Informe YPF 2016

YPF S.A.
Resultados Consolidados
2T 2016

Resultados Consolidados 2T 2016
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INDICE
1. PRINCIPALES HITOS Y MAGNITUDES ECONÓMICAS DEL SEGUNDO TRIMESTRE 2016 ....... 3
2. ANÁLISIS DE RESULTADOS DEL SEGUNDO TRIMESTRE DE 2016 ......................................... 4
3. ANÁLISIS DE RESULTADOS POR NEGOCIO DEL SEGUNDO TRIMESTRE DE 2016 ............... 7
3.1 UPSTREAM....................................................................................................................................................7
3.2 DOWNSTREAM ...........................................................................................................................................10
3.3 ADMINISTRACIÓN CENTRAL Y OTROS........................................................................................................13
3.4 COMPAÑÍAS NO CONTROLADAS................................................................................................................13
4. LIQUIDEZ Y RECURSOS DE CAPITAL........................................................................................13
5. TABLAS Y NOTAS........................................................................................................................15
5.1 ESTADO DE RESULTADOS CONSOLIDADO.....................................................................................................16
5.2 BALANCE GENERAL CONSOLIDADO ..............................................................................................................17
5.3 ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO CONSOLIDADO...........................................................................................18
5.4 INFORMACIÓN CONSOLIDADA SOBRE SEGMENTOS DEL NEGOCIO..............................................................19
5.5 PRINCIPALES MAGNITUDES FINANCIERAS EXPRESADAS EN DOLARES ESTADOUNIDENSES ..........................20
5.6 PRINCIPALES MAGNITUDES FISICAS............................................................................................................21

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El EBITDA del segundo trimestre de 2016 alcanzo los Ps 17,2 MM un 38,6%
superior al segundo trimestre 2015.
EBITDA = Utilidad Operativa + Depreciación de Bienes de Uso + Amortización de Activos Intangibles + Perforaciones Exploratorias Improductivas + Deterioro
del valor de bienes de uso y activos intangibles.
(Cifras expresadas en Miles de Millones de Pesos = Ps MM)
1. PRINCIPALES HITOS Y MAGNITUDES ECONÓMICAS DEL SEGUNDO TRIMESTRE DE 2016
 Los ingresos ordinarios en el segundo trimestre de 2016 ascendieron a Ps 52,8 MM, un 31,9%
superiores al segundo trimestre de 2015.
 La utilidad operativa del presente trimestre alcanzó los Ps 5,3 MM, lo que representa una disminución
del 4,7% respecto del mismo período del año anterior, mientras que el EBITDA fue Ps 17,2 MM, un
38,6% superior al mismo trimestre de 2015.
 El resultado neto del segundo trimestre fue negativo en Ps 0,8 MM, un 132,8% inferior a los Ps 2,3
MM positivos reportados en el segundo trimestre de 2015.
 En el segundo trimestre del año, la producción total de hidrocarburos alcanzó los 574,0 Kbped,
siendo un 0,3% superior a la del mismo periodo 2015. La producción de crudo disminuyó un 2,8%
totalizando 242,9 Kbbld, mientras que la producción de gas natural alcanzó los 44,8 Mm3d siendo un
0,4% inferior a la del mismo periodo 2015. Por su parte la producción de NGL se incrementó un 26%
alcanzando los 49,6 Kbbld.
 En el negocio del Downstream, en el segundo trimestre de 2016, los niveles de procesamiento de las
refinerías alcanzaron el 90,2%, un 5,3% inferior al mismo trimestre del año pasado.
 Las inversiones en bienes de uso en el segundo trimestre del año fueron Ps 14,5 MM, reflejando una
disminución del 1,8% respecto de los Ps 14,8 MM invertidos durante el segundo trimestre del año
2015.
2T 1T 2T Var.% Ene-Jun Ene-Jun Var.%
2015 2016 2016 2T16 / 2T15 2015 2016 2016 /2015
40.003 46.934 52.759 31,9%
IngresosOrdinarios
(Ps M)
75.134 99.693 32,7%
5.578 1.618 5.318 -4,7%
Utilidad operativa
(Ps M)
10.047 6.936 -31,0%
2.298 855 -753 -132,8%
Utilidad neta
(Ps M)
4.407 102 -97,7%
12.395 12.493 17.181 38,6%
EBITDA
(Ps M)
22.604 29.674 31,3%
5,86 2,54 -1,89 -132,2%
Utilidad netapor acción
(Ps /acción)
11,28 0,65 -94,2%
14.758 14.741 14.498 -1,8%
Inversiones
(Ps M)
27.109 29.239 7,9%
(Cifras no auditadas)

