récord de procesamiento de crudo desde 2010 y la mayor producción de naftas y destilados medios desde 2007 a través de la maximización de los niveles de conversión en nuestras refinerías.

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Resultados Industrialización
2T22 1T23 2T23 A/A ∆ T/T ∆ 1S22 1S23 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Ingresos 3.267 3.104 2.894 -11,4% -6,8% 5.831 5.998 2,9%
Depreciaciones y amortizaciones (111) (124) (126) 13,5% 1,6% (219) (250) 14,2%
Costos de Industrialization (376) (415) (446) 18,8% 7,6% (693) (861) 24,1%
Importación de combustibles (309) (344) (158) -48,9% -54,0% (613) (502) -18,2%
Compras de crudo (intersegmento + a terceros) (1.590) (1.802) (1.662) 4,5% -7,8% (3.010) (3.463) 15,1%
Compras de biocombustibles (250) (230) (230) -8,1% 0,0% (417) (459) 10,2%
Variación de existencias 46 91 (25) N/A N/A 133 66 -50,3%
Otros (152) (94) (92) -39,4% -1,5% (267) (186) -30,2%
Resultado operativo antes de deterioro de activos 525 188 155 -70,5% -17,6% 745 343 -54,0%
Deterioro de activos - - - N/A N/A - - N/A
Resultado operativo 525 188 155 -70,5% -17,6% 745 343 -54,0%
Depreciaciones y amortizaciones 111 124 126 13,5% 1,6% 219 250 14,2%
EBITDA 636 312 281 -55,8% -9,9% 964 593 -38,5%
Arrendamientos (1) (20) (20) 1289,2% 0,3% (4) (41) 853,4%
EBITDA Ajustado 635 292 261 -58,9% -10,6% 960 553 -42,4%
Efecto precio de inventarios de productos derivados del petróleo 171 (48) (22) N/A -54,6% 223 (70) N/A
EBITDA Ajustado excl. efecto precio de inventarios 463 340 283 -39,0% -16,9% 737 623 -15,5%
Inversiones 146 202 253 72,8% 25,0% 243 455 86,9%
----- End of picture text -----

Las variaciones de existencias incluyen efecto precio por US$ 171 millones en el 2T22, US$ (48) millones en el 1T23 y US$(22) millones en el 2T23.

Los ingresos - principalmente ingresos intersegmentos con el segmento de Comercialización - totalizaron US$ 2.894 millones en el 2T23, una disminución de 6,8% comparado con el 1T23, principalmente debido a menores precios de combustibles locales y otros productos refinados junto con menores volúmenes despachados de naftas y jet fuel , parcialmente compensados por mayores ventas estacionales de gasoil.

Los costos operativos de este segmento aumentaron un 7,6% t/t , impulsados principalmente por la parada programada en la refinería Luján de Cuyo mencionada anteriormente y por mayores costos de energía.

Por otra parte, las importaciones de naftas y gasoil disminuyeron 53,6% t/t, impulsadas por menores volúmenes importados 45,2% y una caída en los precios del 15,2%. La contracción secuencial de los volúmenes importados de naftas y gasoil puede explicarse por una mayor recomposición de inventarios llevada a cabo en el primer trimestre respecto al segundo trimestre.

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Las compras de crudo (incluyendo las compras intersegmento a nuestro segmento del Upstream) cayeron un 7,8% t/t, como resultado de una disminución del 5,2% en los precios y a menores volúmenes por 2,7%, debido a una ligera disminución en los niveles de procesamiento y a un consumo de inventarios registrado en el 2T23.

Las compras de biocombustibles se mantuvieron estables t/t, donde las compras de biodiesel crecieron un 3,1% y las compras de bioetanol cayeron un 2,8%. La variación del biodiesel estuvo alineada con una mayor demanda de gasoil y un incremento en los niveles de aditivación, este último impulsado por una mayor disponibilidad de biodiesel en el mercado local; mientras que las compras de bioetanol disminuyeron principalmente como consecuencia de una menor demanda de naftas.

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Inversiones:

En el 2T23, las inversiones del segmento Industrialización totalizaron US$ 253 millones, registrando un incremento del 25,0% respecto al 1T23 y un alza del 72,8% a/a. Del total, el 56,8% se destinó a refinación, el 28,2% a Midstream Oil , el 14,8% a logística y el 0,3% a otras actividades.

Durante el 2T23, 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 expansión del sistema existente hacia el Atlántico, nuestra subsidiaria Oldelval ha avanzando de manera constante en su segunda etapa de expansión, con el objetivo de agregar alrededor de 20 Kbbl/d de capacidad de evacuación durante el segundo semestre del 2023. Asimismo, OTE continuó avanzando con la construcción de dos nuevas instalaciones de almacenamiento de 50 Km3 cada una y la terminal offshore de Puerto Rosales.

• En relación con el proyecto de conexión de Vaca Muerta con el Pacífico, en mayo se volvió a poner en operación exitosamente el oleoducto trasandino del sistema OTA/OTC luego de 18 años de inactividad, lo que permitió a la compañía retomar estructuralmente las exportaciones de crudo Medanito. Asimismo, durante el 2T23 alcanzamos un 75% de avance en la construcción del gasoducto Vaca Muerta Norte, el cual se espera entre en operación entre septiembre y octubre del 2023. En ese sentido, firmamos acuerdos con 4 socios estratégicos para formar parte del proyecto, y a partir del cual, los nuevos socios participarán en la financiación de la construcción del oleoducto, ya sea mediante la participación en el capital del proyecto o mediante el prepago de contratos ship-orpay .

