YPF Sociedad Anónima

Acciones

YPFD

ARP9897X1319

Refinamiento y comercialización de petróleo y gas

Precio de cierre Buenos Aires S.E. Otros sitios de cotización 00:00:00 09/05/2024			Varia. Cinco días.	Varia. 1 de enero.
26.413 ^ARS	+0,07 %		+5,14 %	+58,27 %

10/05	La petrolera argentina YPF ve un flujo de caja negativo para 2024 en medio del impulso inversor	RE
10/05	Transcript : YPF Sociedad Anónima, Q1 2024 Earnings Call, May 10, 2024

YPF Sociedad Anónima : EE.CC Consolidado 31-12-2020

08 de marzo 2021 a las 15:53

YPF SOCIEDAD ANONIMA

ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2020, 2019 Y 2018

CONTENI DO

Nota	Descripción	Página
Glosario de términos ...........................................................................................................................................	1
Información legal ................................................................................................................................................	2
Estados de situación financiera consolidados .......................................................................................................	3
Estados de resultados integrales consolidados .....................................................................................................	4
Estados de cambios en el patrimonio consolidados ...............................................................................................	5
Estados de flujos de efectivo consolidados ...........................................................................................................	8
Notas a los estados financierosconsolidados:
1	Información general, estructura y organización del negocio del Grupo ....................................................................	9
2	Bases de preparación de los estados financieros consolidados .............................................................................	10
3	Adquisiciones y disposiciones ..............................................................................................................................	41
4	Administración del riesgo financiero .....................................................................................................................	47
5	Información por segmentos .................................................................................................................................	52
6	Instrumentos financieros por categoría .................................................................................................................	55
7	Activos intangibles ..............................................................................................................................................	59
8	Propiedades, planta y equipo ..............................................................................................................................	61
9	Activos por derecho de uso .................................................................................................................................	65
10	Inversiones en asociadas y negocios conjuntos ....................................................................................................	65
11	Inventarios .........................................................................................................................................................	69
12	Otros créditos .....................................................................................................................................................	69
13	Créditos por ventas .............................................................................................................................................	69
14	Efectivo y equivalentes de efectivo .......................................................................................................................	69
15	Provisiones ........................................................................................................................................................	70
16	Impuesto a las ganancias ....................................................................................................................................	79
17	Cargas fiscales ...................................................................................................................................................	80
18	Remuneraciones y cargas sociales ......................................................................................................................	81
19	Pasivos por arrendamientos ................................................................................................................................	81
20	Préstamos ..........................................................................................................................................................	82
21	Otros pasivos .....................................................................................................................................................	84
22	Cuentas por pagar ..............................................................................................................................................	84
23	Ingresos .............................................................................................................................................................	84
24	Costos ...............................................................................................................................................................	88
25	Gastos por naturaleza .........................................................................................................................................	88
26	Otros resultados operativos, netos .......................................................................................................................	90
27	Resultados financieros, netos ..............................................................................................................................	90
28	Inversiones en UnionesTransitorias ....................................................................................................................	90
29	Patrimonio ..........................................................................................................................................................	92
30	Resultado neto por acción ...................................................................................................................................	92
31	Asuntos relacionados con las Entidades de Maxus ...............................................................................................	93
32	Activos y pasivos contingentes ............................................................................................................................	104
33	Compromisos contractuales ................................................................................................................................	112
34	Principales regulaciones y otros ...........................................................................................................................	119
35	Saldos y transacciones con partes relacionadas ...................................................................................................	154
36	Planes de beneficios y obligaciones similares .......................................................................................................	157
37	Activos y pasivos en monedas distintas del peso ..................................................................................................	160
38	Hechos posteriores .............................................................................................................................................	161

GLOSARIO DE TÉRMINOS

Término	Definición
ADR	American Depositary Receipt
ADS	American Depositary Share
AESA	Subsidiaria A-Evangelista S.A.
AFIP	Administración Federal de Ingresos Públicos
ANSES	Administración Nacional de laSeguridad Social
ASC	Accounting Standards Codification
Asociada	Sociedad sobre la cual YPF posee influencia significativa conforme lo dispuesto por la NIC 28
BCRA	Banco Central de La República Argentina
BNA	Banco de La Nación Argentina
BO	Boletín Oficial de La República Argentina
BONAR	Bonos de La Nación Argentina
CAMMESA	Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A.
CDS	Asociada Central Dock Sud S.A.
CFO	Chief Financial Officer
CIMSA	Subsidiaria Compañía de Inversiones Mineras S.A.
CINIIF	Comité de Interpretaciones de Normas Internacionales de Información Financiera
CNDC	Comisión Nacional de Defensa de la Competencia
CNV	Comisión Nacional de Valores
CSJN	Corte Suprema de Justicia de La Nación
CT Barragán	Negocio conjunto CT Barragán S.A.
DOP	Deliver or Pay
El Grupo	YPF y sus subsidiarias
Eleran	Subsidiaria Eleran Inversiones 2011 S.A.U.
ENARGAS	Ente Nacional Regulador del Gas
FACPCE	Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas
FASB	Financial Accounting Standards Board
FOB	Free on board
GLP	Gas licuado de petróleo
GNL	Gas natural licuado
GNNC	Gas natural no contabilizado
GPA	Asociada Gasoducto del Pacífico (Argentina) S.A.
IASB	Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad
IDS	Asociada Inversora Dock Sud S.A.
IEASA (ex ENARSA)	Integración Energética Argentina S.A. (ex Energía Argentina S.A.)
IIBB	Impuesto a los ingresos brutos
INDEC	Instituto Nacional de Estadística y Censos
IPC	Índice de precios al consumidor
IPIM	Índice de precios internos al por mayor
IVA	Impuesto al valor agregado
LGS	Ley General de Sociedades de La República Argentina N° 19.550 (T.O. 1984) y sus modificaciones
MEGA	Negocio conjunto Compañía Mega S.A.
MEGSA	Mercado Electrónico de Gas S.A.
MEM	Mercado Eléctrico Mayorista
Metroenergía	Subsidiaria Metroenergía S.A.
Metrogas	Subsidiaria Metrogas S.A.
MINEM	Ex Ministerio de Energía y Minería
MBtu	Millones de unidades térmicas británicas (British thermal unit)
Negocio conjunto	Sociedad sobre la cual YPF posee control conjunto conforme lo dispuesto por la NIIF 11
NIC	Norma Internacional de Contabilidad
NIIF	Normas Internacionales de Información Financiera
Oiltanking	Asociada Oiltanking Ebytem S.A.
Oldelval	Asociada Oleoductos del Valle S.A.
OLCLP	Negocio conjunto Oleoducto Loma Campana - Lago Pellegrini S.A.
ON	Obligaciones negociables
OPESSA	Subsidiaria Operadora de Estaciones de Servicios S.A.
OTA	Asociada Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A.
OTC	Asociada Oleoducto Trasandino (Chile) S.A.
PEN	Poder Ejecutivo Nacional
Peso	Peso argentino
PIST	Punto de ingreso al sistema de transporte
Profertil	Negocio conjunto Profertil S.A.
Refinor	Negocio conjunto Refinería del Norte S.A.
ROD	Record of decision
RTI	Revisión tarifaria integral
SE	Secretaría de Energía
SEC	U.S. Securities and Exchange Commission
SEE	Secretaría de Energía Eléctrica
SGE	Secretaría de Gobierno de Energía
SRH	Secretaría de Recursos Hidrocarburíferos
SSHyC	Subsecretaría de Hidrocarburos y Combustibles
Subsidiaria	Sociedad sobre la cual YPF tiene control conforme lo dispuesto por la NIIF 10
Termap	Asociada Terminales Marítimas Patagónicas S.A.
TFN	Tribunal Fiscal de La Nación
UGE	Unidad generadora de efectivo
US$	Dólar estadounidense
US$/Bbl	Dólar por barril
UT	Unión transitoria
Y-GEN I	Negocio conjunto Y-GEN Eléctrica S.A.U.
Y-GEN II	Negocio conjunto Y-GEN Eléctrica II S.A.U.

YPF	Brasil	Subsidiaria YPF Brasil Comércio Derivado de Petróleo Ltda.
YPF	Chile	Subsidiaria YPF ChileS.A.
YPF	EE	Negocio conjunto YPF Energía Eléctrica S.A.
YPF	Gas	Asociada YPF Gas S.A.
YPF	Holdings	Subsidiaria YPF Holdings, Inc.
YPF	International	Subsidiaria YPF International S.A.
YPF Sociedad Anónima
Subsidiaria YPF Ventures S.A.U.
Subsidiaria YPF Tecnología S.A.

YPF o la Sociedad YPF Ventures YTEC

INFORMACIÓN LEGAL

Domicilio legal

Macacha Güemes 515 - Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina.

Ejercicio económico

N° 44 iniciado el 1 de enero de 2020.

Actividad principal de la Sociedad

La Sociedad tendrá por objeto llevar a cabo por sí, por intermedio de terceros o asociada a terceros, el estudio, la exploración y la explotación de los yacimientos de hidrocarburos líquidos y/o gaseosos y demás minerales, como asimismo, la industrialización, transporte y comercialización de estos productos y sus derivados directos e indirectos, incluyendo también productos petroquímicos, químicos derivados o no de hidrocarburos y combustibles de origen no fósil, biocombustibles y sus componentes, así como la generación de energía eléctrica a partir de hidrocarburos, a cuyo efecto podrá elaborarlos, utilizarlos, comprarlos, venderlos, permutarlos, importarlos o exportarlos, así como también tendrá por objeto prestar, por sí, a través de una sociedad controlada, o asociada a terceros, servicios de telecomunicaciones en todas las formas y modalidades autorizadas por la legislación vigente y previa solicitud de las licencias respectivas en los casos que así lo disponga el marco regulatorio aplicable, así como también la producción, industrialización, procesamiento, comercialización, servicios de acondicionamiento, transporte y acopio de granos y sus derivados, así como también realizar cualquier otra actuación complementaria de su actividad industrial y comercial o que resulte necesaria para facilitar la consecución de su objeto. Para el mejor cumplimiento de estos objetivos podrá fundar, asociarse con o participar en personas jurídicas de carácter público o privado domiciliadas en el país o en el exterior, dentro de los límites establecidos en el Estatuto.

Inscripción en el Registro Público

Estatutos sociales inscriptos el 5 de febrero de 1991 bajo el N° 404, Libro 108, Tomo A de Sociedades Anónimas del Registro Público de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, a cargo de la Inspección General de Justicia; y Estatutos sustitutivos de los anteriores inscriptos el 15 de junio de 1993, bajo el N° 5.109, Libro 113, Tomo A de Sociedades Anónimas del Registro mencionado.

Fecha de finalización del Contrato Social 15 de junio de 2093.

Última modificación de los Estatutos

29 de abril de 2016, inscripta en la Inspección General de Justicia el 21 de diciembre de 2016, bajo el N° 25.244 del Libro 82 de Sociedades por Acciones.

Capital

393.312.793 acciones ordinarias, escriturales de valor nominal $10 con derecho a 1 voto por acción.

Capital suscripto, integrado y autorizado a la oferta pública (en pesos)

3.933.127.930.

Socio

Contador Público U.C.A. C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 117 - Fº 29

ESTADOS DE SITUACIÓN FINANCIERA CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2020, 2019 Y 2018 (Importesexpresadosen millonesde pesosargentinos)

ESTADOS DE SITUACIÓN FINANCIERA

Notas	2020	2019	2018
ACTIVO
Activ o no corriente
Activos intangibles .......................................................................................	7	39.119	37.179	20.402
Propiedades, planta y equipo .......................................................................	8	1.379.527	1.069.011	699.087
Activos por derecho de uso ..........................................................................	9	44.081	61.391	-
Inversiones en asociadas y negocios conjuntos .............................................	10	107.112	67.590	32.686
Activos por impuesto diferido, netos ..............................................................	16	2.629	1.583	301
Otros créditos ..............................................................................................	12	14.657	11.789	9.617
Créditos por ventas ......................................................................................	13	8.531	15.325	23.508
Total del activo no corriente ......................................................................	1.595.656	1.263.868	785.601
Activ o corriente
Activos mantenidos para su disposición ........................................................	3	494	-	3.189
Inventari os ..................................................................................................	11	100.137	80.479	53.324
Activos de contratos .....................................................................................	23	871	203	420
Otros créditos ..............................................................................................	12	34.369	36.192	21.867
Créditos por ventas ......................................................................................	13	108.146	118.077	72.646
Inversiones en activos financieros .................................................................	6	28.934	8.370	10.941
Efectivo y equivalentes de efectivo ................................................................	14	54.618	66.100	46.028
Total del activo corriente ...........................................................................	327.569	309.421	208.415
TOTAL DEL ACTIVO ..................................................................................	1.923.225	1.573.289	994.016
PATRIMONIO
Aportes de los propietarios ...........................................................................	10.385	10.572	10.518
Reservas, otros re sultados integrales y resultados acumulados ......................	666.845	531.977	348.682
Patrimonio atribuible a los accionistas de la sociedad controlante ...........	677.230	542.549	359.200
Interés no controlante ..................................................................................	6.165	5.550	3.157
TOTAL DEL PATRIMONIO ..........................................................................	683.395	548.099	362.357
PASIVO
Pasiv o no corriente
Provi si ones .................................................................................................	15	186.488	144.768	83.388
Pasivos por impuesto diferido, netos .............................................................	16	119.609	97.231	91.125
Pasivos de contratos ....................................................................................	23	-	294	1.828
Impuesto a las ganancias a pagar .................................................................	16	3.571	3.387	-
Cargas fiscales ............................................................................................	17	215	1.428	2.175
Remuneraciones y cargas sociales ...............................................................	18	3.860	-	-
Pasivos por arrendamientos .........................................................................	19	24.172	40.391	-
Préstamos ...................................................................................................	20	527.575	419.651	270.252
Otros pasivos ..............................................................................................	21	2.961	703	549
Cuentas por pagar .......................................................................................	22	710	2.465	3.373
Total del pasivo no corriente .....................................................................	869.161	710.318	452.690
Pasiv o corriente
Pasivos asociados con activos mantenidos para su disposición ......................	3	-	-	3.133
Provi si ones .................................................................................................	15	6.133	5.460	4.529
Pasivos de contratos ....................................................................................	23	6.824	7.404	4.996
Impuesto a las ganancias a pagar .................................................................	16	740	1.964	357
Cargas fiscales ............................................................................................	17	15.764	11.437	10.027
Remuneraciones y cargas sociales ...............................................................	18	14.934	10.204	6.154
Pasivos por arrendamientos .........................................................................	19	22.098	21.389	-
Préstamos ...................................................................................................	20	150.731	107.109	64.826
Otros pasivos ..............................................................................................	21	9.062	1.310	722
Cuentas por pagar .......................................................................................	22	144.383	148.595	84.225
Total del pasivo corriente ..........................................................................	370.669	314.872	178.969
TOTAL DEL PASIVO ..................................................................................	1.239.830	1.025.190	631.659
TOTAL DEL PASIVO Y PATRIMONIO .........................................................	1.923.225	1.573.289	994.016

Las notasque se acompañan forman parte integrante de losestadosfinancierosconsolidados

Contador Público U.C.A. C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 117 - Fº 29

ESTADOS DE RESULTADOS INTEGRALES CONSOLIDADOS

(Importesexpresadosen millonesde pesosargentinos, excepto la información por acción expresada en pesos argentinos)

ESTADOS DE RESULTADOS INTEGRALES

Notas	2020	2019	2018
Resultado neto
Ingresos ......................................................................................................	23	669.186	678.595	435.820
Costos .........................................................................................................	24	(626.212)	(575.608)	(359.570)
Resultado bruto .........................................................................................	42.974	102.987	76.250
Gastos de comercialización ..........................................................................	25	(71.835)	(49.898)	(27.927)
Gastos de administración .............................................................................	25	(34.490)	(24.701)	(13.922)
Gastos de exploración ..................................................................................	25	(5.846)	(6.841)	(5.466)
Recupero / (Deterioro) de propiedades, planta y equipo y activosintangibles,
netos ...........................................................................................................	2.c-7-8	6.851	(41.429)	2.900
Otros resultados operativos, netos ................................................................	26	3.949	(1.130)	11.945
Resultado operativ o ...................................................................................	(58.397)	(21.012)	43.780
Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos ......................	10	13.270	7.968	4.839
Ingresos financieros .....................................................................................	27	107.603	93.405	100.083
Costos financieros ........................................................................................	27	(138.753)	(91.533)	(63.681)
Otros resultados financieros .......................................................................	27	19.849	4.162	5.123
Resultados financieros, netos .......................................................................	27	(11.301)	6.034	41.525
Resultado antes de impuesto a las ganancias ...........................................	(56.428)	(7.010)	90.144
Impuesto a las ganancias .............................................................................	16	(14.589)	(26.369)	(51.538)
Resultado neto del ejercicio .......................................................................	(71.017)	(33.379)	38.606
Otros resultados integrales
Conceptos que pueden ser reclasificados posteriormente a resultados:
Diferencia de conversión de subsidiarias, asociadas y negocios conjuntos ......	(9.001)	(8.011)	(18.307)
Resultado por la posición monetaria neta de lassubsidiarias, asociadasy
negocios conjuntos (1) ...................................................................................	10.154	8.953	14.006
Diferencia de conversión reversada al resultado neto del ejercicio (2) ...............	-	-	1.572
Conceptos que no pueden ser reclasificados posteriormente a resultados:
Diferencia de conversión de YPF ..................................................................	205.347	220.425	175.329
Otros resultados integrales del ejercicio ...................................................	206.500	221.367	172.600
Resultado integral del ejercicio ..................................................................	135.483	187.988	211.206
Resultadonetodelejercicioatribuiblea:
Accionistas de la controlante .........................................................................	(69.649)	(34.071)	38.613
Interés no controlante ...................................................................................	(1.368)	692	(7)
Otrosresultadosintegralesdelejercicioatribuiblesa:
Accionistas de la controlante .........................................................................	204.517	219.666	169.674
Interés no controlante ...................................................................................	1.983	1.701	2.926
Resultadointegraldelejercicioatribuiblea:
Accionistas de la controlante .........................................................................	134.868	185.595	208.287
Interés no controlante ...................................................................................	615	2.393	2.919
Resultado neto por acción atribuible a los accionistas de la controlante..
Básico y diluido ............................................................................................	30	(177,42)	(86,85)	98,43

(1) Resultado asociado a las subsidiarias, asociadas y negocios conjuntos con moneda funcional peso. Ver política contable en Nota 2.b.1.
(2) Corresponde a la reversión a resultados por la disposición parcial de la inversión en YPF EE. Ver Nota 3.

Las notasque se acompañan forman parte integrante de losestadosfinancierosconsolidados

Contador Público U.C.A. C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 117 - Fº 29

YPF SOCIEDAD ANONIMA

ESTADOS DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO CONSOLIDADOS

POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2020, 2019 Y 2018 (Importesexpresadosen millonesde pesosargentinos)

ESTADOS DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO

Saldos al inicio del ejercicio ......................................................

Devengamiento de planes de beneficios en acciones (4) ...................... Recompra de acciones propias en cartera ....................................... Acciones entregadas por planes de beneficios (2) .............................. Disposiciones de la Asamblea de Accionistas del 30 de abril de 2020 (3). Otros resultados integrales .......................................................... Resultado neto .........................................................................

Saldos al cierredel ejercicio ......................................................

Saldos al inicio del ejercicio ......................................................

Saldos al cierredel ejercicio ......................................................

Aportes de los propietariosCapital suscriptoAjuste del capitalAcciones propias en carteraAjuste de acciones propias en cartera

3.924 - (3) 5 - - - 3.926

6.085 - (5) 8 - - - 6.088

9 - 3 (5)

16 - 5 (8)

- - - 7

- - - 13

Reservas

2020

Planes de beneficios en accionesCosto de adquisición de acciones propiasPrimas de emisión

Total

117 541 - (802)

177

(396)

640 10.572

- - - 541

(550) - - (550)

875 - - - 502

- - -

(251) - (178)

- - -

(144)

(647)

- - - 640

- - - 10.385

2020

LegalPara futuros dividendos

Para inversiones

Para compra de acciones propiasOtros resultados integrales

2.007 - - - - - -

2.500 - - - 1.200 - -

44. 255 - - - (35.321)

- -

500 - - - 50 - -516. 786 - - - - 204.517 -

(34.071)

- - - 34.071 - (69.649)

542.549

5.550

548.099

541 - 541

(550) - (550)

(178) - (178)

- 204.517 (69. 649)

- 1.983 (1.368)

- 206.500 (71.017)

2.007

3.700

8.934

550

721.303

(1)

(69.649)

677. 230

6.165

683.395

(1) Incluye 733.492 correspondientes al efecto de conversión de los estados financieros de YPF, (38.692) correspondientes al efecto de conversión de los estados financieros de las inversiones en subsidiarias, asociadas y negocios conjuntos con moneda funcional distinta del dólar y 26.503 correspondientes al reconocimiento del resultado por la posición monetaria neta de las subsidiarias, asociadas y negocios conjuntos con moneda funcional peso, tal como se detalla en la Nota 2.b.1.
(2) Se expone neto de la retención por impuesto a las ganancias a los empleados relacionado con los planes de beneficios en acciones.
(3) Ver Nota 29.
(4) Ver Nota 36.

Firmado a los efectos de su identificación con nuestroinforme defecha 4 -MARZO - 2021

GUILLERMO STOK Por Comisión Fiscalizadora Contador Público U.C.A. C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 117 - Fº 29

Firmado a los ef ectos de su identificación con nuestro informe de fecha 4 - MARZO - 2021

DELOITTE & Co. S.A. C.P.C.E.C.A.B.A. T° 1 - F° 3

RICARDOC. RUIZ

Socio

Contador Público U.B.A. C.P.C.E.C.A.B.A. T° 156 - F° 159

PABLO GERARDO GONZÁLEZ

Presidente

YPF SOCIEDAD ANONIMA

ESTADOS DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO CONSOLIDADOS

POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2020, 2019 Y 2018 (Cont.)

(Importesexpresadosen millonesde pesosargentinos)

Saldos al inicio del ejercicio ......................................................

Devengamiento de planes de beneficios en acciones (3) ...................... Recompra de acciones propias en cartera ....................................... Acciones entregadas por planes de beneficios (2) .............................. Disposiciones de la Asamblea de Accionistas del 26 de abril de 2019 .... Disposiciones de la reunión de Directorio del 27 de junio de 2019 ......... Otros resultados integrales .......................................................... Resultado neto .........................................................................

Saldos al cierredel ejercicio ......................................................

Saldos al inicio del ejercicio ......................................................

Saldos al cierredel ejercicio ......................................................

Aportes de los propietariosCapital suscriptoAjuste del capitalAcciones propias en carteraAjuste de acciones propias en cartera

3.923 - (4) 5 - - - - 3.924

6.084 - (6) 7 - - - - 6.085

10 - 4 (5)

17 - 6 (7)

- - - - 9

- - - - 16

Reservas

2019

Planes de beneficios en accionesCosto de adquisición de acciones propiasPrimas de emisión

Total

115 493 - (491)

(282)

640 10.518

- - - 493

(280) - - (280)

446 - - - - 177

(114) - (159)

- - - - 117

- - - - (396)

- - - - 640

- - - - 10.572

2019

Legal 2.007 - - - - - - -

Para futuros dividendos

Para inversiones

Para compra de acciones propias

11.020

220

Otros resultados integrales 297. 120 - - - - - 219.666 -

38.315

Accionistas de la controlante 359.200

Interés no controlante 3.157

Total del patrimonio 362.357

493 - 493

(280) - (280)

4.800

(159) - (159)

33.235

(2.300)

280

(38.315)

-- - 1.701 692

(34.071)

(2. 300) 219.666 (34. 071)

(2.300) 221.367 (33.379)

2.007

2.500

44.255

500

516.786

(1)

(34.071)

542.549

5.550

548.099

(1) Incluye 528.145 correspondientes al efecto de conversión de los estados financieros de YPF, (29.691) correspondientes al efecto de conversión de los estados financieros de las inversiones en subsidiarias, asociadas y negocios conjuntos con moneda funcional distinta del dólar y 18.332 correspondientes al reconocimiento del resultado por la posición monetaria neta de las subsidiari as, asociadas y negocios conjuntos con moneda funcional peso, tal como se detalla en la Nota 2.b.1.
(2) Se expone neto de la retención por impuesto a las ganancias a los empleados relacionado con los planes de beneficios en acciones.
(3) Ver Nota 36.

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RICARDOC. RUIZ

Socio

PABLO GERARDO GONZÁLEZ

Presidente

YPF SOCIEDAD ANONIMA

ESTADOS DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO CONSOLIDADOS

POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2020, 2019 Y 2018 (Cont.)

(Importesexpresadosen millonesde pesosargentinos)

Saldos al inicio del ejercicio ......................................................

Modif icación de saldos al inicio del ejercicio (4) ..................................

Saldos al inicio del ejercicio modificados ....................................

Devengamiento de planes de beneficios en acciones (3) ...................... Recompra de acciones propias en cartera ....................................... Acciones entregadas por planes de beneficios (2) .............................. Disposiciones de la Asamblea de Accionistas del 27 de abril de 2018 .... Disposiciones de la reunión de Directorio del 12 de diciembre de 2018.. Otros resultados integrales .......................................................... Resultado neto .........................................................................

Saldos al cierredel ejercicio ......................................................

Saldos al inicio del ejercicio ......................................................

Modif icación de saldos al inicio del ejercicio (4) ..................................

Saldos al inicio del ejercicio modificados ....................................

Devengamiento de planes de beneficios en acciones (3) ...................... Recompra de acciones propias en cartera ....................................... Acciones entregadas por planes de beneficios (2) .............................. Disposiciones de la Asamblea de Accionistas del 27 de abril de 2018 .... Disposiciones de la reunión de Directorio del 12 de diciembre de 2018.. Otros resultados integrales .......................................................... Resultado neto .........................................................................

Saldos al cierredel ejercicio ......................................................

Aportes de los propietariosCapital suscriptoAjuste del capitalAcciones propias en carteraAjuste de acciones propias en cartera

3.924 - 3.924 - (3) 2 - - - - 3.923

6.085 - 6.085 - (4) 3 - - - - 6.084

9 - 9 - 3 (2)

16 - 16 - 4 (3)

- - - - 10

- - - - 17

Reservas

2018

Planes de beneficios en accionesCosto de adquisición de acciones propiasPrimas de emisión

Total

36 - 36 308 - (229)

(91)

- (91)

(217)

- (217)

640 - 640

10.402 - 10.402

- - - 308

(120) - - (120)

222 - - - - 11

(65) - (72)

- - - - 115

- - - - (282)

- - - - 640

- - - - 10.518

2018

Patrimonio atribuible aLegalPara futuros dividendos

Para inversionesPara compra de acciones propias

Otros resultados integrales

2.007 - 2.007 - - - - - - -

- - - - - - 1.200 (1.200)

- - - - - - 11.020 - - -100 - 100 - - - 120 - - -127.446 - 127.446 - - - - - 169. 674 -

12.340

152.295

238

152.533

(298) 12.042 - - - (12.340)

(298) 151.997

(298)

238

152.235

308 - 308

(120) - (120)

(72) - (72)

- -

- - 38.613

(1.200) 169.674 38.613

- -- (1.200)

2.926 172.600

(7) 38.606

2.007

11.020

220

297.120

(1)

38.315

359.200

3.157

362.357

(1) Incluye 307.720 correspondientes al efecto de conversión de los estados financieros de YPF, (21.680) correspondientes al efecto de conversión de los estados financieros de las inversiones en subsidiarias, asociadas y negocios conjuntos con moneda funcional distinta del dólar y 11.080 correspondientes al reconocimiento del resultado por la posición monetaria neta de las subsidiarias, asociadas y negocios conjuntos con moneda funcional peso, tal como se detalla en la Nota 2.b.1.
(2) Se expone neto de la retención por impuesto a las ganancias a los empleados relacionado con los planes de beneficios en acciones.
(3) Ver Nota 36.
(4) Corresponde al cambio en la política contable detallado en la Nota 2.b.18.

Las notasque se acompañan forman parte integrante de losestadosfinancierosconsolidados

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RICARDOC. RUIZ

Socio

PABLO GERARDO GONZÁLEZ

Presidente

ESTADOS DE FLUJO DE EFECTIVO CONSOLIDADOS

POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2020, 2019 Y 2018 (Importesexpresadosen millonesde pesos argentinos)

ESTADOS DE FLUJO DE EFECTIVO

2020	2019	2018
Actividades operativas:
Resultado neto .......................................................................................................................................................................	(71.017)	(33.379)	38.606
Ajustes para conciliar el resultado neto con el efectivo generado por las operaciones:
Resultado por participación en asociadas y negoci os conjuntos .............................................................................	(13.270)	(7.968)	(4.839)
Depreci ación de pr opi edades, planta y equi po ............................................................................................................	171.452	145.894	87.569
Depreciacióndeactivosporderechodeuso ...............................................................................................................	17.873	10.509	-
Amortizacióndeactivosintangibles ...............................................................................................................................	3.428	2.374	1.749
Bajas de propiedades, planta yequipo y activos intangibles y consumo de materiales .....................................	24.314	19.124	12.101
Cargo por i mpuesto a l as ganancias ..............................................................................................................................	14.589	26.369	51.538
Aumento neto de provisiones .........................................................................................................................................	28.179	13.090	(3.422)
(Recupero)/Deteriorodepropiedades,plantayequipoyactivosintangibles,netos .........................................	(6.851)	41.429	(2.900)
Efecto de las variaciones de los tipos de cambio, intereses y otros ........................................................................	3.143	(5.939)	(28.611)
Planesdebeneficiosenacciones ..................................................................................................................................	541	493	308
Seguros devengados ........................................................................................................................................................	(3.643)	(498)	(417)
Resultado por revaluación de sociedades ....................................................................................................................	-	-	(11.980)
Result ado por cesi ón de ár eas ........................................................................................................................................	(12.233)	(778)	-
Resultado por canje de deuda .........................................................................................................................................	2.097	-	-
Resultado por canje de instrumentos financieros ........................................................................................................	(1.330)	-	-
Cambios en activos y pasivos:
Créditos por ventas ............................................................................................................................................................	35.073	(11.833)	(25.912)
Otros créditos .....................................................................................................................................................................	5.482	(13.076)	(9.873)
In ve nt arios ...........................................................................................................................................................................	13.332	6.726	951
Cuentas por pagar .............................................................................................................................................................	(21.039)	29.435	18.769
Cargas fiscales ...................................................................................................................................................................	862	(1.145)	2.615
Remuneraciones y c argas soci ales ................................................................................................................................	8.611	4.534	1.904
Otros pasivos ......................................................................................................................................................................	8.988	803	(1.178)
Disminuci ón de pr ovisiones incluidas en el pasi vo por pago/utilización .................................................................	(2.803)	(4.862)	(2.652)
Activosdecontratos ..........................................................................................................................................................	(754)	445	(278)
Pasivos decontratos ........................................................................................................................................................	526	776	2.179
Dividendos cobrados .........................................................................................................................................................	2.616	811	583
Cobros de segur os por pérdida de beneficio ................................................................................................................	3.756	758	496
Pagos de impuesto a las ganancias ...............................................................................................................................	(2.706)	(6.955)	(2.248)
Flujo neto de ef ectivo de las actividad es operativas (1) (2) .......................................................................................	209.216	217.137	125.058
Actividades de inversión: (3)
Adquisicionesdepropiedades,plantayequipoyactivosintangibles .........................................................................	(114.616)	(161.455)	(88.293)
Aportes y adquisiciones en asociadas y negocios conjuntos .......................................................................................	-	(4.826)	(280)
Cobros por ventas deactivos financieros ........................................................................................................................	38.332	957	7.879
Pagosporadquisicióndeactivosfinancieros .................................................................................................................	(46.762)	-	-
Intereses cobrados de activos financieros ........................................................................................................................	18	1.063	750
Pagos por combinación de negocios ...............................................................................................................................	-	-	(2.307)
Cobrosporcesióndeparticipacionesenáreas ..............................................................................................................	13.867	382	-
Flujo neto de ef ectivo de las actividad es de inversión ............................................................................................	(109.161)	(163.879)	(82.251)
Actividades de financiación: (3)
Pagos de préstamos .............................................................................................................................................................	(174.913)	(93.456)	(55.734)
Pagos de intereses ...............................................................................................................................................................	(60.681)	(41.606)	(26.275)
Préstamos obtenidos ............................................................................................................................................................	139.018	97.351	39.673
Recompra de acciones propias en cartera .......................................................................................................................	(550)	(280)	(120)
Pagos por arrendamientos ..................................................................................................................................................	(23.290)	(15.208)	-
Pagos de intereses relacionados con el impuesto a las ganancias ............................................................................	(696)	(583)	-
Dividendos pag ados .............................................................................................................................................................	-	(2.300)	(1.200)
Flujo neto de ef ectivo de las actividad es de fin anciación ......................................................................................	(121.112)	(56.082)	(43.656)
Efecto de las variaciones de los tipos de cambio sobre el efectivo y equivalentes de efectivo ................	9.575	22.896	18.139
Reclasificación a activos mantenidos para su disposición ...................................................................................	-	-	-
(Disminución) / Aum ento neto del ef ectivo y equivalentes d e ef ectivo ..............................................................	(11.482)	20.072	17.290
Efectivoyequivalentesdeefectivoaliniciodelejercicio ...............................................................................................	66.100	46.028	28.738
Efectivo y equivalentes de efectivo al cierre del ejercicio ..............................................................................................	54.618	66.100	46.028
(Disminución) / Aum ento neto del ef ectivo y equivalentes d e ef ectivo ..............................................................	(11.482)	20.072	17.290

(1) No incluye la diferencia de cambio generada por el efectivo y equivalentes de efectivo, la que se expone de manera separada en el presente cuadro.
(2) Incluye 11.101 y 11.184 por los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2020 y 2019, respectivamente, correspondientes a los pagos de arrendamientos corto plazo y a los pagos del cargo variable de los arrendamientos relacionados con el rendimiento y/o uso del activo subyacente.
de
(3) Las principales transacciones de inversión y financiación que no requirieron el uso de efectivo y equivalentes de efectivo consistieron en:

2020	2019	2018
Adquisiciones de propiedades, planta y equipo y cánones por extensión de concesiones pendientes de
canc elació n .............................................................................................................................................................................	17.691	24.909	11.561
Recálcul o de c ostos de abandono de poz os de hidroc arburos ....................................................................................	(13.918)	1.172	(11.710)
Altas de activos por derecho de uso ..................................................................................................................................	11.421	39.779	-
Capitaliz ación de depreciaci ones de acti vos por derec ho de us o ...............................................................................	3.789	2.021	-
Capitalización de actualizaci ones financieras de los pasivos por arrendamientos ..................................................	967	311	-
Capitaliz ación en negoci os conjuntos ...............................................................................................................................	-	738	-

Las notasque se acompañan forman parte integrante de los estadosfinancierosconsolidados

GUILLERMO STOK Por Comisión Fiscalizadora Contador Público U.C.A. C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 117 - Fº 29

(Importesexpresadosen millonesde pesosargentinos, excepto lasaccionesy la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menosque se indiquelo contrario)

1. INFORMACIÓN GENERAL, ESTRUCTURA Y ORGANIZACIÓN DEL NEGOCIO DEL GRUPO

Información general

YPF S.A. es una sociedad anónima constituida según las leyes de la República Argentina. Su domicilio es Macacha Güemes 515, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

YPF y sus subsidiarias forman el principal grupo de energía de la Argentina, que opera una cadena totalmente integrada de petróleo y gas con posiciones de liderazgo de mercado en todos los negocios de Upstream y Dow nstream del país.

Estructura y organización del grupo económico

El siguiente cuadro muestra la estructura organizacional, incluyendo las principales sociedades del Grupo, al 31 de diciembre de 2020:

YPF (Argentina)

OPE SSA (1)

(Arg ent ina)

100%

51%

100%

Refinor (Arg ent ina)

50%

M EGA (Arg ent ina)

38%

Pr o fert il (Arg ent ina)

50%

C IM SA (1)

(Arg ent ina)

100%

YPF Gas (Arg ent ina)

33,99%

Metrogas (3)

(Arg ent ina)

70%

95%

YPF Chile (1)

(Chile)

100%

Metroe nergía

(Arg ent ina)

69,99%

Ol d elv al (Arg ent ina)OTC (C hile)OTA (Arg ent ina)Oi lt ank in g (Arg ent ina)

YPF Brasil (1)

(Bra sil)

100%

10,25%

33,15%

Eleran (Es pañ a)

100%

50%

85%

(1) Tenencia directa e indirecta.
(2) Ver Nota 3.
(3) Ver Nota 34.h.

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nuestroinforme defecha 4 -MARZO - 2021	nuestro informe de fecha 4 - MARZO - 2021
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GUILLERMO STOK	RICARDOC. RUIZ
Por Comisión Fiscalizadora	Socio
Contador Público U.C.A.	Contador Público U.B.A.
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1. INFORMACIÓN GENERAL, ESTRUCTURA Y ORGANIZACIÓN DEL NEGOCIO DEL GRUPO (Cont.)

Organización del negocio

Al 31 de diciembre de 2020, el Grupo lleva a cabo sus operaciones de acuerdo con la siguiente organización:

- Upstream
- Gas y Energía
- Dow nstream
- Administración central y otros, que abarca las restantes actividades no encuadradas en las categorías anteriores

En la Nota 5 se detallan las actividades que abarca cada uno de los segmentos de negocio.

Casi la totalidad de las operaciones, propiedades y clientes se encuentran ubicados en Argentina. No obstante, el Grupo posee participación en áreas de exploración en Bolivia y producción en Chile. Asimismo, el Grupo comercializa lubricantes y derivados en Brasil y Chile.

2. BASES DE PREPARACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

2.a) Bases de preparación

Aplicación de las NIIF

Los estados financieros consolidados del Grupo por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 se presentan de acuerdo con las Normas Internacionales de Información Financiera ("NIIF") emitidas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad ("IASB" por sus siglas en inglés).

Asimismo, fueron incluidas algunas cuestiones adicionales requeridas por la LGS y/o regulaciones de la CNV.

Los importes y otra información correspondientes a los ejercicios económicos finalizados el 31 de diciembre de 2019 y 2018 son parte integrante de los estados financieros consolidados mencionados precedentemente y tienen el propósito de que se lean sólo en relación con esos estados financieros.

Los presentes estados financieros consolidados fueron aprobados por el Directorio de la Sociedad y autorizados para ser emitidos con fecha 4 de marzo de 2021.

Clasificación en corriente y no corriente

La presentación en el estado de situación financiera distingue entre activos y pasivos corrientes y no corrientes, de acuerdo con el ciclo operativo de las actividades. Los activos y pasivos corrientes incluyen activos y pasivos que se realizan o liquidan dentro de los 12 meses posteriores a la fecha de cierre del ejercicio.

Todos los demás activos y pasivos se clasifican como no corrientes. Los activos y pasivos por impuestos corriente (impuesto a las ganancias a pagar) y diferido se presentan separados entre sí y de los otros activos y pasivos, como corrientes y no corrientes, según corresponda.

Cierre de ejercicio económico

El ejercicio económico de la Sociedad comienza el 1 de enero y finaliza el 31 de diciembre de cada año.

Criterios contables

Los estados financieros consolidados del Grupo han sido confeccionados de conformidad con el criterio del costo histórico, excepto por los activos financieros medidos a valor razonable con cambios en resultados.

Los activos y pasivos no monetarios de las subsidiarias con moneda funcional peso fueron reexpresados en moneda de cierre. Ver Nota 2.b.1.

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Uso de estimaciones

La preparación de estados financieros a una fecha determinada requiere que la Dirección de la Sociedad realice estimaciones y evaluaciones que afectan el monto de los activos y pasivos registrados y los activos y pasivos contingentes revelados a dicha fecha, como así también los ingresos y egresos reconocidos en el ejercicio. Los resultados reales futuros pueden diferir de las estimaciones y evaluaciones realizadas a la fecha de preparación de los presentes estados financieros consolidados.

La descripción de las estimaciones y juicios contables significativos realizados por la Dirección de la Sociedad en la aplicación de las políticas contables, así como las áreas con mayor grado de complejidad y que requieren mayores juicios, se encuentran expuestas en la Nota 2.c.

Bases de consolidación

A los efectos de la presentación de los estados financieros consolidados, la consolidación se ha realizado aplicando el método de consolidación global a todas las subsidiarias, que son todas aquellas sobre las que el Grupo ejerce control. El Grupo controla una entidad cuando está expuesto, o tiene derechos a los resultados variables provenientes de su participación en la entidad y tiene la capacidad de afectar dichos resultados a través de su poder sobre la entidad. Esta capacidad se manifiesta, en general, aunque no únicamente, por la titularidad, directa o indirecta, de más del 50% de las acciones con derecho a voto de una sociedad.

Las participaciones en UT y otros contratos similares que otorgan al Grupo un porcentaje contractualmente establecido sobre los derechos de los activos y sobre las obligaciones que emergen del contrato, han sido consolidadas línea por línea, en función de la mencionada participación sobre los activos, pasivos, ingresos y gastos relacionados con cada contrato. Los activos, pasivos, ingresos y gastos correspondientes a las UT se presentan en el estado de situación financiera consolidado y en el estado de resultados integrales consolidado de acuerdo con su naturaleza específica.

En la Nota 10 se detallan las subsidiarias consolidadas por consolidación global. Asimismo, en la Nota 28 se detallan las principales UT consolidadas proporcionalmente.

En el proceso de consolidación global se han eliminado los saldos, transacciones y resultados entre sociedades consolidadas y UT.

Para la consolidación de las sociedades sobre las que se ejerce control, se han utilizado los últimos estados financieros disponibles al cierre de cada ejercicio, considerando los hechos y las operaciones significativas subsecuentes y/o información de gestión disponible y las transacciones entre YPF y las subsidiarias que hubieran modificado el patrimonio de estas últimas. El motivo principal por el cual la fecha de los últimos estados financieros publicados de ciertas subsidiarias difiere de la fecha de publicación de los correspondientes a YPF obedece a razones de índole administrativa. Asimismo, los principios y criterios de contabilidad utilizados por las subsidiarias se han homogeneizado, en caso de ser necesario, con los de YPF con el fin de presentar los estados financieros consolidados con bases de normas de valoración y presentación homogéneas. Los estados financieros de las subsidiarias cuya moneda funcional es distinta a la moneda de presentación se convierten utilizando el procedimiento establecido en la Nota 2.b.1.

El Grupo posee participación del 100% del capital de las subsidiarias con excepción de las participaciones en Metrogas e YTEC. El Grupo tiene en cuenta aspectos cuantitativos y cualitativos para determinar cuáles son las subsidiarias para las que se considera que existen intereses no controlantes significativos. Atento a lo mencionado previamente, el Grupo concluyó que no existen participaciones minoritarias materiales, tal como lo requiere la NIIF 12 "Información a revelar sobre participaciones en otras entidades", que requieran desglose adicional de información.

Información financiera de subsidiarias, asociadas y negocios conjuntos en economías hiperinflacionarias

La NIC 29 "Información financiera en economías hiperinflacionarias" requiere que los estados financieros de una entidad cuya moneda funcional sea la de una economía hiperinflacionaria sean expresados en términos de la unidad de medida corriente a la fecha de cierre del período o ejercicio sobre el que se informa. La norma detalla una serie de factores cuantitativos y cualitativos a considerar para determinar si una economía es o no hiperinflacionaria.

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En los últimos años, los niveles de inflación en Argentina han sido altos, habiendo acumulado una tasa de inflación en los últimos tres años que ha superado el 100%. Asimismo, se observó la presencia de ciertos factores cualitativos y circunstancias recientes, tales como la significativa devaluación del peso, que llevaron a concluir que debía reanudarse la aplicación del ajuste por inflación de los estados financieros anuales o intermedios correspondientes a los ejercicios anuales y períodos intermedios que finalizaran a partir del 1 de julio de 2018.

Las sociedades no podían presentar sus estados financieros reexpresados debido a que el Decreto N° 664/2003 del PEN prohibía a los organismos oficiales (entre ellos, la CNV) recibir estados financieros ajustados por inflación.

A través de la Ley N° 27.468, publicada el 4 de diciembre de 2018 en el BO, se derogó el Decreto N° 1.269/2002 del PEN y sus modificatorios (incluido el Decreto N° 664/2003 del PEN, antes mencionado). Las disposiciones de la mencionada Ley entraron en vigencia a partir del 28 de diciembre de 2018, fecha en la cual se publicó la Resolución General N° 777/2018 de CNV, la cual estableció que los estados financieros anuales, por períodos intermedios y especiales que cerraran a partir del 31 de diciembre de 2018 inclusive, deben presentarse ante ese organismo de control en moneda homogénea, conforme lo establecido por la NIC 29. Para aquellas cuestiones no tratadas específicamente en las normas mencionadas, se podrán utilizar las guías orientativas de aplicación de la FACPCE.

Si bien la aplicación de la NIC 29 no afecta directamente a YPF por poseer moneda funcional dólar estadounidense según se menciona en el apartado b.1 de la presente Nota, sí afecta a las inversiones que la Sociedad posee en sus subsidiarias, asociadas y negocios conjuntos que poseen moneda funcional peso, las cuales han reexpresado sus estados financieros.

De acuerdo con los lineamientos de la NIC 29, el ajuste se realizó tomando como base la última fecha en que las subsidiarias, asociadas y negocios conjuntos que poseen moneda funcional peso ajustaron sus estados financieros para reflejar los efectos de la inflación. Para ello, en términos generales, se computó en los saldos de activos y pasivos no monetarios la inflación producida desde la fecha de adquisición o incorporación al patrimonio de dichas sociedades, o bien desde la fecha de revaluación del activo, según corresponda. Por el reconocimiento del ajuste por inflación en dichos estados financieros, tuvo lugar un incremento en los valores de las partidas no monetarias hasta el límite de su valor recuperable, con su consecuente efecto en el impuesto diferido. Con relación a los resultados del ejercicio, además de la reexpresión de los ingresos, costos, gastos y demás partidas, se incluyó el resultado por la posición monetaria neta en una línea por separado dentro de los otros resultados financieros.

De acuerdo con lo mencionado precedentemente, la aplicación inicial de la NIC 29 al 31 de diciembre de 2018 generó un incremento en la situación patrimonial, en el resultado neto y en los otros resultados integrales del ejercicio de la Sociedad.

2.b) Políticas contables significativas

2.b.1) Moneda funcional, moneda de presentación y efecto impositivo en Otros resultados integrales

Moneda funcional

YPF, sobre la base de los parámetros establecidos en la NIC 21 "Efectos de las variaciones de las tasas de cambio de la moneda extranjera", ha definido como su moneda funcional el dólar estadounidense. Consecuentemente, las partidas no monetarias, que se midan en términos de costo histórico, así como los resultados, son valuados en moneda funcional utilizando a tales fines el tipo de cambio de la fecha de transacción.

Las transacciones en monedas distintas de la moneda funcional de la Sociedad se consideran transacciones en moneda extranjera y se contabilizan en su moneda funcional al tipo de cambio vigente en la fecha de la operación (o, por razones prácticas y cuando el tipo de cambio no ha variado significativamente, al tipo de cambio promedio de cada mes). Al cierre de cada ejercicio, o al momento de su cancelación, los saldos de las partidas monetarias en moneda distinta a la moneda funcional se convierten al tipo de cambio vigente a dicha fecha y las diferencias de cambio, que surgen de tal valoración, se registran en el apartado "Resultados financieros, netos" del estado de resultados integrales del ejercicio en que se producen.