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2. ANÁLISIS DE RESULTADOS DEL SEGUNDO TRIMESTRE DE 2016
Los ingresos ordinarios correspondientes al segundo trimestre de 2016 fueron de Ps 52,8 MM, lo que
representa un aumento del 31,9% en comparación con el mismo período de 2015. Dentro de las
principales causas que determinaron la variación en los ingresos de la Sociedad antes mencionados, se
destacan:
 Las ventas de gas oil aumentaron Ps 4,4 MM debido a la combinación de un incremento del
38,5% en el precio promedio obtenido para el mix de gasoil y a una disminución en los
volúmenes comercializados totales del 6,0%;
 Las ventas de naftas aumentaron Ps 3,0 MM gracias a un incremento del 42,5% en el precio
promedio y a una disminución en los volúmenes totales despachados del 4,4%;
 Las ventas como productores de gas natural se incrementaron en Ps 3,3 MM como
consecuencia de un incremento en el precio promedio del 59,0% en pesos, sin presentar
variaciones significativas en los volúmenes comercializados;
 Las ventas totales de fuel oil aumentaron en Ps 0,7 MM debido a un incremento en el precio
de venta medido en pesos del 43,9% y a una disminución en los volúmenes comercializados
del 8,8%;
 Las ventas al mercado externo de harinas, aceites y granos se incrementaron en Ps 0,4 MM,
producto de una disminución del 26% en los volúmenes exportados y de una suba del 77%
en los precios promedio de venta medidos en pesos;
 En el segundo trimestre de 2015 se habían devengado Ps 0,6 MM correspondientes al
Programa de Estímulo a la Producción de Crudo vigente en ese momento.
El costo de ventas en el segundo trimestre de 2016 fue de Ps 42,8 MM, un 40,6% superior al del
segundo trimestre de 2015, incluyendo incrementos en los costos de producción del 49,9% y en las
compras del 40,3%. En cuanto a las principales causas de la variación, se destacan:
a) Costos de producción
 Incrementos en las depreciaciones de bienes de uso en aproximadamente Ps 4,6 MM, lo
que representa un aumento del 73%, debido fundamentalmente a las mayores inversiones
en activos y a la apreciación de los mismos entre ambos periodos teniendo en cuenta su
valuación en dólares históricos según la moneda funcional de la compañía;
 Incremento en los conceptos relacionados al costo de extracción (“lifting cost”) por
aproximadamente Ps 2,0 MM, considerando un incremento del indicador unitario, medido
en pesos, del 26,8%;
 Incremento de los conceptos vinculados al costo de refinación por aproximadamente Ps
0,8 MM, teniendo en cuenta principalmente un aumento del indicador unitario, medido en
pesos, de un 67%;
 Mayores regalías por Ps 1,0 MM. De este aumento, Ps 0,6 MM corresponden a mayores
regalías sobre la producción de petróleo crudo y Ps 0,4 MM a mayores regalías sobre la
producción de gas natural;

5
 Mayores costos de transporte por Ps 0,5 MM, principalmente debido a los incrementos en
las tarifas producidos durante 2016.
b) Compras
 Mayores compras netas de biocombustibles (FAME y bioetanol) por Ps 1,4 MM con
mayores precios para ambos productos, mientras que los volúmenes comprados de FAME
se incrementaron en un 5% y los de bioetanol en un 1%;
 Mayores compras de granos a través de la modalidad de Canje en el segmento de ventas
al Agro, por Ps 0,7 MM, debido a los mayores precios en pesos parcialmente
compensados por menores volumenes;
 Incremento de las compras de petróleo crudo a terceros de aproximadamente Ps 0,4 MM,
debido a una suba en el precio de compra en pesos del 32,1% y a una disminución de los
volúmenes adquiridos del 14,6%;
 Menores importaciones de gas oil y jet fuel por un valor neto de $ 46 millones, habiéndose
importado mayores volúmenes de jet fuel y menores de gas oil a mayores precios en
pesos.
Los gastos de administración correspondientes al segundo trimestre de 2016 ascendieron a Ps 1,8 MM,
presentando un aumento del 35,0% frente a los registrados durante el mismo período del año anterior,
fundamentalmente debido a incrementos en los gastos de personal y a mayores costos en
contrataciones de servicios informáticos.
Los gastos de comercialización en el segundo trimestre de 2016 ascendieron a Ps 3,7 MM, presentando
un incremento del 28,2%. Se registraron mayores cargos por transporte de productos, vinculados
principalmente al incremento en las tarifas de transporte de combustibles en el mercado interno, así
como también incrementos en los gastos de personal y en los cargos por depreciaciones de bienes de
uso y por contrataciones de servicios.
Los gastos de exploración ascendieron a Ps 0,7 MM, resultando superiores a los registrados en el
segundo trimestre de 2015, los cuales habían ascendido a Ps 0,4 MM.
Los otros resultados operativos, netos, resultaron positivos en Ps 1,6 MM en el segundo trimestre de
2016, mientras que en el mismo período de 2015 habían sido positivos en Ps 0,7 MM. En el presente
trimestre, este rubro incluye el resultado neto positivo de Ps 1,5 MM generado por el proceso de
desconsolidación del grupo de entidades de Maxus Energy Corporation. A su vez, en el segundo
trimestre 2015 se había registrado la asistencia económica transitoria de Ps 0,4 MM devengada por
nuestra compañía controlada MetroGAS S.A. en el segundo trimestre de 2015, la cual se encontraba
vigente en aquel momento.
Los resultados financieros correspondientes al segundo trimestre del año 2016 fueron negativos en
Ps 4,7 MM, en comparación con los Ps 0,9 MM negativos correspondientes al mismo período del año
2015. En este orden, se registró una menor diferencia de cambio positiva por Ps 1,2 MM sobre los
pasivos monetarios netos en pesos, generada por la menor depreciación del peso observada durante