• Finalmente, en cuanto al proyecto Vaca Muerta Sur, hemos logrado avances en el proceso de ingeniería del nuevo oleoducto y terminal de exportación y en los estudios de impacto ambiental del proyecto completo.

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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.

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28,2%
56,8%
14,8%
Refinación Logística Midstream Otros
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4.3. COMERCIALIZACIÓN

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Información Operativa Comercialización
2T22 1T23 2T23 A/A ∆ T/T ∆ 1S22 1S23 A/A ∆
Cifras no auditadas
Volumenes vendidos a terceros
Venta de productos refinados (Km3) () 4.782 4.790 4.873 1,9% 1,7% 9.347 9.663 3,4%
Mercado local () 4.455 4.346 4.483 0,6% 3,1% 8.664 8.830 1,9%
por nafta 1.364 1.515 1.431 5,0% -5,5% 2.774 2.946 6,2%
por gasoil 2.284 2.052 2.227 -2,5% 8,6% 4.314 4.279 -0,8%
Mercado externo 327 444 390 19,3% -12,1% 682 834 22,2%
Venta de productos petroquímicos (Ktn) 139 141 122 -12,3% -14,0% 267 263 -1,7%
Mercado local 111 83 70 -36,9% -15,8% 210 153 -27,1%
Mercado externo 27 58 51 87,8% -11,3% 57 109 92,0%
Ventas de Gas natural (Mm3) 3.162 2.845 2.983 -5,7% 4,8% 6.313 5.828 -7,7%
Mercado local 3.081 2.649 2.883 -6,4% 8,8% 6.019 5.533 -8,1%
Mercado externo 81 196 100 23,0% -49,1% 294 295 0,6%
Venta de fertilizantes, granos y harinas (Ktn) 683 215 448 -34,4% 107,9% 1.058 663 -37,3%
Mercado local 205 206 345 68,3% 67,5% 317 551 74,2%
Mercado externo 478 9 103 -78,5% 1001,8% 742 112 -84,9%
Precios promedio netos
Nafta (USD/m3) (mercado local) 589 536 526 -10,8% -1,9% 562 531 -5,6%
Gasoil (USD/m3) (mercado local) 738 745 692 -6,3% -7,1% 670 718 7,2%
Otros Productos Refinados (USD/bbl) (incluye exp.) 106 86 78 -26,7% -8,9% 95 82 -14,5%
----- 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 de venta de naftas locales disminuyeron un 5,5% con respecto al 1T23 debido a la mayor demanda estacional de verano del primer trimestre; mientras que los volúmenes locales de gasoil aumentaron un 8,6% t/t producto de una mayor demanda de las centrales eléctricas y del Agro. En términos de participación de mercado de nuestros combustibles, el mercado local argentino disminuyó un 5,0% t/t para naftas y creció un 7,8% t/t para gasoil, lo que resultó en una leve reducción de nuestra participación en el mercado de naftas y un ligero aumento en el mercado de gasoil.

Los volúmenes vendidos de petroquímicos disminuyeron un 14,0% t/t y 12,3% a/a principalmente por menor demanda interna durante el 2T23 afectada por paros programados de algunos de nuestros clientes industriales.

Los volúmenes vendidos de gas natural aumentaron un 4,8% t/t impulsados por la mayor demanda estacional, aunque estuvieron por debajo de la demanda del 2022 debido a temperaturas más altas a/a y por disponibilidad limitada de líneas de transporte para la demanda de generación de energía.

Los volúmenes comercializados de fertilizantes, granos y harinas aumentaron 107,9% t/t, como resultado de una mayor demanda estacional, aunque aún afectados por la severa sequía registrada en Argentina desde el 1T23 lo que provocó una contracción interanual del 34,4%.

Los precios netos promedio del gasoil en el mercado local medidos en términos de dólares disminuyeron un 7,1% t/t, mientras que los precios netos promedio de la naftas disminuyeron un 1,9% t/t , como resultado de nuestra estrategia continua de ajustar los precios de los combustibles locales de

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manera de mitigar, en la mayor medida posible, el efecto de la depreciación de la moneda, y al mismo tiempo reducir o evitar ampliar la brecha frente a las paridades internacionales. Por otra parte, el precio promedio de “Otros productos refinados” disminuyó 8,9% t/t, como consecuencia de la tendencia a la baja de los precios internacionales registrada en el 2T23.

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Resultados Comercialización
2T22 1T23 2T23 A/A ∆ T/T ∆ 1S22 1S23 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Gasoil (3ros) 1.771 1.610 1.600 -9,6% -0,6% 3.038 3.210 5,7%
Naftas (3ros) 880 889 828 -5,9% -6,9% 1.696 1.717 1,2%
Ventas como productores de gas natural (intersegmento + terceros) 491 355 479 -2,3% 34,8% 880 835 -5,1%
Otros mercado local 886 725 781 -11,9% 7,7% 1.555 1.505 -3,2%
Mercado externo 686 437 368 -46,4% -15,9% 1.121 805 -28,1%
Ingresos 4.713 4.016 4.056 -13,9% 1,0% 8.290 8.072 -2,6%
Depreciaciones y amortizaciones (28) (19) (12) -58,9% -39,0% (54) (31) -43,6%
Compra de productos refinados y petroquímicos (intersegmento) (3.091) (2.868) (2.681) -13,3% -6,5% (5.500) (5.549) 0,9%
Compra agro non-oil (a terceros) (503) (114) (253) -49,7% 121,2% (693) (367) -47,0%
Compra de gas natural (intersegmento + a terceros) (493) (359) (481) -2,3% 33,9% (887) (841) -5,2%
Variación de existencias 164 4 42 -74,6% 897,7% 179 46 -74,4%
Costos de comercialización y Otros (643) (589) (625) -2,8% 6,1% (1.112) (1.214) 9,2%
Resultado operativo antes de deterioro de activos 120 70 46 -61,7% -34,3% 223 116 -48,0%
Deterioro de activos - - - N/A N/A - - N/A
Resultado operativo 120 70 46 -61,7% -34,3% 223 116 -48,0%
Depreciaciones y amortizaciones 28 19 12 -58,9% -39,0% 54 31 -43,6%
EBITDA 148 89 57 -61,3% -35,6% 277 146 -47,2%
Arrendamientos (17) (10) 2 N/A N/A (34) (8) -75,5%
EBITDA Ajustado 131 79 59 -55,0% -25,7% 243 138 -43,3%
Efecto precio de inventarios de productos derivados del petróleo 20 (10) (9) N/A -3,3% 20 (19) N/A
EBITDA Ajustado excl. efecto precio de inventarios 111 89 68 -38,2% -23,2% 223 157 -29,4%
Inversiones 20 12 28 42,5% 133,3% 26 40 56,0%
----- End of picture text -----