Los activos, pasivos y resultados correspondientes a las subsidiarias, asociadas y negocios conjuntos, se expresan en sus respectivas monedas funcionales. Los efectos de la conversión a dólar de la información contable de las sociedades cuya moneda funcional es distinta del dólar se registran en "Otros resultados integrales" dentro del estado de resultados integrales.

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Moneda de presentación

De acuerdo con lo establecido por la Resolución N° 562 de la CNV, la Sociedad debe presentar sus estados financieros en pesos. En este orden, los estados financieros preparados en la moneda funcional de la Sociedad se convierten a la moneda de presentación utilizando los siguientes procedimientos:

- Los activos y pasivos de cada uno de los balances presentados se convierten al tipo de cambio de cierre correspondiente a la fecha de cada balance presentado.
- Las partidas del estado de resultados integrales se convierten al tipo de cambio del momento en el que se generaron las operaciones (o, por razones prácticas y cuando el tipo de cambio no ha variado significativamente, al tipo de cambio promedio de cada mes).
- Todas las diferencias de conversión que se produzcan como resultado de lo anterior, se reconocen en el apartado
"Otros resultados integrales" dentro del estado de resultados integrales.

Efectos de la conversión de las inversiones en subsidiarias, asociadas y negocios conjuntos con moneda funcional correspondiente a una economía hiperinflacionaria

La NIC 21 requiere que los estados financieros de una subsidiaria cuya moneda funcional sea la correspondiente a una economía hiperinflacionaria sean reexpresados de acuerdo con la NIC 29 antes de ser incluidos en los estados financieros consolidados de su controlante cuya moneda funcional sea la de una no hiperinflacionaria, con la excepción de sus cifras comparativas.

Siguiendo los lineamientos mencionados precedentemente, los resultados y situación financiera de las subsidiarias con moneda funcional peso se convirtieron al dólar utilizando los siguientes procedimientos: todos los importes (es decir, activos, pasivos, partidas del patrimonio, gastos e ingresos) se convirtieron al tipo de cambio correspondiente a la fecha de cierre de los estados financieros, excepto las cifras comparativas, que fueron las presentadas como importes corrientes dentro de los estados financieros del ejercicio precedente (es decir, estos importes no se ajustaron por las variaciones posteriores que se produjeron en el nivel de precios o en los tipos de cambio). De esta manera, el efecto de la reexpresión de las cifras comparativas fue reconocido dentro de los otros resultados integrales.

Estos criterios también fueron aplicados por el Grupo para sus inversiones en asociadas y negocios conjuntos.

Cuando la economía en cuestión deje de ser hiperinflacionaria y la entidad deje de reexpresar sus estados financieros de acuerdo con la NIC 29, utilizará como costos históricos, para convertirlos a la moneda de presentación, los importes reexpresados según el nivel de precios en la fecha en que la entidad dejó de hacer la citada reexpresión.

Efecto impositivo en Otros resultados integrales

Los resultados imputados dentro de los Otros resultados integrales relacionados con diferencias de conversión y resultados por la posición monetaria neta generadas por inversiones en subsidiarias, asociadas y negocios conjuntos con moneda funcional distinta del dólar y por la conversión de los estados financieros de YPF a su moneda de presentación (pesos), no tienen efecto en el impuesto a las ganancias ni en el impuesto diferido ya que al momento de su generación dichas transacciones no tuvieron impacto en la utilidad contable ni impositiva.

2.b.2) Activos financieros

Clasif icación

De acuerdo con lo establecido en la NIIF 9 "Instrumentos financieros", el Grupo clasifica a sus activos financieros en dos categorías:

-Activos financieros a costo amortizado

Los activos financieros se miden a costo amortizado sólo si se cumplen las dos condiciones siguientes: (i) el objetivo del modelo de negocio del Grupo es mantener el activo para cobrar los flujos de efectivo contractuales; y (ii) los términos contractuales requieren pagos en fechas específicas sólo de capital e intereses.

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Adicionalmente, y para los activos que cumplan con las condiciones arriba mencionadas, la NIIF 9 contempla la opción de designar, al momento del reconocimiento inicial, un activo como medido a su valor razonable si al hacerlo elimina

o reduce significativamente una inconsistencia de valuación o reconocimiento que surgiría en caso de que la valuación de los activos o pasivos o el reconocimiento de las ganancias o pérdidas de los mismos se efectuase sobre bases diferentes. El Grupo no ha designado ningún activo financiero a valor razonable haciendo uso de esta opción.

Al cierre de los presentes estados financieros consolidados, los activos financieros a costo amortizado del Grupo comprenden ciertos elementos de efectivo y equivalentes de efectivo, ciertas inversiones en activos financieros, créditos por ventas y otros créditos.

-Activos financieros a valor razonable con cambios en resultados

Si no se cumpliera alguno de los dos criterios mencionados más arriba, el activo financiero se clasifica como un activo medido a valor razonable con cambios en resultados.

Al cierre de los presentes estados financieros consolidados, los activos financieros del Grupo a valor razonable con cambios en resultados comprenden fondos comunes de inversión y títulos públicos.

Reconocimiento y medición

Las compras y ventas de activos financieros se reconocen en la fecha en la cual el Grupo se compromete a comprar o vender el activo. Los activos financieros se dan de baja cuando se han extinguido o transferido los derechos a recibir flujos de efectivo provenientes de dichas inversiones y los riesgos y beneficios relacionados con su titularidad.

Los activos financieros valuados a costo amortizado se reconocen inicialmente a su valor razonable más los costos de la transacción. Estos activos devengan los intereses en base al método de la tasa de interés efectiva.

Los activos financieros valuados a valor razonable con cambios en resultados se reconocen inicialmente a valor razonable y los costos de la transacción se reconocen como gastos en el estado de resultados integrales. Posteriormente se valúan a valor razonable. Los cambios en los valores razonables y los resultados por ventas de activos financieros a valor razonable con cambios en resultados se registran en "Resultados financieros, netos" en el estado de resultados integrales.

En general, el Grupo utiliza el precio de la transacción para determinar el valor razonable de un instrumento financiero al momento del reconocimiento inicial. En el resto de los casos, el Grupo sólo registra una ganancia o pérdida al momento del reconocimiento inicial sólo si el valor razonable del instrumento es evidenciado con otras transacciones comparables y observables del mercado para el mismo instrumento o se basa en una técnica de valuación que incorpora solamente datos de mercado observables. Las ganancias o pérdidas no reconocidas en el reconocimiento inicial de un activo financiero se reconocen con posterioridad, sólo en la medida en que surjan de un cambio en los factores (incluyendo el tiempo) que los participantes de mercado considerarían al establecer el precio.

Los resultados de los instrumentos de deuda que se miden a costo amortizado y no son designados en una relación de cobertura, se reconocen en resultados cuando se dan de baja los activos financieros o se reconoce una desvalorización y durante el proceso de amortización utilizando el método de la tasa de interés efectiva. El Grupo reclasifica todas las inversiones en instrumentos de deuda únicamente cuando cambia el modelo de negocio utilizado para administrar dichos activos.

Deterioro de activos financieros

El Grupo evalúa el deterioro de sus activos financieros medidos a costo amortizado siguiendo el modelo de las pérdidas crediticias esperadas. La metodología de deterioro aplicada depende de si ha habido un aumento significativo en el riesgo de crédito.

Para los créditos por ventas, el Grupo aplica el enfoque simplificado permitido por la NIIF 9, que requiere que las pérdidas esperadas durante toda la vida del crédito se reconozcan a partir de su reconocimiento inicial. Ver Nota 2.b.18.

Compensación de instrumentos financieros

Los activos y pasivos financieros son compensados cuando existe un derecho legal de compensar dichos activos y pasivos y existe una intención de cancelarlos en forma neta, o de realizar el activo y cancelar el pasivo simultáneamente.

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2.b.3) Inventarios

Los inventarios se valúan por el menor valor entre el costo y el valor neto de realización. El costo incluye los costos de adquisición (neto de descuentos, devoluciones y similares), transformación, así como otros costos en los que se haya incurrido para dar a las existencias su ubicación y condiciones para ser comercializados. El valor neto de realización es el precio de venta estimado en el curso ordinario del negocio menos los gastos de venta.

En el caso de los productos destilados, la asignación de costos se efectúa en proporción al precio de venta de los correspondientes productos (método del isomargen) debido a la dificultad asociada al reconocimiento de los costos de producción para cada producto en forma individual. En el caso de las materias primas, envases y otros se valúan al costo de adquisición.

El Grupo realiza una evaluación del valor neto de realización de las existencias al cierre de cada ejercicio, imputando con cargo a resultados la corrección de valor correspondiente en la medida que el valor contable exceda al valor neto de realización. Cuando las circunstancias que previamente causaron la corrección de valor dejaran de existir, o cuando existiera clara evidencia de un incremento en el valor neto de realización debido a un cambio en las circunstancias económicas, se procede a revertir el importe de la misma.

2.b.4) Activos intangibles

El Grupo reconoce los activos intangibles por su costo de adquisición o desarrollo, los cuales se amortizan de forma sistemática a lo largo de su vida útil. Al cierre del ejercicio dichos activos están valuados a su costo de adquisición o desarrollo, tomando en consideración el criterio de costo atribuido adoptado por el Grupo en la transición a NIIF menos su correspondiente amortización acumulada y, de corresponder, pérdidas por desvalorización.

A continuación, se describen los principales activos intangibles del Grupo:

Concesiones de servicios

Comprende las concesiones de transporte y almacenamiento. Se valúan al costo de adquisición, tomando en consideración el criterio de costo atribuido adoptado por el Grupo en la transición a NIIF, neto de su correspondiente amortización acumulada. Se deprecian en línea recta a lo largo del plazo de duración de la concesión.

La Ley de Hidrocarburos permite al PEN otorgar concesiones de transporte de hidrocarburos por períodos similares a los plazos de las concesiones de explotación otorgadas (ver Nota 34.a). En virtud de la Ley Nº 26.197, los gobiernos provinciales tienen las mismas facultades. Dentro de este marco regulatorio, los titulares de concesiones de explotación tienen derecho a recibir una concesión para el transporte de su producción de petróleo, gas y derivados. El titular de una concesión de transporte tiene el derecho de:

- Transportar petróleo, gas y derivados.
- Construir y operar ductos de petróleo, gas y derivados, instalaciones de almacenamiento, estaciones de bombeo, plantas compresoras, caminos, ferrocarriles y otras instalaciones y equipos necesarios para la operación eficiente de un sistema de tuberías.

Asimismo, el titular de una concesión de transporte tiene la obligación de transportar hidrocarburos para terceros, sin discriminación, a cambio de una tarifa. Esta obligación, no obstante, se aplica a los productores de petróleo o de gas sólo en la medida en que el titular de la concesión tuviere capacidad adicional disponible y está expresamente subordinada a los requerimientos de transporte del titular de la concesión. Las tarifas de transporte correspondientes están sujetas a aprobación de la SE para oleoductos y derivados de petróleo, y por el ENARGAS para gasoductos. Al vencimiento de una concesión de transporte, los oleoductos e instalaciones asociadas se revierten al Estado Argentino sin ningún pago al titular.

Dentro de lo mencionado precedentemente, la Ley de Privatización otorgó a la Sociedad las concesiones de transporte por 35 años en relación con las instalaciones de transporte que operaba Yacimientos Petrolíferos Fiscales S.E. a tal fecha. Los principales ductos relacionados con dichas concesiones de transporte son los siguientes:

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- La Plata / Dock Sud
- Puerto Rosales / La Plata
- Monte Cristo / San Lorenzo
- Puesto Hernández / Luján de Cuyo
- Luján de Cuyo / Villa Mercedes

En este orden, los activos que cumplan ciertas características, tal y como lo establece el CINIIF 12, las cuales a criterio de la Dirección de la Sociedad se presentan en los bienes mencionados en los párrafos precedentes, se reconocen como activos intangibles.

ii. Derechos de exploración

El Grupo clasifica los derechos de exploración como activos intangibles, los cuales están valuados a su costo, tomando en consideración el criterio de costo atribuido adoptado por el Grupo en la transición a NIIF, neto de su correspondiente desvalorización, en caso de corresponder.

En este orden, las inversiones relacionadas con reservas no probadas o de campos en evaluación no se amortizan. Estas inversiones son analizadas, al menos una vez al año y, en cualquier caso, cuando aparece un indicio de que éstas pudieran haber perdido valor. En caso de producirse un deterioro o recupero de valor, éste es reconocido en el estado de resultados integrales. Los costos de exploración (gastos de geología y geofísica, costos asociados al mantenimiento de las reservas no probadas y otros costos relacionados con la actividad de exploración) excluyendo los costos de perforación de los pozos exploratorios, se imputan a resultados en el momento en que se incurren.

iii.

Otros intangibles

En este apartado se incluyen principalmente costos relativos a aplicaciones informáticas y gastos de desarrollo activables como así también activos representativos de derechos de uso de tecnología y conocimiento ("know how")

para la fabricación y explotación comercial de equipos vinculados a la extracción de petróleo. Los mismos se encuentran valuados a costo de adquisición, tomando en consideración el criterio de costo atribuido adoptado por el Grupo en la transición a NIIF, menos las correspondientes amortizaciones acumuladas y, de corresponder, las pérdidas por desvalorización.

La amortización se calcula por el método de la línea recta en base a la vida útil estimada para cada tipo de activos y varía entre los 3 y 15 años. El Grupo revisa anualmente la mencionada vida útil estimada.

El Grupo no posee activos intangibles con vida útil indefinida al 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018.

2.b.5) Inversiones en asociadas y negocios conjuntos

Las asociadas y los negocios conjuntos son registrados por el método del valor patrimonial proporcional.

De acuerdo con este método, la inversión se reconoce inicialmente al costo en la línea "Inversiones en asociadas y negocios conjuntos" del estado de situación financiera, y el valor contable aumenta o disminuye para reconocer la participación del inversor sobre el resultado de la asociada o negocio conjunto con posterioridad a la fecha de adquisición, el cual se refleja en el estado de resultados integrales en la línea "Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos". La inversión incluye, en caso de corresponder, la llave de negocio identificada en la adquisición.

Las asociadas son todas aquellas en las que el Grupo posee una influencia significativa, entendida como el poder de intervenir en las decisiones de política financiera y de operación de la participada, pero sobre las que no se ejerce control ni control conjunto. La influencia significativa en una sociedad se presume en aquellas sociedades en las que la participación es igual o superior al 20% y menor al 50%.

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Los acuerdos conjuntos son acuerdos contractuales mediante los cuales el Grupo y otra parte o partes poseen el control conjunto de dicho acuerdo. De acuerdo a lo establecido por la NIIF 11 "Acuerdos conjuntos" y la NIC 28 "Inversiones en asociadas y negocios conjuntos", las inversiones en las cuales dos o más partes tienen el control conjunto (definido como "acuerdo conjunto") deben ser clasificadas en cada caso como operación conjunta (cuando las partes que tienen el control conjunto tienen derechos sobre los activos y obligaciones sobre los pasivos relacionados al acuerdo conjunto) o negocio conjunto (cuando las partes que ejercen el control conjunto tienen los derechos sobre los activos netos del acuerdo conjunto). Considerando dicha clasificación, las operaciones conjuntas deben ser consolidadas proporcionalmente, mientras que los negocios conjuntos son registrados por el método del valor patrimonial proporcional.

Para la valuación de las inversiones en asociadas y negocios conjuntos, se han utilizado los últimos estados financieros disponibles al cierre de cada ejercicio, considerando los hechos y las operaciones significativas subsecuentes y/o información de gestión disponible y las transacciones entre el Grupo y las sociedades relacionadas que hubieran modificado el patrimonio de estas últimas. El motivo principal por el cual la fecha de los últimos estados financieros publicados de ciertas inversiones en sociedades difiere de la fecha de publicación de los correspondientes al Grupo obedece a razones de índole administrativa. Asimismo, los principios de contabilidad utilizados por las inversiones en asociadas y negocios conjuntos se han homogeneizado, en caso de ser necesario, con los del Grupo con el fin de presentar los estados financieros con bases de normas de valoración y presentación homogéneas. Los estados financieros de las inversiones en asociadas y negocios conjuntos cuya moneda funcional es la de una economía hiperinflacionaria y/o distinta a la moneda funcional de la Sociedad se convierten utilizando el procedimiento establecido en la Nota 2.b.1.

Las inversiones en sociedades en las que el Grupo no posee influencia significativa o control conjunto son valuadas al costo.

Las participaciones en sociedades con patrimonio negativo se exponen en el rubro "Otros pasivos".

A cada fecha de cierre o frente a la existencia de indicios de desvalorización, se determina si existe alguna prueba objetiva de desvalorización del valor de la inversión en las asociadas y negocios conjuntos. Si este es el caso, el Grupo calcula el monto de la desvalorización como la diferencia entre el valor recuperable de las asociadas y negocios conjuntos, y su valor contable, y reconoce dicha diferencia en la línea "Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos"

en el estado de resultados integrales. El valor registrado de las inversiones en asociadas y negocios conjuntos no supera su valor recuperable.

En la Nota 10 se detallan las inversiones en asociadas y negocios conjuntos.

2.b.6) Propiedades, planta y equipo

Criterios generales

Las propiedades, planta y equipo se valúan al costo de adquisición más todos los gastos directamente relacionados con la ubicación del activo y su puesta en condiciones de funcionamiento, tomando en consideración el criterio de costo atribuido adoptado por el Grupo en la transición a NIIF.

Para aquellos bienes cuya construcción requiere un período sustancial de tiempo para estar en condiciones de uso, se han activado los costos financieros correspondientes al financiamiento de terceros hasta que el bien se encuentre en condiciones de uso.

Los trabajos de reacondicionamiento mayores, que permiten recuperar la capacidad de servicio para lograr su uso continuo, son activados y se deprecian por el método de la línea recta hasta el próximo trabajo de reacondicionamiento mayor.

Las renovaciones, mejoras y refacciones que extienden la vida útil y/o incrementan la capacidad productiva de los bienes son activadas. A medida que las propiedades, planta y equipo son reemplazadas, sus costos relacionados y sus depreciaciones acumuladas son dados de baja.

Los gastos de reparaciones, conservación y mantenimiento de carácter ordinario se imputan en el estado de resultados integrales de cada ejercicio.

La recuperabilidad de estos activos es revisada una vez al año o siempre que haya un indicio de que pueda existir un deterioro en el valor de los activos, según se detalla en la Nota 2.b.8.

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Depreciaciones

Los bienes no afectados directamente a la producción de petróleo y gas se deprecian siguiendo el método de la línea recta sobre la base de porcentajes de depreciación calculados en función de la vida útil estimada de cada clase de bien, según el siguiente detalle:

Años de vida
útil estimada
Edificiosy otras construcciones ................................................................................................	50
Equipamiento de destilerías y plantas petroquímicas .....................................................................	20 - 25
Infraestructuradedistribucióndegasnatural ...............................................................................	20 - 50
Equipos de transporte ............................................................................................................	5 - 25
Muebles y útiles e instalaciones ................................................................................................	10
Equipos de comercialización ....................................................................................................	10
Otros bienes ........................................................................................................................	10

Los terrenos se registran de forma independiente de los edificios o instalaciones que puedan estar asentadas sobre los mismos y se entiende que tienen una vida útil indefinida y, por lo tanto, no son objeto de depreciación.

El Grupo revisa anualmente la vida útil estimada de cada clase de bien.

Actividades de producción de petróleo y gas

El Grupo utiliza el método del esfuerzo exitoso para contabilizar las operaciones relacionadas con las actividades de exploración y producción de petróleo y gas. Los costos originados en la adquisición de concesiones de explotación en zonas con reservas probadas y no probadas se activan en el apartado "Propiedad minera, pozos y equipos de explotación" cuando se incurre en ellos. Los costos asociados a la adquisición de permisos de exploración se encuentran clasificados como activos intangibles.

Los costos de exploración, excluidos los costos de perforación de pozos exploratorios, son imputados a resultados cuando se incurren. Los costos de perforación de los pozos exploratorios, incluidos los pozos de prueba estratigráfica, se activan hasta que se determina si existen reservas probadas que justifiquen su desarrollo comercial. Si no se encuentran tales reservas, los mencionados costos de perforación se imputan al estado de resultados integrales. Ocasionalmente, al momento de finalizar la perforación de un pozo exploratorio se puede determinar la existencia de reservas que aún no pueden ser clasificadas como reservas probadas. En esas situaciones, el costo del pozo exploratorio se mantiene activado si el mismo ha descubierto un volumen de reservas que justifique el desarrollo del mismo como pozo productivo y si el Grupo está logrando un progreso sustancial en la evaluación de las reservas y de la viabilidad económica y operativa del proyecto. Si alguna de estas condiciones no se cumple el costo del mismo es imputado a resultados. Adicionalmente a lo mencionado previamente, la actividad exploratoria implica en muchos casos la perforación de múltiples pozos, a través de varios años, con el objetivo de evaluar completamente los proyectos. Esto último tiene como consecuencia, entre otras causas, la posibilidad de que existan pozos exploratorios que se mantienen en evaluación por períodos prolongados, a la espera de la conclusión de los pozos y actividades exploratorias adicionales necesarias para poder evaluar y cuantificar las reservas relacionadas con cada proyecto. El detalle sobre los costos de pozos exploratorios en estado de evaluación se describe en la Nota 8.

Los costos de perforación aplicables a los pozos productivos y a los pozos secos de desarrollo y los costos de equipos relacionados con el desarrollo de las reservas de petróleo y gas han sido activados.

Los montos activados según los criterios anteriores son depreciados de acuerdo con el siguiente método:

- Los costos activados relacionados con actividades productivas han sido depreciados por campo, utilizando el método de las unidades de producción, mediante la aplicación de la relación entre el petróleo y el gas producido y las reservas de petróleo y gas probadas y desarrolladas que se estima recuperar.

- Los costos activados relacionados con adquisiciones de propiedades y extensión de concesiones, con reservas probadas, han sido depreciados por campo, utilizando el método de las unidades de producción, mediante la aplicación de la relación entre el petróleo y el gas producido y las reservas de petróleo y gas probadas totales.

Las depreciaciones se adecúan por los cambios en las estimaciones de las reservas probadas de petróleo crudo y gas con posterioridad a la fecha de exteriorización de dichos cambios. El Grupo efectúa las revisiones de las estimaciones de reservas al menos una vez al año. Adicionalmente, las estimaciones de reservas son auditadas por ingenieros independientes externos de petróleo y gas sobre la base de un plan de rotación de tres años.

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Costos de abandono de pozos de hidrocarburos

Los costos por obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos son activados a valores descontados, junto con los activos que le dieron origen y son depreciados utilizando el método de unidades de producción. Como contrapartida, un pasivo es reconocido por dicho concepto al mismo valor estimado de las sumas a pagar descontadas. Los cambios en las estimaciones de las sumas a pagar descontadas son realizados considerando los costos corrientes sobre la mejor información disponible interna y externa. Debido a la cantidad de pozos productivos o no abandonados aún, como así también, a la complejidad respecto a las diversas áreas geográficas en donde están localizados, los costos corrientes para el taponamiento de pozos, ponderados por el nivel de complejidad de los pozos, son utilizados para estimar los costos futuros de abandono. Dichos costos constituyen la mejor estimación del pasivo por abandono de pozos. Los cambios futuros en los costos mencionados, la tasa de descuento, la vida útil de los pozos y su estimación de abandono, como así también en las regulaciones vinculadas a abandono de pozos, los cuales no son factibles de predecir a la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, podrían afectar el valor de las obligaciones para el abandono de pozos y, consecuentemente, del activo relacionado. Dichos cambios son reconocidos siguiendo los lineamientos de la CINIIF 1, que indica que los cambios en el pasivo se añadirán o deducirán del costo del activo correspondiente en el período actual, teniendo en cuenta que, si la disminución en el pasivo excediese el importe en libros del activo, el exceso se reconocerá inmediatamente en el resultado del ejercicio.

Propiedades, planta y equipo de naturaleza medioambiental

Se activan los costos incurridos para limitar, neutralizar o prevenir la contaminación ambiental, sólo si se cumple al menos una de las siguientes condiciones: (a) se trata de mejoras en la capacidad y seguridad de planta (u otro activo productivo); (b) se previene o limita la contaminación ambiental; o (c) los costos se incurren para acondicionar los activos para su venta sin que el valor registrado supere su valor recuperable.

Las propiedades, planta y equipo de naturaleza medioambiental y su correspondiente depreciación acumulada, se exponen en los estados financieros conjuntamente con el resto de los elementos que forman parte de las propiedades, planta y equipo los cuales son clasificados de acuerdo con su naturaleza contable.

2.b.7) Provisiones y pasivos contingentes

El Grupo distingue entre:

i. Provisiones
Se trata de obligaciones legales o asumidas por el Grupo, surgidas como consecuencia de un suceso pasado para cuya cancelación se espera una salida de recursos y cuyo importe o plazo pueden ser inciertos. Una provisión se reconoce contablemente en el momento del nacimiento de la responsabilidad o de la obligación que determine la indemnización o pago, en la medida que su cuantía se pueda estimar de forma fiable y que la obligación de liquidar el compromiso sea probable o cierta. Las provisiones incluyen tanto a las obligaciones cuya ocurrencia no depende de hechos futuros (como son las provisiones por gastos de medioambiente y la provisión para obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos), como así también a aquellas obligaciones probables y cuantificables cuya concreción depende de la ocurrencia de un hecho futuro que se encuentra fuera del control del Grupo (como por ejemplo las provisiones para juicios y contingencias). El importe registrado como provisión corresponde a la mejor estimación del desembolso necesario para cancelar la obligación, teniendo en cuenta los riesgos y las incertidumbres correspondientes. Ver Nota 15.
ii. Pasivos contingentes
Son aquellas obligaciones posibles surgidas de sucesos pasados cuya confirmación está sujeta a la ocurrencia o no de eventos fuera del control del Grupo, u obligaciones presentes surgidas de un suceso pasado cuyo importe no puede ser estimado de forma fiable o para cuya liquidación no es probable que tenga lugar una salida de recursos que incorporen beneficios económicos. Consecuentemente, los pasivos contingentes no se reconocen en los estados financieros, sino que los mismos son informados en Nota en la medida que sean significativos, conforme a los requerimientos de la NIC 37 "Provisiones, pasivos contingentes y activos contingentes" . Ver Nota 32.

Cuando un contrato se califica como oneroso, las obligaciones ineludibles que se deriven del mismo son registradas en los estados financieros como provisiones, neto de los beneficios esperados.

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Excepto con relación a las provisiones para obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos, cuya fecha de desembolso se estima sobre la base del plan de trabajo del Grupo, y considerando asimismo la estimación de producción de cada campo (y consecuentemente su abandono), en relación con las otras provisiones no corrientes, dadas las características de los conceptos incluidos, no es posible estimar razonablemente un calendario específico de los plazos de las erogaciones correspondientes.

En relación con ciertas provisiones y pasivos contingentes, el Grupo, de acuerdo con la dispensa establecida en la NIC 37, ha decidido no exponer cierta información crítica que podría perjudicarla seriamente en los reclamos realizados por terceras partes.

2.b.8) Deterioro del valor de las propiedades, planta y equipo y activos intangibles

A los fines de evaluar la recuperabilidad de las propiedades, planta y equipo y activos intangibles, el Grupo compara el valor en libros de los mismos con su valor recuperable en la fecha de cierre del ejercicio, o más frecuentemente, si existieran indicios de que algún activo pudiera haber sufrido un deterioro o recupero.

A tal efecto, los activos se agrupan en UGE, en tanto que los mismos individualmente considerados no generen flujos de efectivo que sean independientes de los generados por otros activos o UGE, todo ello teniendo en cuenta las condiciones regulatorias, económicas, operativas y comerciales.

A continuación, se indican las principales UGE en las cuales los activos han sido agrupados: i. Segmento de Upstream

Los activos de este segmento han sido agrupados en la UGE Petróleo, que agrupa los activos de los campos con reservas básicamente de petróleo crudo; y las UGE Gas - Cuenca Neuquina, UGE Gas - Cuenta Noroeste y UGE Gas - Cuenca Austral, que agrupan los activos de campos con reservas básicamente de gas natural en función de las cuencas del país.

ii. Segmento de Gas y Energía
Los activos de este segmento han sido agrupados en la UGE Gas y Energía YPF, que incluye principalmente el transporte, la comercialización y regasificación de gas natural; y la UGE Metrogas, que incluye los activos relacionados con las actividades de distribución de gas natural.
Asimismo, hasta el 31 de marzo de 2018 existía la UGE YPF EE, que incluía los activos relacionados con la actividad de generación y comercialización de energía eléctrica. Ver Notas 3 y 5.
iii. Segmento de Dow nstream
Los activos de este segmento han sido agrupados en la UGE Dow nstream YPF, que comprende principalmente los activos afectados a la refinación de petróleo crudo (o bien que complementan dicha actividad), la industria petroquímica y la comercialización de dichos productos.
iv. Administración central y otros
Incluye la UGE AESA, que comprende fundamentalmente los activos destinados a la construcción relacionada con actividades de la subsidiaria.

Esta agregación es el mejor reflejo de la forma en que actualmente el Grupo toma sus decisiones de gestión de sus activos para la generación de flujos de efectivo independientes.

El importe recuperable es el valor superior entre el valor razonable menos el costo de venta y el valor de uso. Al evaluar el valor de uso, los flujos futuros de efectivo netos estimados se descuentan a su valor actual utilizando una tasa que refleja el costo medio ponderado del capital empleado correspondiente a cada UGE.

Si el importe recuperable de una UGE es inferior a su importe en libros, el importe en libros de la misma se reduce a su importe recuperable, reconociendo una pérdida por deterioro de valor en el estado de resultados integrales.

Las pérdidas por deterioro se distribuyen entre los activos de la UGE de forma proporcional a su valor neto contable. Consecuentemente, una vez registrada una pérdida por deterioro de valor correspondiente a un activo amortizable, la base de amortización futura tendrá en cuenta la reducción del valor del activo por cualquier pérdida de valor acumulada.

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Cuando tienen lugar nuevos eventos, o cambios en circunstancias ya existentes, que evidencian que una pérdida por deterioro registrada en un ejercicio anterior pudiera haber desaparecido o haberse reducido, se realiza una nueva estimación del valor recuperable del activo correspondiente, para ver si es procedente revertir las pérdidas por deterioro registradas en ejercicios anteriores. Ver Nota 2.c.

En el caso de una reversión, el importe en libros del activo (o de la UGE) se incrementa hasta la estimación revisada de su importe recuperable, de tal modo que este nuevo valor no supere el importe en libros que se habría determinado de no haberse reconocido ninguna pérdida por deterioro del valor para el activo (o la UGE) en ejercicios anteriores.

2.b.9) Metodología para la estimación del valor recuperable

La metodología utilizada en la estimación del importe recuperable de las propiedades, planta y equipo y activos intangibles consiste en la utilización del mayor valor entre: i) el cálculo del valor de uso, a partir de los flujos de fondos esperados futuros derivados de la explotación de tales activos, descontados con una tasa que refleja el costo medio ponderado del capital empleado; y de estar disponible, ii) el precio que se recibiría en una transacción ordenada entre participantes de mercado por vender el activo a la fecha de los presentes estados financieros consolidados, menos los costos de disposición de dichos activos.

Al evaluar el valor de uso, se utilizan proyecciones de flujos de efectivo basados en las mejores estimaciones disponibles de ingresos y gastos de las UGE empleando previsiones sectoriales, resultados pasados y expectativas futuras de evolución del negocio y de desarrollo del mercado. Entre los aspectos más sensibles que se incluyen en las proyecciones utilizadas en todas las UGE, destacan los precios de compra y venta de hidrocarburos (incluyendo las tarifas aplicables a la distribución de gas), la regulación vigente, la estimación de incrementos de costos, los costos de personal y las inversiones.

La valoración de los activos de Upstream utiliza proyecciones de flujos de efectivo que abarcan la vida económicamente productiva de los campos de petróleo y gas, estando limitados por la finalización de las concesiones, permisos, acuerdos

o contratos de explotación. Los flujos de efectivo estimados están basados entre otras cuestiones en niveles de producción, precios de commodities y estimaciones de inversiones futuras necesarias relacionadas con las reservas de petróleo y gas no desarrolladas, costos de producción, tasas de agotamiento de los campos, demanda y oferta de los mercados, condiciones contractuales y otros factores. Las reservas no probadas se ponderan por factores de riesgo asociados a las mismas y en función de la tipología de cada uno de los activos de Upstream.

Los flujos de efectivo de los negocios de Dow nstream y Gas y Energía se estiman, entre otras cuestiones, a partir de la evolución prevista de ventas, márgenes de contribución unitarios, costos fijos y flujos de inversión, acordes con las expectativas consideradas en los planes estratégicos específicos de cada negocio. No obstante, no se tienen en consideración aquellas entradas y salidas de efectivo correspondientes a reestructuraciones futuras o mejoras en el desempeño o ampliaciones del activo. El horizonte de evaluación de las proyecciones es de 5 años, considerando en el último período una renta anual, en función de la vida útil prolongada de los activos de esta UGE.

Los precios de referencia considerados se basan en una combinación de proyecciones disponibles en los mercados en los que opera el Grupo, y considerando las circunstancias particulares que pudieren afectar a los diferentes productos que comercializa el mismo, todo ello teniendo en cuenta también las estimaciones y juicios realizados por la Dirección de la Sociedad.

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2.b.10) Planes de beneficios a empleados y pagos basados en acciones

i. Planes de retiro

A partir del 1 de marzo de 1995, el Grupo ha establecido un plan de retiro de contribuciones definidas, que proveerá beneficios a cada empleado que decida adherirse al plan. Cada adherente deberá aportar un monto que variará entre el 3% y el 10% de su remuneración mensual y el Grupo deberá aportar un monto equivalente al contribuido por cada adherente.

Los adherentes recibirán los fondos aportados por el Grupo antes de su retiro, únicamente en caso de renuncia bajo ciertas circunstancias o despido injustificado y, adicionalmente, en caso de muerte o incapacidad. El Grupo puede discontinuar este plan en cualquier momento, sin incurrir en ningún costo relacionado a su terminación.

ii. Programas de bonificación por objetivos y evaluación del desempeño
Estos programas alcanzan a ciertos empleados del Grupo. Se basan en el cumplimiento de objetivos corporativos, de unidad de negocio y en el desempeño individual. Se determinan a partir de la remuneración anual de cada empleado, del cálculo de ciertos indicadores relacionados con el cumplimiento de los mencionados objetivos y de la evaluación de desempeño, y se abonan en efectivo.
iii. Plan de beneficios basados en acciones
A partir del ejercicio 2013, la Sociedad ha decidido implementar un plan de beneficio basado en acciones. Este plan, organizado en programas anuales, alcanza a determinados empleados de nivel ejecutivo, gerentes y personal clave o con conocimiento técnico crítico. El plan mencionado tiene como objetivo el alineamiento de estos empleados con los objetivos del plan estratégico de la Sociedad.
Este plan consiste en otorgar a cada empleado elegido para participar acciones de la Sociedad con la condición de que permanezca en la misma en el período que fuera oportunamente definido en el plan (período de hasta tres años desde la fecha de otorgamiento, en adelante "el período de servicio"), constituyendo esta última la condición única y necesaria para acceder a la retribución final pactada.
A efectos contables, la Sociedad registra los efectos de los planes de acuerdo con los lineamientos de la NIIF 2 "Pagos basados en acciones". En este orden, el costo total de los planes otorgados es determinado a la fecha de la c oncesión de los mismos, utilizando el valor o precio de cotización de la acción en el mercado estadounidense. El costo antes mencionado es devengado en cada ejercicio en los resultados de la Sociedad en función del período de servicio, con contrapartida a una cuenta en el patrimonio denominada "Planes de beneficios en acciones".

2.b.11) Criterio de reconocimiento de ingresos

Ingresos de actividades ordinarias procedentes de contratos con clientes

De acuerdo con la NIIF 15, el Grupo ha clasificado los principales contratos con clientes de acuerdo con el siguiente detalle:

- Contratos de venta de combustibles bajo la modalidad de consignado
- Contratos de venta directa de combustibles
- Contratos de venta de gas natural
- Contratos y acuerdos de venta de otros productos refinados
- Contratos de construcción

En los primeros cuatro tipos de contratos, relacionados a venta de bienes, el ingreso se reconoce en el momento en que el control de los bienes es transferido al cliente. Incluso en el caso de los contratos bajo la modalidad de consignado, no se reconoce el ingreso sino hasta la venta del bien al cliente del intermediario. Se resalta que en estos contratos no existen obligaciones de desempeño separadas ni distintas a la entrega de bienes.

En el caso de los contratos de construcción, el ingreso se reconoce considerando el margen final estimado para cada proyecto que surge de estudios técnicos realizados sobre las ventas y los costos totales estimados para cada uno de ellos, como así también el avance físico de los mismos. En este tipo de contratos, existen obligaciones de desempeño que se satisfacen a lo largo del tiempo.

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De acuerdo con los requerimientos de la NIIF 15, los ingresos se desglosan por (i) tipo de bien o servicio; (ii) canales de venta; y (iii) mercado de destino, de acuerdo con los segmentos de negocio reportados.

Reconocimiento de ingresos por esquema de incentivos

A continuación, se describen los principales ingresos que se encuadran dentro del alcance de la NIC 20 "Contabilizac ión de las subvenciones del Gobierno e información a revelar sobre ayudas gubernamentales":

- Beneficios por el Programa de estímulo a la inyección excedente de gas natural y por el Programa de estímulo a las inversiones en desarrollos de producción de gas natural provenientes de reservorios no convencionales
Consisten en compensaciones económicas para las empresas comprometidas en incrementar sus respectivas producciones. Los incentivos mencionados han sido incluidos en el rubro "Ingresos" en el estado de resultados integrales.
- Compensaciones por suministro de gas oil al transporte público de pasajeros a un precio diferencial
Consisten en compensaciones económicas a las empresas productoras y refinadoras de hidrocarburos comprometidas a asegurar el suministro de gas oil en los volúmenes necesarios para cubrir las necesidades internas. Los incentivos mencionados han sido incluidos en el rubro "Ingresos" en el estado de resultados integrales.
- Beneficios por el reconocimiento del costo financiero generado por el diferimiento de pago de las prestadoras de servicio de distribución de gas natural y gas propano indiluido por redes
Consisten en compensaciones económicas mediante el reconocimiento a distribuidoras, subdistribuidoras, transportistas y productoras de los intereses generados por el diferimiento del pago otorgado a los usuarios residenciales de gas natural y gas propano indiluido por redes del 22% en las facturas emitidas a partir del 1 de julio de 2019 y hasta el 31 de octubre de 2019, que fue recuperado a partir de las facturas emitidas desde el 1 de diciembre de 2019 y por 5 períodos mensuales, iguales y consecutivos. Los incentivos mencionados han sido incluidos en el rubro "Resultados financieros, netos" en el estado de resultados integrales.
- Compensación de los menores ingresos que las Licenciatarias del Servicio de Distribución de Gas Natural por Redes reciben de sus usuarios
Consisten en compensaciones recibidas como producto de la aplicación de beneficios y/o bonificaciones a los usuarios resultantes de la normativa vigente en materia tarifaria social del servicio de distribución de gas natural por redes. Los incentivos mencionados han sido incluidos en el rubro "Ingresos" en el estado de resultados integrales.
- Pago de las diferencias diarias acumuladas mensualmente entre el valor del gas comprado por las Distribuidoras y el valor del gas natural incluido en los cuadros tarifarios vigentes entre el 1 de abril de 2018 y el 31 de marzo de 2019
El Estado Nacional asumió el pago de las diferencias generadas exclusivamente por variaciones del tipo de cambio y correspondientes a volúmenes de gas natural entregados en el período mencionado. Los incentivos mencionados reconocidos por Metrogas han sido incluidos como recuperos en el rubro "Costos" en el estado de resultados integrales. Ver Nota 34.f.
- Incentivo por bienes de capital, informática y telecomunicaciones para los fabricantes nacionales
Se materializa mediante la emisión de un bono fiscal, en la medida en que dichos fabricantes cuenten con establecimientos industriales radicados en el territorio nacional, tal como es el caso de AESA. El bono recibido es computable como crédito fiscal para el pago de impuestos nacionales (impuesto a las ganancias, impuesto a la ganancia mínima presunta, IVA e impuestos internos) y podrá ser cedido a terceros una única vez. Los incentivos mencionados han sido incluidos en el rubro "Otros resultados operativos, netos" dentro del estado de resultados integrales.

El reconocimiento de estos ingresos es efectuado a su valor razonable cuando exista una seguridad razonable de que se recibirán los incentivos y se cumplan las condiciones ligadas a ellos.

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2.b.12) Arrendamientos

A partir del ejercicio 2019, el Grupo contabiliza sus arrendamientos de acuerdo con la NIIF 16.

El modelo introducido por esta norma se basa en la definición de arrendamiento, la cual se relaciona principalmente con el concepto de control. NIIF 16 distingue entre contratos de arrendamientos y contratos de servicios sobre la base de si un activo identificado se encuentra bajo el control del cliente, el cual existe en tanto el cliente tenga el derecho a: i) obtener sustancialmente todos los beneficios económicos del uso del activo; y ii) a dirigir el uso del mismo.

El Grupo reconoció activos por derechos de uso y pasivos por arrendamientos por 23.059 el 1 de enero de 2019, fecha de aplicación inicial de la NIIF 16, en el estado de situación financiera medidos al valor presente de los pagos futuros.

La aplicación de la presente norma no tuvo efecto sobre los resultados acumulados dado que el Grupo aplicó el modelo simplificado sin reexpresión de las cifras comparativas, reconociendo un activo por derecho de uso equivalente al pasivo por arrendamiento en la fecha inicial de transición.

El Grupo como arrendatario

Una vez identificado el arrendamiento, el Grupo reconoce las siguientes partidas:

- Activos por derecho de uso, cuyo costo incluye:

(a) el importe de la medición inicial del pasivo por arrendamiento;
(b) cualquier pago por arrendamiento abonado al arrendador con anterioridad a la fecha de comienzo o en la misma fecha, una vez descontado cualquier incentivo recibido por el arrendamiento;

(c) los costos directos iniciales incurridos por el arrendatario; y
(d) una estimación de los costos a incurrir al desmantelar y eliminar el activo subyacente, restaurar el lugar en el que se localiza o restaurar el activo subyacente a la condición requerida por los términos y condiciones del arrendamiento, a menos que se incurra en esos costos al producir los inventarios. El Grupo puede incurrir en obligaciones a consecuencia de esos costos ya sea en la fecha de comienzo o como una consecuencia de haber usado el activo subyacente durante un período determinado.

Posteriormente, la valoración del derecho de uso de los activos seguirá el modelo del costo de la NIC 16 "Propiedades, planta y equipo" (reconociendo por tanto la depreciación linealmente durante la duración del arrendamiento, salvo que otra base sistemática sea más representativa). La depreciación se calcula siguiendo el método de la línea recta en función del plazo de arrendamiento de cada contrato, salvo que la vida útil de dicho activo subyacente sea inferior.

A los fines de evaluar la recuperabilidad de los activos por derechos de uso, el Grupo compara el valor en libros de los mismos con su valor recuperable en la fecha de cierre del ejercicio, o más frecuentemente, si existieran indicios de que algún activo pudiera haber sufrido un deterioro, agrupando los activos en UGE y siguiendo los lineamientos de la NIC 36, los cuales se describen en las Notas 2.b.8 y 2.b.9.

Los contratos de arrendamientos en los que el Grupo es arrendatario corresponden principalmente al alquiler de:

- Instalaciones y equipos de explotación, los cuales incluyen equipamiento de instalaciones y equipos de producción en yacimientos como equipos de perforación, workover y bombas de extracción. Estos contratos tienen una duración promedio de 3 a 5 años para los cuales existen pagos mínimos garantizados en función de la disponibilidad de estos activos y a su vez pagos variables calculados a partir de una tarifa por unidad de uso (pesos por hora/día de utilización).
- Maquinarias y equipos, las cuales incluyen:

equipamiento para compresión de gas natural y generación de energía. Estos contratos tienen una duración promedio de 3 años los cuales establecen pagos mínimos en función de la potencia disponible. Los pagos variables se calculan a partir de una tarifa por unidad de generación;

ii. equipamiento de regasificación y licuefacción de gas. Estos contratos tienen una duración promedio de 6 años estableciendo un mínimo garantizado en función de la disponibilidad de estos activos.

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- Equipos de transporte, incluye:
i. buques y barcazas para el transporte de hidrocarburos, cuyos contratos tienen una duración promedio de 3 años, estableciendo pagos mensuales garantizados asociados a la disponibilidad que tiene el Grupo sobre los activos mencionados;
ii.
flotas de camiones cuyos contratos tienen una duración promedio de 3 años y para los cuales los pagos variables se calculan a partir de una tarifa por unidad de uso (pesos por kilómetro recorrido), siendo que en algunos casos se estipulan pagos mínimos asociados a la disponibilidad de los activos mencionados.
- Estaciones de servicio, cuyos contratos incluyen el arrendamiento de terrenos e instalaciones asociadas, las cuales tienen una duración promedio de aproximadamente 20 años y cuyos pagos se determinan en función del precio de una determinada cantidad fija de litros de combustible.
- Terrenos y edificios, incluye principalmente:
i. un reservorio y el terreno necesario para montar las instalaciones de superficie necesarias para el almacenamiento subterráneo de gas natural, cuyo contrato tiene una duración de 4 años, para el que hay cuotas mínimas garantizadas;

ii.

permisos para el uso de puertos y terrenos, para los que hay cuotas mínimas garantizadas.

Para los arrendamientos que califiquen como de corto plazo, y arrendamientos con activos subyacentes de bajo valor, el Grupo continúa reconociéndolos como gastos del ejercicio, de acuerdo con la opción indicada por la norma, excepto aquellos que son capitalizados. El Grupo no identificó arrendamientos de bajo valor distintos a aquellos cuyo activo subyacente corresponde a impresoras, equipos celulares, computadoras, fotocopiadoras, entre otros, no siendo significativos. El mismo tratamiento contable siguen los pagos variables de los arrendamientos relacionados con el rendimiento y/o uso del activo subyacente. El total de los cargos imputados al resultado integral del ejercicio y de las capitalizaciones por los arrendamientos de corto plazo y bajo valor, y por los arrendamientos de pagos variables relacionados con el rendimiento y/o uso del activo subyacente, asciende a 11.764 y 13.886 al 31 de diciembre de 2020 y 2019, respectivamente.

Los pagos por arrendamientos de corto plazo y bajo valor, y los pagos del cargo variable de los arrendamientos relacionados con el rendimiento y/o uso del activo subyacente, se clasifican en el estado de flujo de efectivo dentro de las actividades operativas, excepto aquellos que son capitalizados los cuales se clasifican como aplicaciones en las actividades de inversión. Por otro lado, los pagos en efectivo en concepto de capital e intereses se exponen como flujos de efectivo de actividades de financiación.

Pasivos por arrendamientos, medidos como la sumatoria de los pagos futuros por arrendamiento, descontados. Dada la complejidad de determinar la tasa de interés implícita en el arrendamiento, se utiliza la tasa incremental por préstamos del arrendatario de la fecha del reconocimiento inicial de cada contrato.

Los pasivos por arrendamientos incluyen:

(a) pagos fijos (incluyendo los pagos en esencia fijos), menos cualquier incentivo de arrendamiento por cobrar;
(b) pagos variables, que dependen de un índice o una tasa, inicialmente medidos usando el índice o tasa en la fecha de comienzo del contrato;

(c) importes que el Grupo espera pagar como garantías de valor residual;
(d) el precio de ejercicio de una opción de compra si el Grupo está razonablemente seguro de ejercer esa opción; y
(e) pagos de penalizaciones por terminar el arrendamiento, si el período del arrendamiento refleja que el Grupo ejercerá una opción de terminarlo (es decir, porque existe una certeza razonable al respecto).