6
el segundo trimestre del año 2016 respecto al mismo período de 2015. A su vez se registraron
mayores intereses negativos netos por Ps 2,1 MM producto de un mayor endeudamiento promedio y
mayores tasas de interés.
El cargo por impuesto a las ganancias en el segundo trimestre del año 2016 alcanzó los Ps 1,6 MM,
incluyendo una reestimación de la tasa efectiva de impuesto utilizada en el primer trimestre por Ps 0,8
MM. El cargo correspondiente al segundo trimestre del año 2015 había sido de Ps 2,4 MM. Esta
diferencia tiene su origen principalmente en un menor cargo por impuesto diferido por Ps 0,9 MM,
compensado parcialmente por un mayor monto de impuesto corriente por $ 45 millones.
El Resultado neto del período fue negativo en Ps 0,8 MM, un 132,8% inferior a la del mismo período del
año 2015.
Las inversiones totales en bienes de uso del trimestre alcanzaron los Ps 14,5 MM siendo superiores en
un 1,8% respecto a las inversiones en bienes de uso realizadas durante el segundo trimestre de 2015.

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3. ANÁLISIS DE RESULTADOS POR NEGOCIO DEL SEGUNDO TRIMESTRE DE 2016
3.1 UPSTREAM
La utilidad operativa del Upstream ascendió a Ps 1,7 MM, un 32,3% inferior a la del 2T 2015.
En el segundo trimestre de 2016, las ventas del segmento crecieron un 42,3% en relación al mismo
periodo de 2015. Este incremento se produce gracias a los siguientes factores:
 Las ventas de petróleo crudo se incrementaron en Ps 5,4 MM (+40,8%) debido a un aumento del
precio de transferencia entre el segmento de Upstream y el segmento de Downstream medido en
pesos del 40,5%, mientras que los volúmenes transferidos entre segmentos se incrementaron un
3,1%;
 Las ventas como productores de gas natural a terceros se incrementaron en Ps 3,3 MM (+59,8%)
debido a un incremento del precio promedio de venta a terceros medido en pesos del 59,0%,
mientras que el volumen comercializado reportó un incremento de 0,5%;
 En el segundo trimestre de 2015 se habían devengado Ps 0,6 MM correspondientes al Programa
de Estímulo a la Producción de Crudo vigente en ese momento.
2015 2016 2016 2T16 / 2T15 2015 2016 2016 /2015
2.534 4.441 1.716 -32,3%
Utilidad operativa
(Ps M)
4.794 6.157 28,4%
19.557 29.330 27.839 42,3%
Ventasnetas
(Ps M)
38.132 57.169 49,9%
250,0 249,0 242,9 -2,8%
Producción crudo
(Kbbld)
248,5 245,9 -1,1%
39,3 56,3 49,6 26,0%
Producción NGL
(Kbbld)
49,6 52,9 6,8%
45,0 44,0 44,8 -0,4%
Producción gas
(Mm3d)
44,3 44,4 0,3%
572,1 582,3 574,0 0,3%
Producción total
(Kbped)
576,5 578,1 0,3%
387 454 738 90,7%
Gastosde exploración
(Ps M)
578 1.192 106,2%
12.409 12.255 11.409 -8,1%
Inversiones
(Ps M)
23.110 23.664 2,4%
5.633 9.096 9.734 72,8%
Amortizaciones
(Ps M)
10.421 18.830 80,7%
Precios de Realización
69,1 61,9 60,7 -12,3%
Crudo mercado local Promedio período
(USD/bbl)
69,0 61,3 -11,1%
4,50 4,71 4,74 5,2%
Precio promedio gas
(USD/Mmbtu)
4,52 4,73 4,7%