Las variaciones de existencias incluyen efecto precio por US$ 38 millones en el 2T22, US$ (25) millones en el 1T23 y US$ (35) millones en el 2T23. Las ventas como productores de gas natural incluyen mercado local y exportaciones

Los ingresos durante el 2T23 totalizaron US$ 4.056 millones, un incremento del 1,0% comparado con

el 1T23, principalmente como resultado de mayores precios de gas natural asociados a los ajustes estacionales del Plan Gas y a una mayor demanda estacional de fertilizantes, granos y harinas; parcialmente compensado por menores precios de combustibles locales y otros productos refinados, sumado a menores volúmenes despachados de naftas y jet fuel .

Las compras de productos refinados y petroquímicos (intersegmento) al segmento de Industrialización, disminuyeron un 6,5% t/t, principalmente por menores precios y menores volúmenes despachados de naftas y jet fuel .

Las compras de productos non oil del agro aumentaron un 121,2% t/t, en línea con el crecimiento de 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 2T23 alcanzó los US$ 10,3 por barril.

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Inversiones:

En el 2T23, las inversiones del segmento Comercialización alcanzaron los US$ 28 millones, lo que significó un incremento del 133,3% t/t y un aumento de un 42,5% a/a.

Además de las inversiones periódicas destinadas al mantenimiento de las instalaciones comerciales y mejoras de las condiciones ambientales y de seguridad , durante el segundo trimestre continuamos con la construcción de la planta agrocomercial en Tres Arroyo. Asimismo, se finalizaron los trabajos de remodelación de la estación de servicios Echeverría, que esperamos inaugurar durante el tercer trimestre de 2023.

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4.4. GAS Y ENERGÍA

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

Resultados Gas y Energía
2T22 1T23 2T23 A/A ∆ T/T ∆ 1S22 1S23 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Ventas de gas natural retail (a terceros) 157 65 145 -7,6% 122,2% 229 210 -8,3%
Ingresos de Midstream Gas (intersegmentos + a terceros) 53 54 48 -9,5% -10,6% 103 102 -1,9%
Otros 59 26 71 20,4% 171,9% 85 97 13,9%
Ingresos 269 145 264 -1,9% 82,1% 418 409 -2,2%
Depreciaciones y amortizaciones (19) (15) (31) 65,5% 105,8% (42) (46) 10,8%
Compras de gas natural retail (intersegmentos + a terceros) (99) (50) (98) -1,6% 94,4% (141) (148) 4,9%
Compras de Midstream Gas (intersegmentos) (16) (19) (14) -9,9% -25,5% (32) (33) 3,5%
Costos operativos y Otros (103) (88) (99) -4,1% 12,8% (175) (187) 6,6%
Resultado operativo antes de deterioro de activos 32 (27) 22 -31,3% N/A 28 (5) N/A
Deterioro de activos - - - N/A N/A - - N/A
Resultado operativo 32 (27) 22 -31,3% N/A 28 (5) N/A
Depreciaciones y amortizaciones 19 15 31 65,5% 105,8% 42 46 10,8%
EBITDA 51 (12) 53 4,6% N/A 70 41 -40,7%
Arrendamientos (6) - (12) 99,8% N/A (14) (12) -15,0%
EBITDA Ajustado 45 (12) 42 -7,7% N/A 56 30 -47,0%
Inversiones 11 52 45 324,9% -13,5% 16 97 522,2%
----- End of picture text -----

Los ingresos durante el 2T23 totalizaron US$ 264 millones, aumentando un 82,1% con respecto al 1T23, principalmente por un fuerte incremento del 122,2% en las ventas de gas natural de nuestra subsidiaria Metrogas al segmento de distribución minorista (clientes residenciales y pequeñas empresas) y a grandes clientes (centrales eléctricas e industrias), impulsado por mayores volúmenes despachados de gas natural por 85,6%, como consecuencia de la estacionalidad del invierno; sumados a un incremento en los precios promedio de un 24,5%.

Otras ventas se expandieron 171,9% t/t, impulsadas principalmente por mayores ingresos por las actividades de regasificación de GNL afectado por estacionalidad, mientras que las ventas de Midstream (propano, butano y gasolinas) disminuyeron un 10,6%.

Las compras minoristas de gas natural aumentaron un 94,4% t/t, en línea con las mayores ventas. Además, los costos operativos y otros aumentaron un 12,8% t/t, principalmente impulsados por mayores costos operativos de nuestra subsidiaria Metrogas y del negocio de Midstream Gas.