Posteriormente, el Grupo incrementa el pasivo por el arrendamiento para reflejar el interés devengado (y reconocido en el estado de resultados integrales), deduce las cuotas que se van pagando del pasivo y recalcula de nuevo el valor contable para reflejar cualquier revisión, modificación del arrendamiento o revisión de las denominadas cuotas "en sustancia" fijas, aplicando una tasa de descuento revisada en caso de corresponder.

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El Grupo revisa el pasivo por arrendamiento en los siguientes casos:

(a) cuando se produzca un cambio en el importe esperado a pagar en virtud de una garantía de valor residual;
(b) cuando se produzca un cambio en las futuras cuotas de arrendamiento para reflejar la variación de un índice o en un tipo de interés utilizado para determinar dichas cuotas (incluida, por ejemplo, una revisión del alquiler de mercado);
(c) cuando se produzca un cambio en la duración del arrendamiento como resultado de una modificación en el período no cancelable del mismo (por ejemplo, si el arrendatario no ejerce una opción previamente incluida en la determinación del período de arrendamiento); o
(d) cuando se produzca un cambio en la evaluación de la opción de compra del activo subyacente.

Por el ejercicio 2018, el Grupo aplicó los lineamientos de la NIC 17. Los arrendamientos del Grupo se clasificaban como arrendamientos operativos o financieros, teniendo en cuenta la sustancia económica de los contratos.

- Arrendamientos operativos
Los arrendamientos eran clasificados como operativos cuando el arrendador no transfería al arrendatario sustancialmente todos los riesgos y beneficios inherentes a la propiedad del bien objeto del mismo.
Los costos vinculados a arrendamientos operativos eran reconocidos linealmente en resultados en cada ejercicio en las líneas "Alquileres de inmuebles y equipos" y "Contrataciones de obras y otros servicios" del estado de resultados integrales.
- Arrendamientos financieros
Los arrendamientos eran clasificados como financieros cuando el arrendador transfería al arrendatario sustancialmente todos los riesgos y beneficios inherentes a la propiedad del bien objeto del mismo.
El Grupo no poseía contratos significativos de arrendamientos financieros tal cual definía la NIC 17.

El Grupo como arrendador

El Grupo no posee activos arrendados a terceros significativos.

2.b.13) Resultado neto por acción

El resultado neto por acción básico es calculado dividiendo el resultado neto del ejercicio atribuible a los accionistas de la sociedad controlante por el promedio ponderado de acciones ordinarias en circulación durante el ejercicio, netas, de corresponder, de las recompras realizadas según se menciona en la Nota 29.

El resultado neto por acción diluido es calculado dividiendo el resultado neto del ejercicio por el promedio ponderado de acciones ordinarias en circulación, y cuando son diluibles, incluyendo las opciones de compra de acciones, se ajustan por el efecto de todas las acciones potencialmente diluibles, como si hubieran sido convertidas.

Al computar el resultado neto por acción diluido, los ingresos disponibles para los accionistas comunes, utilizados en el cálculo del resultado por acción básico, son ajustados por aquellos resultados que resultarían de la potencial conversión en acciones ordinarias. La cantidad promedio ponderada de acciones en circulación se ajusta para incluir la cantidad de acciones ordinarias adicionales que hubieran estado en circulación, si se hubieran emitido las acciones ordinarias potencialmente diluibles. El resultado neto por acción diluida se basa en la tasa de conversión o precio de ejercicio más beneficioso durante todo el plazo del instrumento desde el punto de vista del tenedor de dicho instrumento. El cálculo del resultado neto por acción diluido excluye las potenciales acciones ordinarias si su efecto es antidiluible.

A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, YPF no ha emitido instrumentos de patrimonio que den lugar a acciones ordinarias potenciales (considerando asimismo la intención de la Sociedad de cancelar los planes de beneficios en acciones mediante la recompra en el mercado), por lo que el cálculo del resultado neto diluido por acción coincide con el cálculo del resultado neto básico por acción. Ver Nota 30.

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2.b.14) Pasivos financieros

Los pasivos financieros son reconocidos inicialmente a su valor razonable, neto de los costos de la transacción incurridos. Dado que el Grupo no posee pasivos financieros cuyas características requieran la contabilización a valor razonable, de acuerdo con las NIIF vigentes, con posterioridad al reconocimiento inicial los pasivos financieros son valorados a costo amortizado. Cualquier diferencia entre el importe recibido como financiación (neto de costos de la transacción) y el valor de reembolso, es reconocida en resultados a lo largo de la vida del instrumento financiero de deuda, utilizando el método de la tasa de interés efectiva.

El Grupo eliminará de su estado de situación financiera un pasivo financiero (o una parte de éste) cuando se haya extinguido, esto es, cuando la obligación especificada en el correspondiente contrato haya sido pagada o cancelada, o haya expirado.

El Grupo contabilizará una permuta de instrumentos financieros con condiciones sustancialmente diferentes como una cancelación del pasivo financiero original, reconociéndose un nuevo pasivo financiero. De forma similar, el Grupo contabilizará una modificación sustancial de las condiciones actuales de un pasivo financiero existente o de una parte del mismo como una cancelación del pasivo financiero original y el reconocimiento de un nuevo pasivo financiero.

Al cierre de los presentes estados financieros consolidados, los pasivos financieros a costo amortizado del Grupo comprenden cuentas por pagar, otros pasivos, préstamos y pasivos por arrendamientos.

2.b.15) Impuestos, retenciones y regalías

Impuesto a las ganancias y a la ganancia mínima presunta

El Grupo determina el cargo contable por impuesto a las ganancias de acuerdo con el método del impuesto diferido, el cual considera el efecto de las diferencias temporarias originadas en la distinta base de medición de activos y pasivos según criterios contables e impositivos y de los quebrantos impositivos existentes y créditos fiscales no utilizados susceptibles de deducción de ganancias impositivas futuras, computados considerando la tasa impositiva que se encuentre vigente, al momento de su utilización o reversión.

Los activos por impuesto diferido se registran en la medida en que sea probable la existencia de ganancias imponibles en el futuro contra las cuales se puedan compensar las diferencias temporarias.

El cargo por impuesto a las ganancias del ejercicio incluye el cargo por impuesto corriente y diferido. Los cargos por impuesto a las ganancias se reconocen en el estado de resultados, excepto si se relacionan con conceptos contabilizados en otros resultados integrales o directamente en el patrimonio, en cuyo caso, el impuesto se contabiliza en otros resultados integrales o directamente en el patrimonio, respectivamente.

El cargo por impuesto a las ganancias se calcula de acuerdo con las leyes impositivas aprobadas, o cuyo proceso de aprobación esté prácticamente terminado a la fecha de cierre de cada ejercicio en los países en los que la Sociedad y sus subsidiarias operan y generan ganancias gravadas. El Grupo evalúa regularmente las posiciones adoptadas en las declaraciones juradas de impuestos con respecto a situaciones en las que las normas impositivas están sujetas a interpretaciones. El Grupo constituye provisiones cuando sea apropiado en base a las sumas que se esperan pagar a las autoridades fiscales.

De acuerdo con las modificaciones introducidas por la Ley N° 27.430 de Reforma Tributaria publicada en el BO el 29 de diciembre de 2017:

i) La alícuota general del impuesto se redujo del 35% para el ejercicio 2017, al 30% para los ejercicios 2018 y 2019 y al 25% a partir del año 2020. Con fecha 23 de diciembre de 2019 se publicó en el BO la Ley N° 27.541 de Solidaridad Social y Reactivación Productiva (ver Nota 34.j) que suspendió la reducción de la alícuota del impuesto a las ganancias del 30% al 25% hasta los ejercicios fiscales iniciados el 1 de enero de 2021 inclusive. En este sentido, si bien los cambios graduales de la alícuota del impuesto a las ganancias no eran aplicables para la medición del impuesto corriente, el principal impacto contable de esta normativa se produjo en la medición de activos y pasivos por impuesto diferido. Ver Nota 16.

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ii) Establece que, a opción de las sociedades, se podrá realizar el revalúo impositivo de los bienes situados en el país y que se encuentran afectados a la generación de ganancias gravadas. El impuesto especial sobre el importe del revalúo depende del bien, siendo de un 8% para los bienes inmuebles que no posean el carácter de bienes de cambio, del 15% para los bienes inmuebles que posean el carácter de bienes de cambio, del 5% para acciones, cuotas y participaciones sociales poseídas por personas físicas y del 10% para el resto de los bienes. La ganancia generada por la revaluación está exenta según lo establece el artículo 291 de la Ley N° 27.430 y, por otro lado, el impuesto adicional generado por el revalúo no es deducible.

Con fecha 28 de marzo de 2019 la Sociedad adhirió al revalúo impositivo establecido en la Ley N° 27.430 por la categoría de "Minas, canteras, bosques y bienes análogos", determinando un impuesto especial de 4.562. La adhesión permitirá una mayor deducción de la depreciación de los bienes revaluados en el impuesto a las ganancias afectando en consecuencia la registración del impuesto diferido. Ver Nota 16.

Adicionalmente, en caso de determinarse ganancia impositiva, se determinaba el impuesto a la ganancia mínima presunta aplicando la tasa vigente del 1% sobre los activos computables al cierre del ejercicio. Este impuesto era complementario del impuesto a las ganancias. La obligación fiscal en cada ejercicio coincidía con el monto mayor que surgía de la determinación del impuesto a la ganancia mínima presunta y la obligación fiscal por el impuesto a las ganancias determinado aplicando la tasa vigente sobre la utilidad impositiva del ejercicio. Sin embargo, si el impuesto a la ganancia mínima presunta excedía en un ejercicio fiscal al impuesto a las ganancias a pagar, dicho exceso podía computarse como pago a cuenta de cualquier excedente del impuesto a las ganancias a pagar sobre el impuesto a la ganancia mínima presunta que pudiera producirse en cualquiera de los 10 ejercicios siguientes. Cabe destacar que, conforme lo establecido por la Ley N° 27.260, este impuesto fue derogado para los ejercicios iniciados a partir del 1 de enero de 2019.

Impuesto a los bienes personales - Responsable sustituto

Las personas y entidades extranjeras, así como las sucesiones indivisas, independientemente si están domiciliadas o con sede en la Argentina o en el extranjero, están sujetas al impuesto sobre los bienes personales del 0,50% del valor de las acciones o ADS emitidos por entidades de Argentina. El impuesto se aplica a los emisores argentinos de dichas acciones

o ADS, tales como YPF, que tiene que pagar este impuesto, en sustitución de los accionistas correspondientes, y se basa en el valor de las acciones (valor patrimonial proporcional), o el valor contable de las acciones derivadas de los últimos estados financieros al 31 de diciembre de cada año. De conformidad con la Ley del Impuesto sobre los Bienes Personales, el Grupo tiene el derecho a obtener el reembolso del impuesto pagado por parte de los accionistas a quienes el impuesto mencionado le resultare aplicable, mediante el mecanismo de reembolso que el Grupo estime conveniente.

Regalías, cánones y regímenes de retención a las exportaciones de hidrocarburos

Por la producción de petróleo crudo y los volúmenes de gas natural comercializados, se abonan regalías equivalentes al 12% (o al 15%, de corresponder) sobre el valor en boca de pozo de dichos productos, el cual es asimilable al precio de venta final menos gastos de transporte y almacenamiento.

En relación con la extensión del plazo original de concesiones de explotación, el Grupo ha acordado el pago de un canon extraordinario de producción y en algunos casos abonar regalías equivalentes al 10% sobre la producción de hidrocarburos no convencionales.

Las regalías y cánones extraordinarios de producción se imputan al costo de producción.

Adicionalmente, el Grupo está sujeto a los regímenes de retención a las exportaciones de hidrocarburos que se detallan en la Nota 34.d.

2.b.16) Cuentas de patrimonio

Las partidas de patrimonio han sido valuadas de acuerdo con las normas contables vigentes a la fecha de transición. La registración de movimientos del mencionado rubro se realizó de acuerdo con decisiones asamblearias, normas legales o reglamentarias.

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Capital suscripto y Ajuste del capital

Está formado por los aportes efectuados por los Accionistas representados por acciones y comprende a las acciones en circulación a su valor nominal neto de las acciones propias en cartera mencionadas en el acápite siguiente "Acciones propias en cartera y Ajuste de acciones propias en cartera". La cuenta Capital suscripto se ha mantenido a su valor nominal y el ajuste derivado de dicha reexpresión monetaria efectuada según los principios de contabilidad previos (las Normas Contables Argentinas) se expone en la cuenta Ajuste del capital.

El Ajuste del capital no es distribuible en efectivo ni en bienes, pero se permite su capitalización mediante la emisión de acciones liberadas. Asimismo, esta partida es aplicable para cubrir pérdidas acumuladas.

Acciones propias en cartera y Ajuste de acciones propias en cartera

Corresponde a la reclasificación del valor nominal y su correspondiente ajuste por inflación (Ajuste del capital) de acciones propias emitidas recompradas por la Sociedad en los mercados, conforme es exigido por la normativa vigente de la CNV .

Planes de beneficios en acciones

Corresponde al saldo devengado acumulado relacionado a los planes de beneficios basados en acciones según se menciona en la Nota 2.b.10.iii.

Costo de adquisición de acciones propias

Corresponde al costo incurrido en la adquisición de las acciones propias que la Sociedad mantiene en cartera. Adicionalmente, ver Nota 29. En virtud de las disposiciones de la RG N° 562 de la CNV, la distribución de los resultados acumulados se encuentra restringida por el saldo de la presente cuenta.

Prima de negociación de acciones propias

Corresponde a la diferencia entre el valor devengado en relación con los planes de beneficios basados en acciones y el costo de adquisición de las acciones de la Sociedad para las acciones entregadas en relación con los mencionados planes. En virtud del saldo deudor de la presente prima, la distribución de los resultados acumulados se encuentra restringida por el saldo de dicha prima.

Prima de emisión

Corresponde a la diferencia entre el monto de suscripción de los aumentos de capital y el correspondiente valor nominal de las acciones emitidas.

Reserva legal

De acuerdo con las disposiciones de la LGS, la Sociedad debe efectuar una reserva legal no inferior al 5% del resultado positivo surgido de la sumatoria algebraica del resultado del ejercicio, los ajustes de ejercicios anteriores, las transferencias de otros resultados integrales a resultados acumulados y las pérdidas acumuladas de ejercicios anteriores, hasta alcanzar el 20% de la suma del Capital suscripto y el saldo de la cuenta Ajuste del capital. Al 31 de diciembre de 2020, la reserva legal se encuentra totalmente integrada por 2.007.

Reserva para futuros dividendos

Corresponde a la asignación hecha por la Asamblea de Accionistas de la Sociedad, por la cual se destina un monto específico para constituir una reserva para futuros dividendos.

Reserva para inversiones y Reserva para compra de acciones propias

Corresponden a las asignaciones efectuadas por la Asamblea de Accionistas de la Sociedad, por la cual se destina un monto para afrontar inversiones futuras y para la compra de acciones propias para atender las obligaciones emergentes de los planes de beneficios en acciones descritos en la Nota 2.b.10.iii.

Otros resultados integrales

Comprende los ingresos y gastos reconocidos directamente en cuentas del patrimonio y las transferencias de dichas partidas desde cuentas del patrimonio a cuentas del resultado del ejercicio o a Resultados acumulados, según se determina en las NIIF.

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Resultados acumulados

Comprende a las ganancias o pérdidas acumuladas sin asignación específica, que siendo positivas pueden ser distribuibles mediante decisión de la Asamblea de Accionistas, en tanto no estén sujetas a restricciones legales.

Adicionalmente, comprenden los resultados de ejercicios anteriores que no fueron distribuidos, los importes transferidos de Otros resultados integrales y los ajustes de ejercicios anteriores por aplicación de las normas contables.

Adicionalmente, de acuerdo con lo establecido por las normas de la CNV, cuando el saldo neto de los Otros resultados integrales sea positivo, éste no podrá ser distribuido, capitalizado ni destinado a absorber pérdidas acumuladas , pero deberá ser computado como parte de los resultados acumulados a los fines de efectuar las comparaciones para determinar la situación de la sociedad frente a los artículos 31, 32 y 206 de la LGS, u otras normas legales o reglamentarias complementarias en las que se haga referencia a límites o relaciones con el capital y las reservas, que no tengan un tratamiento particular expreso en Normas de la CNV. Cuando el saldo neto de estos resultados al cierre de un ejercicio sea negativo, existirá una restricción a la distribución de resultados acumulados por el mismo importe.

Interés no controlante

Corresponde al porcentaje sobre los activos netos de Metrogas (30%) e YTEC (49%) representativos de los derechos sobre las acciones que no se encuentran en propiedad de YPF.

2.b.17) Instrumentos financieros derivados y operaciones de cobertura

Los instrumentos financieros derivados se miden a su valor razonable. El método para contabilizar la ganancia o pérdida resultante depende de si el derivado es designado como un instrumento de cobertura, y si es así, de la naturaleza del concepto que está cubriendo.

El Grupo administra las exposiciones a diversos riesgos utilizando diferentes instrumentos financieros. El Grupo no utiliza instrumentos financieros derivados con fines especulativos.

La política del Grupo es aplicar la contabilización de cobertura, de conformidad con la NIIF 9, cuando sea posible hacerlo y su aplicación reduzca la volatilidad. Si bien hay operaciones de cobertura que pueden ser efectivas en términos económicos, no siempre pueden calificar para la contabilización de cobertura conforme a la NIIF 9:

- Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020, el Grupo concertó operaciones de compra a término de dólares y granos y no aplicó la contabilización de cobertura.
- Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019, el Grupo realizó operaciones con contratos forw ard dólares - francos suizos y concertó operaciones de compra a término de dólares y no aplicó la contabilización de cobertura.
- Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018, el Grupo concertó operaciones de compra a término de dólares y no aplicó la contabilización de cobertura.

Los resultados generados por los instrumentos financieros derivados se clasifican dentro de "Resultados financieros, netos" en el estado de resultados integrales.

Los valores razonables de los instrumentos financieros derivados con cotización en mercados activos se miden en referencia a los precios de publicación en dichos mercados. El valor razonable de los instrumentos financieros derivados que no poseen cotización en un mercado activo se determina utilizando técnicas de valuación. El Grupo selecciona entre diversos métodos de valuación y utiliza supuestos basados principalmente en condiciones de mercado existentes al cierre de cada ejercicio.

2.b.18) Créditos por ventas y otros créditos

Los créditos por ventas se contabilizan inicialmente a valor razonable y posteriormente se miden a su costo amortizado aplicando el método de la tasa de interés efectiva.

En base a los lineamientos de la NIIF 9, se constituye una provisión por incobrabilidad mediante la elaboración de una matriz por tramos, agrupando los activos en función del tipo de cliente: i) partes relacionadas, ii) sector público y iii) sector privado. Luego se subagrupan en base a determinadas características especiales indicativas de la capacidad de devolución del crédito tales como i) atrasos de pagos, ii) existencia de garantías y iii) existencia de un procedimiento judicial o en proceso de iniciar acciones legales tendientes al cobro, entre otros. Definido cada grupo, se asigna una tasa de incobrabilidad esperada calculada en función a tasas de impago históricas ajustadas a las condiciones económicas f uturas.

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El valor contable del activo se reduce a través de la provisión, y el monto de la pérdida se contabiliza en el estado de resultados integrales dentro de la línea "Gastos de comercialización", así como también sus recuperos posteriores.

Con la entrada en vigencia de la NIIF 9, el 1 de enero de 2018, el Grupo ha aplicado los cambios en la norma retroactivamente sin reexpresión de las cifras comparativas, por lo que la diferencia entre las cifras contables previas y las cifras iniciales nuevas resultantes de esta aplicación inicial, se reconocieron como un ajuste en los "Resultados acumulados" en dicha fecha. La aplicación del modelo de deterioro introducido por la norma generó una pérdida de 425 con su correspondiente efecto en el impuesto diferido de 127, siendo el efecto neto expuesto en el estado de cambios en el patrimonio de 298, no siendo significativo en la posición y/o desempeño financiero del Grupo.

2.b.19) Efectivo y equivalentes de efectivo

En el estado de flujo de efectivo, el efectivo y equivalentes de efectivo incluye el efectivo disponible, los depósitos a la vista en bancos y otras inversiones de corto plazo de alta liquidez con vencimientos originales de 3 meses o menos. No incluye descubiertos bancarios.

2.b.20) Distribución de dividendos

Los dividendos a pagar del Grupo se contabilizan como un pasivo en el ejercicio en el cual son aprobados.

2.b.21) Combinaciones de negocios

Las combinaciones de negocios se contabilizan utilizando el método de adquisición al momento en que el Grupo toma efectivamente el control de la compañía adquirida.

El Grupo reconocerá en sus estados financieros, los activos identificables adquiridos, los pasivos asumidos, cualquier participación no controlante y, de existir, una llave de negocio de acuerdo con lo establecido por la NIIF 3.

El costo de una adquisición se mide como la suma de la contraprestación transferida, medida al valor razonable a dicha fecha y el monto de cualquier participación no controlante de la adquirida. El Grupo medirá la participación no controlante en la adquirida a valor razonable o a la participación proporcional de los activos netos identificables de la adquirida.

Si la combinación de negocios se realiza en etapas, el Grupo medirá nuevamente su tenencia previa a la combinación al valor razonable a la fecha de adquisición y reconocerá una ganancia o pérdida en el estado de resultados integrales.

La llave de negocio se mide al costo, como exceso de la contraprestación transferida respecto de los activos identificables adquiridos y los pasivos asumidos netos por el Grupo. Si esta contraprestación es inferior al valor razonable de los activos identificables y de los pasivos asumidos, la diferencia se reconoce en el estado de resultados integrales.

La NIIF 3 permite un plazo de 12 meses a partir de la fecha de adquisición para finalizar con el proceso de medición de una combinación de negocios. Cuando esta registración no se completa al cierre del ejercicio en el cual tiene lugar la combinación de negocios, el Grupo informa los montos provisorios.

2.b.22) Disposición total o parcial de un negocio con moneda funcional distinta del dólar

Al producirse la disposición de un negocio con moneda funcional distinta del dólar (total o parcial pero que implique la pérdida de control de una subsidiaria), todas las diferencias de conversión acumuladas en el patrimonio respecto de ese negocio se reclasifican al resultado del ejercicio.

En caso de disposición parcial que no resulte en la pérdida de control por parte del Grupo de una subsidiaria que incluye un negocio con moneda funcional distinta del dólar, la parte proporcional de las diferencias de conversión acumuladas se reclasifica al interés no controlante y no se registra en el resultado del ejercicio.

Los ajustes a la llave de negocio y al valor razonable resultantes de la adquisición de una entidad con moneda funcional distinta del dólar se tratan como activos y pasivos de dicha entidad y se convierten al tipo de cambio de cierre de ejercicio. Las diferencias de conversión resultantes se reconocen en Otros resultados integrales.

2.b.23) Información por segmentos

Los segmentos operativos se presentan de manera consistente con la información interna brindada a la máxima autoridad en la toma de decisiones, quien es la responsable de asignar recursos y evaluar el rendimiento de los segmentos operativos. Los segmentos operativos se describen en la Nota 5.

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2.b.24) Activos mantenidos para su disposición y pasivos asociados

El activo (o grupo de activos) es clasificado como mantenido para su disposición junto con sus pasivos asociados cuando el Grupo recuperará sus valores residuales a través de la disposición del mismo (más que a través de su utilización) y cuando dicha disposición es altamente probable. En caso de que el Grupo esté comprometido en un plan de disposición , que implique la pérdida de control de una subsidiaria, clasificará todos los activos y pasivos de esa subsidiaria como mantenidos para su disposición, cuando se cumplan los criterios requeridos por la NIIF 5 y sus interpretaciones, independientemente de que el Grupo retenga después de la transacción una participación no controlante en su anterior subsidiaria.

Para aplicar la clasificación anterior, el activo (o grupo de activos) debe estar disponible, en sus condiciones actuales, para su disposición o dilución inmediata, sujeto exclusivamente a los términos usuales y habituales para la disposición o dilución de este activo (o grupo de activos).

Para que la transacción sea altamente probable, el nivel apropiado de la Gerencia o Dirección de la Sociedad debe estar comprometido con un plan de disposición y debe haberse iniciado de forma activa un programa para completar dicho plan. Además, la disposición del activo (o grupos de activos) debe negociarse activamente a un precio razonable, en relación con su valor razonable actual. Asimismo, debe esperarse que la transacción cumpla las condiciones para su reconocimiento como disposición finalizada dentro del año siguiente a la fecha de clasificación, con las excepciones permitidas por la NIIF 5, y además las actividades requeridas para completar el plan deberían indicar que es improbable que se realicen cambios significativos en el plan o que el mismo vaya a ser cancelado.

Los activos clasificados como mantenidos para su disposición se medirán al menor de su importe en libros o su valor razonable menos los costos relacionados con su disposición.

Al 31 de diciembre de 2020, el Grupo clasificó ciertos activos de Propiedades, planta y equipo como activos mantenidos para su disposición.

Al 31 de diciembre de 2019, no existieron activos mantenidos para su disposición.

Al 31 de diciembre de 2018, el Grupo clasificó ciertas áreas como activos mantenidos para su disposición. Ver Nota 3.

2.b.25) Costos por préstamos

Los costos por préstamos que son directamente atribuibles a la adquisición, construcción o producción de activos aptos para los cuales se requiere de un período prolongado para ponerlos en las condiciones requeridas para su uso o venta, se capitalizan como parte del costo de esos activos hasta que los activos estén sustancialmente listos para su uso o venta. Los intereses son capitalizados de acuerdo con la tasa promedio de endeudamiento del Grupo. Las diferencias de cambio por los préstamos en moneda extranjera son capitalizadas si son considerados un ajuste a los costos por interés. El resto de los costos derivados de préstamos se reconocen como gastos en el período en el que se incurren.

2.b.26) Nuevos estándaresemitidos

Tal como lo requiere la NIC 8 "Políticas contables, cambios en las estimaciones contables y errores" a continuación, se presentan y resumen las normas o interpretaciones emitidas por el IASB cuya aplicación resulta obligatoria a la fecha de cierre de los presentes estados financieros consolidados, así como también aquellas cuya aplicación no resulta obligatoria a la fecha de cierre de los presentes estados financieros consolidados y por lo tanto no han sido adoptadas por el Grupo.

Normas o interpretaciones emitidas por el IASB cuya aplicación resulta obligatoria a la fecha de cierre de los presentes estados financieros consolidados y por lo tanto han sido adoptadas por el Grupo, de corresponder

• Modificaciones a la NIIF 3 - Combinaciones de negocios

En octubre de 2018, el IASB emitió modificaciones que aclaran la definición de negocio, con el objetivo de ayudar a las entidades a determinar si una transacción debe contabilizarse como una combinación de negocios o como la adquisición de un activo. Las mismas resultan aplicables para las transacciones cuya fecha de adquisición sea a partir del comienzo del primer período anual sobre el que se informa que se inicie a partir del 1 de enero de 2020, permitiéndose la aplicación anticipada.

Las modificaciones:

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- Aclaran que, para ser considerado un negocio, un conjunto adquirido de actividades y activos debe incluir, como mínimo, un insumo y un proceso sustantivo que juntos contribuyen de forma significativa a la capacidad de elaborar productos;
- eliminan la evaluación de si los participantes del mercado pueden sustituir los procesos o insumos que faltan y continuar con la producción de productos;
- añaden guías y ejemplos ilustrativos para ayudar a las entidades a evaluar si se ha adquirido un proceso sustancial;
- restringen las definiciones de un negocio o de productos centrándose en bienes y servicios proporcionados a los clientes y eliminan la referencia a la capacidad de reducir costos; y
- añaden una prueba deconcentración opcional que permite una evaluación simplificada de siun conjunto de actividades y negocios adquiridos no es un negocio.

La adopción de las modificaciones mencionadas no ha tenido efecto en los estados financieros consolidados del Grupo.

• Modificaciones a la NIC 1 "Presentación de estados financieros" y NIC 8 "Políticas contables, cambios en las estimaciones contables y errores" - Definición de material

En octubre de 2018, el IASB emitió modificaciones que resultan aplicables para los ejercicios iniciados en o a partir del 1 de enero de 2020, permitiendo su aplicación anticipada.

Las modificaciones emitidas a las definiciones de "material" o "con importancia relativa", persiguen el objetivo de unificar la definición de dichos conceptos, a las definiciones del Marco Conceptual también modificado en 2018.

La adopción de la modificación mencionada no ha tenido efecto en los estados financieros consolidados del Grupo.

• Modificaciones a las Referencias al Marco Conceptual para la Información Financiera

En marzo de 2018, el IASB emitió el Marco Conceptual revisado que resulta aplicable para períodos anuales que comiencen a partir del 1 de enero de 2020. Este proceso de revisión no implicó un cambio sustancial al conjunto de definiciones, conceptos y lineamientos utilizados como base para la preparación de información financiera por lo que no generó efectos sobre los estados financieros del Grupo.

• Modificaciones a las NIIF 9, NIC 39 y NIIF 7 - Reforma de la tasa de interés de referencia parte 1

En septiembre de 2019, el IASB emitió modificaciones que resultan aplicables para los ejercicios iniciados en o a partir del 1 de enero de 2020, permitiendo su aplicación anticipada.

Tras la incertidumbre que genera la "Reforma de las tasas de interés de referencia", por la cual se sugiere reemplazar las tasas de oferta interbancarias por tasas de referencia alternativas libre de riesgo, el IASB consideró las implicancias que pueden tener sobre los requerimientos específicos de la contabilidad de cobertura de la NIIF 9 y de la NIC 39 que requieren del análisis proyectado a futuro.

De este modo, las enmiendas modifican estos requerimientos al aplicar contabilidad de cobertura, de modo que las entidades los apliquen suponiendo que el índice de referencia de tasa de interés no se altera como resultado de la reforma mencionada sobre las tasas de interés.

La adopción de la modificación mencionada no ha tenido efecto en los estados financieros consolidados del Grupo por no realizar este tipo de coberturas.

Normas o interpretaciones emitidas por el IASB cuya aplicación no resulta obligatoria a la fecha de cierre de los presentes estados financieros consolidados y por lo tanto no han sido adoptadas por el Grupo

• NIIF 17 - Contratos de seguro

La NIIF 17 emitida en mayo de 2017 resulta aplicable para los ejercicios iniciados en o a partir del 1 de enero de 2021, permitiendo su aplicación anticipada y reemplaza a la NIIF 4.

El Grupo anticipa que esta norma no tendrá efectos sobre sus estados financieros, como consecuencia de no prestar este tipo de servicios.

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• Modificaciones a las NIIF 10 y NIC 28 - Venta o aportación de activos entre un inversor y su asociada o negocio conjunto

En septiembre de 2014, el IASB modificó la NIIF 10 y la NIC 28 para clarificar que, en transacciones que involucren una controlada, la extensión de la ganancia o pérdida a reconocer en los estados financieros depende de si la controlada vendida o contribuida constituye un negocio de acuerdo con la NIIF 3.

Con fecha 10 de agosto de 2015, el IASB emitió una propuesta para posponer la fecha efectiva de estas modificaciones indefinidamente dependiendo del resultado de su proyecto de investigación sobre la contabilización por el método de la participación, la cual resultó aprobada el 17 de diciembre de 2015.

• Modificaciones a la NIC 1 - Clasificación de pasivos

En enero de 2020, el IASB emitió modificaciones a la NIC 1, referente a la clasificación de pasivos entre corrientes o no corrientes, que resultan aplicables retroactivamente para los ejercicios iniciados en o a partir del 1 de enero de 2022 (fecha que fue prorrogada al 1 de enero de 2023), permitiendo su aplicación anticipada.

Las modificaciones aclaran que la clasificación de los pasivos como corrientes o no corrientes:

- Debe basarse en los derechos existentes al final del período sobre el que se informa a diferir la liquidación en al menos 12 meses y hacer explícito que sólo los derechos vigentes "al final del período de informe" deberían afectar la clasificación de un pasivo.

-No se ve afectada por las expectativas sobre si una entidad ejercerá su derecho a diferir la liquidación de un pasivo.

También aclara que la liquidación se refiere a la transferencia a la contraparte de efectivo, instrumentos de patrimonio, otros activos o servicios.

El Grupo anticipa que la aplicación de las modificaciones mencionadas no tendrá un impacto significativo en sus estados financieros, si bien se encuentra en proceso de evaluación.

• Modificaciones a la NIC 16 - Producto obtenido antes del uso previsto

En mayo de 2020, el IASB emitió modificaciones que resultan aplicables para los ejercicios iniciados en o a partir del 1 de enero de 2022, permitiendo su aplicación anticipada.

Tras la modificación a la NIC 16, una entidad no podrá deducir del costo de un elemento del rubro propiedades, planta y equipo cualquier ingreso recibido de la venta de productos obtenidos durante el proceso de preparación del activo para su uso previsto. Los ingresos de la venta de tales productos o muestras, junto con los costos de producción, se reconocerán en los resultados integrales del período que corresponda. Las entidades revelarán por separado los montos de estos ingresos y costos que no son provenientes de las actividades ordinarias de la entidad.

La modificación también aclara que un elemento de propiedades, planta y equipo se encuentra en dicho proceso de preparación y prueba cuando se está evaluando el rendimiento técnico y físico del activo. Por lo tanto, un activo podría ser capaz de operar según lo previsto por la Gerencia y consecuentemente estar sujeto a depreciación antes de que haya alcanzado el nivel de desempeño operativo esperado por la misma.

El Grupo anticipa que la aplicación de las modificaciones mencionadas no tendrá un impacto significativo en sus estados financieros, de acuerdo con las variables presentes al cierre del ejercicio.

• Modificaciones a la NIC 37 - Contratos onerosos

En mayo de 2020, el IASB emitió modificaciones que resultan aplicables para los ejercicios iniciados en o a partir del 1 de enero de 2022, permitiendo su aplicación anticipada.

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La modificación aclara el significado de "costos para cumplir un contrato" al evaluar la onerosidad de un contrato. El costo directo de cumplir un contrato comprende tanto los costos incrementales de cumplir ese contrato (por ejemplo, mano de obra directa y materiales), como también una asignación de otros costos que se relacionan directamente con el cumplimiento de los contratos (por ejemplo, una asignación del cargo por depreciación para un elemento de propiedades , planta y equipo utilizado para cumplir dicho contrato).

La modificación también aclara que una entidad debe reconocer cualquier pérdida por deterioro que haya ocurrido en los activos utilizados para cumplir el contrato antes de registrar una pérdida por onerosidad, y que al determinar dicha onerosidad deber considerarse la obligación presente bajo un contrato existente, por lo que no reconoce pérdidas operativas futuras.

El Grupo anticipa que la aplicación de las modificaciones mencionadas no tendrá un impacto significativo en sus estados financieros, de acuerdo con las variables presentes al cierre del ejercicio.

• Modificaciones a la NIIF 3 - Referencia al Marco Conceptual

En mayo de 2020, el IASB emitió modificaciones que resultan aplicables para los ejercicios iniciados en o a partir del 1 de enero de 2022, permitiendo su aplicación anticipada.

Tras la actualización de la referencia que la Norma hace al Marco Conceptual 2018 sobre la definición de los conceptos de activos y pasivos en una combinación de negocios, su aplicación podría cambiar los activos y pasivos que cumplen los requisitos para su reconocimiento en una combinación de negocios. En algunos de estos casos, la contabilización posterior a la adquisición requerida por otras Normas NIIF podría llevar a la baja inmediata en cuentas de activos o pasivos reconocidos en una combinación de negocios, dando lugar a las denominadas "ganancias o pérdidas del día 2" que no representan una ganancia o pérdida económica.

Para subsanar dicha situación, la nueva excepción en la NIIF 3 para pasivos y pasivos contingentes, especifica que, para algunos tipos de pasivos y pasivos contingentes, una entidad que aplique la NIIF 3 debería referirse a la NIC 37 "Provisiones, pasivos contingentes y activos contingentes", o CINIIF 21 "Gravámenes", en lugar del Marco Conceptual 2018. También se ha aclarado que la adquirente no debe reconocer los activos contingentes, en la fecha de adquisición tal como se define en la NIC 37.

El Grupo anticipa que la aplicación de las modificaciones mencionadas no tendrá un impacto en sus estados financieros.

• Modificaciones a la NIIF 16 - Reducciones del alquiler relacionadas con el COVID-19

En mayo de 2020, el IASB emitió modificaciones que resultan aplicables para los ejercicios iniciados a partir del 1 de junio de 2020, permitiendo su aplicación anticipada.

Un arrendatario podrá elegir contabilizar los cambios en los pagos por arrendamiento como consecuencia del COVID-19, procedentes de las reducciones del alquiler de la misma forma que contabilizaría el cambio aplicando la NIIF 16 como si dicho cambio no fuera una modificación del arrendamiento.

Esta opción aplica únicamente a las reducciones del alquiler que ocurran como consecuencia directa del COVID-19 y sólo si se cumplen las siguientes condiciones:

(a) El cambio en los pagos por arrendamiento da lugar a la revisión de la contraprestación por el arrendamiento que es sustancialmente la misma, o menor, que la contraprestación por el arrendamiento inmediato anterior al cambio;

(b) cualquier reducción en los pagos por arrendamiento afecta únicamente los pagos originalmente vencidos hasta el 30 de junio de 2021 (por ejemplo, una reducción del alquiler cumpliría esta condición si diera lugar a una reducción de los pagos por arrendamiento hasta el 30 de junio de 2021 y a un incremento en los pagos por arrendamiento que se prolongue más allá del 30 de junio de 2021); y

El Grupo anticipa que la aplicación de las modificaciones mencionadas no tendrá un impacto en sus estados financieros.

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• Modificaciones a las NIIF 9, NIC 39, NIIF 7, NIIF 17 y NIIF 16 - Reforma de la tasa de interés de referencia parte 2.

En agosto de 2020, el IASB emitió modificaciones que resultan aplicables para los ejercicios iniciados en o a partir del 1 de enero de 2021, permitiendo su aplicación anticipada.

El objetivo de estas modificaciones es proporcionar a las entidades, soluciones prácticas para tratar los efectos de la transición a las tasas de interés de referencia alternativas, cuando generan cambios en los flujos de efectivo contractuales

o en las relaciones de cobertura.

Las modificaciones emitidas tienen lugar en las siguientes áreas claves:

- Activos financieros, pasivos financieros y pasivos por arrendamiento: Se emitió una solución práctica para los activos y pasivos financieros medidos a costo amortizado, que se vean modificados como consecuencia directa de la reforma de las tasas de interés de referencia interbancarias. Como solución práctica, el IASB establece que no se traten estas modificaciones de acuerdo con el tratamiento que establece NIIF 9 para las modificaciones de los flujos contractuales, sino que se aplique el tratamiento que se indica en dicha norma para los activos y pasivos a tasa variable. Este tratamiento comprende la reestimación prospectiva de estos instrumentos financieros a la tasa de interés efectiva actualizada. Para ello, se exige que la modificación sea consecuencia directa de la reforma de tasas y la base utilizada para determinar los flujos de efectivo sea económicamente equivalentes a la base inmediata anterior al reemplazo de la tasa. Para los pasivos por arrendamiento actualizados en función a una tasa que está siendo reemplazada por una tasa alternativa, se propone un tratamiento similar.
- Coberturas: El IASB emitió soluciones prácticas adicionales a las emitidas en la parte 1, de tal manera que la reforma de la tasa de interés de referencia no genere la interrupción de la contabilidad de cobertura ni la designación de una nueva relación de este tipo. Son las relaciones de cobertura (y la documentación relacionada) que deben modificarse para reflejar los efectos en i) la partida cubierta, ii) el instrumento de cobertura, y iii) el riesgo cubierto. Cualquier ajuste de valuación resultante de las modificaciones se reconoce como parte de la inef icacia.
- Revelación: Se requiere información que permita al usuario comprender la naturaleza y alcance de los riesgos a los que está expuesta la entidad y la manera en que se gestionan dichos riesgos, generados por la reforma de las tasas de interés de referencia interbancarias. También se requiere informar sobre el progreso y gestión de la transición a las tasas de referencia alternativas.

El Grupo anticipa que la aplicación de las modificaciones mencionadas no tendrá un impacto significativo en sus estados financieros, debido a que no dispone de instrumentos financieros significativos sujetos a este tipo de tasas al cierre del ejercicio informado.

• Mejoras anuales a las NIIF - Ciclo 2018-2020

En mayo de 2020, el IASB emitió el ciclo de mejoras anuales 2018-2020 que resultan aplicables para los ejercicios iniciados en o a partir del 1 de enero de 2022, permitiendo su aplicación anticipada.

A continuación, se resumen las principales normas modificadas y objeto de las mismas:

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Norma

Objeto de la modificación

Detalle

NIIF 1 "Adopción por primera v ez de NIIF"

La subsidiaria como una entidad que adopta por primera v ez las normas NIIF

Cuando una subsidiaria adopta por primera vez las NIIF en una fecha posteriorasucontrolante,tienecomoopciónmedirsusactivosypasivos de acuerdo con cómo los midió su controlante en el estado financiero consolidado, basados en la fecha de transición a NIIF de la controlante (sin considerar ajustes de consolidación y para los efectos de la combinación de negocios por la que la controlante adquirió a la subsidiaria).Traslamodificación,estaexcepciónsehaceextensivaalas dif erencias de conv ersión acumuladas.

Una elección similar puede ser hecha por una asociada o negocio conjunto.

NIIF 9 "Instrumentos

Financieros"

Conceptos incluidos en la prueba del "test del 10%" para la baja en cuentas de pasiv os f inancieros

Unaentidaddebedardebajaelpasivofinancierooriginalyreconocerun nuevo pasivo financiero cuando, entre otros requisitos, hay una modificaciónsustancialenlostérminoscontractualesoriginales.

Los términos son sustancialmente diferentes si el valor presente descontado de los f lujos de ef ectiv o bajo los nuev os términos que utilizan la tasa de interés ef ectiv a original es al menos un 10% dif erente del v alor presente descontado de los flujos de efectivo restantes del original, incluidaendichapruebacualquierconceptopagadoneto.Lamodificación aclara que al determinar ese v alor se incluy en sólo los conceptos pagados orecibidosentreelprestatarioyelprestamista,incluyendolospagadoso recibidos por uno u otro en nombre del otro.

NIIF 16

"Arrendamientos"

Ejemplo ilustrativ o - Incentiv os al arrendamiento

SeeliminadelEjemploIlustrativo13,elreembolsorelacionadoconlas mejoras en la propiedad arrendada.

NIC 41 "Agricultura"

Impuestos en la determinación del v alor razonable

Semodificóelpárrafo22paraeliminarelrequisitodeexcluirdelosflujos de efectivo los impuestos al medir el valor razonable a fin de alinear los requisitos de la NIC 41 sobre medición del valor razonable con los requisitos de la NIIF 13 "Medición del v alor razonable".

El Grupo anticipa que la aplicación de las modificaciones mencionadas no tendrá un impacto significativo en sus estados f inancieros.

Adicionalmente se han emitido modificaciones a la NIIF 4 y NIIF 17 "Contratos de seguros", las cuales no fueron incluidas por no ser de aplicación para el Grupo ya que no desarrolla actividades afines.

2.c) Estimaciones y juicios contables

Las áreas y rubros contables que requieren una mayor cantidad de juicios y estimaciones en la preparación de los presentes estados financieros consolidados son:

Reservas de crudo y gas natural

La estimación de las reservas de crudo y gas son una parte integral del proceso de toma de decisiones del Grupo. El volumen de las reservas de crudo y gas se utiliza para el cálculo de la depreciación utilizando los ratios de unidad de producción, así como para la evaluación de la recuperabilidad de las inversiones en activos de Upstream (ver Notas 2.b.8 y 2.b.9 y último apartado de la presente Nota).

El Grupo prepara sus estimaciones y supuestos relativos a las reservas de crudo y gas, teniendo en cuenta las reglas y regulaciones establecidas para la industria del petróleo crudo y del gas natural por la Norma 4-10 (a) de la Regulación S-X de la SEC.

Provisión para juicios y contingencias

El resultado final de la liquidación de denuncias, reclamos y litigios, como así también la calificación otorgada por la Dirección de la Sociedad a un determinado asunto, puede variar debido a estimaciones basadas en diferentes interpretaciones de las normas, contratos, opiniones y evaluaciones finales de la cuantía de daños. Por lo tanto, cualquier variación en las circunstancias relacionadas con este tipo de contingencias y la estrategia que se defina en cada caso, podría tener un efectosignificativo en el importe de la provisión por contingencias registrada o la calificación otorgada por la Dirección de la Sociedad.

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Provisión para gastos de medio ambiente y para obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos

Debido a su operatoria, el Grupo está sujeto a diversas leyes y regulaciones de protección del medio ambiente. Dichas leyes y regulaciones podrían, entre otras cosas, imponer sanciones por el costo de limpieza de la contaminación y daños al medio ambiente resultantes de la mencionada operatoria. La Dirección de la Sociedad considera que las operaciones del Grupo se ajustan en forma sustancial a las leyes y regulaciones relativas a la protección del medio ambiente actualmente vigentes en Argentina y en los países donde el Grupo tiene operaciones, tal como han sido históricamente interpretadas y aplicadas.

No obstante, periódicamente se realizan estudios a fin de profundizar el conocimiento de la situación ambiental de determinadas zonas geográficas en las que el Grupo tiene actividades, a fin de establecer su estado, causas y remediaciones necesarias, así como en su caso en función de la antigüedad del problema, las responsabilidades del Estado Nacional en virtud de la obligación de mantener indemne a YPF por los pasivos que pudieran existir al 31 de diciembre de 1990. Hasta tanto no se terminen y evalúen tales estudios, el Grupo no se encuentra en condiciones de estimar en que costos adicionales, si los hubiere, sería necesario incurrir. Sin embargo, es posible que otros trabajos, incluyendo medidas de remediación provisorias, sean requeridos.

En adición a las obligaciones legales para el abandono de pozos de hidrocarburos, se han provisionado obligaciones ambientales cuyas evaluaciones y/o saneamientos son probables y se pueden estimar razonablemente, en base al programa de remediación actual del Grupo. Cambios legislativos, en los costos individuales y/o tecnológicos podrían causar una revaluación de esas estimaciones. El Grupo no puede predecir cuál será la legislación o reglamentación que se promulgará en el futuro o de qué manera se administrarán las reglamentaciones futuras y por ello podrían, al igual que los estudios en curso, afectar significativamente los resultados de las operaciones en el largo plazo.

Los principales lineamientos sobre la provisión para las obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos se detallan en la Nota 2.b.6.

Determinación del cargo por impuesto a las ganancias y de impuestos diferidos

La valuación del gasto en concepto de impuesto a las ganancias depende de varios factores, incluyendo interpretaciones vinculadas a tratamientos impositivos correspondientes a transacciones y/o hechos los cuales no son previstos de forma expresa por la ley impositiva vigente, opciones provistas por la ley o su reglamentación, como así también en estimaciones respecto de la oportunidad y la realización de los impuestos diferidos. Asimismo, el Grupo evalúa si la autoridad fiscal aceptará un tratamiento impositivo incierto. Adicionalmente, los cobros y pagos actuales por impuestos pueden diferir de estas estimaciones a futuro, todo ello como resultado, entre otros, de cambios en las normas impositivas y/o sus interpretaciones, así como de transacciones futuras imprevistas que impacten los balances impositivos del Grupo. Ver Nota 16.

Provisión para deterioro de propiedades, planta y equipo

La metodología utilizada en la estimación del importe recuperable de las propiedades, planta y equipo se detalla en las Notas 2.b.8 y 2.b.9.