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El precio de realización promedio del crudo expresado en dólares en el mercado local en el segundo
trimestre del año 2016 disminuyó un 12,3% hasta los 60,7 USD/bbl. En cuanto al gas natural, el precio
de realización promedio fue de 4,74 USD/Mmbtu, un 5,2% superior al del mismo trimestre de 2015.
Durante el segundo trimestre del año la producción total de hidrocarburos alcanzó los 574,0 Kbped,
siendo un 0,3% superior a la del mismo periodo 2015. La producción de crudo disminuyó un 2,8%
totalizando 242,9 Kbbld, mientras que la producción de gas natural alcanzó los 44,8 Mm3d siendo un
0,4% inferior a la del mismo periodo 2015. Por su parte la producción de NGL se incrementó un 26%
alcanzando los 49,6 Kbbld. Cabe destacar que durante el trimestre se registraron paros y movilizaciones
gremiales que afectaron la actividad. En el supuesto caso de no haber ocurrido dichas contingencias, la
producción total en el trimestre hubiera estado en línea con la del primer trimestre del año.
Respecto de la actividad de desarrollo, en el segundo trimestre del año se han puesto en producción un
total de 175 pozos nuevos, incluyendo los pozos de no convencional y tight mencionados
posteriormente, y que sumados a los del primer trimestre de este año, acumulan un total de 358 nuevos
pozos.
Durante el segundo trimestre de 2016, en las áreas no convencionales se han producido un total de 51,6
Kbped de hidrocarburos, compuestos por 27,5 Kbbld de crudo, 10,6 Kbbld de NGL y 2,1 Mm3d de gas
natural, de los cuales YPF consolida aproximadamente el 50%. En cuanto a la actividad de desarrollo de
no convencional, se han puesto en producción 22 pozos con objetivo Vaca Muerta, alcanzando un total,
al cierre del segundo trimestre 2016, de aproximadamente 503 pozos, contando con un total de 11
equipos activos de perforación y 10 de workover.
En cuanto a la actividad en tight gas: (i) en el proyecto con el objetivo de desarrollar la formación Lajas,
durante el segundo trimestre de 2016, se pusieron en producción 16 pozos y la producción promedio de
gas natural fue de 5,02 Mm3d, (ii) en el proyecto con el objetivo de desarrollar la formación Mulichinco
en el área de Rincón del Mangrullo se alcanzó una producción de gas natural de 2,0 Mm3d neta para
YPF (se pusieron en producción 4 pozos), y, (iii) en el proyecto Estación Fernández Oro la producción
del trimestre alcanzó los 2,1 Mm3d.Es importante mencionar que durante el trimestre se pusieron en
marcha los nuevos sistemas de compresión en las áreas de Rincón del Mangrullo y Estación Fernández
Oro permitiendo un incremento de producción con respecto al primer trimestre del año de 36,8% y
11,7% respectivamente.
En materia de los costos totales de producción se observó en el segundo trimestre de 2016 un
incremento del 52,7%, alcanzando los Ps 25,4 MM. Se destacan dentro de esta variación:
 Incremento en las depreciaciones de bienes de uso por aproximadamente Ps 4,1 MM;
 Incremento en los conceptos relacionados al costo de extracción (lifting cost) por
aproximadamente Ps 2,0 MM, considerando un incremento del indicador unitario, medido en
pesos, del 26,8%;
 Mayores regalías por Ps 1,0 MM. De este aumento, Ps 0,6 MM corresponden a mayores regalías
sobre la producción de petróleo crudo y Ps 0,4 MM a mayores regalías sobre la producción de gas
natural;

