YPF Sociedad Anónima : Nota de Resultados 2T22

ÍNDICE

1. PRINCIPALES HITOS	3
2. ANÁLISIS DE RESULTADOS CONSOLIDADOS	5
3. EBITDA Y RECONCILIACIÓN DEL EBITDA AJUSTADO	8
4. ANÁLISIS DE RESULTADOS POR NEGOCIO	9
4.1. UPSTREAM	9
4.2. DOWNSTREAM	13
4.3. GAS Y ENERGÍA	17
4.4. CORPORACIÓN Y OTROS	18
5. LIQUIDEZ Y RECURSOS DE CAPITAL	19
5.1. RESUMEN ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO	19
5.2. DEUDA NETA	20
6. TABLAS Y NOTAS	22
6.1. ESTADO DE RESULTADOS CONSOLIDADO	22
6.2. BALANCE GENERAL CONSOLIDADO	23
6.3. ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO CONSOLIDADO	24
6.4. PRINCIPALES MAGINITUDES FÍSICAS	26

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MUY SÓLIDOS RESULTADOS BASADOS EN LA MEJORA GENERALIZADA DE PRECIOS, AL MISMO TIEMPO QUE CONTINUAMOS EN LÍNEA CON LOS OBJETIVOS DE CRECIMIENTO EN LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS

Bases de presentación

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

Resumen Consolidado Resultados	2T21	1T22	2T22	A/A ∆	T/T ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Ingresos	3.349	3.635	4.855	44,9%	33,5%
EBITDA	1.146	1.035	1.545	34,8%	49,2%
EBITDA Ajustado	1.084	972	1.500	38,4%	54,3%
Resultado operativo antes de deterioro de activos	310	380	850	174,0%	123,9%
Resultado operativo	310	380	850	174,0%	123,9%
Resultado neto antes de deterioro de activos	(492)	248	798	N/A	221,5%
Resultado neto	(492)	248	798	N/A	221,5%
Resultado neto por acción	(1,22)	0,64	2,01	N/A	214,1%
Inversiones	580	748	932	60,6%	24,7%
FCF	311	391	310	-0,5%	-20,8%
Caja y equivalentes de caja	935	1.329	1.243	32,9%	-6,5%
Deuda total	7.434	7.241	7.085	-4,7%	-2,2%

EBITDA = Resultado operativo + Depreciación de propiedades, planta y equipo + Depreciación por derecho de uso de activos + Amortización de activos intangibles + Perforaciones exploratorias improductivas + (Reversión) / Deterioro de propiedades, planta y equipo.

EBITDA Ajustado = EBITDA que excluye los efectos de la NIIF 16 y la NIC 29 + partidas no recurrentes. Resultado neto por acción atribuible a los accionistas de la controlante (básico y diluido).

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

6M21	6M22	A/A ∆
5.997	8.490	41,6%
1.971	2.580	30,9%
1.851	2.473	33,6%
388	1.229	217,0%
388	1.229	217,0%
(517)	1.046	N/A
(517)	1.046	N/A
(1,28)	2,65	N/A
1.067	1.679	57,3%
595	701	17,6%
935	1.243	32,9%
7.434	7.085	-4,7%

1. PRINCIPALES HITOS

• El EBITDA Ajustado alcanzó los US$1.500 millones, expandiéndose 54% t/t y un 38% a/a, principalmente gracias a la mejora generalizada de precios en nuestros segmentos de negocio, a pesar del incremento de costos.
• La producción total de hidrocarburos promedió 504 Kboe/d durante el trimestre (- 0,4% t/t y +9,2% a/a; incremento en la producción de crudo de +1,4% t/t y +7,2% a/a), aumentando a 510 Kboe/d durante el mes de julio gracias a los trabajos de perforación y terminación durante el trimestre, que condujeron a aumentos en la producción total luego del 2T22.
• La producción de shale continuó alcanzando nuevos niveles récord, al mismo tiempo que continuamos avanzando en materia de eficiencia operacional estableciendo

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récords de fracking y velocidad de perforación, que llevan a una mayor reducción de los costos de desarrollo en nuestro "Core Hub" de operaciones. En esta línea, continuamos expandiendo nuestra producción de crudo y gas shale en un 48% y 80% a/a, respectivamente.

