YPF Sociedad Anónima : Nota de Resultados 1T21

ÍNDICE

1. PRINCIPALES HITOS DEL TRIMESTRE	3
2. ANÁLISIS DE RESULTADOS CONSOLIDADOS	4
3. EBITDA Y RECONCILIACIÓN DEL EBITDA AJUSTADO	7
4. ANÁLISIS DE RESULTADOS POR NEGOCIO	8
4.1. UPSTREAM	8
4.2. DOWNSTREAM	11
4.3. GAS Y ENERGÍA	14
4.4. CORPORACIÓN Y OTROS	15
4.5. AJUSTES DE CONSOLIDACIÓN	15
5. LIQUIDEZ Y RECURSOS DE CAPITAL	16
5.1. RESUMEN ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO	16
5.2. DEUDA NETA	17
6. TABLAS Y NOTAS	19
6.1. ESTADO DE RESULTADOS CONSOLIDADO	19
6.2. BALANCE GENERAL CONSOLIDADO	20
6.3. ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO CONSOLIDADO	21
6.4. PRINCIPALES MAGNITUDES FÍSICAS	23

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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 ha definido el dólar estadounidense como su moneda funcional y las subsidiarias que tienen el peso argentino como moneda funcional fueron ajustadas por inflación, correspondiente a una economía 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 financieros individuales de YPF S.A. expresados en pesos argentinos divididos por el tipo de cambio promedio del período; y (2) los resultados financieros 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 final del período según corresponda. La información financiera acumulada presentada en este documento se calcula como la suma de los trimestres de cada período.

Sólido comienzo de año apalancado en la fuerte demanda de combustibles, un mejor entorno de precios, y la materialización de la eficiencia de costos.

Resumen Consolidado Resultados	1T20	4T20	1T21	T/T ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Ingresos	2.832	2.270	2.648	16,6%
EBITDA	1.040	263	825	N.M
EBITDA Ajustado	851	183	767	N.M
Resultado operativo antes de deterioro de activos	241	(273)	78	N.M
Resultado operativo	241	549	78	-85,9%
Utilidad neta antes de deterioro de activos	103	(78)	(25)	-67,4%
Utilidad neta	103	539	(25)	N.M
Resultado neto por acción	0,26	1,41	(0,06)	N.M
Capex	598	538	487	-9,4%
FCF	(85)	182	284	56,0%
Caja y equivalentes de caja	1.159	994	995	0,1%
Deuda total	8.799	8.070	7.747	-4,0%

EBITDA = Utilidad operativa + 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 Capex (Actividades de Inversión), M&A (Actividades de Inversión), y pago de intereses y leasings (Actividades de Financiación).

1. PRINCIPALES HITOS DEL TRIMESTRE

• Sólida recuperación de la rentabilidad con EBITDA Ajustado expandiéndose 318% t/t - y sólo 9,9% por debajo del 1T20 -, respaldada principalmente por una rápida recuperación de la demanda de nafta y gasoil, mayores precios de realización en todos los segmentos y la materialización de eficiencias de costos.
• La demanda local de nuestros principales productos refinados (nafta y gasoil) mejoró más de lo esperado, incrementándose 5,5% t/t y 3,6% a/a, pero aún no ha vuelto a los niveles pre-COVID, encontrándose un 5,7% por debajo del 1T19.
• Los precios en el surtidor en dólares continuaron recuperándose con un incremento secuencial en el precio de realización de 10,3%, en promedio para nafta y gasoil, lo que permitió traspasar los incrementos en los costos de los biocombustibles y los impuestos sobre los combustibles, dando lugar también a una recuperación en el margen de la compañía.
• Las eficiencias en los costos estructurales continuaron materializándose gracias al plan de reducción de costos implementado en toda la compañía a lo largo de 2020. El OPEX disminuyó 21,5% a/a con resultados positivos en todos los segmentos de negocio.

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• La actividad en el Upstream se reanudó por completo, alcanzando un nuevo récord en la cantidad de pozos horizontales completados en un trimestre, totalizando 34 entre pozos de petróleo y gas dentro la actividad no convencional, de un total de 48 pozos completados en todos nuestros campos operados.
• La producción de petróleo y gas se expandió 3,3% t/t, incluyendo un aumento de 4,3% en la producción de crudo a 207,7 Kbbld, con un notable incremento de 19,7% en la producción de shale respaldado por nuestro core hub donde la producción alcanzó su récord en marzo con 42,0 Kbbld.
• El flujo de caja libre (FCF) terminó en territorio positivo, lo que nos permitió reducir aún más nuestra deuda neta, que disminuyó en US$324 millones a US$6.752 millones al final del trimestre, o US$888 millones por debajo del 1T20.

2. ANÁLISIS DE RESULTADOS CONSOLIDADOS

Desglose Ingresos Consolidados	1T20	4T20	1T21	A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Gasoil	996	826	921	-7,5%
Nafta	669	494	613	-8,4%
Gas natural como productores (a terceros)	265	225	259	-2,0%
Otros	503	503	552	9,7%
Total Mercado Local	2.433	2.047	2.346	-3,6%
Jet fuel	102	11	24	-76,4%
Granos y harinas	61	78	114	85,1%
Crudo	8	47	6	-28,1%
Petroquímicos y otros	227	86	158	-30,4%
Total Mercado Externo	399	223	302	-24,4%
Total Ingresos	2.832	2.270	2.648	-6,5%

Los ingresos del 1T21, que ascendieron a US$2.648 millones, mostraron una sólida recuperación de manera secuencial, aumentando 16,6%, tanto por mayores ventas locales como por exportaciones, impulsadas por un aumento generalizado en volúmenes y precios. Destacamos los mayores ingresos de gasoil y nafta, aumentando 11,5% y 24,2%, respectivamente, tanto por mayores volúmenes como precios en dólares, ya que los aumentos acumulados en el surtidor más que compensaron los mayores impuestos a los combustibles y la devaluación de la moneda. Además, los precios para gas natural también mejoraron a partir del nuevo Plan GasAR, resultando en un incremento del 15,3% en los ingresos por la venta como productores a terceros en el mercado local.