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 Mayores costos de transporte por Ps 0,2 MM, principalmente debido a los incrementos en las
tarifas producidos durante 2016.
Los gastos de exploración ascendieron a Ps 0,7 MM, resultando superiores a los registrados en el
segundo trimestre de 2015, los cuales ascendieron a Ps 0,4 MM. Por una parte, se realizaron mayores
erogaciones por gastos de estudios geológicos y geofísicos, con un incremento de $ 88 millones,
principalmente por estudios de relevamiento sísmico en áreas de las provincias de Santa Cruz y Chubut.
A su vez, se registraron mayores resultados negativos provenientes de perforaciones exploratorias
improductivas en el presente trimestre de 2016 versus similar período del año 2015 por un monto
diferencial de Ps 0,2 MM.
Se destaca que, durante el presente trimestre en comparación al segundo trimestre de 2015, los
costos erogables unitarios en dólares disminuyeron un 17,2%, de 24,8 USD/bpe en el 2T 2015 a 20,6
USD/bpe en el 2T 2016 (incluyendo tributos por 7,1 USD/bpe y 5,9 USD/bpe respectivamente). Por
su parte el lifting cost promedio consolidado para la sociedad fue de 12,2 USD/bpe, un 20,1% inferior
a los 15,3 USD/Bpe del 2T 2015.
Inversiones
Las inversiones en Upstream totalizaron Ps 11,4 MM en el segundo trimestre de 2016, siendo estas
inferiores a los Ps 12,4 MM del mismo período de 2015 en un 8,1%.
En relación a las inversiones mencionadas, cabe destacar que el 76% fueron destinadas a perforación y
Workover, el 18% a instalaciones, y el 6% restante a exploración y otras actividades de Upstream.
En la cuenca Neuquina la actividad del segundo trimestre de 2016 estuvo enfocada principalmente en el
desarrollo de los bloques Loma Campana, Aguada Toledo - Sierra Barrosa (Lajas), Rincón del
Mangrullo, El Orejano, La Amarga Chica , Loma La Lata (Sierras Blancas) Chachahuen y Cañadón
Amarillo. Continúa la actividad de desarrollo en la Cuenca Cuyana, principalmente en los bloques
Barrancas, La Ventana, Vizcacheras, Puesto Molina y Cerro Fortunoso, mientras que en el Golfo San
Jorge, la mayor actividad estuvo centrada en Cañadón de la Escondida, El Guadal, Cañadón Yatel,
Barranca Baya, Los Perales, dentro de la provincia de Santa Cruz y Manantiales Behr y El Trébol -
Escalante en la provincia de Chubut.
En lo que concierne a la actividad exploratoria, el segundo trimestre del 2016 cubrió las cuencas
Neuquina y Golfo San Jorge. En la Cuenca Neuquina se registró actividad exploratoria a objetivos
convencionales y no convencionales. La actividad exploratoria convencional se enfocó en los bloques
Señal Picada - Punta Barda, Bajo del Piche, Cajón de los Caballos y Chachahuen. La actividad
exploratoria no convencional estuvo asociada al bloque Narambuena. En la Cuenca Golfo San Jorge la
actividad se concentró en la evaluación de objetivos profundos en el flanco oeste en Los Perales y en el
flanco norte en el bloque Manantiales Behr.
Durante el segundo trimestre del año se han finalizado 6 pozos exploratorios.

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3.2 DOWNSTREAM
(*) No incluye las ventas de fertilizantes.
(**) Incluye Ingresos Brutos y neto de bonificaciones, comisiones y otros impuestos
El segmento del Downstream en el segundo trimestre de este año registró una utilidad operativa de Ps
3,4 MM, un 11,2% inferior a la utilidad reportada en el 2T 2015.
Las ventas netas crecieron un 33,6% en relación al segundo trimestre del año 2015, destacándose:
 Las ventas de gas oil aumentaron Ps 4,4 MM debido a la combinación de un incremento del
38,5% en el precio promedio obtenido para el mix de gasoil y a una disminución en los
volúmenes comercializados totales del 6,0%, destacándose sin embargo un incremento del
7,0% en los volúmenes vendidos de Eurodiesel (gas oil Premium);
 Las ventas de naftas aumentaron Ps 3,0 MM gracias a un incremento del 42,5% en el precio
promedio y a una disminución en los volúmenes totales despachados del 4,4%;
2015 2016 2016 2T16 / 2T15 2015 2016 2016 /2015
3.865 -794 3.432 -11,2%
Utilidad operativa
(Ps M)
5.359 2.638 -50,8%
35.721 40.933 47.715 33,6%
Ventasnetas
(Ps M)
68.028 88.648 30,3%
4.399 4.035 4.126 -6,2%
Ventasde productosrefinadosmercado interno
(Km3)
4.104 8.163 98,9%
316 493 275 -13,0%
Exportación productosrefinados
(Km3)
449 767 70,8%
225 188 207 -8,0%
Ventasde productosquímicosmercado interno (*)
(Ktn)
179 395 120,7%
86 27 42 -51,2%
Exportacion de productosquímicos
(Ktn)
69 69 0,0%
305 294 288 -5,3%
Crudo procesado
(Kbped)
302 291 -3,6%
95% 92% 90% -5,3%
Utilización de lasrefinerías
(%)
95% 91% -3,6%
2.008 2.091 2.776 38,2%
Inversiones
(Ps M)
3.444 4.867 41,3%
778 1.290 1.333 71,3%
Amortizaciones
(Ps M)
1.471 2.623 78,3%
756 564 676 -10,7%
Precio neto promedio de lasnaftasen el mercado interno
(**)
(USD/m3)
752 616 -18,1%
759 559 661 -13,0%
Precio neto promedio del gasoil en el mercado interno
(**)
(USD/m3)
757 612 -19,1%

