YPF S.A. — Interim / Quarterly Report 2023

Sep 1, 2023

ENMIENDA AL PROSPECTO DE EMISOR FRECUENTE DE YPF S.A.

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YPF SOCIEDAD ANÓNIMA

(constituida conforme a las leyes de la República Argentina)

La presente es una enmienda (la “Enmienda”) al prospecto de emisor frecuente de fecha 11 de abril de 2023 (el “Prospecto EF”) que corresponde al Régimen Simplificado de Emisor Frecuente establecido en la Sección VIII, Capítulo V, Título II de las Normas de la Comisión Nacional de Valores (la “CNV”) (el “Régimen de Emisor Frecuente”), de YPF Sociedad Anónima, inscripta en el Registro de Emisor Frecuente N° 4, con sede social en Macacha Güemes 515, (C1106BKK) Ciudad Autónoma de Buenos Aires, República Argentina, CUIT N°3054668997-9, número de teléfono general: (5411) 5441-2000, correo electrónico: inversoresypf@ypf.com, sitio web: www.ypf.com (“YPF”, la “Emisora” o la “Sociedad”), cuya versión resumida fue publicada en el boletín diario de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires (la “BCBA”) de fecha 11 de abril de 2023, y que se encuentra disponible en el sitio web de la CNV, https://www.argentina.gob.ar/cnv en el ítem “ Empresas ”, en el micro sitio web de colocaciones primarias (MPMAE) del Mercado Abierto Electrónico S.A. (“MAE”), en el boletín diario electrónico del MAE y en la página web de la Emisora (www.ypf.com). Los términos en mayúscula no definidos en esta Enmienda tienen el significado asignado en el Prospecto EF.

La Sociedad se encuentra registrada como emisor frecuente de la CNV bajo el Registro de Emisor Frecuente N°4 otorgado por la Resolución N° RESFC-2018-19961-APN-DIR#CNV de fecha 28 de diciembre de 2018 del Directorio de la CNV. La ratificación de la condición de emisor frecuente de la Emisora y la actualización del Prospecto EF fue resuelta por Disposición de la Gerencia de Emisoras de la CNV N° DI2023-9-APN-GE#CNV de fecha 4 de abril de 2023. El monto bajo el Régimen de Emisor Frecuente fue autorizado por Resolución N° RESFC-2021-20939-APN-DIR#CNV de fecha 27 de enero de 2021 del Directorio de la CNV, Disposición de la Gerencia de Emisoras de la CNV N° DI-2023-9-APN-GE#CNV de fecha 4 de abril de 2023 y Disposición de la Gerencia de Emisoras de la CNV N° DI-2023-39-APN-GE#CNV de fecha 29 de agosto de 2023. La modificación de ciertos términos del prospecto fue resuelta por Disposición de la Gerencia de Emisoras de la CNV N° DI-2022-22-APN-GE#CNV de fecha 24 de mayo de 2022. Esta autorización sólo significa que se ha cumplido con los requisitos establecidos en materia de información. La CNV no ha emitido juicio sobre los datos contenidos en el Prospecto EF y en la presente Enmienda. La veracidad de la información contable, económica y financiera, así como de toda otra información suministrada en el Prospecto EF y en la Enmienda es exclusiva responsabilidad del órgano de administración y, en lo que les atañe, del órgano de fiscalización de la Emisora y de los auditores en cuanto a sus respectivos informes sobre los estados financieros que se acompañan y demás responsables contemplados en los artículos 119 y 120 de la Ley N° 26.831 y sus modificatorias (“Ley de Mercado de Capitales”). El órgano de administración de la Emisora manifiesta, con carácter de declaración jurada, que el Prospecto EF y la Enmienda, contienen a la fecha de su publicación información veraz y suficiente sobre todo hecho relevante que pueda afectar la situación patrimonial, económica y financiera de la Emisora y de toda aquella que deba ser de conocimiento del público inversor con relación a la presente emisión, conforme las normas vigentes.

De acuerdo con lo establecido en el artículo 119 de la Ley de Mercado de Capitales, los emisores de valores negociables, juntamente con los integrantes de los órganos de administración y fiscalización, estos últimos en materia de su competencia, y en su caso los oferentes de los valores negociables con relación a la información vinculada a los mismos, y las personas que firmen el prospecto de una emisión de valores negociables con oferta pública, serán responsables de toda la información incluida en los prospectos por ellos registrados ante la CNV. Según lo previsto en el artículo 120 de la Ley de Mercado de Capitales, las entidades y agentes intermediarios en el mercado que participen como organizadores, o colocadores en una oferta pública de venta o compra de valores negociables deberán revisar diligentemente la información contenida en los prospectos y suplementos de prospecto de la oferta. Los expertos o terceros que opinen sobre ciertas partes del prospecto sólo serán responsables por la parte de dicha información sobre la que han emitido opinión .

Todos los términos y condiciones del Prospecto EF que no se modifican expresamente mediante la presente Enmienda mantienen su plena vigencia tal y como se encuentran reflejados en el Prospecto EF, por lo que la presente Enmienda debe ser leída en conjunto con el Prospecto EF. Todos los términos que comiencen con mayúscula en esta Enmienda y no se utilicen para iniciar una oración o designar un nombre propio, tendrán el significado que se les asigna en el Prospecto EF, salvo que se indique expresamente en otro sentido en el texto de la presente Enmienda.

La presente Enmienda tiene por objeto enmendar y/o complementar el Prospecto EF de acuerdo a lo que se describe a continuación:

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• 1) En la portada del Prospecto EF, las autorizaciones de CNV y resoluciones sociales son enmendadas y reformuladas tal como surge a continuación :

La solicitud de ingreso al Régimen de Emisor Frecuente fue resuelta por el Directorio de la Sociedad en su reunión de fecha 29 de junio de 2018. Mediante Disposición de la Gerencia de Emisoras de la CNV N° DI-2023-9-APNGE#CNV de fecha 4 de abril de 2023 se ratificó la condición de emisor frecuente de YPF por un monto máximo disponible a ser utilizado para futuras emisiones de hasta valor nominal U$S 700.000.000, o su equivalente en otras monedas, unidades de medida o valor. En uso de facultades delegadas con fecha 27 de julio de 2023, mediante acta de funcionario delegado de fecha 11 de agosto de 2023 se aprobó enmendar el Prospecto, resolviéndose el aumento por un monto máximo disponible a ser utilizado para futuras emisiones de hasta valor nominal U$S 800.000.000, o su equivalente en otras monedas, unidades de medida o valor, tomándose a los efectos del cálculo de dicho monto, el tipo de cambio inicial según fuera informado en los respectivos avisos de resultados de las obligaciones negociables emitidas. Mediante Disposición de la Gerencia de Emisoras de la CNV DI-2023-39-APN-GE#CNV de fecha 29 de agosto de 2023 se resolvió aprobar la enmienda al Prospecto, ampliándose el monto máximo disponible a ser utilizado para futuras emisiones por un adicional de hasta U$S 800.000.000, o su equivalente en otras monedas, unidades de medida o valor. Por dicho motivo, el monto máximo disponible a ser utilizado para futuras emisiones de hasta valor nominal asciende a U$S1.037.000.000, o su equivalente en otras monedas, unidades de medida o valor.

• 2) En el apartado “Acontecimientos recientes” de la sección “Información Adicional” del Prospecto EF se agregan, a modo de complemento de lo indicado en el Prospecto EF, los siguientes acontecimientos:

Programa de Incremento Exportador para las Economías Regionales

Con fecha 9 de abril de 2023, el Poder Ejecutivo restableció, de manera extraordinaria y transitoria, el Programa De Incremento Exportador (el “Programa”) creado por el Decreto Nº576 de 2022 (el “Decreto”), para aquellos sujetos que hayan exportado en algún momento de los 18 meses inmediatos anteriores a la entrada en vigencia de este decreto, las mercaderías cuyas posiciones arancelarias de la Nomenclatura Comín del Mercosur figuran en anexo del Decreto. Asimismo, el BCRA establecerá los mecanismos para que el contravalor de las mercaderías indicadas en los anexos del dicho Decreto, exportadas por los sujetos que adhieran al Programa y que cumplan con los requisitos establecidos en Decreto, se perfeccione a $ 300 por Dólar Estadounidense.