En comparación al 1T20, los ingresos dismunyeron 6,5% - estando el 1T20 impactado por la pandemia por menos de dos semanas - principalmente por menores precios promedio en dólares, mientras que la demanda de nafta y gasoil aumentó 3,6% a/a en promedio, debido a restricciones de movilidad más flexibles. Vale destacar que la demanda del 1T21 estuvo solamente 5,7% por debajo de los niveles pre-pandemia comparado a 1T19.

Los ingresos de gasoil - 35% de nuestras ventas totales - disminuyeron 7,5% a/a debido a menores precios (-12,5%), compensados parcialmente por mayores volúmenes vendidos (5,2%). Las ventas de nafta - 23% de los ingresos totales - siguieron la misma tendencia y disminuyeron 8,4% por menores precios (-10,3%), compensado parcialmente por mayores volúmenes vendidos (1,4%).

Los ingresos de gas natural como productores vendidos a terceros en el mercado local - 10% de las ventas consolidadas - disminuyeron 2,0% a/a debido a menores volúmenes, a pesar de los mejores precios observados en el 1T21 ya que fue el primer trimestre bajo el nuevo Plan GasAR.

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Otras ventas en el mercado local en el 1T21 aumentaron 9,7% a/a debido principalmente a las mayores ventas de fuel oil, fertilizantes, asfaltos, GLP, lubricantes y nafta virgen, que más que compensaron las menores ventas de jet fuel y crudo.

Los ingresos por exportaciones disminuyeron 24,4% a/a por menores ventas de jet fuel, gas natural, fuel oil, gasoil y nafta virgen, debido a menores volúmenes vendidos en la mayoría de estos productos. Este efecto fue compensado parcialmente por mayores ventas de granos y harinas, y productos petroquímicos.

Desglose Costos Consolidados	1T20	4T20	1T21	A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Depreciaciones	(679)	(430)	(652)	-3,9%
Costo de extracción	(524)	(413)	(411)	-21,5%
Regalías	(184)	(141)	(171)	-7,0%
Costo de refinación	(114)	(113)	(106)	-6,6%
Otros	(328)	(274)	(203)	-37,9%
Total Costos de producción	(1.828)	(1.371)	(1.544)	-15,5%
Importación de combustibles	(97)	(30)	(75)	-23,1%
Compras de crudo a terceros	(238)	(173)	(252)	6,1%
Compras de biocombustibles	(161)	(50)	(108)	-32,6%
Compras de gas natural a terceros	(50)	(40)	(32)	-36,4%
Otros	(171)	(232)	(252)	47,6%
Total Compras	(717)	(526)	(719)	0,3%
Variaciones de Stock	178	(179)	25	-85,9%
Total Costos Operativos	(2.366)	(2.076)	(2.238)	-5,4%
Gastos de comercialización	(225)	(224)	(225)	-0,1%
Gastos de administración	(109)	(135)	(103)	-6,1%
Gastos de exploración	(12)	(10)	(2)	-84,5%
Otros resultados operativos, netos	120	(99)	(3)	N.M
Total Otros Gastos	(225)	(467)	(332)	47,3%
Deterioro de activos	-	822	-	N.M
Total Costos Operativos + Otros Gastos + Deterioro de Activos	(2.592)	(1.721)	(2.570)	-0,8%

Las variaciones de stock incluyen resultados por tenencia de US$63 millones en el 1T20, US$(40) millones en el 4T20 y US$66 millones en el 1T21.

Los costos operativos totales fueron US$2.238 millones, contrayéndose 5,4% a/a, debido a las eficiencias ganadas en gastos operativos, sin considerar las compras, regalías y depreciaciones, gracias al programa de reducción de costos implementado en toda la empresa a lo largo del 2020.

Dentro de los costos de producción, que disminuyeron 15,5% a/a, la reducción del costo de extracción de 21,5% a/a fue influenciada principalmente por eficiencias de costos, compensada parcialmente con el aumento de la actividad de pozos debido a la reanudación gradual de la actividad; las regalías bajaron 7,0% a/a debido a la menor producción; y el costo de transporte, incluido en la categoría "Otros", se contrajo 28,9% a/a principalmente por las menores tarifas debido a la renegociación de contratos con proveedores.

Las depreciaciones disminuyeron 3,9% a/a principalmente debido a la disminución en nuestro programa de CAPEX durante el año pasado, lo que afectó el valor contable de los activos sujetos a depreciación en comparación con el mismo período de 2020.

El costo de refinación cayó 6,6% a/a por menores cargos relacionados con gastos de reparación y mantenimiento, electricidad y otros suministros, gastos de personal, y consumo de materiales y repuestos.

En cuanto a las compras, una categoría altamente relacionada con los niveles de demanda de productos refinados, se mantuvieron estables, incrementándose solamente 0,3% a/a y fueron impulsadas por:

• Una reducción en las importaciones de combustible del 23,1%, principalmente por una disminución del 47,6% para gasoil y 58,0% para jet fuel por menores volúmenes importados, parcialmente compensada por mayores compras de naftas premium (62,5%) debido a mayores volúmenes;

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