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 Las ventas de fuel oil en el mercado local se incrementaron en Ps 0,7 MM debido a un
incremento del 55,9% en el precio de venta lo que compensó una disminución de los
volúmenes comercializados del 11,6%;
 En cuanto a las ventas de productos petroquímicos en el mercado local, se registraron mayores
ingresos por Ps 51 millones, debido a un incremento del 14,1% en el precio de venta medido
en pesos compensando así un disminución del 7,5% en los volúmenes comercializados;
 Por su parte cabe destacar que las exportaciones de productos han reportado un incremento
de Ps 0,5 MM, o un 14,4%, debido fundamentalmente a los mejores precios medidos en pesos
producto de la mayor depreciación del peso observada en el presente trimestre compensando
así los menores volúmenes exportados. Se destacan en el trimestre las exportaciones de
harinas, aceites y granos por un monto total de Ps 1,7 MM fruto de un aumento del 77,2% en
los precios promedio de venta medidos en pesos, compensando así la baja de 25,6% en los
volúmenes exportados.
En el segundo trimestre de 2016 los costos y gastos operativos se incrementaron un 39,0%, o Ps 12,4
MM, en relación al mismo periodo del año anterior. Se destacan:
 Mayores costos en las compras de petróleo crudo, a terceros y al segmento de Upstream, con
un aumento neto de Ps 6,2 MM, el cual se encuentra principalmente motivado por el incremento
en el precio del petróleo crudo comprado, expresado en pesos, y considerando que no hubo
variaciones significativas en los volúmenes comprados. El precio promedio de compra de
petróleo crudo al segmento de Upstream, medido en pesos, se incrementó un 40,5% mientras
que, de manera similar, el precio de compra a otros productores de petróleo crudo se
incrementó aproximadamente un 32,1%, esto debido a que los menores volúmenes adquiridos
a terceros corresponden exclusivamente a crudos livianos, que tienen un mayor valor;
 Mayores compras netas de biocombustibles (FAME y bioetanol) por Ps 1,4 MM con mayores
precios para ambos productos, mientras que los volúmenes comprados de FAME se
incrementaron en un 5% y los de bioetanol en un 1%;
 Mayor recepción de granos a través de la modalidad de Canje en el segmento de ventas al
Agro, por Ps 0,7 MM, las cuales se registran contablemente como compras.
 Menores importaciones de gas oil y jet fuel por un valor neto de Ps 46 millones, habiéndose
importado mayores volúmenes de jet fuel y menores de gas oil, ambos a mayores precios.
 En relación a los costos de producción, se observa durante el segundo trimestre de 2016 un
incremento de los conceptos vinculados al costo de refinación por aproximadamente Ps 0,8
MM, los cuales están fundamentalmente motivados por la evolución de costos de la economía,
los mayores cargos por consumo de materiales, repuestos, electricidad y otros suministros y
combustibles, incluyendo los paros programados de planta. Como consecuencia de esto, y
considerando asimismo que el nivel de procesamiento en refinerías fue un 5,3% menor, el
costo de refinación unitario aumentó en el segundo trimestre de 2016 en aproximadamente un
67% en comparación con el mismo trimestre del año 2015;
 Mayores depreciaciones de bienes de uso por aproximadamente Ps 0,6 MM;
 Se registraron mayores gastos de comercialización por Ps 0,8 MM. Las principales causas que
motivaron este aumento son los mayores cargos por transporte de productos, vinculados