A su vez, y en relación con lo mencionado en el párrafo precedente, con fecha 15 de abril de 2023, la Secretaría de Agricultura, Ganadería y Pesca, a través de la Resolución SAGP 138/2023, dio a conocer los requisitos de elegibilidad para los sujetos que adhieran al Programa para las economías regionales. Dada la coyuntura actual resaltaron la necesidad de incluir en este Programa a aquellos derivados de las Economías Regionales con el objetivo de contrarrestar el impacto negativo. Las mercaderías, que se enumeran en el anexo de la mencionada resolución, derivan de las actividades vitivinícola, olivícola, apícola, pesquera, forestoindustrial, lanera, como así también de la producción de legumbres, ajo, té, maní, tabaco, limón, frutas –tales como la cereza, la ciruela y el arándano– y productos especiales que se destinan al mercado externo casi con exclusividad como el maíz pisingallo, el girasol confitero y los productos que revistan la condición de ecológicos, biológicos u orgánicos debidamente certificados y autorizados por el organismo competente, en los términos de la Ley N° 25.127 y su reglamentación.

Desde el 31 de diciembre de 2022, no ha habido acontecimientos recientes salvo por lo indicado en el presente Suplemento de Prospecto y en la Nota 39 a los Estados Financieros Consolidados Auditados y “ Antecedentes financieros – Cambios significativos ” del Prospecto EF.

Calificación de emisor en moneda local, en moneda extranjera y deuda senior garantizada en moneda extranjera

El 28 de julio Moody’s Local Argentina, subió las calificaciones de emisor en moneda extranjera a largo plazo y de deuda senior garantizada en moneda extranjera a largo plazo a AA+.ar, desde AA- .ar y AA.ar, respectivamente, reafirmando la calificación en moneda local de largo plazo en AA+.ar. La perspectiva de las calificaciones es estable.

Acuerdo conciliatorio entre YPF S.A. y Maxus Liquidating Trust

Hacemos referencia al acuerdo conciliatorio celebrado con el Fideicomiso de Liquidación Maxus en fecha 06 de abril de 2023 (el "Acuerdo Conciliatorio del Fideicomiso") que fuera debidamente divulgado mediante (i) el Hecho Relevante de fecha 06 de abril de 2023, a través de la Autopista de Información Financiera de la Comisión Nacional de Valores, y (ii) el Informe de Emisor Extranjero Conforme a la Norma 13a-16 o 15d-16 del Securities Exchange Act de 1934 a través de la plataforma EDGAR de la U.S. Securities and Exchange Commission (SEC) el 07 de abril de 2023.

El 02 de agosto de 2023, luego del cumplimiento de todas las condiciones y eventos procesales, YPF S.A., YPF Holdings, Inc., YCLH Holdings, Inc. (anteriormente conocida como CLH Holdings, Inc.), e YPF International S.A. (conjuntamente, las “Demandadas YPF”) realizaron el pago del importe conciliatorio debido bajo el Acuerdo

Conciliatorio del Fideicomiso, y las desestimaciones y liberaciones en virtud del mismo entraron en vigencia con respecto a las Demandadas YPF, incluyendo la desestimación de todas las acciones estatales y federales relevantes en contra de las Demandadas YPF.

Contrato de préstamo sindicado con Cooperación Andina Fomento

El 28 de julio de 2023 YPF S.A. suscribió un contrato de préstamo sindicado internacional liderado por Corporación Andina de Fomento (“CAF”) por un monto de US$ 375 millones, habiéndose desembolsado la totalidad de los fondos el 4 de agosto de 2023 . El préstamo está conformado por un Tramo A por un monto de US$ 50 millones financiado por CAF con vencimiento final el 28 de julio de 2030 y un Tramo B por un monto de US$ 325 millones financiado por entidades internacionales con vencimiento final el 28 de julio 2028. Como condición precedente a este desembolso, YPF S.A. canceló anticipadamente el préstamo sindicado internacional firmado en 2022 por US$ 225 millones más intereses devengados.

3) La sección “ Antecedentes Financieros ” del Prospecto EF es enmendada y complementada tal como surge a continuación:

Los inversores interesados en suscribir las Obligaciones Negociables deberán leer la presente sección, como así también las secciones “ Información de la Emisora ” y “ Antecedentes financieros ” del Prospecto EF de Emisor Frecuente de fecha 11 de abril de 2023, para el análisis de la información financiera de la Emisora.

La información financiera incluida en esta sección corresponde al período intermedio de seis meses finalizado el 30 de junio de 2023 la cual es presentada en forma comparativa con el período intermedio de seis meses finalizado el 30 de junio de 2022 y con el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022. Esta información debe leerse conjuntamente con nuestros Estados Financieros Intermedios Condensados Consolidados no auditados por los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2023 y 2022 y sus respectivas notas (“Estados Financieros Intermedios”), así como también con nuestra Reseña Informativa al 30 de junio de 2023, incorporados por referencia a la presente Enmienda, los cuales fueron aprobados por el Directorio y autorizados para su emisión el 10 de agosto de 2023 (ID AIF N° 3078082).

Nuestros Estados Financieros Intermedios se presentan de acuerdo con los lineamientos establecidos en la Norma Internacional de Contabilidad (“NIC”) N° 34 “Información financiera intermedia”. La adopción de dicha Norma, así como la de la totalidad de las Normas Internacionales de Información Financiera (“NIIF”), tal como fueron emitidas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (“IASB") fue resuelta por la Resolución Técnica N° 26 de la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas (“FACPCE”) y por las Normas de la Comisión Nacional de Valores (“CNV”).

En la presente Enmienda, la información financiera presentada es proporcionada sobre bases consolidadas y las referencias a “YPF”, “la Compañía”, “la Sociedad”, “la Emisora”, “el Grupo”, “nosotros” y “nuestro” equivalen a YPF S.A. y sus sociedades controladas.

En la presente Enmienda, las referencias a “pesos”, “Ps.” o “$” lo son a pesos argentinos, y las referencias a “dólares”, “dólar” o “US$” lo son a dólares estadounidenses. Algunas de las cifras contenidas en esta Enmienda han sido objeto de ajustes por redondeo, en consecuencia, las cifras indicadas como totales pueden no coincidir debido a dicho redondeo.

Estados financieros

Las siguientes tablas presentan, para cada uno de los períodos indicados, una síntesis de nuestros estados de resultados integrales consolidados y estados de situación financiera consolidados:

Síntesis de resultados(1) – Cifras expresadas en millones de Ps. Información de los estados de resultados integrales intermedios condensados consolidados Ingresos(2) Costos Resultado bruto Gastos de comercialización Gastos de administración Gastos de exploración Otros resultados operativos, netos Resultado operativo Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos Resultados financieros, netos(3) Resultado antes del impuesto a las ganancias Impuesto a las ganancias Resultado neto del período Otros resultados integrales del período Resultado integral del período	Por el período de seis meses finalizado el 30 de junio de	Por el período de seis meses finalizado el 30 de junio de
	2023 1.857.088 (1.494.916) 362.172 (198.455) (72.184) (5.545) 2.261 88.249 38.796 53.068 180.113 (36.315) 143.798 882.055 **1.025.853 **	2022
		997.421 (713.768)
		283.653 (103.353) (33.992) (2.676) (2.827)
		140.805 27.694 (4.802)
		163.697 (43.217)
		120.480 207.673
		328.153

Número medio de acciones ordinarias en circulación Ganancia básica por acción atribuible a los accionistas de la sociedad: Utilidad neta básica y diluida por acción Datos de los estados de situación financiera intermedios condensados consolidados(1) – Cifras expresadas en millones de Ps. Activo no corriente Activo corriente Total del activo Total del patrimonio Pasivo no corriente Pasivo corriente Total del pasivo Total del pasivo y patrimonio Estados de cambios en el patrimonio intermedios condensados consolidados(1) – Cifras expresadas en millones de Ps. Aportes de los propietarios(4) Reservas(5) Otros resultados integrales Resultados acumulados Patrimonio atribuible a Accionistas de la controlante Patrimonio atribuible a Interés no controlante Total del patrimonio Estados de flujo de efectivo intermedios condensados consolidados(1) – Cifras expresadas en millones de Ps. Flujo neto de efectivo de las actividades operativas Flujo neto de efectivo de las actividades de inversión Flujo neto de efectivo de las actividades de financiación Efecto de las variaciones de los tipos de cambio sobre el efectivo y equivalentes de efectivo Aumento del efectivo y equivalentes de efectivo Efectivo y equivalentes de efectivo al inicio del ejercicio Efectivo y equivalentes de efectivo al cierre del período Indicadores Indicadores financieros Liquidez corriente(6) Solvencia(7) Inmovilización del capital(8) . Otros indicadores Capital de trabajo(9) . Rentabilidad(10)