La determinación de si un activo está deteriorado, y por cuánto, implica estimaciones de la Gerencia sobre asuntos altamente inciertos tales como los efectos de la inflación y la deflación sobre los gastos operativos, tasas de descuento, perfiles de producción, reservas y precios futuros de los productos, incluidas las perspectivas de las condiciones de oferta y demanda del mercado mundial o regional para el petróleo crudo, el gas natural y los productos refinados, todo lo cual afecta los precios considerados en la proyección. Consecuentemente, para los activos de petróleo y gas natural, los flujos de efectivo futuros esperados se determinan utilizando la mejor estimación de la Gerencia de los precios futuros del petróleo y el gas natural y los volúmenes de producción y reservas. Lo antes indicado implica la utilización de estimaciones sobre los precios futuros de los productos básicos, los costos de producción y desarrollo, las tasas de declinación de los campos, los regímenes fiscales actuales y otros factores. Estas estimaciones y los juicios de la Gerencia en los que se basan las estimaciones de flujos de fondos esperados están sujetos a cambios en la medida que se disponga de nueva información. Los cambios en las condiciones económicas también pueden afectar la tasa utilizada para descontar las estimaciones futuras del flujo de efectivo.

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En términos generales, el Grupo no considera los precios o márgenes temporalmente bajos (o bien altos) como una indicación de deterioro (o reversión de un cargo por deterioro). La evaluación por deterioro refleja fundamentalmente los precios del crudo y del gas natural a largo plazo que son consistentes con puntos intermedios entre los rangos máximos y mínimos observados en el mercado y que están en el rango de pronósticos de precios publicados por terceros expertos de la industria y agencias gubernamentales, dentro de los que se encuentran las proyecciones de largo y corto plazo de la "U.S. Energy Information Administration" y la curva de forw ard para el crudo Brent. Los supuestos de precios futuros utilizados por la Dirección de la Sociedad tienden a ser estables porque ésta no considera que los aumentos o las disminuciones a corto plazo de los precios sean indicativos de niveles a largo plazo, pero, no obstante, están sujetos a cambios. Adicionalmente, los precios de petróleo no se escalan a niveles que superan los precios históricos de mercado observados en el pasado, aplicados a los volúmenes de producción futura proyectados. Los precios de gas corresponden al precio promedio ponderado por cuenca y canal, determinados de acuerdo con los contratos y regulaciones vigentes y al pronóstico de oferta y demanda del mercado.

En relación con el mercado de gas, en los últimos años se establecieron incentivos para incrementar la inyección total de gas natural. En particular en 2018 y 2019, se observó un exceso de oferta, a partir de la mayor producción en campos no convencionales, frente a la demanda doméstica en determinados momentos del año, situación infrecuente en el pasado, lo cual impactó en la producción de gas natural a partir del cierre temporal de producción en algunas locaciones, como así también a partir de la reinyección del hidrocarburo. Esta situación generó una reducción en el precio de venta del gas natural en el mercado doméstico, lo cual generó una caída en la producción de gas debido a la falta de incentivos para desarrollar proyectos. Consecuentemente, con fecha 16 de noviembre de 2020 el Gobierno Nacional publicó en el BO el Plan de Promoción de Producción de Gas Natural Argentino 2020-2024 ("Plan GasAr") con el objetivo de viabilizar inversiones para aumentar la producción de gas natural en todas las cuencas del país y satisfacer las necesidades de hidrocarburos del mercado doméstico. Ver Nota 34.g.

Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018, el Grupo reconoció una reversión en el cargo por deterioro del valor de sus activos para la UGE Petróleo de 39.837 y un cargo por deterioro de las propiedades, planta y equipo principalmente para la UGE Gas - Cuenca Neuquina de 28.326 y UGE Gas - Cuenca Austral de 8.246.

En cuanto a la reversión en el cargo por deterioro del valor de los activos de la UGE Petróleo, su origen se basa principalmente en el aumento de las reservas de petróleo y mejoras en los costos estimados, todo aquello parcialmente compensado por principalmente: (i) el aumento de la tasa de descuento producto del aumento de la tasa de riesgo país y costo de la deuda y (ii) mayores inversiones asociadas a las mayores reservas consideradas en el flujo. Todo esto teniendo en cuenta el valor contable de los activos al 31 de diciembre de 2018 afectados por los cargos por depreciación del ejercicio y las inversiones realizadas, entre otros.

En cuanto al cargo por deterioro del valor de los activos de la UGE Gas - Cuenca Neuquina y UGE Gas - Cuenca Austral, su origen se basa en la combinación de múltiples factores, principalmente en la reducción esperada en el precio de mercado del gas natural producto de la disminución en el precio de venta a distribuidoras y a usinas (ver Nota 34.f) y en el aumento de la tasa de descuento producto del aumento de la tasa de riesgo país y costo de la deuda, todo ello compensado parcialmente con una reducción en los costos operativos.

La tasa de descuento después de impuestos utilizada al 31 de diciembre de 2018 ha sido del 10,94% para el año 2019 y del 11,19% para el año 2020 en adelante, siendo el valor recuperable después de impuestos a dicha fecha de la UGE Petróleo, UGE Gas - Cuenca Neuquina y UGE Gas - Cuenca Austral de 254.549, 108.509 y 8.606, respectivamente.

Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019, el Grupo reconoció un cargo por deterioro de las propiedades, planta y equipo principalmente para la UGE Gas - Cuenca Neuquina de 40.561 (30.421 netos del impuesto a las ganancias) generado entre otros por la caída de los precios del gas (y líquidos) debido a la situación que atravesaba este mercado tanto a nivel mundial como, por dinámicas específicas, a nivel local. Lo mencionado precedentemente impactó en las inversiones y en la actividad, produciendo el deterioro en el valor de los activos por el cargo registrado.

La tasa de descuento después de impuestos utilizada al 31 de diciembre de 2019 ha sido del 12,14% para el año 2020 y 2021 y del 12,39% para el año 2022 en adelante, siendo el valor recuperable después de impuestos a dicha fecha de la UGE Gas - Cuenca Neuquina de 139.361.

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Durante el año 2020, el Grupo ha monitoreado permanentemente las perspectivas en los negocios donde opera. En particular, en el mercado local de gas natural se observa una reducción en el precio de venta del gas natural en el mercado doméstico que se profundizó a partir del segundo trimestre de 2020, principalmente a partir de los menores precios de venta a las distribuidoras y menores precios obtenidos en las subastas de gas al canal usinas.

En el segundo trimestre del 2020, en base a los antecedentes y a la metodología mencionada precedentemente, el Grupo reconoció un cargo por deterioro de las propiedades, planta y equipo principalmente para la UGE Gas - Cuenca Neuquina de 49.170 (36.877 netos del impuesto a las ganancias) y para la UGE Gas - Cuenca Austral de 8.126 (6.095 netos del impuesto a las ganancias), generado principalmente por una reducción esperada en los precios del gas debido a la situación que atravesaba este mercado tanto a nivel mundial como, por dinámicas específicas mencionadas anteriormente, a nivel local.

Posteriormente, durante el cuarto trimestre de 2020, a partir fundamentalmente del lanzamiento del Plan GasAr mencionado precedentemente, se modificaron las expectativas vinculadas con el desarrollo de proyectos de gas. Consecuentemente, en dicho trimestre de 2020, el Grupo reconoció una reversión en el cargo por deterioro del valor de sus activos para la UGE Gas - Cuenca Neuquina de 58.463 (43.848 neto del impuesto a las ganancias) y UGE Gas - Cuenca Austral de 7.706 (5.780 neto del impuesto a las ganancias). Los motivos de la reversión se basan principalmente en el aumento de la producción esperada de gas natural a partir de las curvas comprometidas en el marco del Plan mencionado y en menor medida por la reducción en los costos de producción. La tasa de descuento después de impuestos utilizada al 31 de diciembre de 2020 ha sido del 12,85% para el año 2021 y del 13,12% para el año 2022 en adelante, siendo el valor recuperable después de impuestos a dicha fecha de la UGE Gas - Cuenca Neuquina y la UGE Gas - Cuenca Austral de 192.197 y 16.036, respectivamente.

Consideraciones respecto al COVID 19 (coronavirus) y el entorno económico actual

Desde el comienzo de 2020, se produjo el brote de un virus que causa infecciones respiratorias potencialmente mortales (COVID-19) y que afecta negativamente la demanda de productos refinados en aquellas geografías donde se tomaron medidas relevantes para controlar la propagación del virus. Particularmente, desde el mes de marzo la menor demanda global de productos refinados y la incertidumbre en el suministro de petróleo crudo habían causado una volatilidad anormalmente grande en los mercados de este commodity.

Con fecha 12 de marzo de 2020 se publicó en el BO el Decreto N° 260/2020 que amplió la emergencia pública en materia sanitaria establecida por la Ley N° 27.541 en virtud de la pandemia, por el plazo de 1 año.

Asimismo, desde el 20 de marzo de 2020, el Gobierno Argentino adoptó ciertas medidas para proteger a la población en general y combatir la enfermedad. Estas medidas impusieron una restricción general a la actividad económica con algunas excepciones, que incluyeron, entre otros, controles de precios, la prohibición de despidos sin causa justificada y por razones de falta o reducción de trabajo y fuerza mayor, restricción general del desplazamiento durante ciertos períodos en Argentina, restricciones generales de viaje, suspensión de visas, cierres nacionales, cierre de instituciones públicas y privadas, suspensión de eventos deportivos, restricciones a la operación de museos y atracciones turísticas y extensión de vacaciones. Las excepciones en un primer período se aplicaron a personas afectadas a las actividades y servicios declarados esenciales en la emergencia, guardias mínimas que aseguren la operación y mantenimiento de yacimientos de petróleo y gas, plantas de tratamiento y/o refinación de petróleo y gas, transporte y distribución de energía eléctrica, combustibles líquidos, petróleo y gas, estaciones expendedoras de combustibles y generadores de energía eléctrica.

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La implementación de tales medidas, afectaron significativamente la demanda de naftas, gasoil y aerokerosene alcanzando reducciones durante abril 2020 en el orden del 70%, 40% y 90%, respectivamente, como promedio diario en comparación con la demanda en días anteriores a las medidas. A partir del tercer trimestre 2020, las restricciones se fueron flexibilizando para ir recuperando cierta normalidad en el funcionamiento social y económico del país, Consecuentemente, se produjo una recuperación gradual de la demanda de combustibles, y se reanudaron paulatinamente las actividades en nuestros yacimientos y refinerías. En febrero 2021, las reducciones en el volumen de las ventas recurrentes de combustibles (naftas y gasoil) y aerokerosene se encuentran en el orden del 7% y 70% respectivamente, comparado con niveles previos a la pandemia. Si bien se observa un significativo repunte de las ventas, los niveles actuales de actividad continúan por debajo de los valores normales afectando los resultados integrales y los flujos de efectivo del Grupo.

De acuerdo con lo mencionado precedentemente, la valoración de ciertos activos y pasivos está sujeta a un mayor nivel de incertidumbre, motivo por el cual el entorno económico actual fue considerado en la evaluación de las estimaciones y juicios contables descriptos anteriormente.

A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, debido a las incertidumbres inherentes a la escala y duración de estos eventos y sus efectos directos e indirectos, no es razonablemente posible estimar el impacto final que podría tener esta pandemia en la economía mundial y sus mercados financieros, en la economía argentina y, en consecuencia, en los resultados integrales, los flujos de efectivo y la posición financiera del Grupo, así como el acceso a los mercados de deuda, la posición contractual con ciertas contrapartes (incluso como resultado de la ocurrencia de fuerza mayor o eventos similares bajo los contratos del Grupo), la capacidad del Grupo de cumplir con sus compromisos y futuros deterioros de activos, entre otros.

La Dirección de la Sociedad ha considerado el impacto del COVID-19 y el entorno económico actual sobre la base de la preparación de estos estados financieros consolidados y continúa considerando apropiado adoptar la base contable de empresa en marcha para su presentación y valuación.

2.d) Información comparativa

Los saldos al 31 de diciembre de 2019 y 2018 que se exponen a efectos comparativos surgen de los estados financieros consolidados a dichas fechas. Asimismo, se han realizado ciertos desgloses adicionales de información no significativos.

3. ADQUISICIONES Y DISPOSICIONES

• Cesión permiso de exploración CAN 100 (offshore) - Reconversión Bloque E-1

Con fecha 8 de octubre de 2019, YPF y Equinor Argentina BV Sucursal Argentina ("Equinor") suscribieron un acuerdo mediante el cual Equinor adquiriría un 50% de participación en el área CAN 100, manteniendo YPF un 50% de participación en dicha área. La efectividad del acuerdo se encuentraba sujeta a ciertas condiciones precedentes, entre las que se encuentra la aprobación de la cesión por parte de la SGE.

Con fecha 16 de abril de 2020, habiéndose cumplido las condiciones pactadas en el acuerdo de cesión, entre ellas, la aprobación de la cesión en los términos del artículo 72 de la Ley de Hidrocarburos por parte de la SE, la cual fue otorgada mediante Resolución N° 55/2020, se produjo el cierre de la transacción efectivizando la cesión de YPF del 50% de participación en el área y de la operación a Equinor Argentina B.V. Sucursal Argentina. Con fecha 22 de abril de 2020, YPF recibió US$ 22 millones. Por lo mencionado precedentemente, el Grupo ha registrado una ganancia de 1.457 incluida en el rubro "Otros resultados operativos, netos".

Con fecha 14 de enero del 2021, YPF y Shell Argentina S.A. ("Shell Argentina") y Equinor y Shell Argentina suscribieron sendos acuerdos mediante los cuales YPF y Equinor transferirían a Shell Argentina un 15% de participación en el área CAN 100, respectivamente, manteniendo YPF, en consecuencia, un 35% de participación en dicha área. La efectividad de los acuerdos se encuentra sujeta a ciertas condiciones precedentes, entras las que se encuentra la aprobación de las cesiones por parte de la SE pendiente a la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados.

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C.P.C.E.C.A.B.A. T° 1 - F° 3
GUILLERMO STOK	RICARDOC. RUIZ
Por Comisión Fiscalizadora	Socio
Contador Público U.C.A.	Contador Público U.B.A.
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3. ADQUISICIONES Y DISPOSICIONES (Cont.)

• Cesión Área Bandurria Sur

En enero de 2020 YPF fue notificada de la adquisición por parte de Shell Argentina S.A. y Equinor Argentina AS (ambas, el "Consorcio") de la totalidad del paquete accionario de SPM. Esta cesión requirió el pago por parte de SPM del precio pendiente que ascendía aproximadamente a US$ 105 millones, el cual ya fue recibido por YPF. Por lo mencionado precedentemente, el Grupo ha registrado una ganancia de 6.356 incluida en el rubro "Otros resultados operativos, netos".

Con fecha 30 de enero de 2020, YPF celebró un acuerdo con el Consorcio, a través de SPM, por medio del cual se acordaron los principales términos y condiciones para la venta de un 11% adicional del Área.

Con fecha 5 de marzo de 2020, se firmó el acuerdo por el cual YPF cedió a Bandurria Sur Investments S.A. ("BSI", anteriormente denominada SPM Argentina S.A.), una compañía afiliada a Shell Argentina S.A. y Equinor Argentina AS (Sucursal Argentina), un 11% de participación en el área. Con fecha 29 de abril de 2020, se emitió el Decreto N° 512/2020 mediante el cual la provincia de Neuquén aprobó la cesión a favor de BSI. Con fecha 14 de mayo de 2020, YPF y BSI celebraron los contratos definitivos relacionados con la explotación conjunta de hidrocarburos en el área, dando cumplimiento a las condiciones precedentes para la entrada en vigencia del acuerdo de cesión del 11% de la concesión de explotación no convencional del área a favor de BSI. En consecuencia, YPF continuará siendo el operador del Área y conservará el 40% de la titularidad en la concesión mientras que la participación de BSI ascenderá al 60%. Por lo mencionado precedentemente, el Grupo ha registrado una ganancia de 4.420 incluida en el rubro "Otros resultados operativos, netos".

• Cesión de las áreas Río Mayo y Sarmiento

Con fecha 2 de agosto de 2019 YPF y Capetrol Argentina S.A. ("Capetrol") celebraron un acuerdo de cesión por el que

YPF le cede a Capetrol el 100% de las concesiones de explotación sobre las áreas Río Mayo y Sarmiento, ubicadas en la provincia de Chubut. El acuerdo contempla la cesión de la concesión por un monto de US$ 1,1 millón.

Con fecha 25 de octubre de 2019, mediante el Decreto N° 1.185/2019, la provincia de Chubut aprobó la cesión. Asimismo, con fecha 28 de octubre de 2019 YPF y Capetrol suscribieron los documentos necesarios para perfeccionar la cesión.

Por lo mencionado precedentemente, el Grupo ha registrado en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 una pérdida de 187 incluida en el rubro "Otros resultados operativos, netos".

• Cesión de las áreas Al Sur de La Dorsal, Anticlinal Campamento, Dos Hermanas y Ojo de Agua

Con fecha 20 de diciembre de 2018 YPF y Oilstone Energía S.A. ("OESA") celebraron un acuerdo de cesión de YPF a OESA del 100% de las concesiones de explotación sobre las áreas Al Sur de La Dorsal, Anticlinal Campamento, Dos Hermanas y Ojo de Agua, ubicadas en la provincia de Neuquén. El acuerdo contempla la cesión de la concesión por un monto de US$ 12 millones.

Con fecha 24 de julio de 2019, mediante el Decreto N° 1.346/2019, la provincia de Neuquén aprobó la cesión de las áreas. Asimismo, con fecha 31 de julio de 2019 YPF y OESA suscribieron los documentos necesarios para perfeccionar la cesión.

Por lo mencionado precedentemente, el Grupo ha registrado en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 una pérdida de 558 incluida en el rubro "Otros resultados operativos, netos".

• Adquisición del área Aguada del Chañar

Con fecha 25 de junio de 2019, YPF recibió una notificación de IEASA informando que resultó adjudicataria de la Licitación Pública Nacional e Internacional N° ADCH 01/2019, relativa a la cesión por parte de IEASA del 100% de la concesión de explotación convencional, no convencional y de transporte otorgadas sobre el área Aguada del Chañar ubicada en la provincia de Neuquén, junto con todos sus activos e instalaciones. YPF resultó adjudicataria de dicha licitación presentando una ofertade US$ 96 millones.

Con fecha 28 de junio de 2019, se publicó en el BO de la provincia de Neuquén el Decreto N° 1.096/2019 autorizando la cesión informada. En la misma fecha, IEASA e YPF suscribieron los acuerdos definitivos que instrumentaron la cesión.

Por lo mencionado precedentemente, el Grupo ha registrado en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 una propiedad minera exploratoria por 4.055 en el rubro "Activos intangibles".

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3. ADQUISICIONES Y DISPOSICIONES (Cont.)

• Adquisición de la Central Térmica Ensenada de Barragán

Con fecha 29 de mayo de 2019 la Sociedad recibió una notificación de IEASA informando que YPF y Pampa Cogeneración

S.A., una sociedad controlada por Pampa Energía S.A. ("Pampa"), habiendo efectuado una oferta conjunta, resultaron adjudicatarias de la Licitación Pública Nacional e Internacional N° CTEB 02/2019, la cual fue lanzada mediante la

Resolución Nº 160/2019 de la SGE (la "Licitación"), relativa a la venta y transferencia por parte de IEASA del fondo de comercio de la Central Térmica Ensenada de Barragán ("CTEB"). Las adjudicatarias decidieron adquirir la CTEB en forma conjunta, a través de una sociedad co-controlada por ambas, con una participación de 50% del capital social y votos cada una, llamada CT Barragán S.A.

La CTEB se encuentra ubicada en el polo petroquímico de la localidad de Ensenada, provincia de Buenos Aires, y dispone a la fecha de una potencia instalada de 567 MW. Como parte de la transacción, los adquirentes deberán completar, en un plazo de 30 meses, las obras necesarias para que la CTEB opere a ciclo combinado, aumentando la potencia instalada a 840 MW.

Tanto el ciclo abierto como el ciclo cerrado cuentan con contratos de abastecimiento de energía con CAMMESA bajo la Resolución SE N°220/2007, el primero de fecha 26 de marzo de 2009 cuyo vencimiento opera el 27 de abril de 2022 y el segundo de fecha 26 de marzo de 2013 por un plazo de 10 años a partir de la operación comercial del ciclo combinado.

El precio conjunto relativo a la adquisición de la CTEB ascendió a la suma de US$ 282 millones, suma que incluye el monto final (en efectivo) ofertado en la licitación de la CTEB y el precio de compra de cierta cantidad de valores representativos de deuda ("VRD") emitidos con motivo del "Contrato suplementario del programa global de fideicomisos financieros y de administración para la ejecución de obras de infraestructura energética -Serie 1- ENARSA (Barragán)" (el

"Fideicomiso"). El precio se encuentra sujeto a ciertos ajustes previstos bajo el pliego de la Licitación.

La adquisición del fondo de comercio de la CTEB importa, asimismo, la cesión en favor de CT Barragán S.A. de la posición contractual del carácter de fiduciante del Fideicomiso, cuya deuda en VRD (excluyendo la cantidad de VRD a ser adquiridos conjuntamente por CT Barragán S.A.) ascendió aproximadamente a US$ 229 millones, cuyo repago se estima será abonado con el flujo de la CTEB.

Con fecha 26 de junio de 2019 se perfeccionó la venta y transferencia por parte de IEASA del fondo de comercio de la CTEB a favor de CT Barragán S.A. Cada accionista realizó un aporte de capital de US$ 100 millones a CT Barragán S.A., la que además ha obtenido un préstamo por un monto de US$ 170 millones de un sindicato de bancos y un nuevo cronograma de pagos y condiciones del fideicomiso existente de la CTEB. En ambos casos,sin recursoa sus accionistas salvo en el caso de incumplimiento de ciertas condiciones.

CT Barragán S.A. celebró con Pampa e YPF EE un acuerdo para la provisión de los servicios de administración y gerenciamiento de la CTEB, los cuales serán prestados de forma rotativa entre Pampa e YPF EE por períodos de 4 años. CT Barragán S.A. también suscribió con YPF EE un acuerdo para la prestación de servicios de supervisión de las obras correspondientes para la ejecución del cierre de ciclo de la CTEB.

La siguiente tabla detalla la contraprestación transferida y los valores razonables de los activos adquiridos y los pasivos asumidos por CT Barragán S.A. al 26 de junio de 2019, luego de considerar el ajuste de precio por US$ 10 millones:

Valor razonable a la fecha de adquisición

Valor razonable de activos identificables y pasivos asumidos:

Activos financieros a valor razonable ...............................................	682
Propiedades, plantay equipo .........................................................	20.330
Inv entarios ................................................................................	341
VRD .........................................................................................	(9.760)
Total Activos netos identificables / Contraprestación ......................	11.593

El valor razonable de las propiedades, planta y equipo e inventarios se calculó considerando principalmente el enfoque del costo de reposición depreciado correspondiente a los bienes adquiridos. A tal efecto, CT Barragán S.A. contó con la asistencia de un valuador externo. Adicionalmente, CT Barragán S.A. ha calculado el valor presente ponderado de los flujos de fondos futuros que espera obtener de los activos para corroborar que el valor razonable no sea superior a su valor recuperable.

Como resultado del proceso descripto, CT Barragán S.A. no ha identificado activos intangibles separados que deban ser reconocidos en relación con la adquisición del negocio.

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3. ADQUISICIONES Y DISPOSICIONES (Cont.)

• Cesión de las áreas Bajo del Piche, Barranca de Los Loros, El Medanito y El Santiagueño

Con fecha 11 de junio de 2018 YPF y Petróleos Sudamericanos S.A. ("PS") celebraron un convenio de cesión del 100% de las concesiones de explotación sobre las áreas Bajo del Piche, Barranca de Los Loros, El Medanito y El Santiagueño, ubicadas en las provincias del Neuquén y Río Negro por un monto de US$ 22,3 millones.

Con fecha 2 de diciembre de 2018, mediante el Decreto N° 1.677/2018, la provincia de Río Negro aprobó la cesión. Asimismo, con fecha 20 de diciembre de 2018 YPF y PS suscribieron los documentos necesarios para perfeccionar la cesión.

Con fecha 2 de enero de 2019 YPF y PS firmaron un acta por la cual PS a partir de ese día toma posesión de las instalaciones ubicadas en las áreas mencionadas, haciéndose responsable de las mismas y liberando a YPF de su rol de operador de dichas concesiones de explotación.

Con fecha 11 de febrero de 2019, el Poder Ejecutivo de la provincia de Río Negro publicó el Decreto N° 1.677/2018 que autorizó la venta del 100% de la concesión de explotación.

Por lo mencionado precedentemente, el Grupo ha registrado en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 una ganancia de 1.523 incluida en el rubro "Otros resultados operativos, netos".

• Acuerdo para la explotación de las áreas Aguada Pichana y Aguada de Castro

Luego del intercambio de participaciones mencionado en la Nota 33.b, el Grupo ha registrado en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018 una ganancia de 1.167 incluida en el rubro "Otros resultados operativos, netos".

• Cesión de participación en el área Bajo del Toro

Luego de cumplirse con las condiciones precedentes mencionadas en la Nota 33.b, el Grupo ha registrado en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018 una ganancia de 871 incluida en el rubro "Otros resultados operativos, netos".

• Acuerdo para la capitalización en YPF Energía Eléctrica S.A.

Con fecha 14 de diciembre de 2017, el Directorio de la Sociedad aprobó los términos del acuerdo de entendimiento celebrado con GE Energy Financial Services, Inc. ("GE EFS") que establecía las condiciones marco bajo las cuales las partes acordarían la capitalización de YPF EE. Este Acuerdo, cuyas condiciones marco fueron aprobadas por el Directorio de la Sociedad, establecía que GE EFS tenía intención de aportar capital a través de una sociedad vehículo y suscribir acciones de YPF EE a fin de tener una participación accionaria del 25% de su capital social.

Al 31 de diciembre de 2017, el Grupo había clasificado su inversión en YPF EE como activos y pasivos mantenidos para su disposición en líneas separadas del resto de los activos y pasivos, dado que a esa fecha se habían cumplido todos los requisitos para esta clasificación (ver Nota 2.b.24). Dado que al momento de la clasificación el valor razonable menos los costos de la transacción era mayor, la inversión en YPF EE fue valuada a su valor contable, por lo tanto, no se registró ningún deterioro de valor al momento de la reclasificación. Si bien YPF EE representaba un componente dentro de YPF por tratarse de una UGE individual dentro del segmento de Gas y Energía, no calificó como operación discontinuada ya que no representaba una línea de negocio o un área geográfica significativa.

Con fecha 6 de febrero de 2018, fueron aceptadas las condiciones del acuerdo definitivo y vinculante celebrado por YPF con EFS Global Energy B.V. ("GE") y GE Capital Global Energy Investments B.V., sociedades indirectamente controladas por GE EFS, que establece las condiciones para la capitalización de YPF EE (el "Acuerdode Suscripción de Acciones").

El Acuerdo de Suscripción de Acciones establece que GE, sujeto al cumplimiento de ciertas condiciones precedentes, suscribirá acciones de YPF EE a fin de tener una participación accionaria del 24,99% de su capital social y controlar de manera conjunta esta sociedad con YPF.

Con fecha 20 de marzo de 2018, GE EFS Pow er Investments B.V., una subsidiaria de EFS Global Energy B.V. (ambas sociedades indirectamente controladas por GE Energy Financial Services, Inc.; todas en su conjunto "GE"), suscribió acciones de YPF EE por el equivalente al 24,99% de su capital social para controlar de manera conjunta esta sociedad con YPF, obligándose a realizar un aporte de la siguiente manera:

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3. ADQUISICIONES Y DISPOSICIONES (Cont.)

- Precio de suscripción de US$ 275 millones:
- • US$ 135 millones a la fecha del cierre de la transacción; y
- • US$ 140 millones a los 12 meses de la fecha de cierre de la transacción.
- Precio contingente de hasta un máximo de US$ 35 millones sujeto a la evolución de los precios del mercado eléctrico (33,33% a los 24 meses de la fecha del cierre de la transacción y 16,67% cada año subsiguiente).

De esta manera, la composición accionaria de YPF EE luego de la emisión de acciones quedó de la siguiente manera:

Cantidad de	Participación en	Clase de la
Accionista	acciones	el capital social	acción
Y PF	2.723.826.879	72,69218%	A
OPESSA	86.476.112	2,30783%	A
Grupo	2.810.302.991	75,00001%	A
GE	936.767.364	24,99999%	B
To tal	3.747.070.355	100,00000%

La siguiente tabla muestra los principales activos y pasivos mantenidos para su disposición al 31 de diciembre de 2017:

- Grupo de activos mantenidos para su disposición:

31 de diciembre

de 2017
Propiedades, plantay equipo ..............................	4.982
Inv ersiones en asociadas y negocios conjuntos .......	2.117
Inv entarios .....................................................	1
Otros créditos ..................................................	914
Créditos porventas ..........................................	713
Inv ersiones en activos financieros ........................	78
Efectivoyequivalentesdeefectivo .......................	61
Subtotal .........................................................	8.866
Eliminaciones ..................................................	(43)
Total .............................................................	8.823

-Pasivos asociados al grupo de activos mantenidos para su disposición:

31 de diciembre de 2017

Prov isiones .....................................................	96
Pasivo por impuesto diferido ...............................	282
Remuneraciones y cargas sociales ......................	47
Otros pasivos ..................................................	1
Préstamos ......................................................	4.072
Cuentas por pagar ............................................	938
Subtotal .........................................................	5.436
Eliminaciones ..................................................	(1.243)
Total .............................................................	4.193

Por aplicación de la NIIF 10 y como consecuencia del proceso de capitalización de YPF EE descripto anteriormente, el Grupo ha registrado en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018 una ganancia de 11.980 (11.879 a través de YPF y 101 a través de OPESSA) incluida en el rubro "Otros resultados operativos, netos", que incluye una ganancia de 13.552

(13.451 a través de YPF y 101 a través de OPESSA) por la dilución de su participación sobre el patrimonio de YPF EE con la pérdida de control sobre la misma y la posterior revaluación de su participación residual (3.438 y 10.114, respectivamente) y una pérdida de 1.572 (íntegramente correspondiente a YPF) por la reversión contra el resultado neto del período del saldo acumulado de la conversión de la inversión en esta sociedad.

Para la determinación del valor razonable de la inversión en YPF EE, el Grupo ha considerado todos los elementos disponibles a la fecha de los presentes estados financieros incluyendo la mejor estimación de la ocurrencia de los pagos contingentes previstos en la operación. No obstante, el Grupo tuvo el plazo de 1 año para la evaluación de todos los hechos y circunstancias existentes a la fecha de la transacción que pudieran haber afectado la medición del valor razonable de la misma, sin identificarse cambios en dicha medición.

Respecto a la participación mantenida luego de la transacción mencionada anteriormente, el Grupo ha seguido los lineamientos de la NIIF 10 "Estados financieros consolidados" y ha concluido que a partir del ingreso de GE a YPF EE,

GE e YPF controlan YPF EE de manera conjunta. En consecuencia, el Grupo aplicó la NIIF 11 "Acuerdos conjuntos" definiendo a dicha sociedad como negocio conjunto, y la midió de acuerdo con el método de la participación en función a la NIC 28 "Inversiones en asociadas y negocios conjuntos".

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3. ADQUISICIONES Y DISPOSICIONES (Cont.)

Algunos de los principales aspectos evaluados se describen a continuación:

(i) Las decisiones sobre las actividades relevantes de YPF EE se toman de manera conjunta, no existiendo poder de un accionista por sobre el otro con relación a dichas actividades, independientemente de los diferentes porcentajes de participación en el capital social en YPF EE que tiene cada accionista. Si bien el Grupo posee un 75,00001% de participación en YPF EE, según el acuerdo de accionistas, para la toma de decisiones sobre las actividades relevantes, en el Directorio se necesita la aprobación de al menos un Director designado por cada clase de acciones y en la Asamblea se necesita la aprobación de cada clase de acciones para la adopción de dichas decisiones .
(ii) No existe poder según es definido en la NIIF 10 de un accionista en detrimento de otro, independientemente del número de Directores y del personal (clave o no) designado por cada clase de acciones, en la dirección de la entidad para beneficiarse a sí misma o para modificar de manera unilateral los rendimientos variables de la inversión, o en definitiva direccionar de manera unilateral cualquiera de las decisiones asociadas a las actividades relevantes.

• Adquisición de activos estratégicos de Oil Combustibles S.A. ("Oil")

A partir de la resolución del juez a cargo de la quiebra de Oil de fecha 11 de mayo de 2018 y mediante resolución del 1 de junio de 2018, el juez interviniente decidió adjudicar a YPF y Destilería Argentina de Petróleo S.A. ("DAPSA") la gestión de los activos de la empresa en marcha Oil en los términos de la oferta presentada por ambas sociedades, conforme la cual YPF y DAPSA tuvieron derecho por un período de 2 meses al uso de los activos logísticos (muelles y tanques de almacenamiento de combustible ubicados en la terminal fluvial de Oil situada sobre el río Paraná), al abastecimiento exclusivo de combustibles en forma directa por parte de DAPSA de la totalidad de la red de estaciones de servicio de bandera Oil y a igualar la mejor oferta de compra de un tercero ya sea por la totalidad o parte de las instalaciones de Oil y para abastecimiento exclusivo de la red comercial de bandera Oil cuando sean licitados los activos de Oil en el marco del proceso de liquidación de los bienes de esta sociedad.

Con fecha 27 de julio de 2018 YPF y DAPSA presentaron un escrito indicando que estaban en condiciones de continuar el servicio por 2 meses adicionales sujeto a ciertas condiciones, lo que fue aceptado por la sindicatura de la quiebra y el juez.

La audiencia para la apertura de ofertas para los interesados en adquirir los activos industriales de Oil, originalmente prevista para el 14 de septiembre de 2018, se celebró con fecha 1 de octubre de 2018.

Con fecha 2 de octubre de 2018, YPF fue notificada de la resolución judicial por la cual el juez a cargo del proceso de quiebra resolvió la adjudicación de los activos de Oil a favor de YPF y DAPSA, en el marco del proceso de licitación nacional e internacional llevado a cabo para la enajenación de dichos activos.

El precio total de la operación ascendió a la suma de US$ 85 millones, que fue pagado con fecha 2 de noviembre de 2018. De ese total, US$ 63 millones corresponden a los activos netos incorporados por YPF. Éstos, en especial los muelles y tanques de almacenamiento de combustible ubicados en la terminal fluvial situada sobre el río Paraná, permitirán ampliar la capacidad logística de YPF tanto para sus negocios actuales como potenciales.

YPF solicitó la indisponibilidad de los fondos, los que permanecieron a la orden del juzgado en cuenta judicial hasta que se efectivizó la transferencia y registración de los bienes inmuebles adquiridos a favor de YPF, en el año 2019. Los inmuebles que comprenden la Terminal Fluvial fueron inscriptos ante el Registro General de Rosario, dependiente del Ministerio de Justicia de la Provincia de Santa Fe.

Adicionalmente, con fecha 6 de noviembre de 2018, la Sala D de la Cámara Nacional de Apelaciones en lo Comercial rechazó la apelación presentada por algunos ex accionistas de Oil que cuestionaba la adjudicación a favor de YPF y DAPSA en el marco del proceso licitatorio antes referido.

La adquisición de estos activos calificó como combinación de negocios según la NIIF 3.

El siguiente cuadro resume la contraprestación, los valores razonables de los activos adquiridos y los pasivos asumidos a la fecha de adquisición:

Valor razonable a la fecha
de adquisición
Valor razonable de activosidentificables y pasivos asumidos:
Propiedades, plantay equipo .........................................................	2.327
Inv entarios ................................................................................	445
Prov isiones ................................................................................	(465)
Total activos netos identificables/ contraprestación .......................	2.307

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3. ADQUISICIONES Y DISPOSICIONES (Cont.)

• Cesión de participación en el área Aguada de La Arena y Río Neuquén

En el marco de la adquisición por parte de Pampa Energía S.A. ("PEPASA") del total del paquete accionario de Petrobras

Participaciones S.L., que poseía la titularidad del 67,2% del capital y votos de Petrobras Argentina S.A. ("PESA"), YPF y PEPASA celebraron un acuerdo sujeto a ciertas condiciones precedentes bajo el cual, una vez perfeccionada la adquisición por parte de PEPASA del control accionario de PESA, esta última cedió a YPF participaciones en las concesiones de explotación de dos áreas ubicadas en la Cuenca Neuquina con producción y alto potencial de desarrollo de gas (del tipo tight y shale), a ser operadas por YPF, en los porcentajes que se detallan a continuación: (i) 33,33% de participación en el área Río Neuquén, ubicada en la provincia de Neuquén y en la provincia de Río Negro; y (ii) 80% de participación en el área Aguada de La Arena, ubicada en la provincia de Neuquén.

A efectos de instrumentar este acuerdo, PEPASA e YPF firmaron el referido Acuerdo Marco de Financiamiento y Adquisición de Participaciones y un Contrato de Préstamo en virtud del cual YPF, con fecha 25 de julio de 2016, le otorgó a PEPASA un préstamo garantizado para la adquisición indirecta de las áreas antes mencionadas por un monto de US$ 140 millones, equivalente al precio de adquisición de las participaciones antes referidas, el cual no difirió del valor razonable de la participación en dichas áreas.

Con fecha 14 de octubre de 2016 se concretó la cesión de las participaciones en las concesiones de explotación entre YPF y PESA, según lo que se detalla a continuación: (i) 33,33% de participación en el área Río Neuquén por un precio de US$ 72 millones; y (ii) 80% de participación en el área Aguada de La Arena, por un precio de US$ 68 millones.

Con fecha 23 de febrero de 2017, YPF y Petrouruguay S.A. firmaron el acuerdo definitivo para la cesión a favor de YPF del 20% de participación en el área Aguada de La Arena por un monto de US$ 18 millones. De esta manera, YPF incrementó su participación hasta el 100% en la mencionada área.

El 31 de marzo de 2017 YPF canceló mediante pago en especie el saldo del precio de la cesión del 33,33% de participación en el área Río Neuquén y el 80% de participación en el área Aguada de La Arena a través de la cesión a favor de PESA de su posición contractual bajo el contrato de préstamo suscripto con PEPASA.

Con fecha 5 de septiembre 2018, mediante el Decreto N° 1.401/2018, la provincia de Neuquén aprobó la cesión del 33,33% del área Río Neuquén a favor de YPF. Por su parte, con fecha 17 de diciembre de 2018, mediante el Decreto N° 2.314/2018, la provincia de Neuquén aprobó la cesión del 100% de la participación en el Área Aguada de La Arena a favor de YPF (junto con la cesión a favor de YPF del 20% de la concesión de transporte del área).

• Cesión del área Cerro Bandera

YPF y Oilstone Energía S.A. ("OESA"), celebraron el 22 de noviembre de 2017 un acuerdo de cesión del 100% de la concesión de explotación sobre el área Cerro Bandera en la provincia de Neuquén (la "Concesión"). Cabe aclarar que

OESA opera el bloque desde el año 2011 en virtud del respectivo contrato de operación con YPF.

El acuerdo contempla la cesión de la Concesión por un monto de US$ 14 millones. Asimismo, el acuerdo prevé que YPF mantiene derechos, bajo ciertos términos y condiciones, sobre (i) las formaciones Vaca Muerta y Molles, en las que podrá continuar realizando trabajos de exploración y eventual explotación; y (ii) un proyecto exploratorio en la región norte de la Concesión, y su eventual explotación.

Con fecha 27 de abril de 2018, el Poder Ejecutivo de la provincia de Neuquén emitió el Decreto N° 525/2018 que autorizó la cesión del 100% de la concesión de explotación sobre el área Cerro Bandera prevista en el convenio de cesión.

Por lo mencionado precedentemente, el Grupo ha registrado en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018 una ganancia de 284 incluida en el rubro "Otros resultados operativos, netos".

4. ADMINISTRACIÓN DEL RIESGO FINANCIERO

Las actividades del Grupo lo exponen a una variedad de riesgos financieros: Riesgos de mercado (incluyendo el riesgo de tipo de cambio, el riesgo de tasa de interés y el riesgo de precio), riesgo de crédito y riesgo de liquidez. Dentro del Grupo, se ejercen funciones de gestión de riesgo con respecto a los riesgos financieros que surgen de instrumentos financieros a los que el Grupo está expuesto durante un período o a una fecha determinada.

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4. ADMINISTRACIÓN DEL RIESGO FINANCIERO (Cont.)

A continuación, se describen los principales riesgos que podrían tener un efecto adverso significativo en la estrategia del Grupo, su desempeño, los resultados de sus operaciones y su situación financiera. Los riesgos enumerados a continuación, no se presentan siguiendo un particular orden de importancia relativa o probabilidad de ocurrencia.

Los análisis de sensibilidad al riesgo de mercado que se incluyen más adelante se basan en el cambio en uno de los factores mientras todos los demás se mantienen constantes. En la práctica, es poco probable que así ocurra, y los cambios en varios factores pueden tener correlación, por ejemplo, en variaciones en la tasa de interés y variaciones en el tipo de cambio.

El análisis de sensibilidad solo brinda una visión limitada, en un punto en el tiempo. El impacto real sobre los instrumentos financieros del Grupo podría variar significativamente con respecto al impacto que se muestra en el análisis de sensibilidad.

• Administración del riesgo de mercado

El riesgo de mercado al cual el Grupo se encuentra expuesto consiste en la posibilidad de que la valuación de los activos

o pasivos financieros como así también ciertos flujos de fondos esperados podrían verse negativamente afectados ante cambios en las tasas de interés, en los tipos de cambio o en otras variables de precios.

A continuación, se expone una descripción de los riesgos mencionados como así también un detalle de la magnitud a la cual el Grupo se encuentra expuesto, y un análisis de sensibilidad a posibles cambios en cada una de las variables de mercado relevantes.

Riesgo de tipo de cambio

El valor de aquellos activos y pasivos financieros denominados en una moneda distinta a la moneda funcional de YPF, está sujeto a variaciones que se derivan de la fluctuación de los tipos de cambio. Dado que la moneda funcional de YPF es el dólar estadounidense, la divisa que genera la mayor exposición en términos de efectos en resultados es el peso (la moneda de curso legal en la Argentina).

Asimismo, en base a las restricciones dispuestas por el BCRA para el acceso al mercado de cambios, particularmente a partir de la publicación de la Comunicación N° 7.030 (ver Nota 34.k), el Grupo ha ido reduciendo la porción de su efectivo y equivalentes de efectivo nominada en monedas distintas al peso argentino y, en consecuencia, el mismo puede verse afectado en caso de modificaciones en el tipo de cambio, lo que motivó la operación con instrumentos financieros derivados como cobertura siguiendo la política contable definida en la Nota 2.b.17.

El siguiente cuadro brinda un detalle del efecto que tendría una variación del 10% en los tipos de cambio correspondientes al peso respecto del dólar en los resultados del Grupo, relacionado con la exposición de sus activos y pasivos financieros nominados en pesos al 31 de diciembre de 2020:

Incremento (+) / Disminución	Ganancia (Pérdida) por el
(-) del tipo de cambio del	ejercicio finalizado el 31 de
peso respecto del dólar	diciembre de 2020
Ef ecto en el resultado antes de impuesto a las ganancias	+10%	(1. 770)
correspondiente a activos y pasivos financieros .........................	-10%	1. 770
Riesgo de tasa de interés

El Grupo se encuentra expuesto a riesgos asociados con las fluctuaciones de las tasas de interés por los préstamos e inversiones. Las variaciones en las tasas de interés pueden afectar a los ingresos o gastos por intereses de los activos y pasivos financieros referenciados a una tasa de interés variable. Asimismo, pueden modificar el valor razonable de activos y pasivos financieros que devengan una tasa de interés fija.

A continuación, se detallan los activos y pasivos financieros que devengan interés al 31 de diciembre de 2020, según el tipo de tasa aplicable:

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4. ADMINISTRACIÓN DEL RIESGO FINANCIERO (Cont.)

Activos	Pasivos
financieros (1)	financieros (2)
Tasa de interés fija ...........................................................	36.055	606.277
Tasa de interés variable .....................................................	8.906	72.029
Total (3) ..........................................................................	44.961	678.306

(1) Incluye inversiones temporarias, préstamos con sociedades relacionadas y créditos de naturaleza comercial con acuerdos de pago que devengan inter és. No incluye al resto de créditos de naturaleza comercial que mayoritariamente no devengan interés.
(2) Incluye exclusivamente préstamos financieros. No incluye los pasivos de naturaleza comercial los cuales mayoritariamente no devengan interés ni los pasivos por arrendamientos.
(3) Incluye capital e intereses.

Los préstamos financieros a tasa variable representan un 10% del total de préstamos al 31 de diciembre de 2020 e incluyen ON, prefinanciación de exportaciones, financiación de importaciones y préstamos financieros con entidades locales e internacionales. La porción de deuda a tasa de interés variable está sujeta principalmente a las oscilaciones de las tasas BADLAR y LIBOR, de la cual 24.298 devengan una tasa de interés variable BADLAR más un spread entre 0,10% y 9,85% y 44.836 una tasa de interés variable LIBOR más un spread entre 0,88% y 8,50%.

Aproximadamente un 94% del total de los préstamos financieros del Grupo se encuentran nominados en dólares y el resto en pesos argentinos al 31 de diciembre de 2020.

En cuanto a los activos financieros, además de los créditos de naturaleza comercial los cuales poseen una baja expos ición al riesgo de tasa de interés, se incluyen principalmente depósitos a la vista, depósitos a plazo fijo, cuotas parte de fondos comunes de inversión del tipo "money market" o renta fija de corto plazo, Bonos de La República Argentina y Letras del

Tesoro.

La estrategia del Grupo para cubrir el riesgo de tasa de interés se basa en la colocación de fondos a tasa variable, que compensen parcialmente los préstamos financieros a tasa variable, así como en mantener porcentajes relativamente bajos de deuda a tasa variable.

El Grupo no utiliza instrumentos financieros derivados para cubrir los riesgos asociados a las tasas de interés.

En el cuadro a continuación se detalla la estimación del impacto en el resultado integral ante una variación en las tasas de interés variable en más o menos 100 puntos básicos:

Incremento (+) / Disminución

(-) en las tasas de interés

(puntos básicos)Ganancia (Pérdida) por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020

Efectoenelresultadodespuésdeimpuestos .....................

+100 -100

(766)

766

Riesgo de precio

El Grupo está expuesto al riesgo de precio propio de las inversiones en instrumentos financieros clasificadas como a valor razonable con cambios en resultados (títulos públicos y fondos comunes de inversión). El Grupo monitorea permanentemente la evolución de los precios de las mismas para detectar movimientos significativos, al 31 de diciembre de 2020 la Sociedad se vio afectada por la variación de la cotización de los títulos públicos y fondos comunes de inversión. Ver Nota 6.

Al 31 de diciembre de 2020, el valor total de los activos financieros a valor razonable con cambios en resultados del Grupo asciende a 44.468.

El siguiente cuadro brinda un detalle del efecto que tendría una variación del 10% en los precios de las inversiones en instrumentos financieros en los resultados del Grupo al 31 de diciembre de 2020:

Incremento (+) / Disminución

Ef ecto en el resultado antes de impuestos .........................

(-) en los precios de las	Ganancia (Pérdida) por el
inversiones en instrumentos	ejercicio finalizado el 31 de
financieros	diciembre de 2020
+10%	4.447
-10%	(4.447)

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4. ADMINISTRACIÓN DEL RIESGO FINANCIERO (Cont.)