En consecuencia, el EBITDA Ajustado registró una ganancia de US$ 42 millones durante el 2T23, en comparación con una pérdida de US$ 12 millones del 1T23, impulsada principalmente por los resultados positivos de nuestra subsidiaria Metrogas en el 2T23.

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Inversiones:

Las inversiones del segmento Gas y Energía alcanzaron los US$ 45 millones en el 2T23, disminuyendo un 13,5% respecto al 1T23. 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 82% en la remodelación de la “Planta Turbo Expansión de Loma La Lata” que se espera entre en operaciones durante el segundo semestre de 2023, aumentando la capacidad de procesamiento hasta 6 Mm3/d de gas y 600 tn/d de GNL en los bloques centrales. Asimismo, continuamos trabajando en el proyecto de ampliación del gasoducto Rincón del Mangrullo, que permitirá transportar un máximo de 19 Mm3/d, lo que representa un aumento del 70% respecto a la capacidad actual, estimándose su finalización a finales de año.

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4.5. CORPORACIÓN Y OTROS

Resultados Corporación y Otros 2T23 A/A ∆ 2T22 1T23	T/T ∆		1S22 1S23 A/A ∆
Cifras no auditadas,en US$ millones
Ingresos 258 310 335 29,7% 8,1%			465 645 38,6%
Costos operativosyotros (340) (374) (425) 24,9% 13,7%			(603) (799) 32,5%
Resultado operativo antes de deterioro de activos (82) (64) (90) 9,7% 40,6%			(138) (154) 11,6%
Deterioro de activos - - - N/A N/A			- - N/A
Resultado operativo (82) (64) (90) 9,7% 40,6%			(138) (154) 11,6%
Depreciacionesyamortizaciones 26 15 17 -34,0% 13,3%			44 32 -26,9%
EBITDA (56) (49) (73) 29,8% 49,0%			(94) (122) 29,4%
Arrendamientos - - - N/A N/A			- - N/A
EBITDA Ajustado (56) (49) (73) 29,8% 49,0%			(94) (122) 29,4%
Inversiones 15 17 31 100,5% 82,4%			38 48 24,8%

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$ 73 millones en el 2T23, en comparación con una pérdida de US$ 49 millones del 1T23.

La variación negativa se explica principalmente por un aumento en los costos operativos debido al entorno inflacionario acelerado general mencionado anteriormente, y a una mayor actividad en las áreas de marketing y tecnología.

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5. LIQUIDEZ Y RECURSOS DE CAPITAL

5.1. RESUMEN ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO

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Flujo de Efectivo
2T22 1T23 2T23 A/A ∆ T/T ∆ 1S22 1S23 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Efectivo al inicio del ejercicio 795 773 1.014 27,5% 31,2% 611 773 26,5%
Flujo neto de efectivo de las actividades
1.351 1.497 1.309 -3,1% -12,6% 2.780 2.806 0,9%
operativas
Flujo neto de efectivo de las actividades de
(1.037) (1.189) (1.259) 21,4% 5,9% (1.880) (2.448) 30,2%
inversión
Flujo neto de efectivo de las actividades de
(372) 17 214 N/A 1158,8% (737) 231 N/A
financiación
Ajustes de conversión & otros (70) (84) (111) 58,6% 32,1% (107) (195) 82,2%
Efectivo al cierre del período 667 1.014 1.167 75,0% 15,1% 667 1.167 75,0%
Inversiones en activos financieros 575 282 303 -47,3% 7,4% 575 303 -47,3%
Caja + inversiones corrientes al cierre 1.242 1.296 1.470 18,4% 13,4% 1.242 1.470 18,4%
FCF 321 (17) (284) N/A 1570,6% 700 (301) 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 2T23 nuestro flujo neto de efectivo de las actividades operativas alcanzó los US$ 1.309 millones, disminuyendo 12,6% secuencialmente, debido a menores niveles de EBITDA y al acuerdo firmado con Maxus en abril, parcialmente compensados por otras variaciones positivas en el capital de trabajo, tales como los dividendos cobrados de nuestras subsidiarias y la aplicación de un crédito fiscal por impuesto a las ganancias pagado por anticipado en el 4T 2022.

El flujo de efectivo neto de las actividades de inversión fue negativo por US$ 1.259 millones, en comparación con los US$ 1.189 millones negativos del 1T23. Esta variación se explica principalmente por la expansión de nuestras inversiones parcialmente compensadas por mayores ventas y vencimientos de activos financieros. En el 2T22, el flujo de efectivo neto de las actividades de inversión fue negativo en US$ 1.037 millones, por debajo del 2T23, producto principalmente de la expansión en nuestro plan de inversiones.

El flujo de efectivo neto de las actividades de financiamiento ascendió a US$ 214 millones positivos en el 2T23 frente a un flujo de efectivo positivo de US$ 17 en el 1T23 , debido a que la compañía continuó avanzando en su plan financiero logrando obtener varios préstamos bancarios y aprovechar los mercados de capitales locales.

Como resultado , el flujo de fondos del período fue negativo en U$S 284 millones. Sin embargo, excluyendo el impacto del acuerdo de conciliación con Maxus, el flujo de efectivo de las actividades operativas habría cubierto no solo las actividades de inversión, sino también los pagos de intereses y otros gastos, alcanzando un flujo de efectivo libre de US$ 3 millones.

En términos de liquidez, nuestro efectivo e inversiones a corto plazo se ubicaron en US$ 1.470 millones al cierre de junio de 2023, un aumento de US$ 174 millones en comparación con el trimestre anterior.