Por el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2023 2022 391.491.562 393.034.176 337,92 304,53 Al 30 de junio de 2023 Al 31 de diciembre de 2022 5.526.575 3.677.450 1.400.089 910.709 6.926.664 4.588.159 2.894.385 1.868.304 2.619.171 1.872.950 1.413.108 846.905 4.032.279 2.719.855 6.926.664 4.588.159 Al 30 de junio de 2023 Al 31 de diciembre de 2022 6.534 6.306 1.634.829 139.275 1.024.852 704.235 190.559 1.001.214 2.856.774 1.851.030 37.611 17.274 2.894.385 1.868.304 Por el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2023 2022 607.329 309.879 (518.823) (209.661) 50.843 (84.091) 22.965 4.696 162.314 20.823 136.874 62.678 299.188 83.501 Al 30 de junio de 2023 Al 31 de diciembre de 2022 0,991 1,075 0,718 0,687 0,798 0,802 (13.019) 63.804 Al 30 de junio de 2023 Al 30 de junio de 2022 0,060 0,119

2023 607.329 (518.823) 50.843 22.965 162.314 136.874 299.188 Al 30 de junio de 2023 0,991 0,718 0,798 (13.019) Al 30 de junio de 2023 0,060

(1) Los estados financieros reflejan el efecto de la aplicación del concepto de moneda funcional y moneda de presentación. Véase Nota 2.b) de los Estados Financieros Intermedios.

(2) Los derechos aduaneros sobre las exportaciones de hidrocarburos se exponen como gastos de comercialización en la línea “Impuestos, tasas y contribuciones” tal como se detalla en la Nota 27 a los Estados Financieros Intermedios. Las regalías correspondientes a nuestra producción de hidrocarburos se contabilizan como un costo de producción y no se deducen al determinar los ingresos. A partir del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022, la Sociedad ha realizado un cambio de

exposición del cargo por impuesto a los ingresos brutos a la línea de “Impuestos, tasas y contribuciones” en el rubro de “Gastos de comercialización”, véase la Nota 2.d) a los Estados Financieros Intermedios.

• (3) Los resultados financieros, netos se calculan considerando los intereses, las diferencias de cambio, las actualizaciones financieras y otros resultados financieros generados por activos y pasivos. Véase Nota 29 a los Estados Financieros Intermedios.

• (4) Nuestro capital suscripto al 30 de junio de 2023 y 31 de diciembre de 2022 está representado por 393.312.793 acciones ordinarias y se encuentra dividido en cuatro clases de acciones (A, B, C y D), con un valor nominal de Ps. 10 y con derecho de 1 voto por acción. Dichas acciones están totalmente suscriptas, integradas y autorizadas para su cotización en bolsa. Véase Nota 31 a los Estados Financieros Intermedios.

• (5) Al 30 de junio de 2023 se conformaba por Ps. 201.763 millones de Reserva legal, Ps. 57.969 millones de Reserva para futuros dividendos, Ps. 1.366.119 millones de Reserva para inversiones y Ps. 8.978 millones de Reserva para compra de acciones propias. Al 31 de diciembre de 2022 se conformaba por Ps. 139.275 millones de Reserva legal.

• (6) Liquidez corriente se calcula como el cociente entre el activo corriente y el pasivo corriente.

• (7) Solvencia se calcula como el cociente entre el patrimonio y el total del pasivo.

• (8) Inmovilización del capital se calcula como el cociente entre el activo no corriente y el total del activo.

• (9) Capital de trabajo se calcula como el total del activo corriente menos el total del pasivo corriente.

• (10) Rentabilidad se calcula como el cociente entre el resultado neto del período y el patrimonio promedio.

Conciliación de EBITDA ajustado

El EBITDA ajustado se calcula excluyendo de nuestro resultado neto del período, el resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos, los resultados financieros, netos, la depreciación de propiedades, planta y equipo, la amortización de activos intangibles, la depreciación de activos por derecho de uso, las perforaciones exploratorias improductivas, el impuesto a las ganancias y el (deterioro)/recupero de propiedades, planta y equipo y activos intangibles, netos. La Sociedad considera que el EBITDA ajustado es un dato significativo para los inversores porque es una de las principales medidas utilizada por la Sociedad para comparar nuestros resultados y eficiencia con aquellos de otras compañías similares en la industria del petróleo y gas. Asimismo, el EBITDA ajustado es una medida habitualmente informada y ampliamente utilizada por analistas de mercado, inversores y otras partes interesadas en la industria del petróleo y gas. El EBITDA ajustado no es una medida explícita del rendimiento financiero según las NIIF, y puede no ser comparable con mediciones con denominación similar que utilicen otras compañías. El EBITDA ajustado no debe considerarse como una alternativa al resultado operativo, como indicador de nuestro rendimiento operativo o como una alternativa a las variaciones del efectivo generado por las actividades operativas como medida de nuestra liquidez.

El siguiente cuadro muestra, para cada uno de los períodos indicados, nuestro EBITDA ajustado conciliado con el resultado neto del período:

esultado neto del período:
Cifras expresadas en millones de Ps. Resultado neto Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos Resultados financieros, netos Depreciación de propiedades, planta y equipo Amortización de activos intangibles Depreciación de activos por derecho de uso Perforaciones exploratorias improductivas Impuesto a las ganancias EBITDA ajustado	Por el período de seis meses finalizado el 30 de junio de
	2023 143.798 (38.796) (53.068) 321.285 4.485 23.651 1.229 36.315 **438.899 **	2022 120.480 (27.694) 4.802 137.369 2.674 11.285 789 43.217 292.922	Var. porcentual
			19% 40% (1.205%) 134% 68% 110% 56% (16%)
			50%

Capitalización y endeudamiento

El siguiente cuadro muestra, para cada uno de los períodos indicados, nuestra deuda, patrimonio y capitalización. Este cuadro debe leerse junto con la información que aparece bajo el título “Análisis y explicaciones de la Dirección sobre la situación financiera y los resultados de las operaciones ” de nuestros Prospecto EF y Estados Financieros Intermedios incluidos en la presente Enmienda.

ntermedios incluidos en la presente Enmienda.
Cifras expresadas en millones de Ps. Préstamos corrientes Con garantía Sin garantía Préstamos no corrientes Con garantía Sin garantía Total de préstamos Total del patrimonio Total de capitalización(1)	Al 30 de junio de 2023 380.424 61.411 319.013 1.615.652 112.062 1.503.590 1.996.076 2.894.385 4.890.461	Al 31 de diciembre de 2022
		201.808 43.672 158.136 1.053.196 97.738 955.458
		1.255.004
		1.868.304
		3.123.308

(1) Corresponde a la sumatoria de los préstamos y del patrimonio.

Valores negociables en circulación

El detalle de las Obligaciones Negociables emitidas se encuentra en la Nota 22 a los Estados Financieros Intermedios.

Reseña informativa

La siguiente reseña se basa en los estados financieros de la Emisora respecto de los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2023 y 2022 y sus respectivas notas, así como también en nuestra Reseña Informativa al 30 de junio de 2023, y debe leerse junto con las secciones de la presente Enmienda. Esta reseña incluye declaraciones sobre hechos futuros que conllevan riesgos e incertidumbres, tal como se describe en la sección “ Manifestaciones sobre el futuro ” del Prospecto EF. Se recomienda a los posibles inversores leer los factores de riesgo que se exponen en la presente Enmienda y en el Prospecto EF a efectos de interiorizarse sobre factores importantes que podrían provocar que los resultados reales difieran significativamente de los resultados que se describen o se infieren de las declaraciones sobre hechos futuros contenidas en la presente Enmienda.

Información de producción y otros datos operativos

El siguiente cuadro presenta, para cada uno de los períodos indicados, información sobre nuestra producción de hidrocarburos y otra información operativa, la cual está basada en cálculos e información interna de la Sociedad.

Producción promedio diaria del período Petróleo (mbbl) Líquidos de gas natural (mbbl) Gas natural (Mpc) Total (mboe) Otra información operativa Capacidad de refinación (mbbl/d)	Por el período de seis meses finalizado el 30 de junio de	Por el período de seis meses finalizado el 30 de junio de
	2023 240 43 1.288 512 328	2022
		224 43 1.337 505 328

Condiciones macroeconómicas

Principales variables

Prácticamente la totalidad de nuestros ingresos se derivan de nuestras operaciones en Argentina y, por lo tanto, están sujetos a las condiciones macroeconómicas prevalecientes en el país. En consecuencia, los cambios en las condiciones económicas, políticas y regulatorias en Argentina han tenido y se espera que sigan teniendo un impacto significativo en nosotros.