El Grupo no utiliza instrumentos financieros derivados para cubrir los riesgos asociados a la fluctuación del precio de commodities como así tampoco al riesgo propio de las inversiones en títulos públicos y fondos comunes de inversión.

La política de precios del Grupo con respecto a la venta de combustibles contempla varios factores como los precios internacionales del petróleo crudo, los diferenciales de refinación, el proceso y los costos de procesamiento y distribución, los precios de los biocombustibles, el tipo de cambio, la demanda y oferta local, la competencia, los inventarios, los derechos de exportaciones, los impuestos locales y márgenes domésticos para sus productos, entre otros.

En consecuencia, más allá de la expectativa del Grupo de mantener sustancialmente los precios internos con referencia a aquellos en los mercados internacionales, la exposición al riesgo de precios dependerá de otros factores (incluyendo, pero no limitado por, abruptas modificaciones en el tipo de cambio, o en los precios internacionales o potenciales limitaciones legales o regulatorias) que también se consideran en la política de precios del Grupo, y que por ende puede llevar al Grupo a no reflejar completamente en el corto plazo los precios de paridad internacional en los precios domésticos , situación que se evidenció durante los años 2018 y 2019, conforme lo establecido en el acuerdo de estabilidad de precios de fecha 8 de mayo de 2018 suscripto por el MINEM y empresas refinadoras (entre ellas YPF), y en el Decreto N° 566/2019 y sus respectivas modificaciones. En el año 2020, se evidenció igual situación conforme lo establecido en el Decreto N° 488/2020 hasta agosto de 2020. A partir de esa fecha, productores y refinadores negociaron precios tomando como referencia los precios internacionales de petróleo. Ver Notas 2.c y 34.e.

• Administración del riesgo de liquidez

El riesgo de liquidez se encuentra asociado a la incapacidad de disponer de los fondos necesarios para hacer frente a las obligaciones tanto en el corto plazo como así también en el mediano y largo plazo.

Tal como se menciona en apartados precedentes, el Grupo pretende que el perfil de vencimientos de su deuda financiera se adecúe a su capacidad de generar flujos de caja teniendo en cuenta la necesidad de financiar las erogaciones proyectadas para cada ejercicio. Al 31 de diciembre de 2020 las disponibilidades de liquidez alcanzan los 54.618, considerando efectivo por 14.843 y otros activos financieros líquidos por 39.775. Adicionalmente, el Grupo cuenta con otras inversiones de libre disponibilidad en Letras del Tesoro por 19.052 incluidas en el rubro "Inversiones en activos f inanc ier os " (ver Nota 6). Las líneas de crédito bancarias no comprometidas junto con el mercado de capitales proporcionan una fuente importante de financiamiento. Asimismo, YPF tiene capacidad de emitir deuda adicional bajo el Programa global de ON y bajo el Régimen de Emisor Frecuente.

En relación con las restricciones dispuestas por el BCRA para el acceso al mercado de cambios, en particular a partir de la publicación de la Comunicación N° 7.106, sobre los vencimientos de capital de endeudamientos financieros con el exterior y emisiones de títulos de deuda denominados en moneda extranjera programados entre el 15 de octubre de 2020 hasta el 31 de marzo de 2021, el Grupo ha dado por cumplidas todas las disposiciones emitidas. Ver Notas 34.k y 38.

En el cuadro adjunto se analizan los vencimientos de los pasivos financieros existentes a 31 de diciembre de 2020:

31 de diciembre de 2020

Vencimiento

De 0 a 1	De 1 a 2	De 2 a 3	De 3 a 4	De 4 a 5	A más de 5
año	años	años	años	años	años	Total
Pasivos financieros
Pasivos por arrendamientos ......	22.098	11.757	5.600	2.620	1.818	2.377	46.270
Préstamos ............................	150.731	78.543	60.020	66.164	132.104	190.744	678.306
Otros pasivos ........................	9.062	2.284	34	642	-	1	12.023
Cuentas por pagar (1) ...............	138.537	41	1	-	-	640	139.219
320.428	92.625	65.655	69.426	133.922	193.762	875.818

(1)Los importes mostrados corresponden a los flujos de caja contractuales sin descontar dado que los valores descontados no difieren significativamente de los valores nominales.

Mayoritariamente, los préstamos del Grupo contienen cláusulas habituales de compromisos (covenants), dentro de los que se incluyen compromisos financieros asociados al ratio de apalancamiento y al ratio de deuda de cobertura de servicio de deuda, afectación negativa por fallos materiales adversos, entre otros. Ver Notas 15, 31 y 32.

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4. ADMINISTRACIÓN DEL RIESGO FINANCIERO (Cont.)

Bajo los términos de los contratos de préstamos y ON, si el Grupo incumpliera un compromiso o no pudiera remediarlo en el plazo estipulado, estaría en incumplimiento (default), situación que limitaría su liquidez y, dado que la mayoría de sus préstamos contiene disposiciones de incumplimiento cruzado, podría resultar en una exigibilidad anticipada de sus obligaciones.

Al 31 de diciembre de 2020, el Grupo ha superado el límite establecido en el ratio de apalancamiento permitido en los covenants. y, consecuentemente, si bien no hay aceleración de montos adeudados ni afectación a la refinanciación de préstamos existentes, tiene ciertas limitaciones en su capacidad de tomar deuda adicional. Sin embargo, existen ciertas excepciones que le otorgan suficiente flexibilidad al Grupo para administrar su endeudamiento.

Cabe mencionar que, de acuerdo con los términos y condiciones de los préstamos que la subsidiaria Metrogas ha tomado con Industrial and Commercial Bank of China Limited - Dubai Branch e Itaú Unibanco - Miami Branch, los indicadores de cobertura de servicio de deuda e intereses no hubieran sido cumplidos, lo cual podría haber acelerado los vencimientos de estos pasivos financieros. No obstante, con fecha 31 de diciembre de 2020, los acreedores financieros consintieron formalmente dispensar a Metrogas de su obligación contractual de dar cumplimiento a dichos indicadores financieros al 31 de diciembre de 2020.

• Administración del riesgo de crédito

El riesgo de crédito se define como la posibilidad de que un tercero no cumpla con sus obligaciones contractuales, originando con ello pérdidas para el Grupo.

El riesgo de crédito en el Grupo se mide y controla por cliente o tercero individualmente. El Grupo cuenta con sistemas propios para la evaluación crediticia permanente y la determinación de límites de crédito para todos sus deudores y terceros, alineados con las mejores prácticas utilizando para ello tanto antecedentes internos vinculados a los mismos, como así también fuentes externas de datos.

Los instrumentos financieros del Grupo que potencialmente están sujetos al riesgo de concentración crediticia consisten principalmente en los saldos de efectivo y equivalentes de efectivo, inversiones en activos financieros, créditos por ventas y otros créditos. El Grupo invierte sus excesos temporarios de caja en colocaciones de alta liquidez en instituciones financieras en Argentina y en el exterior con alta calificación crediticia. En el curso normal de sus negocios y sobre la base de análisis crediticios realizados en forma continua, el Grupo otorga crédito a sus clientes y a ciertas compañías relacionadas.

Asimismo, se imputa en el estado de resultados integrales el cargo por créditos de cobro dudoso sobre la base de información específica de sus clientes.

Las provisiones por créditos de cobro dudoso se determinan de acuerdo con lo mencionado en la Nota 2.b.18.

Adicionalmente, la Sociedad ha registrado un cargo por deterioro de los créditos relacionados con el Decreto N° 1.053/2018. Ver Nota 34.f.

La exposición máxima al riesgo de crédito del Grupo al 31 de diciembre de 2020, distinguiendo por el tipo de instrumento financiero y sin descontar los importes cubiertos mediante garantías y otros mecanismos mencionados más abajo, se detalla a continuación:

Exposición máxima al

31 de diciembre de

2020

Efectivoyequivalentesdeefectivo .............................. 54.618

Otros activosfinancieros ........................................... 180.382

Considerando la exposición máxima al riesgo de los Otros activos financieros medidos a costo amortizado en función de la concentración de contrapartes, los créditos con el Estado Nacional, sus dependencias directas y sociedades con participación estatal representan aproximadamente un 33% (60.316), mientras que los restantes deudores del Grupo se encuentran diversificados.

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4. ADMINISTRACIÓN DEL RIESGO FINANCIERO (Cont.)

A continuación, se incluye una apertura de los activos financieros vencidos al 31 de diciembre de 2020:

Créditos por ventas corrientes

Otros créditos corrientes

Vencidos conmenos de 3meses ................................	11.670	574
Vencidos entre 3y 6meses .......................................	3.532	255
Vencidos conmás de 6 meses ...................................	15.943	1.628
31.145	2.457

A dicha fecha, la provisión para deudores por ventas de cobro dudoso asciende a 19.380 y la provisión para otros créditos financieros de cobro dudoso a 1.204. Estas provisiones representan la mejor estimación del Grupo de las pérdidas esperadas en relación con las cuentas por cobrar.

Política de garantías

Como respaldo de los límites de crédito concedidos a sus clientes, el Grupo posee diversos tipos de garantías otorgadas por los mismos. En el segmento de estaciones de servicio y distribuidores, donde existen generalmente vínculos de largo plazo con los clientes, se destacan las garantías reales, como las hipotecas. En el caso de clientes del exterior, priman las fianzas solidarias de sus casas matrices. En el segmento de industrias y transporte, se prioriza la obtención de fianzas bancarias. Con menor representatividad dentro del conjunto, el Grupo también cuenta con otro tipo de garantías obtenidas como seguros de crédito, seguros de caución, garantías cliente - proveedor y prendas de automotores, entre otras.

El Grupo tiene garantías vigentes concedidas por terceros por un importe acumulado de 38.302, 42.026 y 24.377 al 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018, respectivamente.

Durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018, el Grupo no ejecutó garantías.

5. INFORMACIÓN POR SEGMENTOS

Los distintos segmentos en los que se estructura la organización del Grupo tienen en consideración las diferentes actividades de las que pueden obtener ingresos e incurrir en gastos. La citada estructura organizativa se fundamenta en la forma en la que la máxima autoridad en la toma de decisiones analiza las principales magnitudes operativas y financieras para la toma de decisiones sobre la asignación de recursos y la evaluación del rendimiento, considerando asimismo la estrategia de negocios del Grupo.

• Ups tr e am
El segmento de Upstream desarrolla todas las actividades relativas a la exploración, desarrollo y producción de petróleo y gas natural.
Obtiene sus ingresos por: (i) la venta del petróleo producido al segmento de Dow nstream y, marginalmente, por su venta a terceros; y (ii) la venta del gas producido al segmento de Gas y Energía.
• Gas y Energía
El segmento de Gas y Energía obtiene sus ingresos mediante el desarrollo de las actividades relativas a: (i) el transporte y la comercialización de gas natural y GNL a terceros y al segmento de Downstream; (ii) la operación comercial y técnica de las terminales de regasificación de GNL en Bahía Blanca (finalizada el 31 de octubre de 2018) y Escobar, a través de la contratación de buques regasificadores; y (iii) la distribución de gas natural.
Adicionalmente, por el período de 3 meses finalizado el 31 de marzo de 2018, se incluían los ingresos derivados de la generación de electricidad tanto convencional como aquella proveniente de energías renovables correspondientes a YPF EE. Ver Nota 3.
Además del producido por la venta de gas natural a terceros e intersegmento, el que luego es reconocido como compra al segmento de Upstream, e incluyendo los incentivos a la producción de gas natural vigentes (ver Nota 34.g), el segmento de Gas y Energía devenga una comisión a su favor con el segmento Upstream por realizar dicha comercialización.

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5.INFORMACIÓN POR SEGMENTOS (Cont.)

• Dow ns tr e am
El segmento de Downstream desarrolla las actividades relativas a: (i) la refinación de petróleo y producción de petroquímicos, (ii) la comercialización de productos refinados y petroquímicos obtenidos de estos procesos, (iii) la logística relativa al transporte de petróleo y gas hacia las refinerías y al transporte y distribución de los productos refinados y petroquímicos para ser comercializados en los diferentes canales de ventas.
Obtiene sus ingresos por la comercialización mencionada en el punto (ii) anterior, la cual se desarrolla a través de los negocios de Retail, Industria, Aviación, Agro, GLP, Química y Lubricantes y Especialidades.
Incurre en todos los gastos relativos a las actividades antes mencionadas, incluyendo la compra de petróleo al segmento de Upstream y a terceros y del gas natural a ser consumido en los complejos industriales de refinerías y petroquímica al segmento de Gas y Energía.
• Administración central y otros
Abarca las restantes actividades realizadas por el Grupo que no se encuadran en las categorías antes mencionadas , ni constituyen segmentos de negocios reportables comprendiendo principalmente los gastos y activos de la administración central y las actividades de construcción.

Las ventas entre segmentos de negocio se realizaron a precios internos de transferencia establecidos por el Grupo, que reflejan aproximadamente los precios de mercado doméstico.

El resultado operativo y los activos para cada segmento han sido determinados después de ajustes de consolidación.

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YPF SOCIEDAD ANONIMA

NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2020, 2019 Y 2018

5. INFORMACIÓN POR SEGMENTOS (Cont.)

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020

Ingresos porventas ............................................................................................. Ingresos intersegmento ......................................................................................... Ingresos ............................................................................................................ Resultado operativo ............................................................................................. Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos ...................................... Depreciación de propiedades, plantay equipo ............................................................ (Recupero) /Deterioro de propiedades, plantay equipoy activos intangibles, netos (2) ......... Inversión en propiedades, plantay equipo ................................................................. Activos ..............................................................................................................

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019

Upstream

2.419 289.421 291.840

(25.878)

128.132

(7.475)

63.071

914.257

2.046 286.585 288.631

(49.194)

-Depreciación de propiedades, plantay equipo ............................................................ 119.821

Deterioro de propiedades, planta y equipo .............................................................. Inversión en propiedades, plantay equipo ................................................................. Activos ..............................................................................................................

(2) 40.561

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018

Ingresos porventas ............................................................................................. Ingresos intersegmento ......................................................................................... Ingresos ............................................................................................................ Resultado operativo ............................................................................................. Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos ...................................... Depreciación de propiedades, plantay equipo ............................................................ (Recupero) de propiedades, planta y equipo (2) ........................................................... Inversión en propiedades, plantay equipo ................................................................. Activos ..............................................................................................................

(1) Corresponde a la eliminación entre segmentos del Grupo.
(2) Ver Notas 2.c, 7 y 8.
(3) Incluye la depreciación del cargo por deterioro de propiedades, planta y equipo.
(4) Incluye el resultado por revaluación de la participación en YPF EE. Ver Nota 3.

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Contador Público U.C.A. C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 117 - Fº 29

(136.589) 742.850

3.108

207. 480

210. 588

Gas y Energía

122.254 8.060 130.314

(18.994)

9.199

(3)

1.858

527

4.905

209. 225

131.055 8.697 139.752

2.944

5.339

(3)

1.378

868

(6.170)

199. 357

91.176

7.862

99.038

22.483 -

16.786 (4)

4.435

72.052

(3)

(2.900)

928 -

63.171

1.968

480.263

129.885

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Socio

Contador Público U.B.A. C.P.C.E.C.A.B.A. T° 156 - F° 159

Downstream

536.714

3.349

540.063

4.839

4.071

34.295 -

23.420

646. 589

531.724 3.447 535.171

40. 653

2.629

20.805 -

(22.455)

508.026

338.042

1.688

339. 730

Administración central y otros

14.108 28.787 42.895

(22.305)

7.167

4.882

152. 816

19.743 27.502 47.245

(15.866)

3.890 -

(7.630)

129.331

8.363 13.186 21.549

Ajustes de consolidación (1)

(6.309) (329.617) (335.926)

3.941 - - - - 338

(5.973) (326.231) (332.204)

451 - - - - (6.275)

(4.869) (230. 216) (235. 085)

Total

669.186 - 669.186

(58.397)

13.270

171.452

(6.851)

96.278

1.923.225

678.595 - 678.595

(21.012)

7.968

145. 894

41. 429

(172.844)

1.573.289

435. 820 - 435. 820

7.818

(6.055)

2. 748 43.780

404

- - 4.839

12.285 -2.304 - 2.877 82. 762

- - - (6.206)

87. 569

307.312

15.632

(2.900) 83.648 994.016

5. INFORMACIÓN POR SEGMENTOS (Cont.)

A continuación, se desglosa la distribución de los ingresos por ventas a terceros por áreas geográficas en función de los mercados a los que van destinados, por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018, como así también las propiedades, planta y equipo por áreas geográficas al 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018:

Ingresos

Propiedades, planta y equipo

2020	2019	2018	2020	2019	2018
Argentina .....................................	585.652	589. 653	390. 892	1.379.191	1.068.832	698.222
Países del Mercosury asociados .......	26.834	36. 154	20.056	336	179	865
Resto del mundo ............................	23.620	35.836	15.711	-	-	-
Europa ........................................	33.080	16.952	9.161	-	-	-
669.186	678.595	435. 820	1.379.527	1.069.011	699.087

Los activos intangibles se encuentran localizados geográficamente en Argentina.

Al 31 de diciembre de 2020, ningún cliente externo representa ni supera el 10% de los ingresos por las actividades ordinarias del Grupo.

6. INSTRUMENTOS FINANCIEROS POR CATEGORÍA

Los siguientes cuadros muestran los activos y pasivos financieros por categoría de instrumento financiero y una conciliación con la línea expuesta en el estado de situación financiera, según corresponda. Debido a que los rubros "Otros créditos", "Cuentas por pagar" y "Otros pasivos" contienen tanto instrumentos financieros como activos o pasivos no financieros (tales como créditos impositivos y créditos y pasivos en especie, entre otros), la conciliación se muestra en las columnas "Activos no financieros" y "Pasivos no financieros ".

Activos financieros

2020

Activos financieros a costo amortizado

Otros créditos (1) .......................... Créditos porventas (2) ................... Inv ersiones en activos financieros .... Ef ectivo y equivalentes de efectivo...

15.391 136.057

19.052 9.882

20.032 34.586

190.532 44.468

Activos financieros a costo amortizado

Otros créditos (1) .......................... 19.078

Créditos porventas (2) ................... 139.982

Inv ersiones en activos financieros .... Ef ectivo y equivalentes de efectivo...

- 59.062 218.122

Activos financieros a costo amortizado

Otros créditos (1) .......................... 14.860

Créditos porventas (2) ................... 98.930

Inv ersiones en activos financieros .... Ef ectivo y equivalentes de efectivo...

- 38.236 152.026

Activos

financieros a

valor razonable

con cambiosen

resultados



-
-
8.370
7.038
15.408

Activos
financieros a
valor razonable
con cambiosen
resultados

Subtotal
activos	Activos no
financieros	financieros	Total
15.391	35.029	50.420
136.057	-	136.057
28.934	-	28.934
54.618	-	54.618
235.000	35.029	270.029
2019
Subtotal
activos	Activos no
financieros	financieros	Total
19.078	29.892	48.970
139.982	-	139.982
8.370	-	8.370
66.100	-	66.100
233.530	29.892	263.422
2018
Subtotal
activos	Activos no
financieros	financieros	Total
-	14.860	17.250	32.110
-	98.930	-	98.930
10.941	10.941	-	10.941
7.792	46.028	-	46.028
18.733	170.759	17.250	188.009

(3)

- -

Activosfinancieros a valor razonable con cambiosen resultados

(1) No incluye la provisión para otros créditos de cobro dudoso.
(2) No incluye la provisión para deudores por ventas de cobro dudoso.
(3) Entregados en garantía por compromiso contractual con Exmar. Ver Notas 33.e y 33.f.

Firmado a los efectos de su identificación con	Firmado a los ef ectos de su identificación con
nuestroinforme defecha 4 -MARZO - 2021	nuestro informe de fecha 4 - MARZO - 2021
DELOITTE & Co. S.A.
C.P.C.E.C.A.B.A. T° 1 - F° 3
GUILLERMO STOK	RICARDOC. RUIZ
Por Comisión Fiscalizadora	Socio
Contador Público U.C.A.	Contador Público U.B.A.
C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 117 - Fº 29	C.P.C.E.C.A.B.A. T° 156 - F° 159

6. INSTRUMENTOS FINANCIEROS POR CATEGORÍA (Cont.)

Pasivos financieros

Pasivos financieros a costo amortizado

Pasivos por arrendamientos ........... Préstamos .................................. Otros pasivos .............................. Cuentas por pagar ........................

46.270

678.306

12.023

139.219

875.818

Pasivos financieros a costo amortizado

Pasivos por arrendamientos ........... Préstamos .................................. Otros pasivos .............................. Cuentas por pagar ........................

61.780

526.760

2.013

149.880

740.433

Pasivos financieros a costo amortizado

Pasivos por arrendamientos ........... Préstamos .................................. Otros pasivos .............................. Cuentas por pagar ........................

-	-	-	-	-
335.078	-	335.078	-	335.078
1.271	-	1.271	-	1.271
87.087	-	87.087	511	87.598
423.436	-	423.436	511	423.947

2020

Pasivos

financieros a valor razonable con cambios en resultados

- - - - -

Pasivos financieros a valor razonable con cambiosen resultados

- - - - -

Pasivos financieros a valor razonable con cambiosen resultadosSubtotal pasivos financieros

46.270 - 46.270

678.306 - 678.306

12.023 - 12.023

139.219 875.818

2019

Subtotal pasivos financieros

61.780 - 61.780

526.760 - 526.760

2.013 - 2.013

149.880 740.433

2018

Subtotal pasivos financieros

Pasivos no financierosTotal

5.874 5.874

145. 093 881.692

Pasivos no financierosTotal

1.180 151.060

1.180 741.613

Pasivos no financierosTotal

Las ganancias y pérdidas de los instrumentos financieros y no financieros son imputadas a las siguientes categorías:

2020

Activos / Pasivos	Activos / Pasivos
financieros y no	financieros a valor
financieros a costo	razonable con cambios
amortizado	en resultados	Total

Intereses ganados ................................................	7.363	-	7.363
Intereses perdidos ................................................	(65.821)	-	(65.821)
Actualizacionesfinancieras,netas ............................	(8.794)	-	(8.794)
Diferenciasdecambio,netas ..................................	36.102	-	36.102
Resultados por valuación a valor razonable de activos
financieros con cambios en resultados ......................	-	3.862	3.862
Resultadoporinstrumentosfinancierosderivados ........	-	(860)	(860)
Resultado por transacciones con activ os financieros ....	-	9.786	9.786
Resultado por canje de instrumentos financieros (1) ......	-	1.330	1.330
Resultado por canje de deuda (2) ..............................	(2.097)	-	(2.097)
Resultado por la posición monetaria neta ...................	7.828	-	7.828
(25.419)	14.118	(11.301)

(1) Ver Nota 6 "Títulos públicos y reestructuración de deuda pública" .

(2)Ver Nota 20.

Firmado a los efectos de su identificación con nuestroinforme defecha 4 -MARZO - 2021

GUILLERMO STOK Por Comisión Fiscalizadora

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RICARDOC. RUIZ

Socio

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6. INSTRUMENTOS FINANCIEROS POR CATEGORÍA (Cont.)

2019

Activos / Pasivos financieros y no financieros a costo amortizadoActivos / Pasivos financieros a valor razonable con cambios en resultados

Total

Intereses ganados ................................................ Intereses perdidos ................................................ Actualizacionesfinancieras,netas ............................ Diferenciasdecambio,netas .................................. Resultados por valuación a valor razonable de activos financieros con cambios en resultados ...................... Resultadoporinstrumentosfinancierosderivados ........ Resultado por la posición monetaria neta ...................

7.665

(48.136) - (48.136)

(5.592) - (5.592)

47.935

- - 5. 904 7.776

(1.449) (1.449)

(293) (293)

- 5.904

(1.742)

6.034

2018

Activos / Pasivos financieros y no financieros a costo amortizadoActivos / Pasivos financieros a valor razonable con cambios en resultados

Total

3.033

(28.717)

7.627

54. 459

- -

1.594

37.996

- - - - 2.596 933 - 3.529

3.033

(28.717)

7.627

54. 459

2.596

933

1. 594

41.525

Determinación del valor razonable

La NIIF 9 define el valor razonable de los instrumentos financieros como el monto por el cual un activo puede ser intercambiado o un pasivo financiero puede ser cancelado, entre partes independientes, debidamente informadas y con intención de realizar la transacción. Todos los instrumentos financieros reconocidos al valor razonable son asignados a uno de los niveles de jerarquía de valuación de la NIIF 7. Esta jerarquía de valuación comprende 3 niveles.

En el caso del nivel 1, la valuación se basa en precios de cotización sin ajustar en mercados activos para idénticos activos

o pasivos que el Grupo pueda tomar como referencia a la fecha de cierre del ejercicio. Un mercado se considera activo si las transacciones se llevan a cabo con cierta frecuencia y se dispone de suficiente información de precios en forma permanente. Debido a que un precio con cotización en un mercado activo es el indicador más confiable del valor razonable, éste debe ser utilizado siempre, si estuviere disponible. Los instrumentos financieros que el Grupo tiene asignados a este nivel comprenden inversiones en fondos comunes de inversión con cotización y títulos públicos.

En el caso del nivel 2, el valor razonable se determina utilizando métodos de valuación basados en información observable en el mercado de forma directa e indirecta. Si el instrumento financiero posee un plazo determinado los datos para la valuación deben ser observables durante la totalidad de ese período. El Grupo no ha valuado instrumentos financieros de acuerdo con esta categoría.

En el caso del nivel 3, el Grupo utiliza técnicas de valuación que no están basadas en información observable en el mercado. Esto sólo es permitido en la medida que dicha información no se encuentra disponible. Los datos incorporados reflejan las estimaciones que tendría en cuenta cualquier participante del mercado para fijar los precios. El Grupo utiliza la mejor información disponible, inclusive datos internos. El Grupo no ha valuado instrumentos financieros de acuerdo con esta categoría.

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6.INSTRUMENTOS FINANCIEROS POR CATEGORÍA (Cont.)

Los siguientes cuadros presentan los activos financieros del Grupo que son medidos a valor razonable al 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018 y su asignación a la jerarquía de valor razonable:

2020

Total
-	9.882
-	9.882
-	34.586
-	34.586
-	44.468
(1) Adicionalmente, el Grupo posee Letras del Tesoro como activos financieros medidos a costo amortizado por 19.052 al 31 de diciembre de 2020.
(2) Entregados en garantía por compromiso contractual con Exmar. Ver Nota 33.e y 33.f.
Total
-	8.370
-	8.370
-	7.038
-	7.038
-	15.408
Total
-	10.941
-	10.941
-	7.792
-	7.792
-	18.733

- -

Activos financieros

Nivel 1

Nivel 2

Nivel 3

Inv ersiones en activos financieros (1) (2):

- Títulos públicos ...........................................................................

9.882 9.882

- -Ef ectivo y equivalentes de efectivo:

- Fondos comunes de inversión ........................................................

34.586 34.586 44.468

- - -

2019

Activos financieros

Nivel 1

Nivel 2

Nivel 3

Inv ersiones en activos financieros:

- Títulos públicos ...........................................................................

8.370 8.370

Ef ectivo y equivalentes de efectivo:

- Fondos comunes de inversión ........................................................

7.038 7.038

15.408

- - -

2018

Activos financieros

Nivel 1

Nivel 2

Nivel 3

Inv ersiones en activos financieros:

- Títulos públicos ...........................................................................

10.941 10.941

- -Ef ectivo y equivalentes de efectivo:

- Fondos comunes de inversión ........................................................

7.792 7.792

18.733

- - -

El Grupo no posee pasivos financieros medidos a valor razonable con cambios en resultados.

Títulos públicos y reestructuración de deuda pública

Con fecha 6 de abril de 2020, se publicó en el BO el Decreto N° 346/2020 por el cual se dispuso el diferimiento de los pagos de los servicios de intereses y amortizaciones de capital de la deuda pública nacional instrumentada mediante títulos denominados en dólares emitidos bajo ley de la República Argentina hasta el 31 de diciembre de 2020, o hasta la fecha anterior que el Ministerio de Economía determine, considerando el grado de avance y ejecución del proceso de restauración de la sostenibilidad de la deuda pública. Esto incluye los BONAR 2020. Entre las excepciones dispuestas por el mencionado de Decreto, se encuentran los "Bonos Programas Gas Natural" emitidos mediante la Resolución

Conjunta N° 21/2019 de la Secretaría de Finanzas y Secretaría de Hacienda, de los cuales el Grupo es acreedor, que se encuentran valuados a costo amortizado (ver Nota 35). Posteriormente, con fecha 17 de julio de 2020, el Ministerio de Economía informó en un comunicado que ha elevado a consideración del Honorable Congreso de la Nación el Proyecto de Ley Restauración de la Sostenibilidad de la Deuda Pública Nacional instrumentada mediante títulos denominados en dólares emitidos bajo ley de la República Argentina.

Adicionalmente, con fecha 22 de abril de 2020, el Gobierno Argentino emitió una propuesta de reestructuración de Títulos Públicos emitidos bajo ley extranjera bajo el Decreto N° 391/2020, la cual incluye los BONAR 2021. En esa misma fecha, el Gobierno Argentino omitió el pago de los cupones de intereses adeudados correspondientes a ciertos bonos globales , entre los que se encontraban los BONAR 2021. Con fecha 6 de mayo de 2020, el Grupo adhirió al canje. Posteriormente, con fecha 6 de julio de 2020 y bajo el Decreto N° 582/2020, el Gobierno Argentino presentó una enmienda a los términos y condiciones establecidos por el Decreto N° 391/2020.

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6.INSTRUMENTOS FINANCIEROS POR CATEGORÍA (Cont.)

Con fecha 4 de agosto de 2020, el Gobierno Argentino arribó a un acuerdo con los representantes del Grupo Ad Hoc de Bonistas Argentinos, el Comité de Acreedores de Argentina y el Grupo de Bonistas del Canje y otros tenedores. Con fecha 18 de agosto de 2020, el Gobierno Argentino emitió el Decreto N° 676/2020, enmendando los términos y condiciones de la propuesta, de forma tal de que reflejen las mejoras acordadas con los acreedores bajo ley extranjera.

Con fecha 31 de agosto de 2020, el Gobierno Nacional informó el resultado de la reestructuración de los títulos públicos emitidos bajo ley extranjera, anunciando que ha obtenido los consentimientos requeridos para canjear y/o modificar el 99,01% del monto total de capital pendiente de todas las series de bonos elegibles emitidos en virtud de los Indenture de 2005 y 2016.

Como resultado de esta operación, YPF canjeó su tenencia de BONAR 2020 y BONAR 2021 por los nuevos Bonos de la República Argentina 2029 y 2030, los cuales se encuentran valuados a valor razonable con cambios en resultados, y registró una ganancia de 1.330 (ver Nota 27).

Estimaciones de valor razonable

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020, han habido cambios significativos fundamentalmente en las circunstancias macroeconómicas (principalmente variaciones del riesgo país y de las cotizaciones de los títulos públicos, entre otros) que afectaron a los instrumentos financieros valuados a valor razonable con cambios en resultados del Grupo.

La política del Grupo es reconocer las transferencias entre las distintas categorías de la jerarquía de valuación en el momento en el que ocurren o cuando hay cambios en las circunstancias que causan la transferencia. Durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018, no se han producido transferencias entre las diferentes jerarquías utilizadas para determinar el valor razonable de los instrumentos financieros del Grupo.

Valor razonable de activos financieros y pasivos financieros medidos a costo amortizado

El valor razonable estimado de los préstamos, considerando precios de cotización sin ajustar ( nivel 1) para ON y tasas de interés ofrecidas al Grupo (nivel 3) para el remanente de los préstamos financieros, ascendió a 560.267, 476.750 y 293.972 al 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018, respectivamente.

El valor razonable de los otros créditos, créditos por ventas, inversiones en activos financieros, efectivo y equivalentes de efectivo, otros pasivos y cuentas por pagar medidos a costo amortizado, no difiere significativamente de su valor contable.

7. ACTIVOS INTANGIBLES

2020

2019

2018

Valor residual de activos intangibles ...........................................	41.245	37.608	20.402
Prov isión por deterioro de activos intangibles ...............................	(2.126)	(429)	-
39.119	37.179	20.402

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C.P.C.E.C.A.B.A. T° 1 - F° 3
GUILLERMO STOK	RICARDOC. RUIZ
Por Comisión Fiscalizadora	Socio
Contador Público U.C.A.	Contador Público U.B.A.
C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 117 - Fº 29	C.P.C.E.C.A.B.A. T° 156 - F° 159

7. ACTIVOS INTANGIBLES (Cont.)

La evolución de los activos intangibles del Grupo por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018 es la siguiente:

Concesiones de	Derechos de	Otros
s erv ic ios	exploración	intangibles	Total
Valor de origen ......................................................................	14.824	3.465	6.830	25.119
Amortización acumulada .........................................................	9.180	-	5.963	15.143
Saldos al 31de diciembre de 2017 ..........................................	5.644	3.465	867	9.976
Costos
Aumentos ............................................................................	1.303	276	765	2. 344
Efectosdeconversión .............................................................	15.544	3.414	6.636	25.594
Ajuste por inflación (1) ..............................................................	-	-	591	591
Disminucionesy reclasificaciones ..............................................	31	(248)	(100)	(317)
Amortización acumulada
Aumentos ............................................................................	1.190	-	559	1.749
Efectosdeconversión .............................................................	9.740	-	6.243	15.983
Ajuste por inflación (1) ..............................................................	-	-	58	58
Disminucionesy reclasificaciones ..............................................	-	-	(4)	(4)
Valor de origen ......................................................................	31.702	6.907	14. 722	53.331
Amortización acumulada .........................................................	20.110	-	12.819	32.929
Saldos al 31de diciembre de 2018 ..........................................	11.592	6.907	1.903	20.402
Costos
Aumentos ............................................................................	1.271	4.171	(2)	705	6.147
Efectosdeconversión .............................................................	18.969	5.680	7.862	32.511
Ajuste por inflación (1) ..............................................................	-	-	833	833
Disminucionesy reclasificaciones ..............................................	(6)	(103)	181	72
Amortización acumulada
Aumentos ............................................................................	1.848	-	526	2.374
Efectosdeconversión .............................................................	12.332	-	7.475	19.807
Ajuste por inflación (1) ..............................................................	-	-	199	199
Disminucionesy reclasificaciones ..............................................	-	-	(23)	(23)
Valor de origen ......................................................................	51.936	16.655	24.303	92.894
Amortización acumulada .........................................................	34.290	-	20.996	55.286
Saldos al 31de diciembre de 2019 ..........................................	17.646	16.655	3.307	37.608
Costos
Aumentos ............................................................................	1.049	715	870	2.634
Efectosdeconversión .............................................................	21.213	6.528	8.768	36.509
Ajuste por inflación (1) ..............................................................	-	-	1.070	1.070
Disminucionesy reclasificaciones ..............................................	(1)	(10.462)	319	(10. 144)
Amortización acumulada
Aumentos ............................................................................	2.659	-	769	3.428
Efectosdeconversión .............................................................	14.395	-	8.358	22.753
Ajuste por inflación (1) ..............................................................	-	-	251	251
Disminucionesy reclasificaciones ..............................................	-	-	-	-
Valor de origen ......................................................................	74.197	13.436	35.330	122. 963
Amortización acumulada .........................................................	51.344	-	30.374	81.718
Saldos al 31de diciembre de 2020 ..........................................	22.853	13.436	4.956	41.245

(1) Corresponde al ajuste por inflación de los saldos al inicio de los activos intangibles de las subsidiarias con moneda funcional peso el cual fue imputado a los otros resultados integrales.
(2) Ver Nota 3.

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7. ACTIVOS INTANGIBLES (Cont.)

A continuación, se describe la evolución de la provisión por deterioro de activos intangibles por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 y 2019:

2020

2019

Saldo al inicio del ejercicio ............................................................	429	-
Aumentos con cargo a resultados ....................................................	1.399	429
Resultado por la posición monetaria (1) ..............................................	152	-
Dif erencias de conv ersión ..............................................................	146	-
Saldo al cierre del ejercicio 2020 .....................................................	2.126	429

(1)Incluye el ajuste por inflación de los saldos al inicio de la provisión por deterioro de activos intangibles de las subsidiarias con moneda funcional peso el cual fue imputado a los otros resultados integrales y el ajuste por inflación del ejercicio el cual fue imputado a resultados.

8. PROPIEDADES, PLANTA Y EQUIPO

2020	2019	2018
Valor residual de propiedades, plantay equipo .............................	1.456.148	1.156.950	740.103
Prov isión para materiales y equipos obsoletos ..............................	(11.267)	(6.610)	(3.955)
Prov isión por deterioro de propiedades, planta y equipo ..................	(65.354)	(81.329)	(37.061)
1.379.527	1.069.011	699.087

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YPF SOCIEDAD ANONIMA

NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2020, 2019 Y 2018

8. PROPIEDADES, PLANTA Y EQUIPO (Cont.)

La evolución de las propiedades, planta y equipo del Grupo por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018 es la siguiente:

Propiedad	Equipamiento
minera, pozos	de destilerías	Materiales	Perforaciones	Muebles y	Infraestructura
Terrenos	y equipos de	y plantas	Equipos de	y equipos	Perforaciones y	exploratorias	útiles e	Equipos de	de distribución
y edificios	explotación	petroquímicas	transporte	en depósito	obras en curso	en curso	instalaciones	comercialización	de gas natural	Otros bienes	Total
Valor de origen .....................................	21.394	775.353	134.675	7.614	15.993	59.529	2.871	10.454	18.788	3.406	11.978	1.062.055
Depreciación acumulada .....................	9.250	566.334	69.160	4.512	-	-	-	8.686	11.656	1.381	8.446	679.425
Saldos al 31 de diciembre de 2017..	12.144	209.019	(1)	65.515	3.102	15.993	59.529	2.871	1.768	7.132	2.025	3.532	382.630
Costos
Aumentos .............................................	425	(10.216)	(4)	370	38	19.885	67.264	5.438	59	-	-	385	83.648	(5) (6)
Efectos de conversión .........................	20.845	808.772	138.924	7.400	15.332	61.084	3.851	10.935	20.016	-	11.468	1.098.627
Ajuste por inflación (7) ..........................	5.096	152	-	797	1.107	792	-	1.371	-	20.519	6.968	36.802
Disminuciones y reclasificaciones ......	287	30.807	6.482	313	(17.327)	(64.288)	(4.188)	1.898	2.194	243	838	(42.741)	(3) (8)
Depreciación acumulada
Aumentos .............................................	758	82.939	(4)	9.517	960	-	-	-	1.561	1.680	677	777	98.869	(5)
Efectos de conversión .........................	9.356	609.973	73.643	4.639	-	-	-	9.158	12.396	-	8.127	727.292
Ajuste por inflación (7) ..........................	2.785	141	-	565	-	-	-	1.309	-	10.584	5.152	20.536
Disminuciones y reclasificaciones ......	(35)	(27.457)	(25)	(97)	-	-	-	(7)	(35)	(134)	(44)	(27.834)	(8)
Valor de origen .....................................	48.047	1.604.868	280.451	16.162	34.990	124.381	7.972	24.717	40.998	24.168	31.637	2.238.391
Depreciación acumulada .....................	22.114	1.231.930	152.295	10.579	-	-	-	20.707	25.697	12.508	22.458	1.498.288
Saldos al 31 de diciembre de 2018..	25.933	372.938	(1)	128.156	5.583	34.990	124.381	7.972	4.010	15.301	11.660	9.179	740.103
Costos
Aumentos .............................................	46	1.980	(4)	4.676	83	43.089	114.878	6.532	106	-	865	589	172.844	(9)
Efectos de conversión .........................	24.838	967.212	171.788	8.723	21.044	70.818	5.014	14.289	25.116	-	13.581	1.322.423
Ajuste por inflación (7) ..........................	3.382	-	-	716	920	1.326	-	828	-	13.010	4.793	24.975
Disminuciones y reclasificaciones ......	880	114.493	15.715	1.358	(37.620)	(116.818)	(8.132)	1.077	4.021	6.600	(3.894)	(22.320)	(3)
Depreciación acumulada
Aumentos .............................................	1.260	137.017	(4)	16.092	1.345	-	-	-	2.536	2.765	989	1.325	163.329
Efectos de conversión .........................	11.444	758.928	93.611	5.917	-	-	-	11.935	15.822	-	9.862	907.519
Ajuste por inflación (7) ..........................	1.726	-	-	486	-	-	-	773	-	6.733	3.270	12.988
Disminuciones y reclasificaciones ......	9	(2.287)	(33)	(376)	-	-	-	(834)	(13)	3.647	(2.874)	(2.761)	(3)
Valor de origen .....................................	77.193	2.688.553	472.630	27.042	62.423	194.585	11.386	41.017	70.135	44.643	46.706	3.736.313
Depreciación acumulada .....................	36.553	2.125.588	261.965	17.951	-	-	-	35.117	44.271	23.877	34.041	2.579.363
Saldos al 31 de diciembre de 2019..	40.640	562.965	(1)	210.665	9.091	62.423	194.585	11.386	(2)	5.900	25.864	20.766	12.665	1.156.950

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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2020, 2019 Y 2018

8. PROPIEDADES, PLANTA Y EQUIPO (Cont.)

Terrenos y edificios

Propiedad minera, pozos y equipos de explotaciónEquipamiento de destilerías y plantas petroquímicasEquipos de transporteMateriales y equipos en depósito

Perforaciones y obras en cursoPerforaciones exploratorias en cursoMuebles y útiles e instalaciones

Equipos de comercialización

Infraestructura de distribución de gas natural

Otros bienes

TotalValor de origen ..................................... Depreciación acumulada .....................

77.193 36.553

2.688.553 2.125.588

472.630 261.965

27.042 17.951

62.423 -194.585 -11.386 -41.017 35.117

70.135 44.271

44.643 23.877

46.706 3.736.313

34.041 2.579.363

Saldos al 31 de diciembre de 2019..

40.640

562.965

(1)

210.665

9.091

62.423

194.585

11.386 (2)

5.900

25.864

20.766

12.665

1.156.950

Costos

(9)

Aumentos ............................................. Efectos de conversión ......................... Ajuste por inflación (7) .......................... Disminuciones y reclasificaciones ......

62 27.498 3.600

(13.412) (4) 1.110.354

-(589) 93.720

1.724 194.960 - 13.872

119 10.051 902 205

33.422 24.712 421 (31.252)

72.162 61.134 2.575 (106.547)

152 2.605 - (10.245)

121 17.133 537 3.997

- 30.261 - 6.023

1.587 - 16.134 1.735

341 14.969 3.416 (516)

96.278 1.493.677 27.585 (29.597)

(3) (10) (11)

Depreciación acumulada

(4)

Aumentos ............................................. Efectos de conversión ......................... Ajuste por inflación (7) .......................... Disminuciones y reclasificaciones ......

2.054 171.786

13.013 896.732

1.801 (1.647)

- (8.915)

Valor de origen ..................................... Depreciación acumulada .....................

107.764 51.774

3.879.215 3.185.191

27.195 111.376 - - 683.186 400.536

1.679 6.905 524 (360)

38.319 26.699

- - - - 89.726 -- - - - 223.909 -- - - - 3.898 -4.092 14.394 489 (117)

4.493 18.791 - (25)

1.287 - 8.629 (221)

1.727 11.135 2.497 (569)

214.313 1.072.346 13.940 (11.854)

(3) (10) (11)

62.805 53.975

106.419 67.530

64.099 33.572

64.916 5.324.256

48.831 3.868.108

Saldos al 31 de diciembre de 2020..

55.990

694.024

(1)

282.650

11.620

89.726

223.909

3.898

(2)

8.830

38.889

30.527

16.085

1.456.148

(1) Incluye 34.801, 22.343 y 16.154 de propiedad minera al 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018, respectivamente.
(2) Corresponde a 10 pozos exploratorios al 31 de diciembre de 2020. Durante el ejercicio finalizado en dicha fecha, se han iniciado 4 pozos, 6 pozos han sido cargados a gastos de exploración y 12 pozos han sido transferidos a propiedades con reservas probadas en la cuenta Propiedad minera, pozos y equipos de explotación.
(3) Incluye 1.256, 48 y 60 de valor residual imputado contra provisiones de propiedades, planta y equipo por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018, respectivamente.
(4) Incluye (13.918), 1.172 y (11.710) de costos por obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos y 12.492, 4.664 y 5.521 de recupero de depreciaciones, por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018, respectivamente.
(5) Incluye 1.470 y 1.092 de valor de origen y depreciación acumulada, respectivamente, correspondientes a altas por adquisición de participaciones en diversas áreas.
(6) Incluye 2.327 correspondientes a la combinación de negocios. Ver Nota 3.
(7) Corresponde al ajuste por inflación de los saldos al inicio de las propiedades, planta y equipo de las subsidiarias con moneda funcional peso el cual fue imputado a los otros resultados integrales.
(8) Incluye 31.800 y 28.673 de valor de origen y depreciación acumulada, respectivamente, correspondientes a la reclasificación de ciertas áreas como activos mantenidos para su disposición.
(9) Incluye 599 y 2.109 correspondientes a los arrendamientos de corto plazo al 31 de diciembre de 2020 y 2019, respectivamente; incluye 1.669 y 1.228 correspondientes al cargo variable de los arrendamientos relacionados con el rendimiento y/o uso del activo subyacente, al 31 de diciembre de 2020 y 2019, respectivamente. Adicionalmente, incluye 3.789 y 2.021 correspondientes a la capitalización de la depreciación de activos por derecho de uso al 31 de diciembre de 2020 y 2019 (ver Nota 9); y 967 y 311 correspondientes a la capitalización de la actualización financiera del pasivo por arrendamiento al 31 de diciembre de 2020 y 2019, respectivamente (ver Nota 19).
(10) Incluye 2.027 y 204 de valor de origen y depreciación acumulada, respectivamente, correspondientes a la disposición del 11% de participación en el bloque Bandurria Sur. Ver Nota 3.
(11) Incluye 2.715 y 2.221 de valor de origen y depreciación acumulada, respectivamente, correspondientes a la reclasificación de activos mantenidos para su disposición.

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8. PROPIEDADES, PLANTA Y EQUIPO (Cont.)

El Grupo capitaliza los costos financieros por préstamos como parte del costo de los activos. En los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018 la tasa de capitalización ha sido 9,70%, 10,33% y 10,50%, respectivamente, y el monto activado por ese concepto ha ascendido a 867, 949 y 660, respectivamente, para los ejercicios mencionados.

A continuación, se describe la evolución de la provisión para materiales y equipos obsoletos por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018:

2020

2019

2018

Saldo al inicio del ejercicio .....................................................	6.610	3.955	1.652
Aumentos con cargo a resultados ...............................................	1.977	410	629
Aplicaciones concargo a resultados ............................................	(1)	(22)	-
Cancelaciones por utilización .....................................................	(6)	(48)	(60)
Dif erencias de conv ersión .........................................................	2.687	2.315	1.666
Transf erencias y otros movimientos .............................................	-	-	68
Saldo al cierre del ejercicio .....................................................	11.267	6.610	3.955

A continuación, se describe la evolución de la provisión por deterioro de propiedades, planta y equipo por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018:

2020	2019	2018
Saldo al inicio del ejercicio .....................................................	81.329	37.061	26.535
Aumentos con cargo a resultados (1) ............................................	57. 920	41.429	36.937
Disminuciones con cargo a resultados (1) ......................................	(66.170)	-	(39.837)
Aplicaciones por utilización ........................................................	(1.250)	-	-
Depreciaciones (2) ...................................................................	(42.861)	(17.435)	(10. 208)
Dif erencias de conv ersión .........................................................	36.386	20.274	23. 634
Saldo al cierre del ejercicio .....................................................	65.354	81.329	37.061

(1) Ver Nota 2.c.
(2) Se incluyen en la línea "Depreciación de propiedades, planta y equipo" en la Nota 25.