En términos de manejo de la liquidez, durante el trimestre continuamos con un enfoque activo de manejo de activos para minimizar la exposición cambiaria, considerando las regulaciones vigentes que nos impiden

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mantener una mayor parte de nuestra liquidez en moneda extranjera. En ese sentido, en un contexto de limitada disponibilidad de instrumentos dolarizados en el mercado local y dado el alto nivel de liquidez que continuó durante este trimestre, terminamos con una exposición cambiaria neta consolidada de 12,7% de la liquidez total.

5.2. DEUDA NETA

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

Desglose Deuda Neta
2T22 1T23 2T23 T/T ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Deuda corto plazo 766 1.108 1.483 33,8%
Deuda largo plazo 6.320 6.231 6.299 1,1%
Deuda Total 7.086 7.339 7.782 6,0%
Tasa de interés promedio para deuda AR$ 42,4% 73,6% 87,5%
Tasa de interés promedio para deuda US$ 7,9% 7,5% 7,1%
% deuda en AR$ 3,0% 2,8% 2,6%
Caja y equivalente de caja 1.242 1.296 1.470 13,4%
Deuda neta 5.844 6.043 6.312 4,5%
----- 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 junio de 2023, la deuda neta consolidada de YPF ascendió a US$ 6.312 millones, aumentando US$ 269 millones t/t y US$ 468 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 1,4x.

En materia de financiamiento, durante el segundo trimestre, la compañía continuó avanzando en su plan financiero al obtener varios préstamos bancarios y aprovechar los mercados de capitales locales en varias ocasiones. En abril, la compañía emitió un bono nominado en dólares a 4 años, con cupón del 1%, por un monto total de US$ 37 millones, un bono nominado en dólares a 2 años, con un rendimiento implícito de - 5,2%, por un monto total de US$ 147 millones, y una reapertura de un bono nominado en pesos con tasa de interés variable por un monto total equivalente a US$ 15 millones. Asimismo, en junio, la compañía emitió un bono nominado en dólares duros a 3 años por un monto total de US$ 263 millones con un cupón del 5%.

En cuanto a nuestro perfil de vencimientos, la Compañía enfrenta vencimientos de deuda para los próximos seis meses de 2023 por un monto de US$ 616 millones, que consisten principalmente en amortizaciones de bonos internacionales (US$ 162 millones por los bonos con vencimiento en 2026 y bonos con vencimiento en marzo de 2025), amortización de bonos locales (principalmente US$ 137 millones por el vencimiento de las Notas locales con vencimiento en diciembre de 2023), amortizaciones del Préstamo A/B con CAF (US$ 75 millones) y el resto en facilidades comerciales de corto plazo.

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

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Préstamos Bancarios y Comerciales Internacionales

En millones de U$S

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Préstamos Comerciales Internacionales
2.090
Préstamos Bancarios Internacionales
1.706
Bonos locales
Bonos internacionales 1.222
1.126
2023 = 616 830
402
214
3T23 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
2T22 1T23 2T23 A/A ∆ T/T ∆ 1S22 1S23 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Ingresos 4.995 4.238 4.375 -12,4% 3,2% 8.755 8.613 -1,6%
Costos (3.408) (3.299) (3.509) 3,0% 6,4% # (6.229) (6.808) 9,3%
Resultado bruto 1.587 939 866 -45,4% -7,8% 2.526 1.805 -28,5%
Gastos de comercialización (522) (420) (482) -7,7% 14,8% 0 (899) (902) 0,3%
Gastos de administración (155) (157) (167) 7,7% 6,4% # (292) (324) 11,0%
Gastos de exploración (14) (18) (8) -42,9% -55,6% # (24) (26) 8,3%
Deterioro de propiedades, planta y equipo y activos intangibles - - - N/A N/A # - - N/A
Otros resultados operativos, netos (11) (9) 12 N/A N/A # (22) 3 N/A
Resultado operativo 885 335 221 -75,0% -34,0% 1.289 556 -56,9%
Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos 132 89 94 -28,8% 5,6% # 247 183 -25,9%
Ingresos financieros 445 601 792 78,0% 31,8% 742 1.393 87,7%
Costos financieros (509) (710) (842) 65,4% 18,6% (919) (1.552) 68,9%
Otros resultados financieros 42 111 190 352,4% 71,2% 100 301 201,0%
Resultados financieros, netos (22) 2 140 N/A 6900,0% # (77) 142 N/A
Resultado antes de impuesto a las ganancias 995 426 455 -54,3% 6,8% 1.459 881 -39,6%
Impuesto a las ganancias (185) (85) (75) -59,5% -11,8% # (382) (160) -58,1%
Resultado neto del período 810 341 380 -53,1% 11,4% 1.077 721 -33,1%
Resultado neto atribuible a accionistas de la controlante 802 341 335 -58,2% -1,8% # 1.071 676 -36,9%
Resultado neto atribuible al interés no controlante 8 - 45 462,5% N/A 0 6 45 650,0%
Resultado neto por acción atribuible a los accionistas de la
2,04 0,87 0,86 -57,8% -1,1% 2,72 1,73 -36,4%
controlante (básico y diluido)
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Nota: Datos según Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF).