En los últimos años la economía argentina ha experimentado una volatilidad significativa caracterizada por períodos de crecimiento bajo o negativo, inestabilidad macroeconómica, devaluaciones de la moneda y altos niveles de inflación.

Según el último Informe Mensual de Estimación de la Actividad Económica publicado por el INDEC en mayo de 2023, la actividad económica en Argentina registró una variación negativa de 5,5% respecto de mayo 2022, mientras que la variación acumulada de los primeros cinco meses de 2023 registró una disminución de 1,3% respecto del mismo período del año anterior.

En términos de inflación, Argentina ha enfrentado y sigue experimentando presiones inflacionarias significativas, las cuales se siguieron acelerando en el primer semestre de 2023. Durante los primeros seis meses de 2023, el Índice de Precios al Consumidor (“IPC”) elaborado por el INDEC tuvo un incremento acumulado de 50,7%, mientras que el Índice de Precios Internos Mayoristas (“IPIM”), elaborado por el mismo organismo, presentó un incremento acumulado de 47,4%. Durante los primeros seis meses de 2022, el incremento acumulado del IPC fue de 36,2%, mientras que el IPIM aumentó 34,9%.

En términos de balanza comercial, según los últimos datos publicados por el INDEC en el informe Intercambio Comercial Argentino, el déficit en el saldo de la cuenta comercial de Argentina ascendió a US$ 4.388 millones durante el primer semestre de 2023, mientras que en el primer semestre de 2022 se registró un superávit que ascendió a US$ 3.093 millones, explicado por una disminución de las exportaciones de 24,5% compensado parcialmente por una disminución de las importaciones de 8,2%, en comparación con el mismo período de 2022.

En lo que respecta a las condiciones del mercado local en materia cambiaria de acuerdo con la Comunicación “A” 3.500 del BCRA, el tipo de cambio peso/dólar alcanzó un valor de 256,68 pesos por dólar al 30 de junio de 2023, habiéndose incrementado un 44,9% desde su valor de 177,13 pesos por dólar al 31 de diciembre de 2022, o un 105,0% desde su valor de 125,22 pesos por dólar al 30 de junio de 2022. La cotización promedio del primer semestre de 2023 ascendió a 211,91 pesos por dólar y fue un 88,9% superior al promedio registrado durante el mismo período de 2022 de 112,21 pesos por dólar.

Durante el primer trimestre de 2022, el Gobierno Nacional llegó a un acuerdo con el Fondo Monetario Internacional ("FMI"), aprobado mediante la Ley N° 27.668, para refinanciar la deuda de US$ 44.000 millones tomada entre 2018 y 2019 bajo un Acuerdo Stand-By. El 25 de marzo de 2022 el FMI aprobó un acuerdo de 30 meses en el marco

del Servicio de Facilidades Extendidas (“EFF” por sus siglas en inglés) a favor de Argentina por US$ 44.000 millones. Este acuerdo incluye 10 revisiones a llevarse a cabo trimestralmente durante dos años y medio, habilitándose desembolsos luego de cada revisión. El plazo de reembolso de cada desembolso es de 10 años, con un plazo de gracia de cuatro años y medio, iniciando en 2026 y finalizando en 2034. Dichas revisiones trimestrales tienen por objeto asegurar el cumplimiento por parte del Gobierno Nacional de las metas establecidas para cada período de revisión. Con respecto al cumplimiento de las metas del acuerdo, el FMI, en marzo de 2023 concluyó la cuarta revisión trimestral y en agosto de 2023 concluyó la quinta y sexta revisión (combinada) trimestral, habilitando desembolsos de US$ 5.400 y US$ 7.500 millones, tras cada revisión, respectivamente.

Si bien las metas acordadas con el FMI que fueron objeto de revisiones trimestrales fueron cumplidas, no podemos garantizar que las condiciones y metas de los próximos trimestres continuarán siendo cumplidas por Argentina y que no afectarán la capacidad del Gobierno Nacional para implementar reformas y políticas públicas e impulsar el crecimiento económico, ni podemos predecir el impacto del resultado de la implementación del acuerdo con el FMI en la capacidad de Argentina (e indirectamente la nuestra) de acceder a los mercados de capitales internacionales. Asimismo, el impacto de cualquier medida tomada por el Gobierno Nacional en el futuro sobre la economía argentina continúa siendo incierto.

Mercado de hidrocarburos

Nuestra política de precios con respecto a la venta de combustibles contempla varios factores como los precios internacionales y locales del petróleo, los precios internacionales de productos refinados, los costos de procesamiento y distribución, los precios de los biocombustibles, las fluctuaciones en el tipo de cambio, la demanda y oferta local, la competencia, los inventarios, los derechos de exportación, los impuestos locales, márgenes domésticos para nuestros productos, entre otros. A pesar de nuestra expectativa de alinear, a través del tiempo, nuestros precios locales con los de los mercados internacionales, procurando, a su vez, mantener una relación razonable entre los precios locales de los crudos y los combustibles, sin considerar fluctuaciones de corto plazo, no podemos asegurar que otros factores críticos que también se consideran en nuestra política de precios (incluyendo, pero no limitado a, abruptos cambios en el tipo de cambio, o en los precios internacionales o potenciales limitaciones legales o regulatorias, u otras limitaciones que afecten la capacidad de los mercados de enfrentar cambios abruptos de precios) no tendrán un impacto adverso en nuestra capacidad de mantener dicha relación, considerando que la volatilidad e incertidumbre en los precios internacionales del petróleo y sus derivados y las fluctuaciones en el valor del peso probablemente continuarán en el futuro próximo. Asimismo, toda vez que el incremento de la producción local de petróleo ha permitido generar saldos exportables relevantes a nivel agregado en Argentina, es posible que se torne más desafiante y/o que se registren mayores demoras para reducir las posibles distorsiones entre los precios locales y las referencias internacionales, particularmente cuando los precios internacionales del petróleo y los productos refinados sean sustancialmente superiores a sus respectivos promedios históricos.

Durante el primer semestre de 2023 las entregas de petróleo en el mercado local fueron negociadas libremente entre empresas productoras y refinadoras o comercializadoras. El precio del barril de petróleo Brent promedió US$ 80,1 en el primer semestre de 2023 (una disminución de 23,4% respecto del promedio del primer semestre de 2022 que se vio impactado por la suba del precio internacional de este commodity, debido al conflicto geopolítico entre Rusia y Ucrania suscitado en febrero de 2022). Los crudos locales promediaron precios más bajos respecto al precio internacional, toda vez que las partes (productores y refinadores) acordaron ir ajustando los precios locales de manera gradual respecto de la evolución de los comparables internacionales, parcialmente alineados a la evolución relativa de los precios de los combustibles. Para los crudos Medanito y Escalante, los precios promedio por barril fueron de US$ 63,8 y US$ 71,2, respectivamente, para el primer semestre de 2023, en comparación con precios promedio por barril de US$ 59,2 y US$ 69,5, respectivamente, para el primer semestre 2022.

En mayo de 2023 se iniciaron exportaciones de petróleo a Chile, que se espera se incrementen tras la construcción y puesta en funcionamiento del Oleoducto Vaca Muerta Norte.

En cuanto al gas natural, los programas de incentivos a la producción de gas natural en Argentina establecidos por el Gobierno Nacional mediante el otorgamiento de precios competitivos son clave para proporcionar previsibilidad y una competencia ordenada en un mercado por demás complejo dada la marcada estacionalidad en la demanda local de gas natural entre los períodos de verano e invierno. En línea con el objetivo de contribuir al crecimiento de la producción y abastecimiento local de gas natural, en julio de 2023, el Gobierno Nacional inauguró el primer tramo del Gasoducto presidente Néstor Kirchner con un alcance de 573 kilómetros que va desde la localidad de Tratayén en la Provincia de Neuquén hasta Salliqueló en la Provincia de Buenos Aires.