A continuación, se expone la evolución que han tenido los costos de los pozos exploratorios que al 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018 se encuentran en estado de evaluación:

2020

2019

2018

Saldo al inicio del ejercicio .....................................................	8.456	4.067	1.236
Incrementos pendientes de determinación de reserv as ....................	86	5.229	2.179
Disminuciones imputadas contra Gastos de exploración ...................	(1.174)	(1.036)	(382)
Reclasificaciones hacia Propiedad minera, pozos y equipos de
perforaciónconreservasprobadas ..............................................	(6.760)	(2.716)	(703)
Dif erencias de conv ersión .........................................................	1.928	2.912	1.737
Saldo al cierre del ejercicio .....................................................	2.536	8.456	4.067

El cuadro siguiente muestra los costos de pozos exploratorios en evaluación por un período mayor a 1 año y el número de proyectos relacionados a dichos costos, al 31 de diciembre de 2020.

Cantidad de

Monto

proyectos

Cantidad de pozos

Entre 1 y 5 años .....................................................................

2.536

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9. ACTIVOS POR DERECHO DE USO

La evolución de los activos por derecho de uso del Grupo por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 y 2019 es la siguiente:

Instalaciones y

Terrenos y edif ic iosequipos de explotación

Maquinarias y equiposEstaciones de s erv ic io

Equipos de transporteTotal

Saldospor aplicación inicial de NIIF 16...

450

6.732

8.612

3.356

3.909

23.059

Costos

Aumentos ........................................... Efectosdeconversión ............................ Ajuste por inflación (2) ............................. Disminucionesy reclasificaciones .............

266 310 - -

13. 129 4.587 - (1.162)

19.429 6.189 - (1.264)

163 1.687 275 (58)

6.792 2.545 -39. 779 15.318 275

(64) (2.548)

Amortización acumulada

(1)

Aumentos ........................................... Efectosdeconversión ............................ Disminucionesy reclasificaciones .............

208 45 -

6.051 1.138 (507)

3.174 850 (283)

667 117

2.430 12.530

619 2.769

(7)

(10) (807)Valor de origen ..................................... Amortización acumulada ........................

Saldos al 31de diciembre de 2019 .........

1.026 253 773

23. 286 6. 682 16.604

32.966 3. 741 29.225

5.423 777 4.646

13. 182 75.883

3.039 10.143

14. 492 61.391

Costos

11 396 7 (90)

4.116 9.187 -4.781 11.275 -

(9.212) (23.984)

(3)

97 1.863 321 -

2.416 11.421

5.374 28.095

- 328

(1.771) (35.057)

Amortización acumulada

(1)

325 155 5 (10)

7.315 6.336

3.675 2.497

-(5.260) (2.833)

(3)

973 380 68 -

6.713 21.662

2.525 9.232

- 73

(767) (8.870)

Valor de origen ..................................... Amortización acumulada ........................

Saldos al 31de diciembre de 2020 .........

1.350 728 622

27.377 25.038

12.412 9.741

7.704 2.198

19.201 80.670

11.510 36.589

14.965

15.297

5.506

7.691

44.081

(1) Incluye 17.873 y 10.509 que fueron imputados a la línea "Depreciación de activos por derecho de uso" en el estado de resultados integrales por los ej ercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020 y 2019, respectivamente (ver Nota 25); e incluye 3.789 y 2.021 que fueron activados en el rubro "Propiedades, planta y equipo" en el estado de situación financiera (Ver Nota 8).
(2) Incluye el ajuste por inflación por aplicación inicial de la NIIF 16 de las subsidiarias con moneda funcional peso el cual fue imputado a los otros resultados integrales.
(3) Incluye (21.103) y (2.110) de valor de origen y depreciación acumulada, respectivamente, por la baja de la barcaza licuefactora con Exmar. Ver Nota 33.f.

10. INVERSIONES EN ASOCIADAS Y NEGOCIOS CONJUNTOS

El siguiente cuadro muestra en forma agrupada el valor de las inversiones en asociadas y negocios conjuntos al 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018:

2020	2019	2018
Valordelasinversionesenasociadas ....................................................................	9.938	6.419	2. 374
Valor de las inversiones en negociosconjuntos ........................................................	97.186	61.183	30.324
Prov isión para desv alorización de participaciones en asociadas y negocios conjuntos .......	(12)	(12)	(12)
107.112	67.590	32.686

Los principales movimientos ocurridos durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018, que han afectado el valor de las inversiones antes mencionadas, corresponden a:

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10. INVERSIONES EN ASOCIADAS Y NEGOCIOS CONJUNTOS (Cont.)

2020	2019	2018
Saldo al inicio del ejercicio ................................................................................	67.590	32.686	6.045
Adquisicionesy aportes .......................................................................................	-	4.826	280
Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos ....................................	13.270	7.968	4.839
Dif erencias de conv ersión ....................................................................................	26.458	20.673	3.180
Dividendos distribuidos ........................................................................................	(2.717)	(811)	(583)
Participación retenida en YPF EE ..........................................................................	-	-	17.285
Ajuste por inflación (2) ..........................................................................................	2.511	1.510	1.640
Capitalización en negocios conjuntos ......................................................................	-	738	-
Saldo al cierre del ejercicio ................................................................................	107.112	67.590	32.686

(1)

(1) Corresponde al valor razonable de la participación mantenida en YPF EE luego de la pérdida de control. Ver Nota 3.
(2) Corresponde al ajuste por inflación de los saldos al inicio de las asociadas y negocios conjuntos con moneda funcional peso el cual fue imputado a otros resultados integrales, tal como se detalla en la Nota 2.b.1.

El siguiente cuadro muestra las principales magnitudes de resultados de las inversiones en asociadas y negocios conjuntos del Grupo, calculadas de acuerdo con el valor patrimonial proporcional en las mismas, por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018. El Grupo ha ajustado, de corresponder, los valores informados por dichas sociedades para adaptarlos a los criterios contables utilizados por el Grupo para el cálculo del valor patrimonial proporcional en las fechas antes mencionadas:

Asociadas	Negocios conjuntos
2020	2019	2018	2020	2019	2018
Resultado neto .....................................	1.618	2.032	1.025	11.652	5.936	3.814
Otros resultados integrales ......................	2.844	1.764	406	26.125	20.419	4.414
Resultado integral del ejercicio ..............	4.462	3.796	1.431	37.777	26.355	8.228

El Grupo no posee inversiones en subsidiarias con interés no controlante significativo. Asimismo, el Grupo no posee inversiones en asociadas y negocios conjuntos que sean significativos, con la excepción de la inversión en YPF EE.

La información financiera correspondiente a los activos y pasivos de YPF EE al 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018, así como los resultados por los ejercicios finalizados en dichas fechas se detallan a continuación:

2020 (1)	2019 (1)	2018 (1)
Activo no corriente ................................................................................	148.384	96.219	35.682
Activo corriente ....................................................................................	30.659	26.622	12.596
Total del Activo ....................................................................................	179.043	122.841	48.278
Pasivo no corriente ...............................................................................	70.190	57.799	13.348
Pasivo corriente ...................................................................................	38.059	19.503	9.776
Total del Pasivo ...................................................................................	108.249	77.302	23.124
Total del Patrimonio ..............................................................................	70.794	45.539	25.154
2020 (1)	2019 (1)	2018 (1)
Ingresos ............................................................................................	21.416	16.114	4.181
Costos ...............................................................................................	(10.013)	(7.706)	(1.655)
Resultado bruto ...................................................................................	11.403	8.408	2.526
Resultado operativo ..............................................................................	11.366	7.796	4.686
Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos ......................	356	778	673
Resultadosfinancieros,netos .................................................................	(2.015)	(1.989)	280
Resultado neto antes de impuesto a las ganancias ......................................	9.707	6.585	5.639
Impuesto a las ganancias .......................................................................	(3.797)	(2.359)	(1.150)
Resultado neto ....................................................................................	5.910	4.226	4.489

(1)Sobre esta información, se han realizado ajustes contables para el cálculo de la participación en el patrimonio y en los resultados de YPF EE. El patrimonio y los resultados ajustados no difieren significativamente de la información financiera de YPF EE aquí revelada.

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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2020, 2019 Y 2018

10. INVERSIONES EN ASOCIADAS Y NEGOCIOS CONJUNTOS (Cont.)

A continuación se detalla la información de subsidiarias:

Denominación yEmisor Subsidiarias: (7)

YPF International S.A. (6)

YPF Holdings Inc. (6)

Operadora de Estaciones de Servicios S.A.

A-Evangelista S.A.

Metrogas S.A.

YPF Chile S.A. (6)

YPF Tecnología S.A.

Compañía de Inversiones Mineras S.A.

Características de los valoresClaseValor nominalCantidad

OrdinariasBs.

100 0,01

66.897

Ordinarias

US$ $

810.513 Inversión y financiera

Ordinarias

1 163.701.747 Gestión comercial deestaciones de serviciode propiedad de YPF
Ordinarias
$ $
1 11.714.952.101 Servicios de ingeniería y construcción
Ordinarias
1 398.419.700

Ordinarias - - 50.968.649

Ordinarias

1 234.291.000

Ordinarias

1 236.474.420 Exploración, explotación, transformación, administración,almacenamiento y transporte de todo tipo de minerales; montajes, construcción y operación de instalaciones y estructuras y procesamiento de productos relacionados con la actividad minera

Información sobre el ente emisor

Últimos estados financieros disponibles

Participación
sobre capital
Fecha	social	Resultado	Patrimonio	social
31-12-20	15	-	109	100,00%
31-12-20	68.124	(8)	(18.070)	100,00%
31-12-20	164	(831)	5.036	99,99%
31-12-20	307	(2.596)	8.188	100,00%
31-12-20	569	(5.401)	14.398	70,00%
Compraventa de lubricantes y combustibles de aviación y estudio y exploración Villarica 322, Módulo B1, Qilicura, Santiago, Chile	31-12-20	3.838	(137)	2.568	100,00%
de hidrocarburos
31-12-20	459	16	3.714	51,00%
31-12-20	236	(90)	12	100,00%

Inversión

Actividad principal

Prestación del servicio público de distribuciónde gas natural.

Investig ación, desarrollo, producción y comercialización de tecnologías, conocimientos, bienes y servicios

Domicilio legal

Calle La Plata 19, Santa Cruz de la Sierra, Bolivia

10333 Richmond Avenue I, Suite 1050, TX, Estados Unidos

Macacha Güemes 515, Buenos Aires, Argentina

Gregorio Aráoz de Lamadrid 1360, Buenos Aires, Argentina.

Macacha Güemes 515, Buenos Aires, ArgentinaMacacha Güemes 515, Buenos Aires, Argentina

Capital

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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2020, 2019 Y 2018

10. INVERSIONES EN ASOCIADAS Y NEGOCIOS CONJUNTOS (Cont.)

A continuación se detallan las inversiones en asociadas y negocios conjuntos:

31-12-2020

31-12-2019

Información sobre el ente emisor

Características de los valores

ValorDenominación yEmisor Negocios conjuntos:(5) YPF Energía Eléctrica S.A. (6)ClasenominalCantidadValor registrado (2)Costo (1)

Ordinarias

$ 1

1.879.916.921

53.609

1.085 Exploración, explotación, industrialización y comercialización de hidrocarburos y g eneración, transporte y comercialización deenergía eléctrica

Compañía Mega S.A. (6)

Ordinarias

$ 1

Profertil S.A. (6)

Ordinarias

$ 1

Refinería del Norte S.A.

Ordinarias

$ 1

Oleoducto Loma Campana-Lago Ordinarias Pellegrini S.A. (6)

$ 1

244.246.140 391.291.320 45.803.655 738.139.164

7.733 16.951 2.220 1.143

- Producción y venta de fertilizantes

- 738

CT Barragán S.A. (6)

Ordinarias

$ 1

4.279.033.952

Asociadas:

Oleoductos del Valle S.A. (6)Ordinarias

$ 10

4.072.749

Terminales Marítimas Patagónicas Ordinarias S.A.

$ 10

Oiltanking EbytemS.A. (6)Ordinarias

Central Dock Sud S.A. (6)

Ordinarias

YPF Gas S.A.

Ordinarias

$ 10 $ 0,01 $ 1

476.034 351.167 11.869.095.145

59.821.434

14.981 96.637 2.998 1.295 1.145 2.079 1.655

4.348 Producción y generación de energía eléctrica Maipú 1, Buenos Aires, Argentina 6.171

- Transporte depetróleo por ducto

- - - -

Otras sociedades: Diversas (3)

1.315 648

10.487 648

107.124 6.819


social
3.747	5.911	70.795
Separación, fraccionamiento y transporte de líquidos de gas San Martín 344, Piso 10, Buenos Aires, Argentina 30-09-20	643	1.148	17.694
natural
783	3.870	34.055
92	(652)	4.432
868	(226)	1.006
8.558	9.528	29.998

110	1.684	10.442
14	478	3.522
12	1.043	3.654
1.231	1.087	20.286
176	1.116	6.316
-	-	-

Actividad principal

Domicilio legal

Macacha Güemes 515, Buenos Aires, Argentina

Alicia Moreau de Justo 740, Piso 3, Buenos Aires, 30-09-20 Argentina

Refinación

Construcción y explotación de unoleoducto,transportey almacenaje de petróleo, importación, exportación, compra y

Maipú 1, Piso 2, Buenos Aires, Argentina 30-09-20 Macacha Güemes 515, Buenos Aires, Argentina 31-12-20

venta de materias primas, equipos industriales y maquinaria

Florida 1, Piso 10, Buenos Aires, ArgentinaAlmacenamiento y despacho de petróleo

Av. Leandro N. Alem 1180, Piso 11, Buenos Aires, Argentina

Transporte y almacenamientode hidrocarburos

Terminal Marítima Puerto Rosales - Provincia de 31-12-20 Buenos Aires, Argentina.

Generación de energíaeléctrica y sucomercialización en 31-12-20

bloque

Pasaje Ingeniero Butty 220, Piso 16, Buenos Aires, Argentina

Fraccionamiento, envasado, distribución y transporte de gas para uso industrial y/o doméstico

Macacha Güemes 515, Buenos Aires, Argentina

Últimos estados financieros disponibles

Capital

Fecha

31-12-20

30-09-20 30-09-20

30-09-20

Participación
sobre capital	Valor
Resultado Patrimonio	social	registrado (2)
75,00%	35.382
38,00%	5.211
50,00%	10.778
50,00%	1.881
85,00%	762
50,00%	6.799
60.813
37,00%	1.778
33,15%	711
30,00%	871
10,25% (4)	1.542
33,99%	965
-	922
6.789
67.602

(1) Corresponde al costo neto de dividendos cobrados y reducciones de capital.
(2) Corresponde al porcentaje de participación sobre el patrimonio de la sociedad más ajustes para adecuar los criterios contables a los de YPF.
(3) Incluye Gasoducto del Pacífico (Cayman) Ltd., Gasoducto del Pacífico (Argentina) S.A., A&C Pipeline Holding Company, Oleoducto Trasandino (Chile) S.A., Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A., Bizoy S.A., Civeny S.A., Bioceres S.A., Petrofaro S.A. y Sustentator S.A.
(4) Adicionalmente, el Grupo posee un 22,49% de participación indirecta en el capital a través de YPF EE.
(5) En función de lo estipulado en el convenio de accionistas, existe control conjunto de parte de los accionistas en esta sociedad.
(6) Se ha definido el dólar como la moneda funcional de la presente sociedad.
(7) Adicionalmente se consolidan YPF Services USA Corp., YPF Europe B.V., YPF Brasil Comércio Derivado de Petróleo Ltda., Wokler Investment S.A., YPF Colombia S.A.S., Miwen S.A., Eleran Inversiones 2011 S.A.U., Lestery S.A., Energía Andina S.A. e YPF Ventures S.A.U.

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11. INVENTARIOS 2020

2019

2018

Productos destilados .......................................................................................................... Petróleocrudoy gas natural ............................................................................................ Productos en procesos ...................................................................................................... Materia prima, envases y otros ......................................................................................

59.971 33.066 1.966 5.134

50.563 33.583

24.756 14.571

2.259 1.177

2.901 3.993

(1)
12. OTROS CRÉDITOS
No	No
Corriente	Corriente	Corriente	Corriente	Corriente	Corriente
Deudores por servicios .........................................	548	2.330	455	2. 706	150	2.210
Créditos de impuestos y reembolsos por exportaciones	9.283	10.060	6.896	6.076	3.534	3.315
Préstamos a terceros y saldos con sociedades
relacionadas (1) ...................................................	814	997	2.435	3.288	3.565	4.920
Depósitos en garantía ..........................................	2. 062	2.152	2	640	1	575
Gastos pagados por adelantado .............................	740	3.503	603	2.370	240	2. 207
Anticipos y préstamos a empleados .........................	17	263	29	596	25	572
Anticipos a proveedores y despachantes de aduana (2)	-	8.525	-	10.896	1	4.212
Créditos con socios deUT y Consorcios ...................	2.334	4.143	2.248	7.932
Seguros a cobrar ................................................	-	1.133	-	498	-	758
Div ersos ...........................................................	177	1.339	45	1.255	32	770
15.975	34.445	12. 713	36.257	10. 192	21.918
Prov isión para otros créditos de cobro dudoso ...........	(1.318)	(76)	(924)	(65)	(575)	(51)
14.657	34.369	11. 789	36.192	9. 617	21.867

(1)

100.137

80.479

(1)

53.324

(1) Al 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018 el costo de los inventarios no supera su valor neto de realización.
2020
2019
2018
No
2.644
2.379
(1) Para información sobre partes relacionadas, ver Nota 35.

(2) Incluye, entre otros, anticipos a despachantes de aduana que principalmente corresponden a adelantos para el pago de impuestos y derechos vinculados a la importación de combustibles y bienes.

13. CRÉDITOS POR VENTAS
No	No	No
Corriente	Corriente	Corriente	Corriente	Corriente	Corriente
Deudores comunes y sociedades relacionadas (1) (2) .......	17.392	118.665	15.325	124.657	23.508	75.422
Prov isión para deudores por v entas de cobro dudoso ....	(8.861)	(10.519)	-	(6.580)	-	(2.776)
8.531	108.146	15.325	118.077	23.508	72.646

2020

2019

2018

(1) Para información sobre partes relacionadas, ver Nota 35.
(2) Ver información sobre créditos por ventas por contratos con clientes en Nota 23.

A continuación, se describe la evolución de la provisión para deudores por ventas de cobro dudoso por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018:

2020	2019	2018
No	No	No
Corriente	Corriente	Corriente	Corriente	Corriente	Corriente
Saldo al inicio del ejercicio ..................................	-	6.580	-	2.776	-	1.323
Modif icación de saldos al inicio del ejercicio(1)	-	-	-	-	-	425
Saldo al inicio del ejercicio modificado	-	6.580	-	2.776	-	1.748
Aumentos con cargo a resultados (3) ........................	2.228	10.818	-	3.891	-	444
Aplicaciones concargo a resultados ........................	-	(729)	-	(707)	-	(91)
Cancelaciones por utilización .................................	-	-	-	(112)	-	-
Dif erencias de conv ersión .....................................	-	715	-	847	-	607
Resultado por la posición monetaria neta (2) ...............	-	(232)	-	(103)	-	92
Reclasificaciones ................................................	6.633	(6.633)	-	(12)	-	(24)
Saldo al cierre del ejercicio .................................	8.861	10.519	-	6.580	-	2.776

(1) Corresponde al cambio en la política contable detallado en la Nota 2.b.18.
(2) Incluye el ajuste por inflación de los saldos al inicio de la provisión para deudores por ventas de cobro dudoso de las subsidiarias con moneda funcional peso el cual fue imputado a los otros resultados integrales y el ajuste por inflación del ejercicio el cual fue imputado a resultados.

(3) Incluye, al 31 de diciembre de 2020, 8.861 correspondientes a los créditos con las Distribuidoras de gas natural por las diferencias diarias acumuladas según Decreto N°

1.053/2018. Ver Nota 34.f.

14. EFECTIVO Y EQUIVALENTES DE EFECTIVO
2020	2019	2018
Cajay bancos ......................................................................................................................	14.843	6.983	6.678
Colocaciones transitorias a corto plazo (1) .................................................................	5.189	52.079	31.558
Activos financieros a valor razonablecon cambios en resultados (2) ................	34.586	7.038	7.792
54.618	66.100	46.028

(1) Incluye plazos fijos y otras inversiones con el BNA por 2.000, 10.043 y 5.084 al 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018, respectivamente.
(2) Ver Nota 6.

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YPF SOCIEDAD ANONIMA

NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2020, 2019 y 2018

15. PROVISIONES

La evolución de las provisiones del Grupo por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018 es la siguiente:

Saldos al 31de diciembre de 2017 ........................

Aumentos con cargo a resultados ...........................

Aplicaciones concargo a resultados .........................

Cancelaciones por pago/utilización ...........................

Dif erencias de cambioy deconversión, netas .............

Aumentos por combinación de negocios (2) .................

Resultado por la posición monetaria neta ................

(3)

Reclasificaciones y otros movimientos ......................

Saldos al 31de diciembre de 2018 ........................

Aumentos con cargo a resultados ...........................

Aplicaciones concargo a resultados .........................

Cancelaciones por pago/utilización ...........................

Dif erencias de cambioy deconversión, netas .............

Resultado por la posición monetaria neta ................

(3)

Reclasificaciones y otros movimientos ......................

Saldos al 31de diciembre de 2019 ........................

Aumentos con cargo a resultados ...........................

Aplicaciones concargo a resultados .........................

Cancelaciones por pago/utilización ...........................

Dif erencias de cambioy deconversión, netas .............

Resultado por la posición monetaria neta ................

(3)

Reclasificaciones y otros movimientos ......................

Saldos al 31de diciembre de 2020 ........................

Provisión para juicios y	Provisión para gastosde
contingencias	medioambiente
No	No
Corriente Corriente	Corriente Corriente

11.667

Provisión para obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos

TotalNo CorrienteCorrienteNo CorrienteCorriente

688

1.196

1.018

41.871

736

54.734

2.442

3.320

357

3.021 - -

- - (933)

3.785

- - (1.514)

10.126

357

(371)

(266)

(14.250)

(14.621)

(266)

(76)

(129)

(76)

(2.576)

6.826 -

471 -

495

465 -

80 - - 1.457 1.622

43.674 - -

758 - - 1.804 1.784

50.995

465

1.309 -

(204)

(64)

(1.457)

(16.647)

(1)

(18.031)

3.197

21.235

1.123

3.720

58.433

83.388

4.529

18.460

(4)

1.695

- - (1.821)

7.409

- - (2.774) 1.079 - 2.176 2.265

27.564

(2.358)

(744)

(63)

(2.950)

(5.371)

(744)

(73)

(194)

(73)

(4.789)

7.405

(92)

443 -

479 -

106 - 2.003 1.910

35.219 -

43.103

(92)

1. 628 -

(744)

648

(2.003)

(1.004)

(1)

(3.751)

4.827

43.833

1.285

3.828

97.107

144.768

5.460

8.917

219

3.428

- - (1.330)

11.117

- - (1.298)

23.462

219

(6.331)

(5)

(1.039)

(224)

(5. 249)

(11. 804) (1.039)

(43)

(132)

(43) (2.760)

9.475

(35)

498 -

525 -

12 - 2.026 2.618

41.185 -

960 - (346) 1.581

(35) (21. 045) 186.488

51.185

1. 470 -
(5.447)
(6)
1.103
(2.026)
(13. 572)
(1)
(1)
50.369
1.934
5.531
130.588
2. 783 6.133

(1) Incluye (13.918), 1.172 y (11.710) correspondientes al recálculo anual de costos por obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018, respectivamente; y (3.133) correspondientes a pasivos
que fueron reclasificados a Pasivos asociados con activos mantenidos para su disposición al 31 de diciembre de 2018.
(2) Ver Nota 3.
(3) Incluye el ajuste por inflación de los saldos al inicio de las provisiones de las subsidiarias con moneda funcional peso el cual fue imputado a los otros resultados integrales y el ajuste por inflación del ejercicio el cual fue imputado a resultados.
(4) Incluye 10.572 correspondientes al reconocimiento del pasivo por la controversia asociada a la deducción del costo por abandono de pozos de hidrocarburos por los períodos 2011-2017 más el devengamiento de los intereses financieros desde la fecha en la cual la Sociedad
tomó la decisión de adherirse al régimen de moratoria ampliada. Ver Nota 16.
(5) Incluye 3.645 correspondientes al recupero del pasivo por la adhesión al al régimen de moratoria ampliada por los años 2011-2013 por la controversia asociada a la deducción del costo por abandono de pozos de hidrocarburos. Ver Nota 16.
(6) Incluye 2.953 reclasificados a "Impuesto a las ganancias a pagar" por la adhesión al régimen de moratoria ampliada por los años 2011-2013 por la controversia asociada a la deducción del costo por abandono de pozos de hidrocarburos. Ver Nota 16.

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GUILLERMO STOK Por Comisión Fiscalizadora

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RICARDOC. RUIZ

Socio

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15. PROVISIONES (Cont.)

El Grupo es parte en una cierta cantidad de procesos laborales, comerciales, civiles, fiscales, penales, ambientales, aduaneros y administrativos que, ya sea en forma independiente o junto con otros procesos, y de resolverse en forma total o parcialmente adversa en su contra, podrían resultar en la imposición de costos materiales, sentencias, multas u otras pérdidas. Si bien se considera que se han provisionado tales riesgos adecuadamente en base a los dictámenes y asesoramiento de nuestros asesores legales y de acuerdo con las normas contables aplicables, ciertas contingencias se encuentran sujetas a cambios a medida que se desarrolla nueva información y se obtienen los resultados de las evidencias que se presenten en las causas, entre otros. Es posible que las pérdidas resultantes de dichos riesgos, si los procedimientos se resuelven en forma adversa al Grupo, ya sea en forma parcial o total, puedan exceder significativamente las provisiones que se han establecido.

Adicionalmente, debido a su operatoria, el Grupo está sujeto a diversas leyes y regulaciones de protección del medio ambiente. Dichas leyes y regulaciones podrían, entre otras cosas, imponer sanciones por el costo de limpieza de la contaminación y daños al medio ambiente resultantes de la mencionada operatoria. La Dirección de la Sociedad considera que las operaciones del Grupo se ajustan en forma sustancial a las leyes y regulaciones relativas a la protección del medio ambiente actualmente vigentes, tal como han sido históricamente interpretadas y aplicadas.

No obstante, periódicamente se realizan estudios a fin de profundizar el conocimiento de la situación ambiental de determinadas zonas geográficas en la Argentina en las que el Grupo tiene actividades, a fin de establecer su estado, causas y remediaciones necesarias, así como en su caso, en función de la antigüedad del problema, las responsabilidades del Estado Nacional en virtud de la obligación de mantener indemne a YPF por los pasivos que pudieran existir al 31 de diciembre de 1990. Hasta tanto no se terminen y evalúen tales estudios, el Grupo no se encuentra en condiciones de estimar qué costos adicionales, si los hubiere, sería necesario incurrir. Sin embargo, es posible que otros trabajos, incluyendo medidas de remediación provisorias, sean requeridos.

15.a) Provisión para juicios y contingencias

El Grupo ha provisionado los juicios pendientes, reclamos y contingencias cuya pérdida es probable y puede ser estimada razonablemente. Los juicios pendientes y contingencias más significativas provisionados se describen en los próximos párraf os.

15.a.1) Pasivos y contingencias asumidas por el Estado Nacional Argentino antes de 1990

En virtud de la Ley de Privatización de YPF, el Estado Nacional se hizo cargo de ciertas obligaciones de la sociedad predecesora al 31 de diciembre de 1990. En ciertos juicios relacionados con eventos o actos que ocurrieron con anterioridad a dicha fecha, YPF ha sido requerida a anticipar el pago establecido en ciertas decisiones judiciales. YPF posee el derecho a reclamar el reintegro de las sumas abonadas en función a la mencionada indemnidad.

15.a.2) Reclamos derivados de restricciones en el mercado de gas natural

• Reclamos de DOP

A través de la Resolución SE Nº 265/2004, el Gobierno Argentino dispuso la creación de un programa de cortes útiles sobre las exportaciones de gas natural y su transporte asociado. Dicho programa fue implementado, inicialmente, mediante la Disposición Nº 27/2004 de la Subsecretaría de Combustibles, subsecuentemente reemplazado por el

Programa de Racionalización de las Exportaciones de Gas y del Uso de la Capacidad de Transporte (el "Programa")

aprobado mediante Resolución SE Nº 659/2004. Adicionalmente, la Resolución SE Nº 752/2005 dispuso que los usuarios industriales y generadores térmicos (quienes a partir de tal Resolución deben adquirir el gas natural directamente de los productores) podían también recibir gas natural producto de cortes de exportaciones, a través del mecanismo de Inyección Adicional Permanente creado por dicha Resolución. Mediante el Programa y/o la Inyección Adicional Permanente, el Gobierno Argentino requiere a los productores exportadores de gas natural la entrega de volúmenes adicionales de dicho producto al mercado interno para satisfacer la demanda de ciertos consumidor es del mercado argentino ("Requerimientos de Inyección Adicional"). Dichos volúmenes adicionales no se encuentran contratados por YPF y la fuerzan a afectar las exportaciones de gas natural, cuya ejecución se ha visto condicionada. Los mecanismos establecidos por las Resoluciones SE Nº 659/2004 y 752/2005 han sido adaptados por la Resolución SE Nº 599/2007 modificando las condiciones de imposición de los requerimientos, según sean impuestas a productores firmantes o no firmantes de la propuesta de acuerdo entre la SE y Productores homologada mediante dicha resolución.

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15. PROVISIONES (Cont.)

Asimismo, mediante la Resolución ENARGAS Nº 1.410/2010 se aprobó un "Procedimiento para Solicitudes , Confirmaciones y Control de Gas" que implementa nuevas pautas a seguir para el despacho de gas natural aplicable a todos los sujetos de la industria del gas, imponiéndose de esta forma nuevas y más severas restricciones con relación de la disponibilidad del gas por parte de los productores. Adicionalmente, el Gobierno Argentino, por intermedio de instrucciones impartidas utilizando diferentes vías, ha ordenado limitaciones a las exportaciones de gas natural

(conjuntamente con el Programa y con la Inyección Adicional Permanente, denominadas "Administración de las Exportaciones"). Con fecha 5 de enero de 2012 se publicó en el BO la Resolución SE N° 172/2012 mediante la cual se extienden temporalmente las reglas de asignación y demás criterios fijados por la Resolución SE N° 599/2007, todo ello hasta que se produzca el dictado de las medidas que la reemplacen y según menciona la Resolución previamente indicada. Esta Resolución fue recurrida con fecha 17 de febrero de 2012 mediante la presentación de un Recurso de Reconsideración ante la SE.

Como consecuencia de la mencionada medida, en reiteradas ocasiones, desde el año 2004 YPF se vio forzada a suspender, parcial o totalmente, sus entregas de gas natural a clientes de exportación, con los cuales tiene asumidos compromisos firmes para la entrega de volúmenes de gas natural.

YPF ha impugnado el Programa, la Inyección Adicional Permanente y los Requerimientos de Inyección Adicional, establecidas mediante las Resoluciones SEN N° 599/2007 y 172/2011 y Resolución ENARGAS N° 1.410/2010 por arbitrarios e ilegítimos, y ha alegado frente a los respectivos clientes que la Administración de las Exportaciones constituy e un evento de caso fortuito o fuerza mayor (hecho del príncipe) que liberan a YPF de cualquier responsabilidad y/o penalidad derivada de la falta de suministro de los volúmenes contractualmente estipulados. Los mencionados clientes han rechazado el argumento de fuerza mayor esgrimido por YPF, reclamando algunos de ellos el pago de compensaciones y/o penalidades por incumplimiento de compromisos firmes de entrega, y/o haciendo reserva de futuros reclamos por tal concepto. Con fecha 9 de diciembre de 2015 el ENARGAS rechazó la impugnación de YPF a la Resolución ENARGAS N° 1.410/2010. YPF no recurrió la resolución del ENARGAS que rechazara la impugnación presentada.

Con fecha 29 de junio de 2018 se publicó la Resolución ENARGAS N° 124/2018 que aprueba el texto ordenado del reglamento interno de los centros de despacho aplicable a partir del 30 de junio de 2018 y deroga la Resolución ENARGA S N° 1410/2010.

Los costos por penalidades contractuales derivadas de la falta de entrega de gas natural al 31 de diciembre de 2020 han sido provisionados en la medida que sean probables y puedan ser razonablemente estimados.

• AES Uruguaiana Empreendimentos S.A. ("AESU") y Transportadora de Gas del Mercosur S.A. ("TGM")

El 25 de junio de 2008, AESU procedió a liquidar la suma de US$ 28,1 millones en concepto de penalidad por no entrega de gas natural desde el 16 de septiembre de 2007 hasta el 25 de junio de 2008, habiendo liquidado luego la suma de US$ 2,7millones enconceptodepenalidadpornoentregadegasnaturaldesdeel18deenerode2006hastael1dediciembre de 2006. YPF rechazó ambas liquidaciones. Por Nota de fecha 15 de septiembre de 2008, AESU notificó a YPF que suspendía el cumplimiento de sus obligaciones alegando morosidad e incumplimientos por parte de YPF, lo cual fue rechazado integralmente por YPF. Con fecha 4 de diciembre de 2008, YPF notificó que, levantada la fuerza mayor imperante, de acuerdo con los términos del contrato vigente, procedería a suspender su obligación de entrega de gas natural ante los reiterados incumplimientos de AESU, lo cual fue asimismo rechazado. Con fecha 30 de diciembre de 2008, AESU rechazó el derecho de YPF de suspender las entregas de gas natural. El 20 de marzo de 2009 AESU notificó formalmente la declaración de rescisión del contrato. El 6 de abril de 2009 YPF promovió ante la Cámara de Comercio

Internacional ("CCI") un arbitraje contra AESU, Companhía do Gas do Estado do Río Grande do Sul (" SULGA S") y TGM.

En la misma fecha YPF fue notificada por la CCI del arbitraje promovido por AESU y SULGAS contra YPF por el que reclamaba, entre otros conceptos que YPF considera improcedentes, lucro cesante, gastos de desmantelamiento de la planta de AESU y el pago de los montos por penalidades por no entrega de gas natural antes mencionados todo lo cual totalizaba aproximadamente US$ 1.052 millones.

Adicionalmente, YPF fue notificada del arbitraje promovido por TGM ante la CCI reclamando el pago de aproximadamente US$ 10 millones más intereses hasta la fecha de su efectivo pago, relacionada con el pago de facturas del contrato de transporte de gas natural suscripto en septiembre de 1998 entre YPF y TGM, vinculado al contrato de exportación de gas natural con AESU mencionado precedentemente.

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15. PROVISIONES (Cont.)

El 8 de abril de 2009, YPF solicitó el rechazo de la demanda y reconvino solicitando la terminación del contrato de transporte de gas natural con fundamento en la finalización por parte de AESU y SULGAS del contrato de exportación de gas natural. A su vez, YPF había promovido ante la CCI un arbitraje contra TGM, entre otros. Se recibió la contestación de TGM, quien solicitó el íntegro rechazo de las pretensiones de YPF y dedujo demanda reconvencional contra YPF con el fin de que el Tribunal Arbitral condene a YPF a indemnizar a TGM la totalidad de los daños y perjuicios, presentes o futuros, sufridos por TGM a causa de la extinción del Contrato de Transporte Firme y del Acta Acuerdo de fecha 2 de octubre de 1998 por medio de la cual YPF se había comprometido a abonar a TGM contribuciones irrevocables no capitalizables como contraprestación por la ampliación del gasoducto Proyecto Uruguayana; y se condene a AESU/SULGAS (para el caso en que se declare la rescisión del Contrato de Gas por incumplimiento de AESU o SULGAS) a indemnizar en forma solidaria todos los daños y perjuicios que dicha rescisión ocasione a TGM. Adicionalmente, con fecha 10 de julio de 2009, TGM actualizó supretensión a US$ 17 millones y reclamó lucro cesante por US$ 366 millones, los cuales fueron considerados improcedentes respecto de YPF, por lo que se contestó esta ampliación de demanda rechazando los argumentos vertidos por TGM.

Con fecha 6 de abril de 2011 el Tribunal Arbitral del Arbitraje "YPF c/AESU" hizo lugar al planteo jurisdiccional de YPF y dispuso consolidar todos los arbitrajes ("AESU c/YPF", "TGM c/YPF" e "YPF c/AESU") en el arbitraje "YPF c/AESU", por lo que AESU y TGM desistieron de sus respectivos arbitrajes y todas las cuestiones planteadas en los tres arbitrajes quedaron a resolver en el arbitraje "YPF c/AESU".

Con fecha 10 de enero de 2014 se recibió la demanda de daños presentada por AESU ante el Tribunal por la suma de US$ 815,5 millones y la demanda de daños presentada por TGM ante el Tribunal Arbitral por la suma de US$ 362,6 millones, las cuales fueron rechazadas por YPF.

Como consecuencia de las complejidades legales y comerciales que tenía la disputa entre YPF, AESU y SULGAS, así como de la existencia de derechos litigiosos en diferentes jurisdicciones del mundo (incluyendo Argentina, Uruguay y Estados Unidos), con fecha 30 de diciembre de 2016, dichas empresas celebraron un acuerdo transaccional por el que YPF se comprometió a pagar la suma única y total de US$ 60 millones por el que, sin reconocer hechos ni derechos, desistieron de todos los reclamos que hasta dicha fecha tenían o podían tener recíprocamente, con la excepción, en el caso de YPF, de los recursos de nulidad que interpuso contra los laudos arbitrales y que permanecen vigentes. El pago fue efectivizado con fecha 10 de enero de 2017.

Asimismo, con fecha 4 de diciembre de 2017, YPF celebró un acuerdo transaccional con TGM poniendo fin a todos los reclamos existentes entre las partes, en virtud del cual YPF aceptó pagar a TGM la suma de US$ 114 millones en concepto de indemnización como pago total y definitivo de todas las acciones arbitrales y legales de TGM (US$ 107 millones en un pago inicial el 2 de enero de 2018 y el saldo de US$ 7 millones en 7 cuotas anuales de US$ 1 millón cada una, venciendo la primera el 1 de febrero de 2018 y las restantes en igual fecha de los años subsiguientes). Además, YPF se comprometió a pagar a TGM la suma de US$ 13 millones (en 7 cuotas anuales de US$ 1,86 millones cada una, con igual vencimiento que el saldo de la indemnización) como pago a cuenta de un contrato de transporte interrumpible de exportación a ser celebrado por las partes con vigencia hasta 2027. Este acuerdo transaccional importó el desistimiento del proceso iniciado por YPF para obtener la declaración de la nulidad del Laudo Final de Daños y de los recursos deducidos por TGM para obtener la revocación de la sentencia de la Sala IV de la Cámara en lo Contencioso Administrativo Federal que dispusiera la anulación del Laudo de Responsabilidad. Tanto el pago inicial por US$ 107 millones como las cuotas por US$ 1 millón y US$ 1,86 millones con vencimiento el 1 de febrero de 2018, 1 de febrero de 2019, el 3 de febrero de 2020 y 22 de febrero de 2021, fueron efectivizados en las fechas estipuladas.

• Transportadora de Gas del Norte S.A. ("TGN")

El 8 de abril de 2009 YPF promovió una demanda contra TGN ante el ENARGAS con el objeto de solicitar la terminación del contrato de transporte de gas natural suscripto con dicha compañía para el transporte de gas natural asociado a entregas bajo el contrato de exportación de gas natural firmado por AESU y otras partes. La terminación del contrato con dicha compañía se fundamenta en: (a) la imposibilidad de YPF de usar y de TGN de prestar el servicio de transporte contratado, por la conjunción de (i) la rescisión del contrato de gas con SULGAS/AESU y (ii) la imposibilidad legal de ceder a terceros dicho contrato en virtud de las normas vigentes, (b) la imposibilidad legal de TGN de proveer el servicio de transporte firme en los términos contratados, en razón de ciertos cambios en la legislación vigente desde el año 2004, y c) en la teoría de la imprevisión bajo los términos de la legislación argentina en razón de la existencia de hechos extraordinarios que generan una excesiva onerosidad. Este expediente no ha sido resuelto a la fecha de cierre de los presentes estados financieros consolidados.

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15. PROVISIONES (Cont.)

En el expediente, TGN reclamó en su demanda el cumplimiento del contrato y el pago de facturas impagas por el período 20 de febrero de 2007 hasta el 20 de marzo de 2009 por una suma de US$ 30 millones. Posteriormente, TGN amplió su demanda y reclamó el pago de facturas adeudadas (i) por el período 20 de abril de 2009 hasta el 20 de junio de 2010 por una suma de US$ 31 millones; (ii) por el período 20 de julio de 2010 hasta el 20 de noviembre de 2010 por una suma de US$ 10 millones; y (iii) por el período 6 de diciembre de 2010 hasta el 4 de enero de 2011 por una suma de US$ 3 millones .

Adicionalmente, TGN notificó a YPF la rescisión del contrato de transporte invocando en ello la culpa de YPF como consecuencia de la supuesta falta de pago de las facturas del servicio de transporte. YPF respondió los reclamos mencionados, rechazando los mismos fundándose en la imposibilidad legal de TGN de prestar el servicio de transporte y la rescisión del contrato de transporte dispuesta por YPF y notificada mediante demanda iniciada ante el ENARGAS.

En relación con el juicio por cobro de facturas, en el mes de septiembre de 2011, se recibió cédula notificando a YPF de la resolución de la Cámara de Apelaciones rechazando el planteo de incompetencia formulado por YPF al contestar la demanda, declarando incompetente al ENARGAS y competente al fuero Civil y Comercial Federal con relación al reclamo por cobro de facturas impagas mencionado precedentemente.

La causa se abrió a prueba y con fecha 21 de septiembre de 2016 se presentaron los alegatos. Habiendo concluido el período probatorio y toda vez que en el expediente se presentaron los alegatos las actuaciones pasaron a dictar sentencia.

Con fecha 3 de abril de 2013 se notificó la demanda de daños y perjuicios iniciada por TGN reclamando a YPF la suma de US$ 142 millones, con más sus intereses y costas por la resolución del contrato de transporte. Con fecha 31 de mayo de 2013 YPF contestó demanda solicitando su rechazo. El 3 de abril de 2014 se abrió la causa a prueba por 40 días, haciéndose saber a las partes que debían acompañar copia de sus respectivos ofrecimientos para la formación de los cuadernos. Luego de cerrado el período probatorio, con fecha 21 de junio de 2017 YPF presentó los alegatos.

Luego de producidos los alegatos, el Juzgado de Primera Instancia dictó en cada expediente una resolución por la que difiere el dictado de la sentencia hasta que se resuelva el beneficio de litigar sin gastos iniciado por TGN. Dichas resoluciones fueron recurridas por TGN mediante sendos recursos de queja, que fueron desestimados por la Cámara de Apelaciones en noviembre de 2017. Con fecha 21 de junio de 2018, TGN desistió del beneficio de litigar sin gastos invocando una mejora en su situación económica-financiera producida durante 2018 y solicitando se impusieran costas por su orden, y pagó la tasa de justicia. El juzgado solicitó a TGN que manifieste la base imponible sobre la cual calculó el pago de la tasa de justicia y ordenó correr traslado a YPF del desistimiento. YPF se opuso a la solicitud de TGN de imposición de costas por su orden y con fecha 28 de noviembre de 2018 el juzgado resolvió tener por desistida la solicitud de beneficio de litigar sin gastos e impuso las costas de dicho incidente a TGN. Sin perjuicio de ello, el expediente principal pasó a dictar sentencia.

Con fecha 5 de abril de 2019 la Sala II de la Cámara Nacional de Apelaciones en lo Civil y Comercial Federal revocó la resolución del juzgado de primera instancia y ordenó que las costas del proceso sean distribuidas por su orden, por considerar que YPF no sufre ningún daño, en tanto el otorgamiento del beneficio estaba limitado únicamente al pago de la tasa de justicia.

Con fecha 16 de octubre de 2020, YPF fue notificada de la sentencia de primera instancia en la que se resolvió:

- Declarar abstracta la pretensión de cumplimiento de contrato de transporte firme de gas (el "Contrato"), impetrada por
TGN;
- hacer lugar parcialmente a la demanda presentada en la causa sobre cumplimiento del Contrato, y ordenar a YPF a pagar en concepto de facturas impagas, la suma a determinar por la perito contadora designada, en la etapa de ejecución de sentencia, más intereses y costas del juicio;
- admitir la demanda por daños y perjuicios, y ordenar a YPF a pagar un importe de US$ 231 millones más intereses y costas del juicio.

Con fecha 22 de octubre de 2020 YPF interpuso recurso de apelación contra la sentencia de primera instancia respecto de la causa de cumplimiento de contrato y la causa de daños y perjuicios. El recurso de apelación fue concedido con fecha 27 de octubre de 2020.

Por su parte, TGN apeló y presento únicamente Memorial de Agravios contra la sentencia de primera instancia respecto de la causa de incumplimiento contractual. Estos procesos de apelación están siendo tramitados y el resultado de los mismos es incierto.

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15. PROVISIONES (Cont.)

• Nación Fideicomisos S.A. ("NAFISA")

NAFISA había iniciado un proceso de mediación contra YPF reclamando el pago de los cargos correspondientes al Fideicomiso Gas I y Fideicomiso Gas II aplicables al transporte a Uruguaiana y que correspondían a las facturas por transporte reclamadas por TGN. La audiencia de mediación se cerró sin acuerdo, quedando concluida la etapa prejudicial. En este orden, NAFISA procedió, con fecha 12 de enero de 2012, a iniciar un reclamo ante el ENARGAS en virtud del artículo 66 de la Ley N° 24.076 reclamando la suma de aproximadamente 339 por dichos cargos.

Con fecha 8 de febrero de 2012 se contestó la demanda, planteando la conexidad con el juicio "TGN c/YPF", la incompetencia del ENARGAS para entender en este planteo, la acumulación en el juicio "TGN c/YPF" y rechazando el reclamo fundado en la imposibilidad legal de TGN de prestar el servicio de transporte. En esta misma fecha, se presentó también en el juicio "TGN c/YPF" similar solicitud de acumulación. El 12 de abril de 2012, ENARGAS resolvió a favor de

NAFISA. Con fecha 12 de mayo de 2012 YPF recurrió dicha resolución ante la Cámara Nacional de Apelaciones en lo Contencioso Administrativo Federal. Con fecha 11 de noviembre de 2013, dicha Cámara rechazó el recurso directo interpuesto por YPF. A su vez, con fecha 19 de noviembre de 2013, YPF interpuso el recurso ordinario ante la CSJN y con fecha 27 de noviembre se interpuso el Recurso Extraordinario, también ante la CSJN. El recurso ordinario fue concedido y oportunamente fundado por YPF. El 29 de septiembre de 2015, la CSJN resolvió declarar admisible el recurso de YPF y revocar la resolución de la Cámara Contencioso Administrativa - Sala IV, señalando que el ENARGAS no es competente para entender en este asunto por no ser las partes sujetos de la Ley de Gas. El caso está terminado en la instancia jurisdiccional del ENARGAS, sin que a la fecha NAFISA haya promovido demanda ante la justicia.

A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, la acción de fondo prescribió y por ende se procedió a realizar su baja, en función del tiempo transcurrido desde la sentencia dictada por la CSJN, momento desde el que cabe considerar que se reinició el cómputo del curso de la prescripción, sin que se haya tomado conocimiento que NAFISA haya producido acto alguno para suspender o interrumpir la prescripción.