Estado de Resultados Cifras no auditadas,en AR$millones 2T22 1T23 2T23 A/A ∆ T/T ∆		1S22 1S23 A/A ∆
Ingresos 595.970 820.325 1.036.763 74,0% 26,4%		997.421 1.857.088 86,2%
Costos (410.626) (646.516) (848.400) 106,6% 31,2%		(713.768) (1.494.916) 109,4%
Resultado bruto 185.344 173.809 188.363 1,6% 8,4%		283.653 362.172 27,7%
Gastos de comercialización (62.847) (82.750) (115.705) 84,1% 39,8% Gastos de administración (19.218) (30.970) (41.214) 114,5% 33,1% Gastos de exploración (1.553) (3.698) (1.847) 18,9% -50,1% Deterioro de propiedades, planta y equipo y activos intangibles - - - N/A N/A Otrosresultados operativos,netos (1.370) (1.435) 3.696 N/A N/A		(103.353) (198.455) 92,0% (33.992) (72.184) 112,4% (2.676) (5.545) 107,2% - - N/A (2.827) 2.261 N/A
Resultado operativo 100.356 54.956 33.293 -66,8% -39,4%		140.805 88.249 -37,3%
Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos 15.465 16.946 21.850 41,3% 28,9% Ingresos financieros 53.736 116.187 186.110 246,3% 60,2% Costos financieros (60.960) (135.742) (196.265) 222,0% 44,6% Otros resultados financieros 7.017 24.007 58.771 737,6% 144,8% Resultados financieros, netos (207) 4.452 48.616 N/A 992,0%		27.694 38.796 40,1% 85.846 302.297 252,1% (103.997) (332.007) 219,2% 13.349 82.778 520,1% (4.802) 53.068 N/A
Resultado antes de impuesto a las ganancias 115.614 76.354 103.759 -10,3% 35,9%		163.697 180.113 10,0%
Impuesto alas ganancias (21.551) (17.754) (18.561) -13,9% 4,5%		(43.217) (36.315) -16,0%
Resultado neto del período 94.063 58.600 85.198 -9,4% 45,4%		120.480 143.798 19,4%
Resultado neto atribuible a accionistas de la controlante 93.087 58.566 73.727 -20,8% 25,9% Resultado neto atribuible al interés no controlante 976 34 11.471 1075,3% 33638,2% Resultado neto por acción atribuible a los accionistas de la controlante (básico y diluido) 236,84 149,60 188,32 -20,5% 25,9%		119.690 132.293 10,5% 790 11.505 1356,3% 304,53 337,92 11,0%

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 2023-06-30 En US$ millones		2022-12-31 2023-06-30 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	384 375 17.510 18.558 541 508 1.905 1.807 17 16 205 212 6 5 201 65		68.052 96.242 3.100.306 4.760.179 95.748 130.281 337.175 463.530 3.010 4.104 36.468 54.359 1.027 1.247 35.664 16.633
Total del Activo No Corriente	20.769 21.546		3.677.450 5.526.575
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 1.892 1 6 808 730 1.504 1.361 319 303 773 1.167		0 0 307.766 485.335 148 1.623 143.231 187.259 266.201 349.007 56.489 77.677 136.874 299.188
Total del Activo Corriente	5.143 5.459		910.709 1.400.089
Total del Activo	25.912 27.005		4.588.159 **6.926.664 **
Total Patrimonio Neto	10.552 **11.284 **		1.868.304 2.894.385
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 2.157 1.733 1.384 26 16 1 1 1 0 272 245 5.948 6.299 19 104 6 6		455.213 553.280 306.708 354.894 4.588 4.048 185 163 215 3 48.224 62.767 1.053.196 1.615.652 3.302 26.643 1.319 1.721
Total del Pasivo No Corriente	10.577 10.212		1.872.950 2.619.171
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	199 495 77 166 27 31 173 179 297 218 294 291 1.140 1.483 12 91 2.564 2.555		34.981 126.971 13.577 42.535 4.711 7.917 30.660 46.024 52.622 55.987 52.061 74.595 201.808 380.424 2.359 23.335 454.126 655.320
Total del Pasivo Corriente	4.783 5.509		846.905 1.413.108
Total del Pasivo	15.360 15.721		2.719.855 4.032.279
Total del Pasivo y Patrimonio Neto	25.912 27.005		4.588.159 **6.926.664 **