Panorama general

Somos la principal compañía de energía de Argentina y operamos una cadena totalmente integrada de petróleo y gas con posiciones de liderazgo de mercado en todos los segmentos de Upstream, Industrialización, Comercialización y Gas y Energía del país. Nuestras operaciones del segmento de Upstream consisten principalmente en la exploración y explotación de yacimientos y a la producción de petróleo, gas natural y arena de fractura para la perforación de pozos. Nuestras operaciones del segmento de Industrialización incluyen la refinación de petróleo y la producción de productos petroquímicos, la logística relativa al transporte de petróleo hacia las refinerías y al transporte y distribución de productos refinados y productos petroquímicos para ser comercializados en los diferentes canales de venta. Nuestras operaciones del segmento de Comercialización comprenden la gestión de la cartera de clientes, la comercialización de petróleo, productos refinados, productos

petroquímicos y gas natural como productores, la compra de especialidades para la agroindustria, y la comercialización de especialidades para la agroindustria y de granos y sus subproductos. Nuestras operaciones del segmento de Gas y Energía consisten en la operación comercial y técnica de las terminales de regasificación de GNL en Escobar y Bahía Blanca, el transporte, acondicionamiento y procesamiento del gas natural retenido en planta para la separación y fraccionamiento de gasolina, propano y butano, la distribución de gas natural a través de nuestra subsidiaria Metrogas, y el almacenamiento de gas natural producido. Asimismo, a través de nuestras inversiones en asociadas y negocios conjuntos desarrollamos actividades relativas a la separación de líquidos de gas natural y su fraccionamiento, almacenaje y transporte para la fabricación de etano, propano, butano y gasolina, la generación de energía eléctrica térmica convencional y energía renovable, y la producción, almacenamiento, distribución y venta de fertilizantes.

Nuestro negocio es inherentemente volátil debido a la influencia de factores exógenos como la demanda interna, los precios de mercado, los niveles de inflación, la devaluación del peso, la disponibilidad financiera para nuestro plan de negocios y sus correspondientes costos, y las regulaciones del Gobierno Nacional. Consecuentemente, nuestra situación financiera pasada, los resultados de nuestras operaciones y las tendencias indicadas por los mismos y condición financiera podrían no ser indicativos de la condición financiera futura, resultados de las operaciones o tendencias en ejercicios o períodos futuros.

Información por segmentos de negocio

Reportamos nuestros negocios de acuerdo con los segmentos descriptos en la Nota 6 a los Estados Financieros Intermedios. Debido a los cambios organizacionales mencionados en la sección “ Información sobre los Directores, Gerencia de la Primera Línea, miembros del Órgano de Fiscalización, miembros del Comité de Auditoría y Asesores - Primera Línea Gerencial ” del Prospecto EF, en particular a la división de la Vicepresidencia de Downstream en la Vicepresidencia de Comercialización y en la Vicepresidencia de Industrialización, y que a partir del presente ejercicio se fue determinando el ámbito completo de gestión de estas nuevas unidades de negocio; se modificó la composición de los segmentos de negocio aperturándose el segmento de Downstream en el segmento de Comercialización y en el segmento de Industrialización, que, adicionalmente, implicó readecuaciones en la composición y definición de los negocios del resto de los segmentos. Para mayor información véase Nota 6 a los Estados Financieros Intermedios.

Resultado operativo

Las tablas a continuación presentan, para los períodos indicados, los volúmenes y precios de las ventas consolidadas de nuestros principales productos en los mercados local y externo:

Mercado local

Mercado local
Producto Gas natural (como productores) Gasoil Nafta virgen Naftas Jet fuel Non oil(1) Fuel oil Petroquímicos	Por el período finalizado el 30 de junio de
	2023 Unidades vendidas Precio promedio por unidad 5.074 Mm3 129 US$/mm3 4.279 mm3 762 US$/m3 144 mm3 421 US$/m3 2.946 mm3 586 US$/m3 270 mm3 899 US$/m3 551 mtn 520 US$/tn 16 mtn 639 US$/tn 153 mtn 966 US$/tn	2022
		Unidades vendidas Precio promedio por unidad
		5.544 Mm3 131 US$/mm3 4.314 mm3 708 US$/m3 92 mm3 553 US$/m3 2.774 mm3 611 US$/m3 239 mm3 920 US$/m3 317 mtn 848 US$/tn 16 mtn 845 US$/tn 210 mtn 866 US$/tn

(1) Incluye ventas de fertilizantes y harinas, granos y aceites de soja.

Mercado externo

Mercado externo
Producto Gas natural (como productores) Gasoil Nafta virgen Crudo Jet fuel Non oil(1) Fuel oil Petroquímicos	Por el período finalizado	el 30 de junio de
	2023 Unidades vendidas Precio promedio por unidad 295 Mm3 210 US$/mm3 73 mm3 1.220 US$/m3 83 mm3 473 US$/m3 140 mm3 414 US$/m3 322 mm3 835 US$/m3 112 mtn 455 US$/tn 55 mtn 596 US$/tn 109 mtn 660 US$/tn	2022
		Unidades vendidas Precio promedio por unidad
		294 Mm3 164 US$/mm3 49 mm3 935 US$/m3 67 mm3 787 US$/m3 10 mm3 534 US$/m3 238 mm3 901 US$/m3 742 mtn 559 US$/tn 110 mtn 852 US$/tn 57 mtn 1.217 US$/tn

(1) Incluye ventas de harinas, granos y aceites de soja.

Las ventas al mercado externo representaban 10,0% y 13,4% de nuestros ingresos por los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2023 y 2022, respectivamente.

Comparación de resultados

A continuación se proporciona una discusión comparativa de nuestro resultado operativo de las operaciones por los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2023 y 2022.

El Grupo explica su resultado neto a través del resultado operativo, el cual es gestionado a través de sus segmentos de negocio, y los resultados financieros y el cargo por impuesto a las ganancias los cuales se gestionan a nivel consolidado del Grupo. A fin de alinear las explicaciones del resultado operativo del Grupo con la Nota de Información por segmentos de negocio de los Estados Financieros Intermedios, la cual a partir del presente ejercicio presenta una nueva segmentación (véase Nota 6 a los Estados Financieros Intermedios), dichas explicaciones se realizan en dólares.

Primer semestre de 2023 vs. Primer semestre de 2022

Durante el primer semestre de 2023 la ganancia operativa del Grupo fue de US$ 556 millones, en comparación con la ganancia operativa de US$ 1.289 millones durante el primer semestre de 2022 (una disminución de US$ 733 millones o 56,9%), explicada por: (i) menores ingresos (una disminución de US$ 142 millones o 1,6%) principalmente debido a menores ventas en el mercado externo de granos y harinas (87,7%) por menores volúmenes y precios compensados parcialmente por mayores ventas en el mercado interno de gasoil (6,8%) y naftas (1,8%) traccionadas por un aumento sostenido de la demanda de naftas y mayores precios de gasoil; y una variación positiva en otros resultados operativos, netos de US$ 25 millones; y (ii) mayores costos y gastos (un incremento de US$ 616 millones o 8,3%) principalmente debido a un aumento de los costos de producción por US$ 796 millones o 22,3% impulsado por el incremento generalizado de precios afectando los costos y gastos y mayores niveles de actividad (mayor producción de hidrocarburos y mayores niveles de procesamiento) y a una menor variación de existencias positiva de US$ 63 millones o 29,4%, compensados parcialmente por una disminución de las compras por US$ 280 millones o 9,7%.

Los resultados financieros, netos del Grupo durante el primer semestre de 2023 fueron una ganancia de $ 53.068 millones (US$ 142 millones), en comparación con la pérdida de $ 4.802 millones (US$ 77 millones) del primer semestre de 2022. Esta variación se debió principalmente a una mayor diferencia de cambio positiva originada por una mayor devaluación del peso observada durante el primer semestre de 2023 aplicada sobre una mayor posición pasiva monetaria neta en pesos del Grupo y mayores resultados positivos por cambios en el valor razonable de los activos financieros medidos a fair value, compensada parcialmente por mayores intereses perdidos sobre nuestra deuda. Véase Nota 29 a los estados financieros intermedios condensados consolidados.

El cargo por impuesto a las ganancias del Grupo correspondiente al primer semestre de 2023 fue una pérdida de $ 36.315 millones (US$ 160 millones), en comparación con la pérdida de $ 43.217 millones (US$ 382 millones) correspondiente al mismo período de 2022. Véase Nota 18 a los estados financieros intermedios condensados consolidados.

En base a todo lo anterior, el resultado neto correspondiente al primer semestre de 2023 fue una ganancia de $ 143.798 millones (US$ 721 millones), en comparación con una ganancia de $ 120.480 millones (US$ 1.077 millones) durante el primer semestre de 2022.

A continuación se explica el resultado operativo a través del análisis de las principales variaciones en los segmentos de negocio:

Upstream

Durante el primer semestre de 2023 la producción diaria de hidrocarburos aumentó un 1,4% respecto al mismo período de 2022, alcanzando los 512 mil boe/día.

La producción diaria de petróleo aumentó un 7,1% en el primer semestre de 2023 respecto al mismo período de 2022, promediando 240 mil bbl/día, impulsada por el incremento de la producción de petróleo no convencional.