15.a.3) Reclamos en el ámbito de la CNDC

La Asociación Unión de Usuarios y Consumidores está reclamando (originalmente contra Repsol YPF S.A. antes de extender su reclamo a YPF) el reembolso de los precios supuestamente cobrados en exceso a los consumidores de GLP a granel entre los períodos 1993 a 1997 y 1997 a 2001. Al contestar demanda, YPF invocó la prescripción de la acción por el primer período reclamado por haber transcurrido el plazo de 2 años, aplicable al caso.

Con fecha 28 de diciembre de 2015 el Juzgado de Primera Instancia dictó sentencia haciendo lugar a la demanda promovida por la Asociación Unión de Usuarios y Consumidores contra YPF por las pretensiones resarcitorias del per íodo comprendido entre los años 1993 a 1997 y condenando a la empresa a girar a la SE, con destino al fondo fiduciario creado por la Ley N° 26.020, la suma de 98 aproximadamente con más intereses que serán calculados por el perito en la etapa de liquidación.

Por su parte, la sentencia rechaza la demanda por los conceptos correspondientes al período 1997 a 2001 por no considerar probada la existencia de posición dominante de YPF en el mercado de GLP a granel en el país. A su vez, la sentencia rechaza la demanda contra Repsol S.A. toda vez que la empresa Repsol YPF S.A. no tuvo participación accionaria en YPF, ni ningún otro tipo de vinculación, durante el período 1993 a 1997 en el que los actores sostienen que habría existido el abuso de posición dominante de YPF.

La Sociedad apeló el fallo, y el recurso de apelación fue concedido con efecto suspensivo. La parte actora también apeló la sentencia y ambas partes presentaron sus memoriales.

Con fecha 7 de diciembre de 2017 la Sociedad fue notificada de la sentencia de Cámara por la cual: (i) confirma las pretensiones resarcitorias del período comprendido entre los años 1993 a 1997; (ii) extiende el reclamo de la Asociación

Unión de Usuarios por el período 1997 - diciembre 1999 por el rubro "transferencia patrimonial de los consumidores a los productores por el mayor costo del GLP", postergando para la etapa de ejecución de sentencia la liquidación del rubro (la

Cámara no fijó este importe); y (iii) hace lugar parcialmente al recurso interpuesto por la parte demandada en lo que respecta al rubro "daño causado por el menor o distinto consumo de energía a raíz del mayor costo del GLP".

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15. PROVISIONES (Cont.)

Cabe señalar que la sentencia que ha sido confirmada por la Cámara no condena a YPF a abonar a la reclamante el importe que en definitiva se liquide, sino que dichos fondos deberán ser girados a la SE con destino al fondo fiduciario creado por la Ley N° 26.020, para que sean destinados a la ampliación de la red de gas natural en las zonas de menores recursos según el criterio que fije la autoridad de aplicación. La autoridad de aplicación, en el plazo de 6 meses de quedar firme la liquidación del monto de condena, deberá presentar los estudios de factibilidad correspondientes (Decreto N° 470/2015) junto con un plan de obras, que deberán comenzar a su vez en un plazo no mayor a 6 meses contados desde la presentación de la factibilidad.

Finalmente, la Sociedad interpuso recurso extraordinario contra la sentencia de Cámara, el cual fue concedido y se elevó el expediente a la CSJN. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, el expediente se radicó en la Secretaría de Consumo de la CSJN y se encuentra a estudio de las vocalías desde el 1 de noviembre de 2020.

15.a.4) Reclamos ambientales

• La Plata

En relación con la operación de la refinería que YPF posee en La Plata, existen ciertos reclamos de compensación de daños y perjuicios originados en la supuesta contaminación ambiental producida por la operación de la refinería y la remediación ambiental de los canales adyacentes a dicha refinería. Durante 2006, YPF efectuó una presentación ante la Secretaría de Política Ambiental de la Provincia de Buenos Aires mediante la cual propicia efectuar un estudio de caracterización de los riesgos asociados a la contaminación mencionada. Tal como se ha mencionado anteriormente, YPF tiene derecho a ser mantenida indemne por el Estado Nacional, por los hechos y contingencias que sean de causa anterior al 1 de enero de 1991, de acuerdo con la Ley Nº 24.145 y Decreto Nº 546/1993. Asimismo, existen ciertos reclamos que podrían determinar la realización de inversiones adicionales vinculadas a la operación de la Refinería La Plata.

Con fecha 25 de enero de 2011, YPF ha suscrito un convenio con el Organismo Provincial para el Desarrollo Sostenible ("OPDS") de la provincia de Buenos Aires, dentro del marco del Programa de Control de Remediación, Pasivos y Riesgo Ambiental creado mediante la Resolución N° 88/2010 del Director Ejecutivo del OPDS. En virtud del convenio, las partes acordaron llevar a cabo un programa de trabajo conjunto en los canales que circundan a la Refinería La Plata, que tendrá una duración de 8 años, y que implica acciones de caracterización y análisis de riesgo de los sedimentos de los canales. En el convenio se establece que, en caso de que el análisis de riesgo identifique escenarios que presenten la necesidad de implementar acciones correctivas, se analizarán las alternativas o técnicas disponibles y se determinarán las acciones necesarias para su implementación. También se contempla la realización de un estudio de datación del material depositado, con el fin de establecer la responsabilidad del Estado Nacional, teniendo en cuenta su obligación de mantener indemne a YPF establecida en el artículo 9 de la Ley N° 24.145 de Privatización de YPF. En dicho contexto, YPF, con la conformidad del OPDS, ha llevado adelante diversos estudios y caracterizaciones a través de consultores especializados cuyos avances han sido puestos en conocimiento del organismo provincial. El convenio celebrado entre YPF y el Organismo Provincial para el Desarrollo Sostenible antes mencionado fue extendido por un plazo de 24 meses mediante Resolución N° 380/2019 emitida por dicho Organismo.

Adicionalmente a lo previamente mencionado, existen otras demandas similares realizadas por vecinos de la misma localidad, en el que reclaman daños ambientales y otros daños asociados.

• Quilm e s

Los actores, quienes sostienen ser vecinos de la localidad de Quilmes, provincia de Buenos Aires, iniciaron un juicio en el que reclaman la indemnización de daños personales supuestamente ocasionados y la remediación ambiental. Hacen su reclamo basados principalmente en una pérdida de combustible en el poliducto La Plata-Dock Sud, que actualmente opera YPF, ocurrido en el año 1988, como consecuencia de un hecho ilícito que generó la rotura del poliducto, siendo en dicho momento YPF una sociedad del Estado Nacional. El combustible habría aflorado y se hizo perceptible en noviembre de 2002, lo que ha motivado desde ese entonces la realización por parte de YPF de tareas de remediación en la zona afectada, bajo la supervisión de la autoridad ambiental de la provincia de Buenos Aires. El Estado Nacional negó ser responsable de mantener indemne a YPF en este caso, por lo que se lo ha demandado para obtener una decisión judicial declarando la nulidad de dicha decisión, la cual aún está pendiente de resolución.

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15. PROVISIONES (Cont.)

Adicionalmente a lo previamente mencionado, YPF fue notificada de una demanda ambiental similar realizada por vecinos de la misma localidad, en concepto de daños y perjuicios. Dicha demanda ha sido oportunamente contestada. Actualmente, el expediente se encuentra en etapa de prueba.

• Otros reclamos ambientales

Adicionalmente a lo previamente mencionado, el Grupo tiene otros reclamos judiciales activos en su contra basados en argumentos similares. Asimismo, se han iniciado reclamos no judiciales contra YPF basados en argumentos similares. En todos estos casos, considerando la información disponible a la fecha, el tiempo estimado que resta hasta la finalización del proceso, y los resultados de las evidencias adicionales que se presenten en la continuación de los litigios, el Grupo ha provisionado su mejor estimación respecto a los valores objeto de los reclamos.

15.a.5) Reclamos fiscales

• Controversia por la deducción del costo por abandono de pozos de hidrocarburos

La Sociedad ha registrado el costo por abandono de pozos de hidrocarburos de acuerdo con el criterio detallado en la Nota 2.b.6 y, ante la inexistencia de un tratamiento específico de dicho tema en la Ley de Impuesto a las Ganancias y su Decreto Reglamentario, ha deducido el cargo por costos de abandono de pozos de hidrocarburos en el cálculo de dicho impuesto, en base al criterio general de la norma para la deducción de gastos (criterio del devengado). Sin embargo, esta interpretación ha sido objetada por la AFIP que admitiría su deducción una vez que el gasto ha sido realizado.

La AFIP entiende que la deducción de los gastos de taponamiento por abandono de pozos de hidrocarburos se debe diferir hasta la oportunidad en que el contribuyente proceda al taponamiento, una vez que los pozos han agotado su sustancia, en tanto considera al abandono del pozo como el hecho generador del devengamiento del gasto de taponamiento.

Por su parte, la Sociedad, como así también otras empresas de la industria petrolera, entienden que el hecho sustancial generador del gasto de taponamiento por abandono de pozos de hidrocarburos lo constituye la mera perforación, en tanto con la perforación se concreta el impacto ambiental y, en consecuencia, a partir de ese momento nace la obligación de reparar dicho impacto (taponamiento). Asimismo, dicha obligación no se encuentra sujeta a condición alguna ya que no existe ningún hecho futuro o incierto al que se haya sujetado la misma pues el agotamiento inevitablemente ocurrirá. La Sociedad ha tomado conocimiento que controversias similares han sido planteadas por la AFIP a otras compañías de la industria petrolera.

En este sentido, en junio de 2016, la SRH del MINEM, organismo competente para aclarar el origen de la obligación legal en la materia y en respuesta a una consulta de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos, se expidió en línea con la posición de las empresas y concluyó que el hecho sustancial generador del gasto de taponamiento por abandono de pozos de hidrocarburos lo constituye la perforación.

Esta respuesta a la Cámara ha sido informada a la AFIP tanto por la propia SRH como por YPF, pero con distintos cuestionamientos la AFIP desconoció dicha posición.

Con fecha 29 de diciembre de 2016, la Sociedad fue notificada de 2 resoluciones determinativas ajustando el impuesto a las ganancias por los períodos fiscales 2005 a 2009. YPF presentó con fecha 20 de febrero de 2017 el correspondiente recurso de apelación ante el TFN por dichas determinaciones de oficio recibidas.

Con fecha 15 de junio de 2018, la Sociedad fue notificada de la resolución determinativa, mediante la cual se ha ajustado el impuesto a las ganancias del período fiscal 2010. El 10 de julio de 2018 la Sociedad presentó el recurso correspondiente ante el TFN.

Con fecha 7 de noviembre de 2018, la Sociedad fue notificada del inicio del procedimiento determinativo respecto del ajuste proyectado por los períodos fiscales 2011 a 2016. La Sociedad presentó su descargo con fecha 21 de diciembre de 2018.

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15. PROVISIONES (Cont.)

Con fecha 6 de mayo de 2019 se publicó en el BO la Resolución General AFIP N° 4.477/2019 que establecía un régimen de facilidades de pago respecto de las deudas por obligaciones impositivas ante el TFN, cuya adhesión expiraba el 31 de agosto de 2019, con la opción de adherirse desde el 15 de mayo hasta el 25 de junio en condiciones más ventajosas.

La Gerencia de la Sociedad, teniendo en consideración la opinión de sus asesores externos, y sin perjuicio de los méritos técnicos para defender su posición, evaluó los planes de facilidades de pago mencionados y con fecha 19 de junio de 2019 adhirió al régimen establecido por la Resolución General AFIP N° 4.477/2019 terminando así con la controversia correspondiente a los períodos 2005 a 2010 que se encontraba en instancia del TFN.

El 3 de febrero de 2020, la Sociedad fue notificada por la AFIP por el período 2017. El 17 de marzo de 2020 se presentó descargo.

El 26 de agosto de 2020 se publicó en el BO la Ley N° 27.562, la cual amplía el régimen de regularización de obligaciones impositivas, previsionales y aduaneras originariamente establecido por la Ley N° 27.541, que fuera reglamentado por la Resolución General AFIP N° 4.816/2020.

La Gerencia de la Sociedad, teniendo en consideración la opinión de sus asesores externos, y sin perjuicio de los méritos técnicos para defender su posición, evaluó el régimen de regularización de la Ley N° 27.562, para el impuesto a las ganancias y para las compensaciones realizadas oportunamente con los saldos a favor generados por dicho impuesto, y con fecha 30 de noviembre de 2020 adhirió al mencionado régimen por los períodos fiscales 2011 a 2013 por 2.953, terminando así con la controversia correspondiente a dichos períodos. Asimismo, procedió a refinanciar la deuda de los períodos fiscales 2005 a 2010 oportunamente regularizada bajo el régimen de la Resolución General AFIP N° 4.477/2019.

En virtud de las restricciones establecidas en el punto 6.6.1 del artículo 13 de la Ley N° 27.541 Solidaridad Social y Reactivación Productiva en el Marco de la Emergencia Pública y sus modificaciones, en caso de que la Sociedad decidiera distribuir dividendos con anterioridad al 26 de agosto de 2022, deberá en forma previa proceder a pre-cancelar dicha deuda fiscal.

A la fecha de los presentes estados financieros consolidados, subsiste la controversia por los períodos fiscales 2014 a 2017 en etapa administrativa ante la AFIP, por un importe de 4.882.

Respecto a los periodos posteriores al 2018 inclusive, cabe destacar que, a partir de la Reforma Tributaria promulgada en diciembre de 2017, se admitió la deducción de los gastos de abandono de pozos de hidrocarburos al momento de la perforación al considerarlos como parte del costo de inversión, con independencia del período en que se realice la efectiva erogación.

15.a.6) Otros juicios pendientes

En el curso normal de sus negocios, el Grupo ha sido demandado en numerosos procesos judiciales en los fueros laboral, civil y comercial. La Dirección de la Sociedad, en consulta con sus asesores legales externos, ha constituido una provisión considerando a tales fines la mejor estimación, sobre la base de la información disponible a la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, incluyendo honorarios y costas judiciales.

15.b) Provisión para gastos de medio ambiente y obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos

En base al programa de remediación actual del Grupo, se han provisionado las obligaciones ambientales cuyas evaluaciones y/o saneamientos son probables y se pueden estimar razonablemente.

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16. IMPUESTO A LAS GANANCIAS

El cálculo del cargo devengado contablemente por el impuesto a las ganancias para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018 es el siguiente:

2020
Impuesto a las ganancias corriente ..................................................	(1.247)
Impuesto dif erido .........................................................................	(19.752)
Subtotal .....................................................................................	(20.999)
Impuesto a las ganancias - Abandono de pozos .................................	6.410
Impuesto especial - Revalúo impositivo Ley N° 27.430 .........................

(1.938)	(943)
(3.588)	(1)	(50.595)
(5.526)	(51.538)
(16.239)	(2)	-
-	(4.604)	(3)	-
(14.589)	(26.369)	(51.538)

(4)

2019

2018

(1) Incluye (5.175) correspondientes a la reversión de quebrantos relacionados con la controversia asociada a la deducción del costo por abandono de pozos de hidrocarburos. Ver Nota 15.
(2) Incluye (10.610) correspondientes a intereses relacionados con la controversia asociada a la deducción del costo por abandono de pozos de hidrocarburos determinados a la fecha en la cual la Sociedad tomó la decisión de adherirse al plan de facilidades de pago. Ver Nota 15.
(3) Incluye (4.562) correspondientes a YPF (Ver Nota 34.j) y (42) correspondientes a YTEC.
(4) Corresponde principalmente a la ganancia por los intereses condonados como resultado de la adhesión al régimen de moratoria ampliada asociada a la deducción del costo por abandono de pozos. Ver Nota 15.

La conciliación entre el cargo a resultados por impuesto a las ganancias correspondiente a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018 y el que resultaría de aplicar la tasa impositiva vigente sobre el resultado neto antes de impuesto a las ganancias que surge de los estados de resultados integrales consolidados de cada ejercicio, es la siguiente:

2020	2018
Resultado neto antes de impuesto a las ganancias ...............................	(56.428)	(7.010)	90.144
Tasa impositivavigente ..................................................................	30%	30%	30%
Tasa impositiva vigente aplicada al resultado neto antes de impuesto a las
ganancias ...................................................................................	16.928	2.103	(27.043)
Ef ecto de la valuación de propiedades, planta y equipo y activos
intangibles, netos ..........................................................................	(62.218)	(20.189)	(100.760)
Ef ecto de las diferencias de cambio y otros resultados asociados a la
valuación de la moneda, netos .........................................................	24.242	22.553	(1)	67.767
Ef ecto de la valuación de inventarios .................................................	(11.102)	(11.553)	(8.666)
Resultado de las inv ersiones en asociadas y negocios conjuntos .............	3.981	2.390	1.452
Ef ecto por cambio de tasa impositiva (2) ..............................................	4.286	1.956	12.795
Controv ersia asociada a la deducción del costo por abandono de pozos de
hidrocarburos ...............................................................................	-	(5.175)	-
Intereses relacionados con el plan de facilidades de pago por la
controv ersia asociada a la deducción del costo por abandono de pozos de
hidrocarburos ...............................................................................	(657)	1.333	-
Resultado por revaluación de sociedades ...........................................	-	3.594
Div ersos .....................................................................................	3.541	1.056	(677)
Cargo a resultados por impuesto a las ganancias .................................	(20.999)	(5.526)	(51.538)

(1)

2019

(1) Incluye el efecto del ajuste por inflación impositivo.
(2) Corresponde a la remedición de los saldos de impuesto diferido a la tasa vigente. Ver Notas 2.b.15 y 34.j.

El Grupo ha clasificado 740 como impuesto a las ganancias a pagar corrientes, los cuales incluyen principalmente 513 correspondientes a las 12 cuotas relacionadas con el plan de facilidades de pago (ver Nota 15). Asimismo, el Grupo ha clasificado 3.571 como impuesto a las ganancias a pagar no corrientes, los cuales incluyen principalmente 3.551 correspondientes a las 83 cuotas restantes del mencionado plan.

Asimismo, la composición del impuesto diferido al 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018 es la siguiente:

2020
Activ os impositivos diferidos
Prov isiones y otros pasiv os no deducibles ...........................................	14.701	5.344	2.920
Quebrantos .................................................................................	82.601	52.443	21.575
Div ersos .....................................................................................	1.629	937	270
Total Activ o impositivo dif erido .......................................................	98.931	58.724	24.765
Pasiv os impositivos diferidos
Propiedades, plantay equipo ...........................................................	(144.900)	(110.704)	(113.821)
Ajuste por inflación impositivo ..........................................................	(67.107)	(38.177)	-
Div ersos .....................................................................................	(3.904)	(5.491)	(1.768)
Total Pasivo impositivo diferido ......................................................	(215.911)	(154.372)	(115.589)
Total Impuesto diferido, neto .......................................................	(116.980)	(95.648)	(90.824)

(2)

2019

2018

(2)

(1) (2)

(1) Incluye 127 como resultado de la aplicación inicial del método del deterioro en el cálculo de desvalorización de los activos financieros según NIIF 9, teniendo su efecto en
"Resultados acumulados". Ver Nota 2.b.18.
(2) Incluye (1.957), (1.523) y (3.432) al 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018, respectivamente, correspondientes al ajuste por inflación del pasivo diferido al inicio de las subsidiarias con moneda funcional peso con efecto en los otros resultados integrales.

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16. IMPUESTO A LAS GANANCIAS (Cont.)

El Grupo posee un activo diferido por quebrantos acumulados de 82.601 al 31 de diciembre de 2020. Los activos por impuesto diferido reconocen los quebrantos impositivos en la medida en que su compensación a través de ganancias impositivas futuras sea probable. Los quebrantos impositivos en Argentina prescriben dentro de los 5 años.

A efectos de utilizar por completo el activo por impuesto diferido, el Grupo necesitará generar ganancias impositivas futuras. Con base en el nivel de ganancias históricas impositivas y las proyecciones futuras en los ejercicios en que los activos por impuesto diferido son deducibles, la Dirección de la Sociedad estima que al 31 de diciembre de 2020 es probable que el Grupo realice todos los activos por impuesto diferido registrados.

Al 31 de diciembre de 2020, los quebrantos impositivos del Grupo a la tasa esperada de recupero son los siguientes:

Fecha de generación	Fecha de vencimiento	Jurisdicción
2016	2021	Argentina	466
2017	2022	Argentina	499
2018	2023	Argentina	24. 190
2019	2024	Argentina	21.948
2020	2025	Argentina	35.498
82.601

Monto

El crédito por quebrantos impositivos no registrado por el Grupo al 31 de diciembre de 2020 ascendió a 956 con vencimiento entre los años 2021 y 2025. Al 31 de diciembre 2019 y 2018 no existen activos por impuestos diferidos no registrados significativos.

Al 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018 se han clasificado como activo por impuesto diferido 2.629, 1.583 y 301, respectivamente, y como pasivo por impuesto diferido 124.026, 97.231 y 91.125, respectivamente, que surge de las posiciones netas de impuesto diferido de cada una de las sociedades individuales que forman parte de estos estados financieros consolidados.

Al 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018 las causas que generaron imputaciones dentro de los "Otros resultados integrales" no generaron diferencias temporales objeto de impuesto a las ganancias.

La Ley N° 27.468 publicada en el BO el 4 de diciembre de 2018 dispuso que, a los fines de aplicar el procedimiento de ajuste por inflación impositivo, el mismo tendrá vigencia para los ejercicios que se inicien a partir del 1 de enero de 2018. Respecto del primer, segundo y tercer ejercicio a partir de su vigencia, ese procedimiento será aplicable en caso de que la variación del IPC, calculada desde el inicio y hasta el cierre de cada uno de esos ejercicios supere un 55%, un 30% y en un 15%, para el primer, segundo y tercer año de aplicación, respectivamente. Considerando que el IPC al 31 de diciembre de 2020 y 2019 superó los parámetros mencionados, el Grupo ha aplicado el procedimiento de ajuste por inflación impositivo en su estimación del impuesto a las ganancias.

17. CARGAS FISCALES

2020
No	No	No
Corriente	Corriente	Corriente	Corriente	Corriente	Corriente
IVA ...................................................................	-	3.523	-	3.532	-	2.274
Retencionesy percepciones ...................................	-	1.838	-	2.070	-	1.631
Regalías ............................................................	-	3.886	-	1.268	-	1.464
Impuesto a los combustibles ...................................	-	3.142	-	635	-	1.290
IIBB ..................................................................	-	227	-	512	-	547
Div ersos ............................................................	215	3.148	1.428	3.420	2.175	2.821
215	15.764	1.428	11.437	2.175	10.027

2019

2018

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18. REMUNERACIONES Y CARGAS SOCIALES

2020

2019

2018

No CorrienteCorrienteNo CorrienteCorrienteNo CorrienteCorriente

Remuneraciones y cargas sociales .......................... Prov isión por bonificaciones e incentivos ................... Provisión porvacaciones ....................................... Otros beneficios alosempleados - ...........................

- - - 3.860 3.860

3.318

4.403

4.812

(1)

2. 401

(1)

14.934

- - - - -

2.976 - 1.950

3.468 - 1.921

3.610 - 2.215

150 - 68

10.204

6.154

(1) Incluye 6.102 correspondientes al plan de retiro voluntario ejecutado por el Grupo entre agosto y diciembre 2020.

19. PASIVOS POR ARRENDAMIENTOS

2020

2019

No CorrienteCorrienteNo CorrienteCorriente

Pasivos por arrendamientos ................

24.172

22.098

40.391

21.389

Dichos pasivos se encuentran descontados a las siguientes tasas:

promedio mensual
Plazo de arrendamiento	utilizada
De 0 a 1 año ........................................	5.370	0,93%	3. 778	0,56%
De 1 a 2 años .......................................	10.544	0,76%	7. 634	0,73%
De 2 a 3 años .......................................	6.602	0,79%	11.813	0,72%
De 3 a 4 años .......................................	9.610	0,87%	5.404	0,70%
De 4 a 5 años .......................................	2.674	0,92%	10.732	0,70%
De 5 a 9 años .......................................	7.917	0,92%	2.498	0,78%
A más de 9 años ...................................	3.553	0,82%	19.921	0,98%
46.270	61.780

2019

Tasa efectiva promedio mensual 2020 utilizadaTasa efectiva

La actualización financiera devengada en los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020 y 2019, proveniente de los contratos por arrendamientos, asciende a 5.706 y 2.885, respectivamente. De dicha actualización, 4.739 y 2.574 fueron expuestos en la línea "Actualizaciones financieras" en los egresos financieros del rubro "Resultados financieros, netos"

del estado de resultados integrales, y 967 y 311 fueron capitalizados en el rubro "Propiedades, planta y equipo", por los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2020 y 2019, respectivamente.

Al 31 de diciembre de 2020, los vencimientos de los pasivos relacionados con los contratos por arrendamientos se encuentran expuestos en la Nota 4.

La evolución de los pasivos por arrendamientos del Grupo por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020 y 2019 es la siguiente:

2020	2019
Saldo al inicio del ejercicio ....................................................................	61.780	23.059
Altas de arrendamientos ..........................................................................	11.421	39.779
Aumentos por actualización financiera ........................................................	5.706	2.885
Bajas de arrendamientos .........................................................................	(28.914)	(3)	(1.741)
Pagos .................................................................................................	(23.290)	(15.208)
Diferencias de cambioy conversión, netas ...................................................	19.548	12.999
Resultado por la posición monetaria neta (1) ..................................................	19	7
Saldo al cierre del ejercicio ....................................................................	46.270	61.780

(2)

(1) Incluye el ajuste por inflación de los saldos al inicio de los pasivos por arrendamientos de las subsidiarias con moneda funcional peso el cual fue imputado a los otros resultados integrales y el ajuste por inflación del período el cual fue imputado a resultados.
(2) Saldo correspondiente a la aplicación inicial de NIIF 16.
(3) Ver Nota 33.f.

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20. PRÉSTAMOS

2020

2019

2018

Tasa de interés (1)VencimientoNo CorrienteCorrienteNo CorrienteCorrienteNo CorrienteCorrienteEn pesos

Obligaciones negociables (5) .............. Prefinanciación de exportaciones ...... Préstamos financieros ........................ Adelantos en cuenta corriente ...........

16,50% - 32,00% - 33,00% - -

39,13% 2021-2024
40,50%
2021
61,00% 2021-2024 -
6.435 - 5.375 - 11.810
17.254
5.465
6.818 -
29.537
8.619 - - - 8.619
27.481 -
3.687
2.103
26.118 - 40 -
6.999 - 789 (3)
-
33.271
26.158 7.788
En monedas distintas del peso Obligaciones negociables (2) (4) .......... Prefinanciación de exportaciones (6) . Financiación de importaciones .......... Préstamos financieros ........................
0,00% - 2,75% - - 0,91% -10,00% 7,75%
2021-2047 2021-2022 -
496.377
62.052
375.560
13.279
219.510 17.417
12.608 -
25.662 -
10.762 -
33.100
- 20.724
17.876
968 13.176
8,01% 2021-2027

6.780

33.480

24.710

9.583

23.616 5.721

515.765

121.194

411.032

73.838

244.094 57.038

527.575

150.731

419.651

107.109

270.252 64.826

(1) Tasa de interés nominal anual vigente al 31 de diciembre de 2020.
(2) Se exponen netas de 326, y 410 de ON propias en cartera recompradas mediante operaciones en el mercado abierto, al 31 de diciembre de 2019 y 2018, respectivamente.
(3) Al 31 de diciembre de 2018 incluye 500 por préstamos otorgados por el BNA, los cuales devengan una tasa variable BADLAR más un margen de 3,5 puntos. Ver Nota 35.
(4) Incluye 20.946, 4.643 y 2.634 al 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018, respectivamente, de valor nominal que serán canceladas en pesos al tipo de cambio aplicable según las condiciones de la serie emitida.
(5) Incluye 4.602, 15.850 y 15.850 al 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018, respectivamente, de valor nominal que serán canceladas en dólares al tipo de cambio aplicable según las condiciones de la serie emitida.
(6) Incluye 4.791, 4.933 y 5.264 al 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018, respectivamente, por prefinanciaciones de exportaciones otorgadas por el BNA que devengan interés a una tasa promedio ponderada de 5,85%, 6,89% y 3,93%, respectivamente.

A continuación, se incluye la evolución de los préstamos por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018:

2020	2019	2018
Saldo al inicio del ejercicio ......................................................................	526.760	335.078	191.063
Tomas de préstamos ................................................................................	139.018	97.351	39.673
Pagos de préstamos .................................................................................	(174.913)	(93.456)	(55.734)
Pagos de intereses ...................................................................................	(60.681)	(41.606)	(26. 275)
Intereses devengados (1) ............................................................................	58.979	44.570	27. 998
Dif erencias de cambioy deconversión, netas .................................................	187.455	185.420	160.016
Resultado por la posición monetaria neta (2) ....................................................	(409)	(597)	(1.663)
Resultado por canje de deuda .....................................................................	2.097	-	-
Saldo al cierre del ejercicio ......................................................................	678.306	526.760
(1) Incluye costos financieros capitalizados.

335.078

(2) Incluye el ajuste por inflación de los saldos al inicio de los préstamos de las subsidiarias con moneda funcional peso el cual fue imputado a los otros resultados integrales y el ajuste por inflación del ejercicio el cual fue imputado a resultados.

El monto nominal máximo en circulación en cualquier momento del Programa es de US$ 10.000 millones o su equivalente en otras monedas.

Asimismo, YPF se encuentra registrada como Emisor Frecuente de la CNV bajo el N° 4 desde diciembre de 2018. Durante 2019, el Directorio de la Sociedad resolvió autorizar un monto de emisión de hasta US$ 2.000 millones o su equivalente en otras monedas bajo el régimen de Emisor Frecuente. Con fecha 7 de enero de 2021, el Directorio de la Sociedad resolvió autorizar el incremento del monto de emisión por hasta US$ 6.500 millones o su equivalente en otras monedas bajo el régimen de Emisor Frecuente.

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YPF SOCIEDAD ANONIMA

NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2020, 2019 Y 2018

20. PRÉSTAMOS (Cont.)

Se indican a continuación las principales características de las ON emitidas:

2020

2019

2018

Año
YPF
-	1998	US$	15
Abril ..................................................	2013	$	2.250
J unio .................................................	2013	$	1.265
Julio ..................................................	2013	US$	92
Abril, febrero y octubre ......................	2014/5/6	US$	1.522
Marzo ................................................	2014	$	500
Septiembre ........................................	2014	$	1.000
Septiembre ........................................	2014	$	750
Febrero .............................................	2015	$	950
Abril ..................................................	2015	$	935
Abril ..................................................	2015	US$	1.500	(2) (6)
Septiembre ........................................	2015	$	1.900	(2) (6) (7)
Septiembre y diciembre .....................	2015/9	$	5.196	(2) (4) (6)
Oc tubre .............................................	2015	$	2.000	(2) (6) (7)
Marzo y enero ...................................	2016/20	$	5.455	(2) (4) (6)
Marzo ................................................	2016	US$	1.000	(2) (6)
Abril ..................................................	2016	US$	46	(2) (5) (6)
Abril ..................................................	2016	$	535	(2) (6)
Julio ..................................................	2016	$	11.248	(2) (6) (8)
Septiembre ........................................	2016	CHF	300	(2) (6)
Mayo .................................................	2017	$	4.602	(2) (6) (8)
Julio y diciembre ................................	2017	US$	1.000	(2) (6)
Diciembre ..........................................	2017	US$	750	(2) (6)
J unio .................................................	2019	US$	500	(6) (9)
Diciembre ..........................................	2019	$	1.683	(6) (9)
Diciembre, abril, mayo y junio ............	2019/20	$	3.708	(6) (9)
Diciembre ..........................................	2019	US$	19	(5) (6) (9)
Enero ................................................	2020	$	2.112	(6) (9)
Enero y marzo ...................................	2020	$	5.006	(6) (9)
Enero ................................................	2020	US$	10	(5) (6) (9)
Marzo ................................................	2020	US$	9	(6) (9)
Marzo ................................................	2020	US$	4	(6) (9)
Mayo .................................................	2020	US$	93	(5) (6) (9)
J unio .................................................	2020	US$	78	(5) (6) (9)
Julio ..................................................	2020	US$	543	(6) (9)
Diciembre ..........................................	2020	US$	68	(5) (6) (9)
Diciembre ..........................................	2020	$	2.316	(6) (9)
Metrogas
Diciembre ..........................................	2018	$	513	-

Mes

Valor nominal

Ref.

(1) (6)

(2) (4) (6) (7)

Vencimiento	No corriente	No corriente	No corriente
-	Fija	10,00%	2028	1.245	20	886	15	557	9
Clase XVII	-	-	-	-	-	-	1.217	1.125	1.330
(2) (4)	(6)	Clase XX	-	-	-	-	-	-	643	633	657
(2) (5)	(6)	Clase XXII	-	-	-	-	-	-	729	456	461
(2) (4)	(6)	Clase XXVIII	Fija	8,75%	2024	127.938	2.705	91.010	1.925	57.233	1.210
(2) (6)	(7)	Clase XXIX	-	-	-	-	-	-	206	200	162
(2) (6)	(7)	Clase XXXIV	BADLAR más 0,1%	32,11%	2024	500	224	667	279	833	299
(2) (4)	(6)	Clase XXXV	-	-	-	-	-	-	-	-	571
(2) (6)	(7)	Clase XXXVI	-	-	-	-	-	-	1.161	950	187
(2) (4)	(6)	Clase XXXVIII	-	-	-	-	-	-	349	312	390
Clase XXXIX	Fija	8,50%	2025	126.075	4.554	89.416	3.230	56.062	2.025
Clase XLI	-	-	-	-	-	-	719	633	801
Clase XLII	-	-	-	-	-	-	5.952	1.697	243
Clase XLIII	BADLAR	32,80%	2023	1.333	794	2.000	183	2.000	196
Clase XLVI	BADLAR más 6%	37,63%	2021	-	6.116	1.350	251	1.350	234
Clase XLVII	Fija	8,50%	2021	-	35.488	59.790	1.383	37.600	870
Clase XLVIII	-	-	-	-	-	-	2.785	1.723	29
Clase XLIX	-	-	-	-	-	-	593	535	62
Clase L	-	-	-	-	-	-	12.902	11.248	1.238
Clase LI	-	-	-	-	-	-	-	-	11.563
Clase LII	Fija	16,50%	2022	4.602	110	4.602	108	4.602	110
Clase LIII	Fija	6,95%	2027	84.920	2.588	60.399	1.890	38.024	1.180
Clase LIV	Fija	7,00%	2047	62.309	176	44.311	126	27.855	70
Clase I	Fija	8,50%	2029	41.828	40	29.748	17	-	-
Clase II	-	-	-	-	-	-	1.729	-	-
Clase III	-	-	-	-	-	-	1.189	-	-
Clase IV	-	-	-	-	-	-	1.179	-	-
Clase V	BADLAR más 5%	37,98%	2021	-	2.261	-	-	-	-
Clase VI	BADLAR más 6%	38,98%	2021	-	5.366	-	-	-	-
Clase VII	Fija	5,00%	2021	-	840	-	-	-	-
Clase VIII	Fija	5,00%	2021	-	755	-	-	-	-
Clase IX	Fija	6,00%	2021	-	331	-	-	-	-
Clase XI	Fija	0,00%	2021	-	7.836	-	-	-	-
Clase XII	Fija	1,50%	2022	6.587	5	-	-	-	-
Clase XIII	Fija	8,50%	2025	39.784	6.706	-	-	-	-
Clase XIV	Fija	2,00%	2023	5.691	8	-	-	-	-
Clase XV	BADLAR más 5%	39,13%	2021	-	2.383	-	-	-	-
Clase II	-	-	-	-	-	-	-	-	519
502.812	79.306	384.179	40.760	245.628	24.416

Clase

Tasa de interés (3)

Corriente

(1) Corresponde al Programa Global 1997 por un monto de US$ 1.000 millones.
(2) Corresponde al Programa Global 2008 por un monto de US$ 10.000 millones.
(3) Tasa de interés nominal anual vigente al 31 de diciembre de 2020.
(4) La ANSES y/o el Fondo Argentino de Hidrocarburos han participado de la suscripción primaria de los presentes títulos, los cuales pueden, a criterio de los respectivos tenedores, ser posteriormente negociadas en los mercados de valores en donde los títulos se encuentran autorizados a cotizar.
(5) La moneda de pago de la presente emisión es el peso al tipo de cambio aplicable de acuerdo con las condiciones de la serie emitida.
(6) A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, el Grupo ha dado cumplimiento total al destino de los fondos detallados en los suplementos de precios correspondientes.
(7) ON calificadas como inversión productiva computable para el punto 35.8.1, inciso K del Reglamento General de la Actividad Aseguradora de la Superintendencia de Seguros de La Nación.
(8) La moneda de pago de la presente emisión es el dólar al tipo de cambio aplicable de acuerdo a las condiciones de la serie emitida.
(9) Corresponde al programa de Emisor Frecuente.

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20. PRÉSTAMOS (Cont.)

Canje de ON

Con fecha 2 de julio de 2020, YPF ofreció las ON Clase XIII denominadas en dólares a tasa fija del 8,5% amortizables con vencimiento en 2025 por un valor nominal de hasta US$ 950 millones y un pago de US$ 100 en efectivo por cada US$ 1.000 en monto de capital, a ser emitidas en canje por las ON Clase XLVII emitidas el 23 de marzo de 2016 por un valor nominal de US$ 1.000 millones con vencimiento en 2021.

Asimismo, con fecha 13 de julio de 2020, YPF anunció ciertas modificaciones relacionadas con la oferta, ofreciendo las ON Clase XIII por un valor nominal de hasta US$ 925 millones y un pago de US$ 125 en efectivo por cada US$ 1.000 en monto de capital.

Con fecha 31 de julio de 2020, se produjo el vencimiento final de la operación. El valor nominal de las ON Clase XLVII presentadas al canje fue de US$ 587,3 millones, representando una adhesión del 58,73%. Como resultado de la operación, YPF emitió ON Clase XIII por US$ 542,8 millones y efectuó un pago de aproximadamente US$ 90 millones en efectivo (incluyendo los intereses devengados y no pagados por las ON Clase XLVII).

YPF evaluó si los instrumentos sujetos a canje eran sustancialmente diferentes, considerando tanto aspectos cualitativos (por ejemplo, moneda, plazo y tasa) como cuantitativos (si el valor presente de los flujos de efectivo descontados bajo las nuevas condiciones, incluyendo cualquier comisión pagada neta de cualquier comisión recibida, y utilizando para hacer el descuento la tasa de interés efectiva original, difiere al menos en un 10% del valor presente descontado de los flujos de efectivo que todavía resten del pasivo financiero original). En este sentido, la Sociedad reconoció el canje de las ON como una modificación debido a que los instrumentos sujetos a canje no son sustancialmente diferentes. Como resultado de la operación, YPF reconoció una pérdida de 2.097 (ver Nota 27).

21. OTROS PASIVOS

2020

2019

2018

No CorrienteCorrienteNo CorrienteCorriente

Extensión deconcesiones ..................... Pasivos por reclamos contractuales (1) ...... Div ersos ............................................

710 2.250 1 2.961

711 7.250 1.101 9.062

529 593

170 59

4 658

703 1.310

(1)Ver Nota 15 y Nota 33.f.

22. CUENTAS POR PAGAR

2020

2019

No CorrienteCorrienteNo CorrienteCorriente

Prov eedores comunes y sociedades relacionadas (1) .................................... Depósitos en garantía ........................... Deudas con socios de UT y Consorcios .... Div ersos ............................................

682 28 - - 710

136.930

1.869

145.942 2.227

766

704 19

5.080

1.607

575 -

851 1.127

144.383

2.465

1.098 148.595

No Corriente

No Corriente	Corriente
348	436
175	41
26	245
549	722
2018
Corriente
81.450
492
324
1.959
84.225

- 3. 373

(1)Para información sobre partes relacionadas, ver Nota 35.

23. INGRESOS

2020

2019

2018

Ventas de bienes y servicios ................................................................ Incentivos otorgados por el Estado (1) ..................................................... Impuesto sobre los ingresos brutos ........................................................

682.928 9.586 (23.328) 669.186

686.644 435.558

13.266 14.469

(21.315) 678.595

(14.207) 435.820

(1)Ver Nota 35.

Las operaciones del Grupo y los principales ingresos se describen en la Nota 5. Los ingresos del Grupo son derivados de contratos con clientes, con excepción de los incentivos otorgados por el Estado Nacional.

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GUILLERMO STOK	RICARDOC. RUIZ
Por Comisión Fiscalizadora	Socio
Contador Público U.C.A.	Contador Público U.B.A.
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23. INGRESOS (Cont.)

• Desagregación de los ingresos

o Tipo de bien o servicio

Downstream	Total
Gas oil ......................................................................	-	237.732	-	-	237.732
Naftas .......................................................................	-	127.139	-	-	127.139
Gas natural (1) .............................................................	-	823	105.285	-	106.108
Crudo .......................................................................	-	14.524	-	-	14.524
Aerokerosene .............................................................	-	15.429	-	-	15.429
Lubricantes y derivados .................................................	-	22.139	-	-	22.139
Gas licuado de petróleo .................................................	-	13.089	-	-	13.089
Fuel oil ......................................................................	-	13.653	-	-	13.653
Petroquímicos .............................................................	-	20.186	-	-	20.186
Fertilizantes y productos de protección al cultivo .................	-	23.042	-	-	23.042
Harinas, aceites y granos ..............................................	-	31.315	-	-	31.315
Asf altos .....................................................................	-	3.288	-	-	3.288
Productos de reventa en tiendas de estaciones deservicio ....	-	3.825	-	-	3.825
Ingresos porservicios ...................................................	-	-	-	3.574	3.574
Ingresos porcontratos de construcción .............................	-	-	-	8.428	8.428
Naftav irgen ................................................................	-	6.393	-	-	6.393
Carbón residual ...........................................................	-	5.619	-	-	5.619
Regasif icación de gas natural licuado ...............................	-	-	5.025	-	5.025
Otros bienes y servicios ................................................	2.472	7.977	8.866	3.105	22.420
2.472	546.173	119.176	15.107	682.928
2019
Gas y	Corporación
Upstream	Downstream	Energía	y otros	Total
Gas oil ......................................................................	222. 472	222. 472
Naftas .......................................................................	141.511	141.511
Gas natural (1) .............................................................	1.521	114.022
Crudo .......................................................................	14.703	14.703
Aerokerosene .............................................................	44.075	44.075
Lubricantes y derivados .................................................	14.525	14. 525
Gas licuado de petróleo .................................................	14.643	14.643
Fuel oil ......................................................................	7.040	7.040
Petroquímicos .............................................................	21. 742	21. 742
Fertilizantes y productos de protección al cultivo ................	9. 541	9. 541
Harinas, aceites y granos ..............................................	19.612	19.612
Asf altos .....................................................................	4.429	4.429
Productos de reventa en tiendas de estaciones deservicio ....	4.819	4.819
Ingresos porservicios ...................................................	-	3.555
Ingresos porcontratos de construcción .............................	-	13.695
Naftav irgen ................................................................	5.625	5.625
Carbón residual ...........................................................	6.013	6.013
Regasif icación de gas natural licuado ..............................	-	2.731
Otros bienesy servicios ................................................	5. 520	21.891
537.791	686.644

2020 Gas y Energía

UpstreamCorporación y otros

- - - - - - - - - - - - -

- - 112.501 - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - -

- - 3.555

- - 13.695

- - - 2.087 2.087

- - 2.731 10.621 125.853

- - - 3.663 20.913

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Socio

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23. INGRESOS (Cont.)

Downstream	Total
Gas oil ......................................................................	-	132. 073	-	-	132. 073
Naftas .......................................................................	-	97.093	-	-	97.093
Gas natural (1) .............................................................	-	1.000	79.433	-	80.433
Crudo .......................................................................	-	3.477	-	-	3.477
Aerokerosene .............................................................	-	25.999	-	-	25.999
Lubricantes y derivados .................................................	-	8.928	-	-	8.928
Gas licuado de petróleo .................................................	-	12. 542	-	-	12. 542
Fuel oil ......................................................................	-	3.354	-	-	3.354
Petroquímicos .............................................................	-	16.239	-	-	16.239
Fertilizantes y productos de protección al cultivo ................	-	5. 001	-	-	5. 001
Harinas, aceites y granos ..............................................	-	7.917	-	-	7.917
Asf altos .....................................................................	-	4.129	-	-	4.129
Productos de reventa en tiendas de estaciones deservicio ....	-	3.381	-	-	3.381
Ingresos porservicios ...................................................	-	-	-	1.344	1.344
Ingresos porcontratos de construcción .............................	-	-	-	5.551	5.551
Naftav irgen ................................................................	-	3.999	-	-	3.999
Carbón residual ...........................................................	-	6.139	-	-	6.139
Regasif icación de gas natural licuado ..............................	-	-	3.359	-	3.359
Otros bienes y servicios ................................................	3.181	5. 298	4.091	2.030	14. 600
3.181	336.569	86.883	8.925	435.558

2018 Gas y Energía

UpstreamCorporación y otros

(1)Incluye 70.256, 71.491 y 55.882 correspondiente a ventas de gas natural de producción propia por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018, respectivamente.

o Canales de venta

Downstream	Total
Estaciones de servicio ..................................................	-	241.547	-	-	241.547
Usinas ......................................................................	-	14.600	13.411	-	28.011
Distribuidoras ..............................................................	-	-	28.895	-	28.895
Distribuciónminorista de gas natural ................................	-	-	33.995	-	33.995
Industrias, transporte y av iación ......................................	-	87.757	28.984	-	116.741
Agro .........................................................................	-	92.677	-	-	92.677
Industria petroquímica ..................................................	-	23.215	-	-	23.215
Trading .....................................................................	-	40.359	-	-	40.359
Compañías petroleras ...................................................	-	26.032	-	-	26.032
Comercialización de gas licuado de petróleo ......................	-	6.544	-	-	6.544
Otros canales de venta .................................................	2.472	13.442	13.891	15.107	44. 912
2.472	546.173	119.176	15.107	682.928

2020 Gas y Energía

UpstreamCorporación y otros

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23. INGRESOS (Cont.)

UpstreamDownstream

2019 Gas y EnergíaCorporación y otros

Total

Estaciones de servicio .................................................. Usinas ...................................................................... Distribuidoras .............................................................. Distribuciónminorista de gas natural ................................ Industrias, transporte y av iación ...................................... Agro ......................................................................... Industria petroquímica .................................................. Trading ..................................................................... Compañías petroleras ................................................... Comercialización de gas licuado de petróleo ..................... Otros canales de venta .................................................

- - - - - - - - - - 2.087 2.087

257. 648 709 - - 116.742

257. 648

15.705 - 16.414

19.506 - 19.506

49.699 - 49.699

27.591 - 144.333

64.344 - - 64.344

24.475 - - 24.475

39.341 - - 39.341

20.066 - - 20.066

6.087 - - 6.087

8. 379 537.791

13.352 125.853

20.913 44.731

20.913

686.644

UpstreamDownstream

2018 Gas y EnergíaCorporación y otros

Total

Estaciones de servicio .................................................. Usinas ...................................................................... Distribuidoras .............................................................. Distribuciónminorista de gas natural ................................ Industrias, transporte y av iación ...................................... Agro ......................................................................... Industria petroquímica .................................................. Trading ..................................................................... Compañías petroleras ................................................... Comercialización de gas licuado de petróleo ...................... Otros canales de venta .................................................

- - - - - - - - - - 3.181 3.181

168.665 260 - - 71.746

- - 168.665

20.083 - 20.343

14.180

14. 180

25.420 - 25.420

19.750 - 91.496

35.868 - - 35.868

19.590 - - 19.590

18.342 - - 18.342

12.760 - - 12.760

4.961 - - 4.961

4.377 336.569

7.450 86.883

8.925 23.933

8.925

435.558

o Mercado de destino

Las ventas por contratos al mercado interno ascienden a 599.394, 597.702 y 390.630 al 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018, respectivamente.