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

Documento: YPF-Privado

28

Documento: YPF-Privado

6.3. ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO CONSOLIDADO

==> picture [483 x 397] intentionally omitted <==

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

Estado de Flujo de Efectivo Consolidado 2T22 1T23 2T23 A/A ∆ T/T ∆ 1S22 1S23 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Actividades operativas:
Resultado neto 810 341 380 -53,1% 11,4% 1.077 721 -33,1%
Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos (132) (89) (94) -28,8% 5,6% (247) (183) -25,9%
Depreciación de propiedades, planta y equipo 629 709 791 25,8% 11,6% 1.218 1.500 23,2%
Depreciación de activos por derecho de uso 49 56 54 10,2% -3,6% 100 110 10,0%
Amortización de activos intangibles 11 10 9 -18,2% -10,0% 22 19 -13,6%
Bajas de propiedades, planta y equipo y activos intangibles y consumo 101 84 79 -21,8% -6,0% 188 163 -13,3%
Cargo por impuesto a las ganancias 185 85 75 -59,5% -11,8% 382 160 -58,1%
Aumento neto de provisiones 107 99 98 -8,4% -1,0% 177 197 11,3%
Deterioro de propiedades, planta y equipo y activos intangibles - - - N/A N/A - - N/A
Planes de beneficios en acciones 1 4 8 700,0% 100,0% 1 12 1100,0%
Seguros devengados - - - N/A N/A - - N/A
Resultado por canje de deuda - - - N/A N/A - - N/A
Resultado por cesión de participación en áreas - - - N/A N/A - - N/A
Resultado por venta de activos mantenidos para su disposición - - - N/A N/A - - N/A
Resultado por canje de instrumentos financieros - - - N/A N/A - - N/A
Cambios en activos y pasivos & otros (410) 198 (91) -77,8% N/A (138) 107 N/A
Flujo neto de efectivo de las actividades operativas 1.351 1.497 1.309 -3,1% -12,6% 2.780 2.806 0,9%
Actividades de inversión:
Adquisiciones de propiedad, planta y equipo y activos intangibles (828) (1.262) (1.366) 65,0% 8,2% (1.625) (2.628) 61,7%
Aportes y adquisiciones en asociadas y negocios conjuntos - (2) (2) N/A 0,0% - (4) N/A
Préstamos con partes relacionadas, netos - - - N/A N/A - - N/A
Cobros por ventas de activos financieros 192 128 199 3,6% 55,5% 230 327 42,2%
Pagos por adquisición de activos financieros (419) (82) (121) -71,1% 47,6% (505) (203) -59,8%
Intereses cobrados de activos financieros 18 27 21 16,7% -22,2% 18 48 166,7%
Cobros por cesión de áreas y ventas de activos - 2 10 N/A 400,0% 2 12 500,0%
Flujo neto de efectivo de las actividades de inversión (1.037) (1.189) (1.259) 21,4% 5,9% (1.880) (2.448) 30,2%
Actividades de financiación:
Pago de préstamos (223) (133) (371) 66,4% 178,9% (670) (504) -24,8%
Pago de intereses (120) (157) (144) 20,0% -8,3% (293) (301) 2,7%
Préstamos obtenidos 2 472 820 40900,0% 73,7% 347 1.292 272,3%
Adelantos en cuenta corriente, netos 51 (70) - N/A N/A 43 (70) N/A
Recompra de acciones propias - - - N/A N/A - - N/A
Pagos por arrendamientos (79) (92) (89) 12,7% -3,3% (161) (181) 12,4%
Pago de intereses relacionados con el impuesto a las ganancias (3) (3) (2) -33,3% -33,3% (3) (5) 66,7%
Dividendos pagados - - - N/A N/A - - N/A
Flujo neto de efectivo de las actividades de financiación (372) 17 214 N/A 1158,8% (737) 231 N/A
Efecto de las variaciones de los tipos de cambio sobre el efectivo y (70) (84) (111) 58,6% 32,1% (107) (195) 82,2%
Ajustes de conversión - - - N/A N/A - - N/A
Aumento (disminución) neto del efectivo y equivalentes de efectivo (128) 241 153 N/A -36,5% 56 394 603,6%
Efectivo y equivalentes de efectivo al inicio del ejercicio 795 773 1.014 27,5% 31,2% 611 773 26,5%
Efectivo y equivalentes de efectivo al cierre del período 667 1.014 1.167 75,0% 15,1% 667 1.167 75,0%
Note: Datos según Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF).
----- End of picture text -----

29

Documento: YPF-Privado

Documento: YPF-Privado

==> picture [483 x 372] intentionally omitted <==

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

Estado de Flujo de Efectivo Consolidado 2T22 1T23 2T23 A/A ∆ T/T ∆ 1S22 1S23 A/A ∆
Cifras no auditadas, en AR$ millones
Actividades operativas
Resultado neto 94.063 58.600 85.198 -9,4% 45,4% 120.480 143.798 19,4%
Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos (15.465) (16.946) (21.850) 41,3% 28,9% (27.694) (38.796) 40,1%
Depreciación de propiedades, planta y equipo 74.560 136.950 184.335 147,2% 34,6% 137.369 321.285 133,9%
Depreciación de activos por derecho de uso 5.894 10.703 12.948 119,7% 21,0% 11.285 23.651 109,6%
Amortización de activos intangibles 1.492 1.921 2.564 71,8% 33,5% 2.674 4.485 67,7%
Bajas de propiedades, planta y equipo y activos intangibles y consumo 11.738 16.090 17.082 45,5% 6,2% 20.841 33.172 59,2%
Cargo por impuesto a las ganancias 21.551 17.754 18.561 -13,9% 4,5% 43.217 36.315 -16,0%
Aumento neto de provisiones 12.430 20.064 21.105 69,8% 5,2% 20.083 41.169 105,0%
Deterioro de propiedades, planta y equipo y activos intangibles - - - N/A N/A - - N/A
Planes de beneficios en acciones 57 732 1.805 3066,7% 146,6% 110 2.537 2206,4%
Seguros devengados - - - N/A N/A - - N/A
Resultado por canje de deuda - - - N/A N/A - - N/A
Resultado por cesión de participación en áreas - - - N/A N/A - - N/A
Resultado por venta de activos mantenidos para su disposición - - - N/A N/A - - N/A
Resultado por canje de instrumentos financieros - - - N/A N/A - - N/A
Cambios en activos y pasivos & otros (49.072) 49.778 (10.065) -79,5% N/A (18.486) 39.713 N/A
Flujo neto de efectivo de las actividades operativas 157.248 295.646 311.683 98,2% 5,4% 309.879 607.329 96,0%
Actividades de inversión:
Adquisiciones de propiedad, planta y equipo y activos intangibles (96.612) (247.158) (311.977) 222,9% 26,2% (180.241) (559.135) 210,2%
Aportes y adquisiciones en asociadas y negocios conjuntos - (396) (444) N/A 12,1% - (840) N/A
Préstamos con partes relacionadas, netos - - - N/A N/A
Cobros por ventas de activos financieros 22.980 24.859 47.699 107,6% 91,9% 26.453 72.558 174,3%
Pagos por adquisición de activos financieros (48.976) (15.871) (28.426) -42,0% 79,1% (58.385) (44.297) -24,1%
Intereses cobrados de activos financieros 2.034 5.110 4.998 145,7% -2,2% 2.123 10.108 376,1%
Cobros por cesión de áreas y ventas de activos 212 367 2.416 1039,6% 558,3% 389 2.783 615,4%
Flujo neto de efectivo de las actividades de inversión (120.362) (233.089) (285.734) 137,4% 22,6% (209.661) (518.823) 147,5%
Actividades de financiación:
Pago de préstamos (27.381) (26.084) (80.990) 195,8% 210,5% (76.128) (107.074) 40,6%
Pago de intereses (14.894) (29.915) (34.419) 131,1% 15,1% (33.368) (64.334) 92,8%
Préstamos obtenidos 1.018 88.027 186.513 18221,5% 111,9% 38.748 274.540 608,5%
Adelantos en cuenta corriente, netos 6.332 (12.487) - N/A N/A 5.538 (12.487) N/A
Recompra de acciones propias - - - N/A N/A - - N/A
Pagos por arrendamientos (9.470) (17.694) (20.987) 121,6% 18,6% (18.545) (38.681) 108,6%
Pago de intereses relacionados con el impuesto a las ganancias (289) (551) (570) 97,2% 3,4% (336) (1.121) 233,6%
Dividendos pagados - - - N/A N/A - - N/A
Flujo neto de efectivo de las actividades de financiación (44.684) 1.296 49.547 N/A 3723,1% (84.091) 50.843 N/A
Efecto de las variaciones de los tipos de cambio sobre el efectivo y 3.089 11.178 11.787 281,6% 5,4% 4.696 22.965 389,0%
Aumento (disminución) neto del efectivo y equivalentes de efectivo (4.709) 75.031 87.283 N/A 16,3% 20.823 162.314 679,5%
Efectivo y equivalentes de efectivo al inicio del ejercicio 88.210 136.874 211.905 140,2% 54,8% 62.678 136.874 118,4%
Efectivo y equivalentes de efectivo al cierre del período 83.501 211.905 299.188 258,3% 41,2% 83.501 299.188 258,3%
----- End of picture text -----