Respecto del primer semestre de 2022 la producción diaria de gas natural disminuyó un 3,6% promediando 36,5 Mm[3] /día durante el primer semestre de 2023, principalmente como consecuencia de la falta de demanda que impactó fundamentalmente en la producción de gas natural convencional. Asimismo, la producción diaria de NGL disminuyó un 0,3% en el primer semestre 2023 respecto al primer semestre de 2022, debido a la mencionada disminución de la producción de gas natural, compensada parcialmente por la puesta en marcha de la interconexión del gasoducto TGS - Tratayén en el mes de septiembre 2022.

Durante el primer semestre de 2023 la ganancia operativa del segmento de Upstream fue de US$ 219 millones, en comparación con la ganancia operativa de US$ 582 millones durante el mismo período de 2022, representando una disminución de US$ 363 millones, o 62,4%, explicado por:

• Mayores ingresos (un incremento de US$ 316 millones o 9,3%) debido principalmente a:

• Un aumento en las ventas de petróleo al segmento de Industrialización por US$ 302 millones o 12,6%, debido a un incremento de 5,6% del precio de venta intersegmento promedio y a un aumento de 6,6% del volumen transferido comparado con el primer semestre de 2022; y en las ventas de petróleo al segmento de Comercialización por US$ 56 millones o 293,5%, debido a un aumento de 311,1% del

volumen transferido compensado parcialmente por una disminución de 4,3% del precio de venta intersegmento promedio comparado con el primer semestre de 2022.

• Una disminución en las ventas de gas natural al segmento de Comercialización por US$ 45 millones o 5,2%, debido a una disminución de 6,4% del volumen transferido compensado parcialmente por un incremento de 1,3% del precio de venta intersegmento promedio comparado con el primer semestre de 2022.

• Mayores costos y gastos (un incremento de US$ 691 millones o 24,7%, excluyendo los gastos de exploración), debido principalmente a:

• Un aumento en el costo de extracción (“lifting cost”) por US$ 272 millones o 23,8%, principalmente como resultado de un incremento de 22,1% del costo unitario de extracción, producto principalmente del incremento de los costos.

• Un aumento en las regalías y otros cargos asociados a la producción de petróleo y gas natural por US$ 26 millones o 5,7%. Las regalías asociadas a la producción de petróleo aumentaron un 8,6% debido a un mayor valor en boca de pozo y a un mayor volumen de producción, compensado parcialmente por una disminución en las regalías y otros cargos asociados a la producción de gas natural de 3,7%, debido a un menor volumen de producción.

• Un aumento en las depreciaciones de propiedades, planta y equipo por US$ 283 millones o 30,7%, debido principalmente al aumento de los coeficientes de depreciación generado por un aumento de la producción proporcionalmente mayor a la incorporación de reservas, y a una mayor base de propiedades, planta y equipo depreciables por las altas generadas.

• Una variación de existencias negativa de la variación de existencias por US$ 62 millones.

• Mayores gastos de exploración (un incremento de US$ 2 millones o 8,3%) explicado principalmente por mayores gastos de personal. Durante el primer semestre de 2023 las inversiones exploratorias fueron de US$ 28 millones, comparadas con los US$ 16 millones del primer semestre de 2022.

• Una ganancia en otros resultados operativos, netos de US$ 7 millones en comparación con una pérdida de US$ 7 millones en el mismo período de 2022, lo cual representó una variación positiva de US$ 14 millones explicada principalmente por el recupero en el primer semestre de 2023 de cargos vinculados a la provisión de juicios y contingencias de la Sociedad (véase Nota 17 a los estados financieros intermedios condensados consolidados).

Industrialización

Durante el primer semestre de 2023 los niveles de procesamiento de nuestras refinerías promediaron 306 mil bbl/día, mientras que en el primer semestre 2022 promediaron 285 mil bbl/día. Este incremento se produjo producto de la optimización operativa de las refinerías destinada a maximizar la producción de naftas y destilados medios y por la mayor disponibilidad de petróleo como consecuencia del aumento de la producción, mayores compras a terceros y la optimización en la logística. En el primer semestre de 2023 se obtuvo una mayor producción de gasoil de 10,0%, una mayor producción de naftas de 6,9% y una mayor producción de jet fuel de 32,3%. Durante el primer semestre de 2023 YPF ha registrado niveles de procesamiento récord de petróleo en los últimos 13 años.

La ganancia operativa del segmento de Industrialización fue de US$ 343 millones durante el primer semestre de 2023, en comparación con la ganancia operativa de US$ 745 millones durante el mismo período de 2022, representando una disminución de US$ 402 millones o 54,0%, explicado por:

• Mayores ingresos (un incremento de US$ 167 millones o 2,9%) principalmente generados por las ventas de productos refinados y productos petroquímicos al segmento de Comercialización:

• Mayores ventas de gasoil por US$ 198 millones o 7,2%, debido a un incremento de 11,3% en el precio de venta intersegmento promedio compensado parcialmente por una disminución de 3,7% del volumen transferido.

• Mayores ventas de jet fuel por US$ 68 millones o 20,7%, debido a un aumento de 23,4% del volumen transferido, compensado parcialmente por una disminución de 2,2% en el precio de venta intersegmento promedio.

• Mayores ventas de naftas por US$ 13 millones o 0,9%, debido a un aumento de 6,0% del volumen transferido compensado parcialmente por una disminución de 4,8% en el precio de venta intersegmento promedio.

• Menores ingresos por US$ 112 millones o 8,9%, explicado principalmente por una disminución en las ventas de productos petroquímicos y fuel oil.

• Mayores costos y gastos (un incremento de US$ 564 millones o 11,1%) debido principalmente a:

• Un aumento en las compras de materias primas y productos de reventa de US$ 328 millones o 7,7%, principalmente explicado por:

• (i) Mayores compras de petróleo al segmento de Upstream y a terceros por US$ 453 millones o 15,1%, como resultado de un incremento de 6,7% en los precios de compra promedio y de un aumento de 7,9% en los volúmenes de compra. Los volúmenes comprados a terceros aumentaron en un 16,2%.

• (ii) Mayores compras de biocombustibles (biodiesel y bioetanol) por US$ 42 millones o 10,2%, debido a mayores volúmenes de compra.

• (iii) Menores importaciones de combustibles (gasoil y nafta premium) por US$ 111 millones o 18,2%, principalmente debido a menores precios de compra y menores volúmenes de compra de gasoil.

• (iv) Menores compras de otros productos, principalmente de productos intermedios, por US$ 56 millones o 24,4%.

• Un aumento del costo de refinación y logística de US$ 148 millones o 23,7%, como consecuencia de un incremento del costo unitario de 15,0%, principalmente generado por mayores cargos por transporte de productos, mayores cargos de conservación, reparación y mantenimiento y mayores gastos de personal.

• Una menor variación de existencias positiva de US$ 67 millones o 50,3%.

Comercialización

Durante el primer semestre de 2023 la ganancia operativa del segmento de Comercialización fue de US$ 116 millones, en comparación con la ganancia operativa de US$ 223 millones durante el mismo período de 2022, representando una disminución de US$ 107 millones o 48,0%, explicado por:

• Menores ingresos (una disminución de US$ 218 millones o 2,6%) principalmente debido a:

• Menores ingresos en el mercado externo (una disminución de US$ 316 millones o 28,1%, sin considerar ventas de gas natural) debido principalmente a una disminución de las exportaciones de granos y harinas, compensados parcialmente por un aumento de las exportaciones de jet fuel y petróleo.

• Menores ventas en el mercado interno de otros productos (una disminución de US$ 50 millones o 3,2%), principalmente de GLP y fertilizantes por menores precios de venta y de productos petroquímicos por menores volúmenes vendidos, compensadas parcialmente por un aumento de las ventas de granos y harinas y jet fuel.

• Menores ventas de gas natural como productores en los mercados interno y externo por US$ 45 millones o 5,1% principalmente como resultado de una disminución de 6,6% en los volúmenes vendidos, compensadas parcialmente por un incremento en el precio promedio de 1,6% (el precio promedio del gas natural alcanzó en el primer semestre de 2023 los 3,51 US$/MBtu[1 ] comparado con el precio promedio de 3,46 US$/MBtu del primer semestre de 2022).

• Mayores ventas de gasoil en el mercado interno por US$ 172 millones o 5,7% principalmente debido a un incremento de 7,8% en el precio de venta promedio, compensado parcialmente por una disminución de 2,0% en el volumen vendido, observándose la misma tendencia en el mercado local con una disminución en el volumen para este producto de 2,0%.