12
principalmente al incremento en las tarifas de transporte de combustibles en el mercado
interno, así como el incremento de las depreciaciones de activos vinculados al uso comercial.
El volumen de crudo procesado en el trimestre fue de 288 Kbbld, un 5,3% inferior al del segundo
trimestre del 2015, principalmente por las paradas programadas de diferentes unidades en nuestras
Refinerías de La Plata y Plaza Huincul, entre los meses de marzo y junio del presente año.
Inversiones
Las inversiones de Downstream del segundo trimestre del 2016 alcanzaron los Ps 2,8 MM, superando
en un 38,2% a las del mismo período del 2015.
En el ejercicio, se destacó el avance en la obra de construcción del nuevo Coque que alcanzó un
avance físico general equivalente al 99,11 % y se estima entrará en producción en el segundo semestre
de 2016. Asimismo continúa el avance en la ejecución del revamping de Topping III en Mendoza y sigue
la ejecución de proyectos de mejora en instalaciones logísticas y desempeño en aspectos de seguridad
y medio ambiente.

13
3.3 ADMINISTRACION CENTRAL Y OTROS
Este segmento de negocio incluye fundamentalmente los gastos de funcionamiento de la corporación y
las demás actividades no imputadas a los negocios previamente mencionados.
La utilidad operativa de la corporación en el segundo trimestre del año ascendió a Ps 0,6 MM en
comparación con la pérdida operativa de Ps 0,5 MM del mismo periodo del año anterior. Esta variación
se debe principalmente al resultado neto de Ps 1,5 MM producido por la desconsolidación del grupo de
entidades Maxus Energy Corporation, como consecuencia de la presentación de la misma bajo el
Capítulo 11 de la Ley de Quiebras de los Estados Unidos, por la cual YPF ha dejado de tener la
capacidad de decisión sobre dichas entidades para influir significativamente en sus operaciones y
resultados.
Por su parte, los ajustes de consolidación, que corresponden a la eliminación de los resultados entre los
distintos segmentos de negocios que no han trascendido a terceros, tuvieron un importe negativo de Ps
0,4 MM en el segundo trimestre de 2016, afectados principalmente por la ampliación de la brecha entre
los precios de transferencia entre negocios y el costo de reposición de los bienes de cambio de la
Sociedad. Estos ajustes habían tenido una magnitud negativa de Ps 0,3 MM en el segundo trimestre de
2015, debido a que la brecha de precios recién mencionada se había comportado de manera similar.
3.4 COMPAÑÍAS NO CONTROLADAS
El resultado de las compañías no controladas en el segundo trimestre del año mostró un resultado
positivo de Ps 166 millones, habiendo sido el resultado obtenido en el segundo trimestre del año
anterior positivo en Ps 54 millones. Dicha variación surge principalmente por los mejores resultados
obtenidos por Compañía Mega, Refinor y Profertil.
4. LIQUIDEZ Y RECURSOS DE CAPITAL
Durante el segundo trimestre del año 2016, la generación de caja operativa alcanzó los Ps 6,6 MM, un
33,9% menor a la del mismo período del año anterior. Esta disminución de Ps 3,4 MM se produjo pese a
un aumento del EBITDA de Ps 4,8 MM, debido a un aumento en el capital de trabajo en el trimestre y a
que en el mismo periodo de 2015 se terminó de cobrar el seguro por pérdida de beneficios por Ps 1,7
MM correspondiente al siniestro en la Refinería La Plata. Los principales rubros que contribuyen al
aumento del capital de trabajo fueron el devengamiento de ingresos pendientes de cobro, entre ellos, los
derivados del programa de estímulo a la inyección excedente de gas natural y a las ventas de gas a
distribuidoras.
El flujo de efectivo de las actividades de inversión alcanzó un total de Ps 14,4 MM durante el
segundo trimestre del año 2016, y fue un 6,6% inferior al del mismo período del año anterior. Las
inversiones en activos fijos e intangibles fueron superiores en un 0,4% a las del mismo período del
año anterior.

14
La generación de recursos previamente explicada, sumada a la disminución neta de fondos de Ps 2,3
MM provenientes de las actividades de financiación, deviene en una posición de efectivo y
equivalentes de Ps 15,9 MM de pesos al 30 de junio de 2016. En el presente trimestre se destacan la
emisión de dos nuevas series de Obligaciones Negociables en el mercado local por un total de Ps 0,5
MM y US$ 46 millones. De este modo, la deuda total expresada en dólares alcanzó los USD 9,3 MM, y
la deuda neta los USD 8,2 MM, con una ratio Deuda neta/EBITDA(1) de 1,76x.
El costo promedio de la deuda nominada en pesos al cierre del segundo trimestre de 2016 fue de
30,89%, mientras que el costo promedio de la deuda nominada en dólares fue de 7,80%.
A continuación se detallan las emisiones de Obligaciones Negociables de YPF realizadas durante el
segundo trimestre y con posterioridad al mismo:
(1) Deuda Neta: 8.218 MUSD / EBITDA LTM: 4.674 MUSD = 1.76x
ON Monto Tasa de interés Vencimiento
Clase XLVIII USD 45,8 M 8,250% 48 meses
Clase XLIX Ps 534,9 M BADLAR + 6,00% 48 meses
Clase L (3T 2016) USD 750 M BADLAR + 4,0% 48 meses