Las ventas por contratos al mercado externo ascienden a 83.534, 88.942 y 44.928 al 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018, respectivamente.

• Saldos de los contratos

El siguiente cuadro provee información sobre créditos, activos de contratos y pasivos de contratos:

2020
No	No	No
Corriente	Corriente	Corriente	Corriente	Corriente	Corriente
C rédit os por c ont rat os inc luidos en C rédit os por v ent as. . .	15. 505	98.832	6.785	100. 706	7.804	59. 419
Activos de contratos ...............................................	-	871	-	203	-	420
Pasivos de contratos ...............................................	-	6.824	294	7.404	1.828	4.996

2019

2018

Los activos de contratos están relacionados principalmente a los trabajos realizados por el Grupo en el marco de los contratos de construcción.

Los pasivos de contratos están relacionados principalmente a los anticipos recibidos de clientes bajo contratos de venta de commodities, combustibles, petróleo crudo, metanol, lubricantes y derivados, gas oil y gas natural, entre otros.

Durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018, el Grupo ha reconocido 6.485, 4.721 y 1.564, respectivamente, en los ingresos de actividades ordinarias procedentes de contratos con clientes en el estado de resultados integrales, los cuales habían sido incluidos en el saldo de pasivos de contratos al comienzo del ejercicio.

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24. COSTOS

2020	2019	2018
Inv entarios al inicio del ejercicio ............................................................	80.479	53.324	27.149
Compras ..........................................................................................	170.616	190. 601	124.279
Costos de producción (1) ......................................................................	442.264	378. 281	234.340
Dif erencias de conv ersión ....................................................................	32.427	33.385	26.514
Inv entarios incorporados por combinación de negocios (2) ............................	-	-	445
Ajuste por inflación (3) ..........................................................................	563	496	167
Inv entarios al cierre del ejercicio ............................................................	(100.137)	(80.479)	(53.324)
626.212	575.608	359.570

(1) Ver Nota 25.
(2) Ver Nota 3.
(3) Corresponde al ajuste por inflación de los saldos al inicio de los inventarios de las subsidiarias con moneda funcional peso el cual fue imputado a los otros resultados integrales.

25. GASTOS POR NATURALEZA

El Grupo presenta el estado de resultados integrales clasificando los gastos según su función como parte de las líneas "Costos de producción", "Gastos de administración", "Gastos de comercialización" y "Gastos de exploración". A continuación, se brinda la información adicional a revelar requerida sobre la naturaleza de los gastos y su relación con la función dentro del Grupo por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018:

2020

Costos de producción (3)Gastos de administraciónGastos de comercializaciónGastos de exploraciónTotal

Sueldos y cargas sociales ............................. Honorarios y retribuciones por servicios ............ Otros gastos de personal .............................. Impuestos, tasas y contribuciones ................... Regalías, servidumbres y cánones .................. Seguros .................................................... Alquileres de inmuebles y equipos ................... Gastos de estudio ....................................... Depreciación de propiedades, plantay equipo .... Amortización de activos intangibles ................. Depreciación activos por derecho de uso .......... Materiales y útiles de consumo ....................... Contrataciones de obray otros serv icios ........... Conservación, reparacióny mantenimiento ........ Perf oraciones exploratorias improductiv as ......... Transporte, productos y cargas ....................... Deudores porv entas de cobro dudoso ............. Gastos de publicidady propaganda ................. Combustibles, gas, energíay otros ..................

43.315

13.056

7.230

826 64.427 (5)

2.469

8.667 (2)

1.694

12 12.842

8.789

768

326

36 9.919

7.287

42.709

430 -

14.664 (1)

71 22.452

80 42.863

5.314

403

137 - 5.854

7.332

48 -

1.892 - 9.272 (4)

526 526

161.453

4.170

5.829 - 171.452

2.821

567

40 - 3.428

16.868

989 - 17.873

22.838

258

406 27 23.529

34.492

588

3.298 544 38.922 (4)

50.850

1.365 -

1.501 52 53.768 (4)

3.586 3.586

20.966

2 -

2.481

16.997 - 37.965 (4) 12.317 - 12.317 782 - 3.263

14.761

1.671

3.659 86 20.177 (4)

442.264

34.490

71.835

5.846

554.435

(1) Incluye 9.393 correspondientes a retenciones a las exportaciones.
(2) Incluye 193 correspondientes a honorarios y retribuciones por todo concepto a Directores y Síndicos integrantes del Directorio de YPF. El 30 de abril de 2020 la Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria de Accionistas de YPF resolvió ratificar los honorarios correspondientes al ejercicio 2019 por 83 y aprobar como honorarios a cuenta por dichos honorarios y retribuciones por el ejercicio 2020 la suma de 123.
(3) El gasto reconocido en el estado de resultados integrales consolidado correspondiente a las actividades de investigación y desarrollo ascendió a 1.602.
(4) Incluyen 4.164 y 5.332 correspondientes a los arrendamientos de corto plazo y al cargo variable de los arrendamientos relacionados con el rendimiento y/o uso del activo subyacente, respectivamente.
(5) Incluye 1.539 correspondientes al Programa de Asistencia al Trabajo y la Producción en beneficio de AESA y OPESSA. Ver Nota 35.

Firmado a los efectos de su identificación con	Firmado a los ef ectos de su identificación con
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C.P.C.E.C.A.B.A. T° 1 - F° 3
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Por Comisión Fiscalizadora	Socio
Contador Público U.C.A.	Contador Público U.B.A.
C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 117 - Fº 29	C.P.C.E.C.A.B.A. T° 156 - F° 159

25. GASTOS POR NATURALEZA (Cont.)

2019

Costos de producción (3)Gastos de administraciónGastos de comercializaciónGastos de exploraciónTotal

33.991

8.075

4.226

666 46.958

2.491

6.389 (2)

1.265

172 10.317

8.941

962

513

66 10.482

7.370

42.135

312 -

10.627 (1)

48 18.357

122

283 42.540

2.692

181

118 - 2.991

11.079

38 -861 -

- 11.978

(4)

1.212 1.212

139.345

2.839

3.710 - 145.894

2.020

9.835

323 -

31 - 2.374

674 - 10.509

22.095

183

201 51 22.530

18.512

744

48.762

1.021 -

23.137

15 -2.249 1.081 - 16.222

287 21.792

(4)

125 50.989

(4)

3.832 3.832

- 39.374

(4)

3.184 - 3.184

2.551

1.065 - 3.616

5.876

1.068

378.281

24.701

3.749 49.898

99 10.792

(4)

6.841

459.721

(1) Incluye 6.541 correspondientes a retenciones a las exportaciones.
(2) Incluye 80 correspondientes a honorarios y retribuciones por todo concepto a Directores y Síndicos integrantes del Directorio de YPF. El 26 de abril de 2019 la Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria de Accionistas de YPF resolvió ratificar los honorarios correspondientes al ejercicio 2018 por 65 y aprobar como honorarios a cuenta por dichos honorarios y retribuciones por el ejercicio 2019 la suma de 87.
(3) El gasto reconocido en el estado de resultados integrales consolidado correspondiente a las actividades de investigación y desarrollo ascendió a 1.261.

(4) Incluyen 7.223 y 3.326 correspondientes a los arrendamientos de corto plazo y al cargo variable de los arrendamientos relacionados con el rendimiento y/o uso del activo subyacente, respectivamente.

2018
Costos de	Gastos de	Gastos de	Gastos de
producción (3)	administración	comercialización	exploración	Total
Sueldos y cargas sociales .............................	18.908	4.867	2.592	480	26.847
Honorarios y retribuciones por servicios ............	1.772	3.534	(2)	883	21	6.210
Otros gastos de personal ..............................	5.313	571	278	50	6.212
Impuestos, tasas y contribuciones ...................	3. 634	275	5.626	(1)	28	9. 563
Regalías, servidumbres y cánones ..................	31.677	-	64	72	31.813
Seguros ....................................................	1.335	130	118	-	1.583
Alquileres de inmuebles y equipos ...................	8.983	24	766	28	9.801
Gastos de estudio .......................................	-	-	-	848	848
Depreciación de propiedades, plantay equipo ....	83. 700	1.758	2.111	-	87.569
Amortización de activos intangibles .................	1. 497	222	30	-	1.749
Materiales y útiles de consumo .......................	11.126	59	172	22	11.379
Contrataciones de obray otros serv icios ...........	14.973	372	1.302	29	16.676
Conservación, reparacióny mantenimiento ........	31.141	620	886	48	32.695
Perf oraciones exploratorias improductiv as .........	-	-	-	3.331	3.331
Transporte, productos y cargas .......................	12.714	4	9.615	-	22.333
Deudores porv entas de cobro dudoso .............	-	-	353	-	353
Gastos de publicidady propaganda .................	-	951	978	-	1.929
Combustibles, gas, energíay otros ..................	7.567	535	2.153	509	10.764
234.340	13.922	27.927	5.466	281.655

(1) Incluye 2.297 correspondientes a retenciones a las exportaciones.
(2) Incluye 65 correspondientes a honorarios y retribuciones por todo concepto a Directores y Síndicos integrantes del Directorio de YPF. El 27 de abril de 2018 la Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria de Accionistas de YPF resolvió ratificar los honorarios correspondientes al ejercicio 2017 por 48,8 y aprobar como honorarios a cuenta por dichos honorarios y retribuciones por el ejercicio 2018 la suma de 62.
(3) El gasto reconocido en el estado de resultados integrales consolidado correspondiente a las actividades de investigación y desarrollo ascendió a 700.

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26. OTROS RESULTADOS OPERATIVOS, NETOS

(1) Ver Nota 3.
(2) Ver Nota 35.
(3) Ver Nota 34.h.
(4) Ver Nota 33.f.

27. RESULTADOS FINANCIEROS, NETOS

2018
-	-	11.980
12.233	778	2.322
(5.300)	(2.732)	(2.365)
3.925	498	417
-	688	-
-	(622)	-
(8.285)	-	-
1.376	260	(409)
3.949	(1.130)	11.945
2020	2019	2018
Intereses ganados ...................................................................................................	7.363	7.665	3.033
Diferenciasdecambio ..............................................................................................	92. 694	80. 490	81.869
Actualizaciones f inancieras .......................................................................................	7.546	5.250	15.181
Total Ingresos financieros ......................................................................................	107. 603	93.405	100.083
Costos financieros
Intereses perdidos ...................................................................................................	(65.821)	(48.136)	(28.717)
Diferenciasdecambio ..............................................................................................	(56.592)	(32.555)	(27.410)
Actualizaciones f inancieras .......................................................................................	(16.340)	(10.842)	(7.554)
Total Costos financieros .........................................................................................	(138.753)	(91.533)	(63.681)
Otros resultados financieros
Resultados por v aluación a valor razonable de activos financieros con cambios en resultados ..	3.862	(1.449)	2.596
Resultadoporinstrumentosfinancierosderivados ...........................................................	(860)	(293)	933
Resultado por la posición monetaria neta ......................................................................	7. 828	5.904	1. 594
Resultadoportransaccionesconactivosfinancieros .......................................................	9.786	-	-
Resultado por canje de instrumentos financieros (1) .........................................................	1.330	-	-
Resultado por canje de deuda (2) .................................................................................	(2.097)	-	-
Total Otros resultados financieros ...........................................................................	19. 849	4.162	5. 123
Total Resultados financieros, netos .........................................................................	(11.301)	6.034	41.525

2020

2019

Resultado por revaluación de sociedades (1) .................................................................. Resultado por cesión de participación en áreas (1) ........................................................... Juicios .................................................................................................................. Seguros ................................................................................................................ Incentivo para la construcción (2) ................................................................................. Resolución MINEM N° 508/E-2017 No recuperable (3) ...................................................... Resultado por compromisocontractual Exmar (4) ............................................................ Div ersos ...............................................................................................................

Ingresos financieros

(1) Ver Nota 6.
(2) Ver Nota 20.

28. INVERSIONES EN UNIONES TRANSITORIAS

El Grupo participa en UT y Consorcios que otorgan al Grupo un porcentaje contractualmente establecido sobre los derechos de los activos y sobre las obligaciones que emergen del contrato. La participación en dichas UT y Consorcios ha sido consolidada línea por línea, en función de la mencionada participación sobre los activos, pasivos, ingresos y gastos relacionados con cada contrato. Para la determinación de la participación de dichas UT y Consorcios se han utilizado los últimos estados financieros disponibles al cierre de cada ejercicio, considerando los hechos y las operaciones significativas subsecuentes y/o información de gestión disponible.

Las UT y Consorcios de exploración y producción en los que participa el Grupo asignan la producción de hidrocarburos a los socios en función de los porcentajes de participación contractualmente establecidos en los mismos, por lo que la comercialización de dichos hidrocarburos es realizada directamente por los socios registrando los mismos los efectos económicos respectivos.

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28. INVERSIONES EN UNIONES TRANSITORIAS (Cont.)

Los activos y pasivos al 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018 y las principales magnitudes de resultados por los ejercicios finalizados en dichas fechas de las UT y Consorcios en las que participa el Grupo se detallan a continuación:

2020	2019	2018
Activo no corriente (1) .........................................................	282.381	221.219	130.272
Activo corriente .................................................................	6.122	8.723	4.024
Total del Activo .................................................................	288.503	229.942	134.296
Pasivo no corriente ............................................................	21.136	17.754	11.484
Pasivo corriente ................................................................	21.574	27.641	9. 695
Total del Pasivo ................................................................	42.710	45.395	21.179
2020
Costos de producción ........................................................	87.322
Gastos de exploración ........................................................	265

2019

2018

70.552 123

39.713 242

(1)No incluye cargos por deterioro de propiedades, planta y equipo ya que los mismos son registrados por los socios participantes de las UT.

Al 31 de diciembre de 2020, las principales UT y Consorcios de exploración y producción en los que el Grupo participa son las siguientes:

Nombre

Acambuco ..................................... Aguada Pichana - Área Vaca Muerta (1) Aguada Pichana -Residual (1) ............ Aguaragüe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . CAM-2/A SUR ................................ Campamento Central / Cañadón Perdido ......................................... Consorcio CNQ 7/A ......................... El Tordillo ...................................... La Taperay Puesto Quiroga .............. Lindero Atravesado (1) ...................... Llancanelo (1) ................................. Magallanes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Loma Campana ..............................

Ramos .........................................

Rincón del Mangrullo .......................

San Roque ....................................

Yacimiento La Ventana - Río Tunuyán.

Zampal Oeste ................................

Narambuena ..................................

La Amarga Chica ............................

El Orejano .....................................

Bajo delToro (1) ..............................

Bandurria Sur ..............................

(2)

Aguada de Castro y Aguada Pichana Oeste (1) ........................................

CerroLas Minas .............................

Las Tacanas ..................................

Rio Neuquén ..................................

Chachahuen ..................................

PampaYeguas I .............................

Loma del Molle ...............................

CAN 100 (2)

La Calera ......................................

Bajada Añelo (1) ..............................

(1) Ver Nota 33.b.
(2) Ver Nota 3.

Salta Tierra del Fuego

La Pampa y Mendoza

Santa Cruz, Tierra del Fuego y Plataforma

Continental Nacional

Neuquén y Mendoza

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Ubicación

Salta Neuquén Neuquén

Chubut

Chubut Chubut Neuquén Mendoza

Salta Neuquén Neuquén Mendoza Mendoza Neuquén Neuquén Neuquén Neuquén Neuquén

Neuquén Neuquén Neuquén Neuquén Mendoza

Neuquén

Neuquén Neuquén

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Participación

Operador

22,50%

Pan American Energy

22,50%

27,27%

Total Austral Total Austral

53,00%

Tecpetrol

50,00%

Enap Sipetrol Argentina

50,00%

YPF Pluspetrol Energy

12,20%

Tecpetrol

12,20%

Tecpetrol

37,50%

Pan American Energy

100,00%

YPF

50,00%

Enap Sipetrol Argentina

50,00%

42,00%

YPF Pluspetrol Energy

50,00%

YPF

34,11%

Total Austral

70,00%

50,00%

40,00%

YPF YPF YPF YPF YPF YPF YPF

30,00%

Pan American Energy

50,00%

YPF

50,00%

33,33%

70,00% 50,00% 50,00% 50,00% 50,00% 50,00%

YPF YPF YPF

Exxon Mobil Exploration

Argentina Exxon Mobil Exploration

Argentina

YPF

Pluspetrol Energy O&G Dev elopments Ltd.

29. PATRIMONIO

Al 31 de diciembre de 2020, la Sociedad posee un capital suscripto de 3.926 y acciones propias en cartera de 7, representados por 393.312.793 acciones ordinarias, escriturales, divididas en cuatro clases de acciones (A, B, C y D) de valor nominal $ 10 con derecho a 1 voto por acción que se encuentra totalmente suscripto, integrado y autorizado a la oferta pública.

Al 31 de diciembre de 2020, se encuentran emitidas 3.764 acciones Clase A de YPF. Mientras existan acciones Clase A, se requerirá ineludiblemente del Estado Nacional Argentino el voto afirmativo para: 1) fusiones, 2) adquisición de más del 50% de las acciones de la Sociedad en caso de cambio de control accionario consentido u hostil, 3) transferencia total de los derechos de exploración y explotación, 4) disolución voluntaria de la Sociedad o 5) cambio de domicilio social y/o fiscal de la Sociedad fuera de la República Argentina. En los casos 3) y 4) se requerirá, además, la previa aprobación del Congreso de La Nación Argentina.

Hasta la promulgación de la Ley N° 26.741 descripta a continuación, Repsol S.A. tenía una participación directa e indirecta de aproximadamente 57,43%, mientras que Petersen Energía S.A.U. y sus sociedades afiliadas ejercían influencia significativa mediante una tenencia del 25,46% del capital de la Sociedad.

La Ley N° 26.741, promulgada el 4 de mayo de 2012, modificó la estructura accionaria de la Sociedad. La mencionada Ley declaró de interés público y sujeto a expropiación a las acciones clase D de la Sociedad en poder de Repsol S.A., sus sociedades controladas o controlantes, que representan el 51% del capital social de la Sociedad. A su vez, declaró de interés público nacional y como objetivo prioritario de la República Argentina el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos, así como la exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos, a fin de garantizar el desarrollo económico con equidad social, la creación de empleo, el incremento de la competitividad de los diversos sectores económicos y el crecimiento equitativo y sustentable de las provincias y regiones. Las acciones sujetas a expropiación fueron distribuidas de la siguiente manera: 51% para el Gobierno Nacional y 49% para determinadas provincias argentinas.

Con fecha 30 de abril de 2020, se celebró la Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria de Accionistas, la cual aprobó los estados financieros de YPF correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 y, adicionalmente, aprobó lo siguiente en relación con los resultados acumulados al 31 de diciembre de 2019: a) desafectar íntegramente la reserva para futuros dividendos, la reserva para compra de acciones propias y la reserva para inversiones; b) absorber íntegramente las pérdidas acumuladas en resultados acumulados hasta 34.071 contra los importes correspondientes a las reservas desafectadas por hasta dicho monto; y c) el remanente de las reservas desafectadas de 13.184, destinarlo del siguiente modo: (i) la suma de 550 a constituir una reserva para compra de acciones propias, al efecto de otorgar al Directorio la posibilidad de adquirir acciones propias en el momento que considere oportuno, y dar cumplimiento, durante la ejecución de los planes, a los compromisos generados y a generarse por el mismo en el futuro, (ii) la suma de 3.700 a una reserva para futuros dividendos, facultando al Directorio, hasta la fecha de la próxima Asamblea General Ordinaria de Accionistas que trate los estados financieros cerrados al 31 de diciembre de 2020, a determinar la oportunidad y monto para su distribución, si así lo considerase conveniente y realizable, teniendo en cuenta las condiciones contractuales, financieras y de disponibilidad de fondos así como los resultados operativos, inversiones y otros aspectos que considere relevantes en el desarrollo de las actividades de la Sociedad, y (iii) la suma de 8.934 a constituir una reserva para inversiones en los términos del artículo 70, párrafo 3° de la LGS

30. RESULTADO NETO POR ACCIÓN

El siguiente cuadro refleja los resultados y el número de acciones que se han utilizado para el cálculo del resultado neto básico y diluido por acción:

2020	2019	2018
Resultado neto .......................................................................	(69. 649)	(34.071)	38.613
Número medio de acciones ordinarias encirculación .......................	392.555.569	392.314.842	392.302.437
Resultado neto básicoy diluido por acción ....................................	(177,42)	(86,85)	98,43

El resultado neto básico y diluido por acción se calcula como se indica en la Nota 2.b.13.

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31. ASUNTOS RELACIONADOS CON LAS ENTIDADES DE MAXUS

31.a) Aspectos legales

31.a.1) Introducción

Las leyes y reglamentaciones relacionadas con la calidad de la salud y el medio ambiente en Estados Unidos afectan a la mayoría de las operaciones de: (a) Maxus Energy Corporation ("Maxus") y sus subsidiarias Maxus International Energy Company, Maxus (US) Exploration Company y Gatew ay Coal Company; y (b) Tierra Solutions, Inc. ("TS") (todas ellas en adelante las "Entidades de Maxus" o los "Deudores"). Estas leyes y reglamentaciones rigen ciertos aspectos de la salud y la calidad del medio ambiente, establecen penalidades y otras responsabilidades por la violación de tales normas y establecen en ciertas circunstancias obligaciones de remediación. Sin embargo, todos los procesos de recupero de sumas de dinero a cargo de los Deudores fueron suspendidos a partir de la presentación voluntaria en el proceso de reorganización bajo el Capítulo 11 (tal como ese término se define más adelante) de la Ley de Quiebras de Estados Unidos ("Ley de Quiebras").

Maxus y TS, sociedades que tendrían ciertas obligaciones potenciales relacionadas con antiguas operaciones de una ex subsidiaria de Maxus en el marco de la normativa señalada en el párrafo anterior; son sociedades que desde el punto de vista corporativo poseían como único accionista a YPF Holdings. Esta circunstancia, sin embargo, debe analizarse en el contexto de las limitaciones indicadas a continuación.

31.a.2) Proceso de reorganización bajo el Capítulo 11 de la Ley de Quiebras de Estados Unidos (en adelante

"Capítulo 11")

Con fecha 17 de junio de 2016, los Deudores y subsidiarias de YPF Holdings, realizaron una presentación voluntaria ante el Tribunal de Quiebras del Distrito de Delaw are (en adelante, el "Tribunal de Quiebras") bajo el Capítulo 11 de la Ley de

Quiebras. En este marco, los Deudores llegaron a un acuerdo (el "Acuerdo") con YPF, junto con sus subsidiarias YPF Holdings, CLH Holdings Inc., YPF International e YPF Services USA Corp. (conjuntamente, las "Entidades de YPF") para resolver todos los eventuales reclamos de los Deudores contra las Entidades de YPF, incluyendo cualquier reclamo de alter ego, reclamo que las Entidades de YPF entienden carece de fundamentos.

El Acuerdo preveía: i) la concesión de un préstamo por parte de YPF Holdings por la suma de US$ 63,1 millones ("DIP Loan") destinado a financiar las actividades de los Deudores durante un proceso de reestructuración/quiebra de 1 año de duración, y ii) un pago de US$ 130 millones a las Entidades de Maxus ("Settlement Payment") por todos los potenciales reclamos que los Deudores podrían tener contra las Entidades de YPF.

La primera audiencia correspondiente a la presentación bajo el Capítulo 11 (la "Presentación") tuvo lugar el 20 de junio de 2016, momento en el cual el Tribunal de Quiebras aprobó, entre otras cosas, las mociones de los Deudores para continuar como "Deudores en Posesión" bajo el DIP Loan continuando las operaciones del día a día, incluyendo el uso por parte de los Deudores del sistema de manejo de fondos, administración, pago de sueldos y beneficios a empleados retirados.

El 29 de diciembre de 2016, los Deudores presentaron ante el Tribunal de Quiebras un plan con una propuesta de liquidación (el "Plan") bajo el Capítulo 11, y un informe revelando información de los Deudores . El Plan preveía un pago de US$ 130 millones bajo el Acuerdo. El Plan, en su versión presentada ante la Corte, establec ía que, si el Acuerdo era aprobado, algunos montos de los US$ 130 millones serían depositados a: (i) un fideicomiso de liquidación para distribuir entre los distintos acreedores; y (ii) un fideicomiso de respuesta ambiental para uso en tareas de remediación. Asimismo, si el Plan fuese aprobado, el Acuerdo con los Deudores también sería aprobado y todos los reclamos contra las Entidades de YPF, incluidas las alegaciones sobre alter ego o corrimiento de velo societario, quedarían dentro del Acuerdo y serían desestimadas a cambio del pago de los US$ 130 millones comprometidos.

El Plan, sin embargo, establecía ciertas actividades contingentes en el caso de que el Tribunal de Quiebras no aprobase el Acuerdo. En ese escenario, el reclamo de los Deudores contra las Entidades de YPF, incluy endo los reclamos por alter ego o corrimiento de velo societario, se transferirían a un fideicomiso de liquidación, que seguramente continuaría con esos reclamos en beneficio de los acreedores.

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Sujeta a ciertas excepciones bajo la Ley de Quiebras, en forma efectiva al momento de la Presentación del proceso del Capítulo 11 ante el Tribunal de Quiebras, la mayoría de las decisiones, así como las cuestiones relacionadas a los reclamos de los acreedores y acciones para el cobro de sus acreencias previas a la fecha de la Presentación fueron suspendidas de manera automática (entre otras las correspondientes a los reclamos contra las Entidades de Maxus en la corte local de New Jersey relacionados con el litigio del Río Passaic, que se explican en las Notas 31.a.5.i y 31.a.6).

El 28 de marzo de 2017, las Entidades de Maxus y el Comité de Acreedores presentaron un plan alternativo de reestructuración (el "Plan Alternativo") que no incluía el Acuerdo con las Entidades de YPF.

Según el Plan Alternativo, un Fideicomiso de Liquidación ("Liquidating Trust") podría presentar reclamos de alter ego y cualquier otro reclamo que pertenece a la masa concursal contra la Sociedad y las Entidades de YPF. El Liquidating Trust sería financiado por Occidental Chemical Corporation en su carácter de acreedor de las Entidades de Maxus. Como YPF no aprobó dicho Plan Alternativo y el Plan Alternativo no contemplaba la implementación de los Acuerdos presentados originalmente, el 10 de abril de 2017 YPF Holdings, Inc. envió una Nota comunicando que esta situación configuraba un evento de incumplimiento bajo el préstamo concedido en el marco del Acuerdo con YPF y las Entidades de YPF. Mediante la aprobación del financiamiento ofrecido por Occidental en el marco del Plan Alternativo, el Juez ordenó el repago de los montos exigibles (aproximadamente US$ 12,2 millones) bajo los términos del DIP Loan, los cuales fueron posteriormente recibidos por YPF Holdings.

Con fecha 22 de mayo de 2017 el Tribunal de Quiebras del distrito de Delaw are emitió una orden confirmando el Plan Alternativo presentado por el Comité de Acreedores y las Entidades de Maxus. La fecha efectiva del Plan Alternativo fue el 14 de julio de 2017 conforme se cumplieron las condiciones expuestas en el artículo XII.B del Plan Alternativo. Con fecha 14 de julio de 2017 también se creó el Liquidating Trust, que inició durante 2018 la demanda descripta en la Nota 31.a.3.

31.a.3) Reclamo del Liquidating Trust de Maxus

Con fecha 14 de junio de 2018 el Liquidating Trust inició una demanda judicial contra la Sociedad, YPF Holdings, CLH Holdings, Inc., YPF International y otras compañías no relacionadas a YPF, reclamando supuestos daños por un monto de hasta US$ 14.000 millones, principalmente relacionados a supuestas operaciones corporativas de reestructuración que la Sociedad habría celebrado años atrás (el "Reclamo"). El Reclamo fue iniciado ante la Corte de Quiebras del distrito de Delaw are de Estados Unidos.

Entre el 19 de octubre de 2018 y 22 de enero de 2019 se completaron varios actos procesales relacionados con una moción interpuesta por la Sociedad, junto con las demás sociedades del Grupo que son parte del Reclamo, solicitando se desestime el Reclamo ("Motion to Dismiss").

Con fecha 15 de febrero de 2019, la Corte de Quiebras resolvió la desestimación de la Motion to Dismiss presentada por la Sociedad, junto con las demás sociedades del Grupo. En el mismo orden, la Corte de Quiebras resolvió la desestimación de la moción interpuesta por las otras compañías demandadas no relacionadas con YPF que del mismo modo habían solicitado que la Corte de Quiebras desestimara el Reclamo.

Con fecha 1 de marzo de 2019, la Sociedad, junto con las demás sociedades del Grupo que son parte del Reclamo, realizaron una presentación a fin de apelar la resolución de fecha 15 de febrero de 2019 desestimando la Motion to Dismiss. La apelación fue denegada por el Tribunal del distrito de Delaw are el 12 de septiembre de 2019 y las partes procedieron con el proceso del discovery ("Discovery").

Estando pendiente la apelación mencionada, el 1 de abril de 2019 la Sociedad, junto con las demás sociedades del Grupo que son parte del Reclamo, contestaron la demanda iniciada por el Liquidating Trust. El 24 de abril de 2019 la Sociedad, junto con las demás sociedades del Grupo que son parte del Reclamo presentaron el escrito de "Initial Disclosures".

Con fecha 3 de mayo de 2019, el Liquidating Trust presentó un escrito solicitando que, en el marco del Discovery, las Entidades de YPF entreguen copia de ciertos documentos que se encontrarían en su poder. Ese mismo día, el Liquidating Trust presentó un escrito oponiéndose a la moción presentada por las Entidades de YPF con el fin de que se permita utilizar los testimonios producidos en el juicio de New Jersey.

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En el marco del Reclamo, durante 2019 y 2020, la actividad judicial se concentró en la presentación de "Motions to

Withdraw the Reference", el Discovery, la presentación de una "Motion to Disqualify" y la definición de las etapas procesales.

Con relación a las "Motions to Withdraw the Reference", el 7 de junio de 2019, Repsol y sus compañías vinculadas presentaron su "Motion to Withdraw the Reference", y la Sociedad, junto con las demás sociedades del Grupo que son parte del Reclamo, presentaron su petición en el mismo sentido el 11 de junio de 2019. El 23 de marzo de 2020, el Tribunal de Distrito denegó la "Motion to Withdraw the Reference" planteada por Repsol y sus compañías vinculadas, como así también la planteada por YPF junto con las demás sociedades del Grupo que son parte del Reclamo.

Con relación al Discovery, la actividad judicial incluyó principalmente procesos relacionados a la definición de la prueba documental y testimonial a ser producida en el proceso. La Sociedad, junto con las demás sociedades del Grupo que son parte del Reclamo, por una parte, y el Liquidating Trust por su parte, solicitaron y objetaron, respectivamente, en distintas mociones, la inclusión de prueba, incluyendo prueba producida en el marco del proceso por el Río Passaic mencionado en la Nota 31.a.6, que fue desestimada por el Tribunal interviniente, prueba en poder de Occidental Chemical Corporation y sus subsidiarias, interrogatorios testimoniales y otros medios de prueba. El cronograma finalmente aprobado por el Tribunal, cuya prórroga se encuentra actualmente en negociación por las partes del proceso, contempla la producción de prueba respecto de los alegatos de hecho durante enero de 2021 y las presentaciones de expertos el 23 de abril de 2021.

Con relación a la definición de etapas procesales, el 21 de julio de 2020, el Liquidating Trust presentó ante el Tribunal interviniente el cronograma para la etapa previa al juicio (pre-trial Schedule) consensuado entre las partes del proceso, el cual fue aprobado por el Tribunal el 22 de julio de 2020, y que podría ser modificado o prorrogado por acuerdo de las partes o por orden del Tribunal. El cronograma para la etapa previa al juicio prevé que los pedidos de juicio sumario ("Motions for Summary Judgment") sean completamente sustanciados hasta el 21 de julio de 2021, y que una audiencia previa al juicio (pre-trial Conference) sea celebrada el 28 de julio de 2021. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, no hay fecha establecida para el juicio ("Trial"). El cronograma para la etapa previa al juicio, incluyendo la fecha para los pedidos de juicio sumario, puede ser prorrogado o modificado por orden del Tribunal. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados no es posible anticipar la fecha en la que se dictará una sentencia definitiva.

Finalmente, el 19 de diciembre de 2020, la Sociedad presentó una moción de descalificación ( "Motion to Disqualify") de White & Case LLP como representantes legales del Liquidating Trust. La presentación se funda en el entendimiento de la Sociedad de que White & Case LLP estaría impedida de actuar en esa capacidad por motivo de la existencia de conflictos de intereses resultantes de la incorporación a la firma de la abogada Jessica Boelter, ex socia de la firma Sidley Austin LLP y parte integrante del equipo de abogados que asesoró a la Sociedad en este proceso. El 29 de enero de 2021 el Liquidating Trust presentó su escrito de oposición ("Opposition Brief ") a la moción de descalificación. YPF presentó su réplica al Opposition Brief el 26 de febrero de 2021.

A medida que el proceso avance, y teniendo en consideración la complejidad de los reclamos y la evidencia que las partes deben presentar, la Sociedad continuará reevaluando el estado del litigio y su impacto en los resultados y la situación financiera del Grupo.

La Sociedad, junto con las demás sociedades del Grupo que son parte del Reclamo, se defenderá de acuerdo con el procedimiento legal aplicable y las defensas disponibles.

31.a.4) Antecedentes de Maxus y TS

En relación con la venta de una ex subsidiaria de Maxus, Diamond Shamrock Chemical Company ("Chemicals") a Occidental Petroleum Corporation ("Occidental") en 1986, Maxus acordó indemnizar a Chemicals y Occidental por ciertas responsabilidades relacionadas con el negocio o las actividades de Chemicals, anteriores al 4 de septiembre de 1986 (la "fecha de venta") incluyendo responsabilidades ambientales relacionadas con plantas químicas y vertederos de residuos utilizados por Chemicals antes de la fecha de venta. La indemnidad y otras responsabilidades que se describen en la Nota 31.a.6 determinaron que Maxus, TS y otras sociedades vinculadas con ellas presenten el proceso de reorganización bajo la Ley de Quiebras mencionado anteriormente.

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31.a.5) Asuntos a cargo de Maxus y TS

Se detallan a continuación las presuntas responsabilidades a cargo de los Deudores en su Presentación del proceso de reorganización, actualizadas hasta dicho momento, fecha en la cual YPF Holdings dejó de tener el control sobre las actividades relevantes de los Deudores (ver Nota 31.b). Dado que YPF Holdings dejó de tener el control de los Deudores , la Sociedad no se encuentra en conocimiento de la evolución de los reclamos descriptos ni de la existencia de reclamos adicionales a los detallados en la presente Nota.

31.a.5.i) Asuntos Administrativos Ambientales relativos a las 8 millas inferiores del "Río Passaic"

• Newark,New Jersey

Un acuerdo homologado, previamente acordado por la Agencia de Protección Ambiental de Estados Unidos ("EPA"), el Departamento de Protección Ambiental y Energía de New Jersey ("DEP") y Occidental, como sucesora de Chemicals, fue emitido en 1990 por el Tribunal del distrito de New Jersey de Estados Unidos. Dicho acuerdo requiere la implementación de un plan de remediación en la antigua planta de agroquímicos de Chemicals en New ark, New Jersey.

• Río Passaic, New Jersey

Maxus, cumpliendo con la obligación contractual de actuar en nombre de Occidental, negoció un acuerdo con la EPA (el

"AOC 1994") conforme al cual TS ha realizado pruebas y estudios cerca del emplazamiento de la planta de Newark, adyacente al Río Passaic.

En 2003, el DEP emitió la Directiva Nº 1, la cual busca identificar responsables de los daños a los recursos naturales ocasionados por casi 200 años de desarrollo de actividad industrial y comercial a lo largo del Río Passaic y en una parte de su cuenca. La Directiva Nº 1 asegura que las compañías notificadas, incluyendo Maxus y Occidental, son conjuntamente responsables por los daños a los recursos naturales mencionados, sin admitir prueba en contrario. La Directiva Nº 1 solicitaba compensación para la restauración, identificación y cuantificación del daño y determinación del valor del mismo. Maxus y TS respondieron a la Directiva Nº 1, presentando ciertas defensas. No se logró llegar a un acuerdo, a pesar de que se mantuvieron negociaciones entre las entidades mencionadas y el DEP, la cual asumió la jurisdicción.

En 2004, la EPA y Occidental firmaron una Orden Administrativa de Consentimiento (la "AOC 2004"), mediante la cual TS

(en representación de Occidental) acordó realizar estudios y pruebas para identificar el sedimento y la flora y fauna contaminada y evaluar alternativas de remediación en la Bahía de New ark y parte de los ríos Hackensack, Arthur Kill y Kill van Kull. La propuesta de plan de trabajo inicial fue completada de manera sustancial. La discusión con la EPA para determinar si corresponden realizar trabajos adicionales no se encontraría resuelta. La EPA emitió cartas de notificación general a otras compañías en relación con la contaminación de la Bahía de New ark y los trabajos que fueron efectuados por TS en el marco de la AOC 2004.

En diciembre de 2005, el DEP emitió una directiva a TS, Maxus y Occidental para abonar al Estado de New Jersey los costos de desarrollo del Plan de Dragado de Control de Recursos en una sección de 6 millas en el tramo inferior del Río Passaic. El costo de desarrollo de este plan fue estimado en US$ 2 millones.

Si bien aún quedarían pendientes ciertas tareas de remediación, los trabajos correspondientes a la Orden de Consentimiento de 1994 fueron subsumidos casi en su totalidad por unas 70 empresas (incluyendo a Occidental y TS) en la porción inferior del Río Passaic a raíz de un acuerdo administrativo del año 2007 (el "AOC 2007").

De conformidad con la AOC 2007, las 17 millas del tramo inferior del Río Passaic, desde su confluencia con la Bahía Newark hasta la Represa Dundee Dam, debían ser objeto del Estudio de Factibilidad / Investigación de Remediación

("RI/FS", por sus siglas en inglés). Los participantes del AOC 2007 discutieron la posibilidad de llevar a cabo tr abajos adicionales de remediación con la EPA. Las compañías que aceptaron aportar fondos para los RI/FS negociaron entre ellas una distribución interina de los costos en función de ciertas consideraciones. Este grupo se autodenomina "PGC - Partes del Grupo de Cooperación". El AOC 2007 fue coordinado en un esfuerzo cooperativo federal, estatal, local y del sector privado llamado Proyecto de Restauración de los Tramos Inferiores del Río Passaic ("PRRP").

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La EPA en sus conclusiones respecto del AOC 2007 indicó que las descargas del emisario subacuático son una fuente activa de sustancias peligrosas en los tramos inferiores del Río Passaic bajo estudio. Durante el primer semestre de 2011,

Maxus y TS, actuando en nombre de Occidental, firmaron con la EPA un acuerdo administrativo (el "CSO AOC"), el cual establece la implementación de estudios del emisario subacuático en el Río Passaic, y confirma que no quedan obligaciones pendientes bajo el AOC 1994. En el último semestre de 2014, TS presentó ante la EPA su informe (así completando la fase 1). TS estimaba al 31 de diciembre de 2015 que el costo total de implementar el CSO AOC era de aproximadamente US$ 5 millones, y que tomaría aproximadamente 2 años en ser terminado una vez que EPA autorice la fase 2 (el plan de trabajo).

El 29 de mayo de 2012, Occidental, Maxus y TS se retiraron del PGC bajo protesta y reservando todos sus derechos. Sin embargo, Occidental continúa siendo una parte firmante del AOC 2007 y su retiro del PGC no ha cambiado sus obligaciones bajo el AOC 2007.

Adicionalmente a lo anterior, en agosto de 2007, la Administración Nacional Oceánica y Atmosférica ("NOAA"), envió una carta a ciertas entidades (incluyendo a TS y Occidental) que, según sostiene la NOAA, tienen responsabilidad por daños a los recursos naturales, solicitando que participen de un acuerdo para llevar a cabo una evaluación de los daños a los recursos naturales en el Río Passaic y en la Bahía de New ark. En noviembre de 2008, TS y Occidental llegaron a un acuerdo con la NOAA para financiar una porción de los costos ya incurridos por ésta, y llevar a cabo determinadas tareas de evaluación durante 2009. Aproximadamente otros 20 miembros de PRRP han suscripto acuerdos similares. En noviembre de 2009, TS rechazó la extensión de dicho acuerdo.

• Estudio de factibilidad para la remediación ambiental de las 8,3 millas inferiores el Río Passaic - Record of
Decision ("ROD")

En junio de 2007, la EPA dio a conocer el borrador del estudio de factibilidad (el "FFS 2007"). El FFS 2007 resume diversas acciones alternativas de remediación en las aproximadamente 8,3 millas del tramo inferior del Río Passaic. El 11 de abril de 2014 la EPA publicó un nuevo borrador del FFS (el "FFS 2014"). El FFS 2014 contiene las 4 alternativas de remediación analizadas por la EPA, así como la estimación del costo de cada alternativa, las cuales consisten en: (i) ninguna acción; (ii) dragado profundo con relleno de 9,7 millones de yardas cúbicas; (iii) rellenado y dragado de 4,3 millones de yardas cúbicas y la colocación de una tapa de ingeniería (una barrera física construida principalmente de arena y piedra); y (iv) dragado focalizado con rellenado de 1 millón de yardas cúbicas. El 4 de marzo de 2016, la EPA emitió el ROD eligiendo la Alternativa 3 como remedio para remover los sedimentos contaminados. El costo estimado era de US$ 1.382 millones (valor presente estimado a una tasa del 7%).

El ROD requiere la remoción de 3,5 millones de yardas cúbicas de sedimentos de las 8,3 millas inferiores del Río Passaic a través del dragado de orilla a orilla con un rango aproximado de entre 5 a 30 pies de profundidad en el canal de navegación federal desde la milla 0 a la milla 1,7; y aproximadamente 2,5 pies de profundidad en el resto de los lugares de las 8,3 millas inferiores del Río Passaic. Una cobertura de 2 pies de espesor será instalada sobre las áreas dragadas. Los sedimentos contaminados que sean dragados serían transportados a locaciones fuera del Estado. La EPA estima que todo el proyecto demandará aproximadamente 11 años, incluyendo 1 año para negociaciones entre las partes potencialmente responsables, 3 a 4 años para el diseño del proyecto y 6 años para su implementación.

El 31 de marzo de 2016, la EPA notificó a más de 100 partes potencialmente responsables, incluida Occidental, de las responsabilidades vinculadas con la zona de las 8,3 millas del Río Passaic correspondientes al ROD. En la misma Nota, la EPA indicó que esperaba que Occidental (con quien Maxus tiene un litigio por indemnidad) liderara el diseño del plan de remediación y que enviaría una segunda carta con una propuesta de orden administrativa a tal efecto, la cual fue recibida por los abogados de Occidental, Maxus y TS el 26 de abril de 2016.

A la fecha de Presentación de los Deudores en el proceso voluntario de reorganización/quiebra bajo el Capítulo 11, Occidental junto con Maxus y TS se encontraban en conversaciones con la EPA para definir su posible participación en una eventual negociación a fin de intervenir en el diseño del plan de remediación propuesto por la EPA teniendo en cuenta que el ROD ha identificado más de 100 partes potencialmente responsables y 8 contaminantes objeto de preocupación, muchos de los cuales no fueron producidos en el Sitio Lister. A dicha fecha, Maxus se encontraba evaluando la situación derivada de la emisión del ROD por parte de la EPA, así como sus posteriores cartas asociadas.

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• Acción de remoción próxima a Lister Avenue

Durante el mes de junio de 2008, la EPA, Occidental y TS firmaron una Orden Administrativa de Consentimiento mediante la cual TS, actuando en nombre de Occidental, se comprometió a realizar acciones de remoción de sedimentos del Río Passaic en las cercanías de la antigua planta de Diamond Alkali. La tarea antes mencionada comprende la remoción de aproximadamente 200.000 yardas cúbicas de sedimentos, a través de 2 fases. La primera fase se inició en julio 2011, y fue sustancialmente completada en el cuarto trimestre de 2012. La EPA inspeccionó el sitio durante enero de 2013 y TS recibió confirmación escrita de la finalización en marzo de 2013.

El plazo de cumplimiento de la segunda fase comenzó luego de acordados con la EPA ciertos aspectos vinculados al desarrollo de la misma. El Estudio de Factibilidad Focalizado ("FFS") publicado el 11 de abril de 2014 establece que la

Fase II de la acción de remoción se implementó de una manera consistente con el FFS. El 18 de septiembre de 2014 la

EPA solicitó que Tierra Solutions, Inc. ("TS") completara un muestreo adicional del área de la Fase II. El muestreo fue completado en el primer trimestre de 2015, y se preveía que TS presentaría los resultados validados ante la EPA durante el 2016.

31.a.5.ii) Asuntos administrativos ambientales relativos a las 17 millas inferiores del Río Passaic - Estudio de factibilidad

• Estudio de factibilidad para las 17 millas inferiores del Río Passaic

Sin perjuicio de lo mencionado en los puntos anteriores, para el tramo de 17 millas de la parte inferior del Río Passaic (el área prevista en la AOC 2007) se encontraba en ejecución un estudio denominado RI/FS cuya finalización se anticipaba para el año 2015, seguido a lo cual la EPA elegiría una acción de remediación que se hará pública a fin de recibir comentarios.

El CPG ("Partes del Grupo de Cooperación") presentó el proyecto borrador de RI/FS en el primer semestre de 2015, el cual ofrece potenciales alternativas de remediación (que comprende las 8 millas inferiores del Río Passaic) de la EPA. La EPA puede, o no, tener en cuenta este informe.

31.a.5.iii) Otros asuntos administrativos ambientales

Otros asuntos vinculados con la eventual responsabilidad de Maxus y TS incluyen las responsabilidades derivadas de: (a) una planta de procesamiento de cromato ferroso en Kearny, New Jersey; (b) el sitio denominado Standard Chlorine Chemical Company Superfund Site; (c) una planta de procesamiento de cromato ferroso en Painesville, Ohio; (d)

determinadas remociones de contaminantes ubicadas en Greens Bayou; (e) el sitio denominado "Milw aukee Solvay Coke & Gas" ubicado en Milw aukee, Wisconsin; (f) los sitios denominado "Black Leaf Chemical Site", Tuscaloosa Site, Malone

Services Site, Central Chemical Company Superfund Site (Hagerstow n, Maryland); (g) la acción de remediación en la denominada Milla 10.9.

31.a.6) Juicio por el Río Passaic

Con relación a la supuesta contaminación ocasionada por dioxina y otras sustancias peligrosas en el tramo inferior del Río Passaic, Bahía de New ark y otros canales y lugares aledaños, el DEP demandó a YPF Holdings, TS, Maxus y varias otras entidades, incluyendo a Occidental. El DEP buscaba reparación por daños a recursos naturales, daños punitivos y otros temas.

Las partes demandadas presentaron las defensas correspondientes.

En marzo de 2008, el Tribunal denegó los pedidos de desestimación presentados por Occidental, TS y Maxus. El DEP presentó su segunda ampliación de demanda en el mes de abril de 2008. YPF reclamó que los Tribunales de New Jersey no tenían jurisdicción sobre YPF por ser una compañía extranjera que no reúne los requisitos para ser obligada a asumir el carácter de parte en un juicio ante dichos Tribunales. La Corte rechazó el reclamo de jurisdicción de YPF en agosto de 2008 y, posteriormente, dicho rechazo fue confirmado por el Tribunal de Apelaciones.

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