• Mayores ventas de naftas en el mercado interno por US$ 21 millones o 1,2% principalmente debido a un aumento de 5,7% en el volumen vendido, compensado parcialmente por una disminución de 4,2% en el precio de venta promedio, observándose la misma tendencia en el mercado local con un aumento en el volumen para este producto de 5,8%.

• Menores costos y gastos (una disminución de US$ 110 millones o 1,4%) debido principalmente a:

• Una disminución de US$ 46 millones, o 5,2%, en las compras de gas natural al segmento de Upstream y al segmento de Gas y Energía, y a terceros como resultado de una disminución de 6,6% en los volúmenes de compra compensada parcialmente por un incremento de 1,6% en el precio de compra promedio. Los volúmenes comprados a terceros disminuyeron un 44,7%.

• Una disminución en la recepción de granos por US$ 190 millones, o 57,6%, a través de la modalidad de canje de ventas al negocio de Agro que contablemente se registran como compras, debido principalmente a menores precios y menores volúmenes recibidos.

• Una disminución de US$ 90 millones, o 29,9%, en las compras de fertilizantes debido principalmente a menores precios.

• Un aumento de US$ 62 millones, o 325,2%, en las compras de petróleo al segmento de Upstream e Industrialización debido a mayores volúmenes.

• Un aumento de US$ 49 millones, o 0,9%, en las compras de productos refinados y productos petroquímicos al segmento de Industrialización, debido principalmente a mayores volúmenes de naftas y jet fuel y mayores precios de gasoil.

1 Millón de Unidades Térmicas Británicas (British thermal units).

• Una menor variación de existencias positiva de US$ 133 millones o 74,4%.

• Una pérdida en otros resultados operativos, netos de US$ 6 millones durante el primer semestre de 2023 en comparación con una pérdida de US$ 7 millones en el mismo período de 2022, lo cual representó una variación positiva de US$ 1 millón o 16,5%.

Gas y Energía

Durante el primer semestre de 2023 la pérdida operativa del segmento de Gas y Energía fue de US$ 5 millones, en comparación con la ganancia operativa de US$ 28 millones durante el primer semestre de 2022, representando una disminución de US$ 33 millones explicado por:

• Menores ingresos (una disminución de US$ 9 millones o 2,2%) debido principalmente a:

• Una disminución de US$ 8 millones, o 2,7%, en los ingresos de nuestra subsidiaria Metrogas S.A. por una disminución en las ventas a los segmentos minorista (clientes residenciales y pequeños comercios) y grandes clientes (usinas e industrias), compensada parcialmente por un aumento en los ingresos obtenidos por la prestación de servicios de transporte y distribución.

• Una disminución de US$ 1 millón, o 1,9%, en los ingresos de la operatoria de midstream gas explicado principalmente menores ventas de propano al segmento de Comercialización, compensada parcialmente por mayores ventas de gasolinas al segmento de Industrialización.

• Mayores costos y gastos (un incremento de US$ 28 millones o 7,2%) debido principalmente a:

• Un aumento en los costos y gastos de US$ 11 millones, o 15,9%, por la operatoria de midstream gas debido principalmente a mayores gastos en contrataciones de obra y servicios y en conservación, reparación y mantenimiento.

• Un aumento de US$ 7 millones, o 4,9%, en las compras de gas natural de nuestra subsidiaria Metrogas S.A. debido a mayores precios de compra.

• Un aumento de US$ 10 millones, o 5,6%, en otros costos y gastos principalmente debido a mayores depreciaciones de propiedades, planta y equipo.

• Una ganancia en otros resultados operativos, netos de US$ 2 millones durante el primer semestre de 2023 en comparación con una pérdida de US$ 2 millones en el mismo período de 2022, lo cual representó una variación positiva de US$ 4 millones.

Administración Central y Otros

Durante el primer semestre de 2023 la pérdida operativa de Administración Central y Otros ascendió a US$ 154 millones, un incremento de la pérdida de US$ 16 millones, o 11,6%, en comparación con la pérdida operativa de US$ 138 millones en el mismo período de 2022, debido principalmente a mayores gastos administrativos por el incremento generalizado de precios compensado parcialmente por mayores ingresos de nuestra subsidiaria A- Evangelista S.A.

Resultados no trascendidos a terceros[2]

Los principales resultados entre los segmentos de negocio se generan por: (i) las ventas de petróleo y gas natural producidos por el segmento de Upstream a los segmentos de Industrialización y Comercialización; (ii) las ventas de productos refinados y productos petroquímicos producidos por el segmento de Industrialización al segmento de Comercialización; (iii) las ventas de propano y butano producidos por el segmento de Gas y Energía al segmento de Comercialización; y (iv) la venta de gasolinas producidas por el segmento de Gas y Energía al segmento de Industrialización.

Los ajustes de consolidación durante el primer semestre de 2023, que corresponden a la eliminación de los resultados operativos entre los distintos segmentos de negocio que no han trascendido a terceros, tuvieron un importe positivo de US$ 37 millones, comparado con un importe negativo de US$ 151 millones en el primer semestre de 2022. En el primer semestre de 2023 disminuyó la brecha de los precios de transferencia entre segmentos de negocio y el costo de producción de los inventarios de la Sociedad, mientras que, en el primer semestre de 2022, dicha brecha había aumentado. En ambos períodos el movimiento de los precios de transferencia refleja las variaciones de los precios de mercado .

Liquidez y recursos de capital

Información sobre flujos de caja[3]

El flujo de efectivo originado en las actividades operativas durante el primer semestre de 2023 alcanzó un total de $ 607.329 millones (US$ 2.806 millones) en comparación con un total de $ 309.879 millones (US$ 2.780 millones) del mismo período de 2022. Este aumento de $ 297.450 millones, o 96,0%, se debe fundamentalmente a un incremento del resultado operativo (sin considerar depreciaciones de propiedades, planta y equipo; amortización

2 Incluidos dentro de Ajustes de consolidación. Véase Nota 6 a los Estados Financieros Intermedios.

3 Se incluyen los totales de los flujos de efectivo por actividad en dólares, la moneda funcional de YPF.

de activos intangibles; depreciaciones de activos por derecho de uso, y perforaciones exploratorias improductivas), y a una mayor disminución de la variación acumulada negativa del capital de trabajo operativo, explicada principalmente por un aumento en la variación de las cuentas por pagar y provisiones, parcialmente compensado por un aumento en la variación de los inventarios y otros créditos y una disminución en la variación del impuesto a las ganancias a pagar.

El flujo de efectivo aplicado a las actividades de inversión durante el primer semestre de 2023 alcanzó un total de $ 518.823 millones (US$ 2.448 millones) en comparación con un total de $ 209.661 millones (US$ 1.880 millones) del mismo período de 2022. Este aumento de $ 309.162 millones, o 147,5%, se debe principalmente a mayores inversiones en propiedades, planta y equipo y activos intangibles por $ 378.894 millones, parcialmente compensado por mayores cobros por la venta de activos financieros e intereses, netos por $ 68.178 millones y mayores cobros por cesión de áreas y ventas de activos por $ 2.394 millones.

El flujo de efectivo originado a las actividades de financiación durante el primer semestre de 2023 alcanzó un total de $ 50.843 millones (US$ 231 millones), explicado principalmente por toma de deuda neta de pagos de capital por $ 167.466 millones, compensado parcialmente por pagos de intereses por $ 64.334 millones, por pagos por arrendamientos por $ 38.681 millones, por cancelaciones de adelantos en cuenta corriente netas por $ 12.487 millones y por el pago de intereses relacionados con el impuesto a las ganancias por $ 1.121 millones. El flujo de efectivo aplicado a las actividades de financiación durante el primer semestre de 2022 alcanzó un total de $ 84.091 millones (US$ 737 millones), explicado principalmente por pagos de capital netos de toma de deuda por $ 37.380 millones, por pagos de intereses por $ 33.368 millones y por pagos por arrendamientos por $ 18.545 millones, compensado parcialmente por una mayor toma de adelantos en cuenta corriente neta por $ 5.538 millones.

Endeudamiento

Al 30 de junio de 2023 y 31 de diciembre 2022 nuestra deuda total por préstamos ascendió a Ps. 1.996.076 millones y Ps. 1.255.004 millones, respectivamente, los cuales estaban compuestos por Ps. 380.424 millones de deuda corriente y Ps. 1.615.652 millones de deuda no corriente al 30 de junio de 2023 y Ps. 201.808 millones de deuda corriente y Ps. 1.053.196 millones de deuda no corriente al 31 de diciembre de 2022. Al 30 de junio de 2023 y 31 de diciembre 2022 el 97,2% y 96,8% de nuestra deuda total consolidada se encontraba denominada en dólares, respectivamente. Además, al 30 de junio de 2023 el 91,4% de nuestra deuda total consolidada devenga intereses a una tasa fija.