• La demanda local de combustibles se mantuvo elevada, incrementando un 12,5% en comparación a los valores prepandemia del 2T19, impulsada por la venta local de gasoil que creció 11% t/t, alcanzando un récord trimestral histórico.
• El incremento del nivel de procesamiento en nuestras refinerías contribuyó a satisfacer la demanda récord durante el trimestre. El aumento en la producción fue acompañado por volúmenes de importación de gasoil (que, a pesar de encontrarse por encima de los promedios históricos, descendieron en un 33% t/t), un mayor nivel de aditivación de biocombustibles y consumo de existencias. Sin embargo, los niveles record de demanda de gasoil, en un contexto de restricciones logísticas, causaron algunas interrupciones en la oferta habitual a los usuarios.
• Las inversiones aumentaron un 25% t/t, totalizando US$932 millones en el 2T22, y acumulando US$1.679 millones durante los primeros seis meses del año (+57% a/a), y estimando superar al guidance inicial en un 10%.
• El flujo libre de caja fue positivo por noveno trimestre consecutivo en US$301 millones
  - acumulando US$701 millones durante los primeros seis meses del 2022 -, permitiendo reducir la deuda neta a US$5.843 millones y llevando el ratio de endeudamiento neto a 1,3 veces en relación con el EBITDA ajustado.

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2. ANÁLISIS DE RESULTADOS CONSOLIDADOS

Resumen Consolidado Resultados	2T21	1T22	2T22	A/A ∆	T/T ∆		6M21	6M22	A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Ingresos	3.349	3.635	4.855	44,9%	33,5%		5.997	8.490	41,6%
EBITDA	1.146	1.035	1.545	34,8%	49,2%		1.971	2.580	30,9%
EBITDA Ajustado	1.084	972	1.500	38,4%	54,3%		1.851	2.473	33,6%
Resultado operativo antes de deterioro de activos	310	380	850	174,0%	123,9%		388	1.229	217,0%
Resultado operativo	310	380	850	174,0%	123,9%		388	1.229	217,0%
Resultado neto antes de deterioro de activos	(492)	248	798	N/A	221,5%		(517)	1.046	N/A
Resultado neto	(492)	248	798	N/A	221,5%		(517)	1.046	N/A
Resultado neto por acción	(1,22)	0,64	2,01	N/A	214,1%		(1,28)	2,65	N/A
Inversiones	580	748	932	60,6%	24,7%		1.067	1.679	57,3%
FCF	311	391	310	-0,5%	-20,8%		595	701	17,6%
Caja y equivalentes de caja	935	1.329	1.243	32,9%	-6,5%		935	1.243	32,9%
Deuda total	7.434	7.241	7.085	-4,7%	-2,2%		7.434	7.085	-4,7%

En el 2T22, los ingresos ascendieron a US$ 4.855 millones, representando un aumento del 33,5% t/t, y 44,9% a/a. En términos secuenciales, el crecimiento se debió principalmente a los mayores precios de los combustibles en el mercado local del canal estaciones de servicio (alrededor del 50% de los ingresos totales); acompañados por precios aún mayores en los canales mayoristas (alrededor del 10% de los ingresos totales); el incremento de los precios de gas debido a los ajustes estacionales comprendidos dentro del Plan GasAr; mejores precios de los productos que se correlacionan estrechamente a referencias internacionales, como los lubricantes, jet fuel (combustible para aviones), propano, productos petroquímicos y nafta virgen (alrededor del 20% de los ingresos totales) y mayores volúmenes de gasoil despachados.

• Los ingresos totales de gasoil en el mercado local (minorista y mayorista) - el 36,6% de las ventas totales - aumentaron en un 38,3% de manera secuencial principalmente debido a un incremento del 22,9% en los precios y un 12,5% en los volúmenes vendidos. Los volúmenes de gasoil despachados alcanzaron el máximo histórico de demanda trimestral y el crecimiento secuencial fue causado principalmente por la demanda estacional de productos Agro, el incremento de actividad en ciertos sectores industriales (como ser la minería y el transporte) y un aumento de demanda por parte de los países limítrofes.
• Las ventas de naftas en el mercado local (mercado minorista) - 18,1% de las ventas totales - aumentaron en un 7.8% t/t, debido a un aumento de precios del 11,5% parcialmente afectado por una reducción en los volúmenes de ventas del 3,3% debido a la mayor demanda estacional de verano del primer trimestre.
• Los ingresos por ventas de gas natural como productor a terceros en el mercado local - 9,1% del total de las ventas - crecieron en un 36,0% t/t, principalmente debido a un incremento en los precios promedios de realización del 29,7% a partir del factor estacional comprendido dentro del Plan GasAr entre mayo y septiembre. Al mismo tiempo, los volúmenes de ventas crecieron un 4,9%.
• Las otras ventas locales se incrementaron en un 42,9% t/t, a causa principalmente de las mayores ventas de fertilizantes y gas natural al segmento de distribución minorista - a través de nuestra

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