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

30

Documento: YPF-Privado

Documento: YPF-Privado

6.4. PRINCIPALES MAGNITUDES FÍSICAS

==> picture [483 x 427] intentionally omitted <==

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

Principales magnitudes físicas
Unidad 1T22 2T22 3T22 4T22 Acum. 2022 1T23 2T23 Acum. 2022
Cifras no auditadas
Total Producción Kboe 45.523 45.836 46.406 45.924 183.690 45.956 46.695 92.652
Crudo Kbbl 19.993 20.506 20.680 21.325 82.503 21.461 21.925 43.387
NGL Kbbl 3.979 3.796 3.496 3.915 15.186 3.859 3.889 7.748
Gas natural Mm3 3.427 3.424 3.535 3.289 13.674 3.281 3.320 6.601
Henry Hub USD/MMBTU 4,6 7,5 7,9 5,0 6,3 2,8 2,3 2,5
Brent USD/bbl 97,4 111,9 97,8 88,6 98,9 82,2 78,0 80,1
Ventas (YPF individual)
Venta de productos refinados Km3 4.565 4.782 4.896 4.912 19.155 4.790 4.873 9.663
Mercado local Km3 4.209 4.455 4.536 4.431 17.631 4.346 4.483 8.830
Nafta Km3 1.410 1.364 1.419 1.487 5.680 1.515 1.431 2.946
Gasoil Km3 2.030 2.284 2.288 2.181 8.783 2.052 2.227 4.279
Jet fuel Km3 124 115 129 151 519 140 131 270
Fuel Oil Km3 4 13 21 4 42 4 13 17
LPG Km3 243 305 298 245 1.092 230 288 518
Otros () Km3 398 374 379 363 1.515 407 393 800
Mercado externo Km3 356 327 360 482 1.524 444 390 834
Nafta virgen Km3 15 52 60 23 151 20 63 83
Jet fuel Km3 74 81 89 110 353 117 94 212
LPG Km3 124 28 73 164 389 133 121 254
Bunker (Gasoil y Fuel Oil) Km3 94 67 51 91 302 95 34 129
Otros () Km3 49 100 87 93 329 78 78 156
Venta de productos petroquímicos Ktn 129 139 115 116 498 141 122 263
Mercado local Ktn 99 111 90 95 396 83 70 153
Metanol Ktn 68 76 54 55 252 45 36 81
Otros Ktn 32 35 37 40 143 38 34 73
Mercado externo Ktn 30 27 25 21 103 58 51 109
Metanol Ktn 6 7 4 2 20 40 30 70
Otros Ktn 23 21 20 19 83 18 21 39
Venta de Granos y harinas Ktn 271 517 449 270 1.507 100 275 375
Mercado local Ktn 7 39 50 178 275 91 172 263
Mercado externo Ktn 264 478 398 92 1.232 9 103 112
Venta de fertilizantes Ktn 104 166 242 228 741 115 173 288
Mercado local Ktn 104 166 242 228 741 115 173 288
Principales productos importados (YPF individual)
Nafta Km3 122 40 49 92 303 142 47 189
Jet Fuel Km3 2 0 1 3 7 4 0 4
Gasoil Km3 318 255 448 229 1.251 288 188 476
----- End of picture text -----

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

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Documento: YPF-Privado

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Este documento contiene ciertas afirmaciones que YPF S.A. (“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 2021, 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 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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