Con respeto a la composición de nuestra deuda total por préstamos, al 30 de junio de 2023, nuestras Obligaciones Negociables representan el 87,8% mientras que el 12,2% restante consiste en facilidades comerciales y otros préstamos.

En el pasado, hemos recomprado algunas de nuestras Obligaciones Negociables que cotizan en bolsa en transacciones de mercado abierto de manera independiente. La posición de nuestras Obligaciones Negociables propias en cartera al 30 de junio de 2023 y 31 de diciembre de 2022 fue de Ps. 2.109 millones y Ps. 1.534 millones, respectivamente. De vez en cuando, podemos realizar recompras adicionales o efectuar otras transacciones relacionadas con nuestras Obligaciones Negociables que cotizan en bolsa si, a nuestro juicio, las condiciones del mercado son atractivas.

La siguiente tabla muestra los vencimientos de nuestros préstamos al 30 de junio de 2023:

Préstamos			Fecha de vencimiento	Fecha de vencimiento	Fecha de vencimiento
			(en millones de Ps.)
	Total 1.996.076	Menos de 1 año 380.424	1- 2 años 255.012	2- 3 años 500.296	3- 4 años 79.882	4- 5 años 278.851	Más de 5 años
							501.611

Para obtener una descripción de nuestra exposición al riesgo de mercado, véase " Información cualitativa y cuantitativa sobre el riesgo de mercado " del Prospecto EF y de nuestro endeudamiento véase Nota 22 a los Estados Financieros Intermedios.

Régimen de Emisor Frecuente

El 28 de diciembre de 2018 YPF fue registrada como emisor frecuente, dentro del Régimen de Emisor Frecuente creado por la CNV en junio de 2018. El Régimen de Emisor Frecuente busca acelerar los procesos internos de autorización dentro de la CNV para promover el desarrollo de los mercados de capital locales, y generar al mismo tiempo un control más eficiente. El principal beneficio para emisores frecuentes como YPF es que este Régimen les permite reducir significativamente el cronograma del proceso de oferta, lo que a su vez nos brindaría más flexibilidad y agilidad para aprovechar las condiciones favorables del mercado, tanto locales como internacionales.

Asimismo, el Directorio de YPF delegó en ciertos funcionarios autorizados la determinación de la oportunidad, monto, y demás condiciones de la emisión o emisiones que se realicen bajo este Régimen, las que serán oportunamente informadas por la Sociedad al momento de su efectiva emisión mediante las publicaciones pertinentes.

Compromisos en nuestros préstamos

Una parte significativa de nuestra deuda financiera contiene cláusulas de compromisos (“covenants”) habituales para contratos de esta naturaleza, dentro de los que se incluyen covenants financieros que consisten principalmente en la limitación de la incurrencia en deuda adicional cuando se excede el ratio de apalancamiento consolidado y el ratio de cobertura de servicio de deuda de la Compañía, sujeto a ciertas excepciones que pueden proporcionar cierta flexibilidad a la Compañía, limitaciones en los pagos de dividendos, recompras de acciones propias y ciertas inversiones, y eventos de incumplimientos desencadenados por juicios adversos materiales, entre otros.

El Grupo monitorea trimestralmente el cumplimiento de los covenants y al 30 de junio de 2023 ha dado cumplimiento a todas las cláusulas de compromisos asumidos.

Cabe mencionar que, de acuerdo con los términos y condiciones de los préstamos que nuestra subsidiaria Metrogas S.A. ha tomado con Industrial and Commercial Bank of China Limited - Dubai Branch e Itaú Unibanco - Miami Branch, el indicador de cobertura de intereses no hubiera sido cumplido, lo cual podría haber acelerado los vencimientos de estos pasivos financieros. No obstante, los acreedores financieros consintieron formalmente en dispensar a Metrogas S.A. de su obligación contractual de dar cumplimiento a dicho indicador financiero al 30 de junio de 2023.

Véase " Factores de riesgo—Riesgos relacionados con nuestro negocio—Si no cumplimos con las cláusulas (covenants) establecidos en nuestros contratos de crédito o al producirse un cambio de control, es posible que debamos pagar nuestra deuda por adelantado " del Prospecto EF.

Garantías otorgadas

Durante el período de seis meses finalizado al 30 de junio de 2023, los cambios respecto a las garantías otorgadas mencionadas en el Prospecto EF corresponden principalmente a la liberación de ciertas garantías acorde a los calendarios preestablecidos y la garantía otorgada por el Acuerdo Conciliatorio del Fideicomiso de Liquidación de Maxus que a la fecha de emisión de la presente Enmienda se encuentra liberada. Véase Notas 13 y 33 a los Estados Financieros Intermedios.

Inversiones y desinversiones de capital y gastos

El siguiente cuadro muestra, para los períodos indicados, nuestras erogaciones de capital y gastos para cada actividad:

Gastos e inversiones de capital Upstream(1) Gas y Energía Industrialización Comercialización Administración Central y Otros Total	Por el período de seis me	Por el período de seis me	ses finalizado el 30 de junio de	ses finalizado el 30 de junio de
	2023	(%) 76% 4% 17% 1% 2% 100%	2022
	(en millones de US$) 2.052 97 455 40 48 **2.692 **		(en millones de US$) 1.328 16 243 26 38 **1.651 **	(%)
				80% 1% 15% 2% 2%
				100%

(1) Incluye adquisiciones de propiedades, planta y equipo y gastos de exploración, netos de perforaciones exploratorias improductivas.

La Compañía no ha hecho ninguna desinversión de capital significativa durante los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2023 y 2022, y en el ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2022.

4) La sección “ Incorporación De Información Por Referencia ” del Prospecto EF es enmendada y complementada tal como surge a continuación:

La siguiente documentación se considerará incorporada por referencia y parte del presente Prospecto conforme el art. 79 de la Sección VIII del Capítulo V del Título II de las Normas de la CNV:

• Los estados financieros consolidados auditados de la Compañía para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2022, 2021 y 2020 disponibles en la página web de la CNV, ítem “Información Financiera”, bajo los IDs 3014061, 2860900 y 2719300, respectivamente.

• Los estados financieros consolidados auditados de la Compañía para el ejercicio finalizado el 30 de junio de 2023 disponible en la página web de la CNV, ítem “ Información Financiera ”, bajo el ID: 3078082.

• Todas las adendas o suplementos al presente Prospecto que sean preparadas oportunamente por la

• Emisora;

• Con respecto a una Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables en particular, el respectivo Suplemento de Prospecto preparado en relación con dicha Clase y/o Serie; y

• Todo otro documento a ser incorporado por referencia en cualquier Suplemento de Prospecto.

A los efectos del presente Prospecto, cualquier declaración contenida en el presente o en cualquier documento incorporado en el presente por referencia, se verá modificada o reemplazada por aquellas

declaraciones incluidas en cualquier documento posterior incorporado en el presente Prospecto por referencia, en la medida en que así la modifique o reemplace.

A solicitud escrita o verbal de cualquier persona que hubiera recibido un ejemplar del presente Prospecto, se facilitarán sin cargo copias de todos los documentos incorporados por referencia en el presente Prospecto en la sede social de la Emisora, sita en calle Macacha Güemes 515, Ciudad Autónoma de Buenos Aires, en día hábiles en el horario de 10 a 18 hs., teléfono (+5411) 5441-1215.

Asimismo, la documentación incorporada por referencia se encontrará disponible en el sitio web institucional de la Emisora (www.ypf.com). cualquier documento posterior incorporado en el presente Prospecto por referencia, en la medida en que así la modifique o reemplace.

La fecha de esta Enmienda es 1 de septiembre de 2023

EMISOR

YPF S.A.

Macacha Güemes 515,

C1106BKK Ciudad Autónoma de Buenos Aires

República Argentina

ASESORES LEGALES DEL EMISOR

Bruchou & Funes de Rioja

Ing. Enrique Butty 275, Piso 12,

C1001AFA, Ciudad Autónoma de Buenos Aires

República Argentina

AUDITORES DEL EMISOR

Deloitte & Co. S.A.

Florida 234, 5° Piso

C1005AAF Ciudad Autónoma de Buenos Aires

República Argentina

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Alejandro Lew
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