15
5. TABLAS Y NOTAS
Resultados 2° TRIMESTRE 2016

16
5.1 ESTADO DE RESULTADOS CONSOLIDADO
YPF S.A. Y SOCIEDADES CONTROLADAS
(Cifras no auditadas expresadas en millones de pesos)
Nota: Datos según Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF).
(*) EBITDA = Utilidad Operativa + Depreciación de bienes de uso + Amortización de activos intangibles + Perforaciones exploratorias
improductivas
2015 2016 2016 2T16 / 2T15 2015 2016 2016 / 2015
40.003 46.934 52.759 31,9% Ingresos Ordinarios 75.134 99.693 32,7%
(30.456) (40.131) (42.819) 40,6% Costos de Ventas (56.961) (82.950) 45,6%
9.547 6.803 9.940 4,1% Utilidad bruta 18.173 16.743 -7,9%
(2.886) (3.045) (3.699) 28,2% Gastos de comercialización (5.478) (6.744) 23,1%
(1.358) (1.486) (1.833) 35,0% Gastos de administración (2.556) (3.319) 29,9%
(387) (454) (738) 90,7% Gastos de exploración (578) (1.192) 106,2%
662 (200) 1.648 148,9% Otros resultados operativos, netos 486 1.448 197,9%
5.578 1.618 5.318 -4,7% Utilidad operativa 10.047 6.936 -31,0%
54 97 166 207,4% Resultado de las inversiones en sociedades 16 263 1543,8%
(923) 4.018 (4.660) -404,9% Resultados financieros netos: (1.308) (642) 50,9%
4.709 5.733 824 -82,5% Utilidad netaantesde imp. alasganancias 8.755 6.557 -25,1%
(2.411) (4.878) (1.577) -34,6% Impuesto a las ganancias (4.348) (6.455) 48,5%
2.298 855 (753) -132,8% Utilidad netadel período 4.407 102 -97,7%
1 (141) (10) Utilidad neta atribuible al interes no controlante (17) (151)
2.297 996 (743) -132,3% Utilidad neta del período atribuible al accionista de la controlante 4.424 253 -94,3%
5,86 2,54 (1,89) -132,2% Utilidad netapor acción básico y diluida 11,28 0,65 -94,2%
-
2.592 15.407 4.309 66,2% Otros Resultados integrales 5.023 19.716 292,5%
4.890 16.262 3.556 -27,3% Resultado integral total del periodo 9.430 19.818 110,2%
12.395 12.493 17.181 38,6% EBITDA (*) 22.604 29.674 31,3%

17
5.2 BALANCE GENERAL CONSOLIDADO
31/12/2015 30/06/2016
Activo No Corriente
Activos intangibles 7.279 8.471
Bienes de uso 270.905 316.356
Inversiones en sociedades 4.372 4.857
Activos por impuesto diferido 954 893
Otros créditos y anticipos 2.501 2.206
Créditos por ventas 469 297
Total del activo no corriente 286.480 333.080
Activo Corriente
Bienes de cambio 19.258 22.225
Otros créditos y anticipos 19.413 14.447
Créditos por ventas 22.111 37.883
Inversiones en Activos Financieros 804 150
Efectivo y equivalentes de efectivo 15.387 15.893
Total del activo corriente 76.973 90.598
Total del activo 363.453 423.678
Patrimonio Neto
Aportes de los propietarios 10.349 10.352
Reservas y resultados no asignados 110.064 129.144
Interés no controlante 48 (103)
Total Patrimonio Neto 120.461 139.393
Pasivo No Corriente
Provisiones 39.623 41.821
Pasivos por impuesto diferido 44.812 50.970
Otras cargas fiscales 207 162
Préstamos 77.934 105.262
Cuentas por pagar 625 698
Total del pasivo no corriente 163.201 198.913
Pasivo Corriente
Provisiones 2.009 1.706
Impuesto a las ganancias a pagar 1.487 216
Otras cargas fiscales 6.047 5.643
Remuneraciones y cargas sociales 2.452 2.393
Prestamos 27.817 33.822
Cuentas por pagar 39.979 40.703
Dividendos a pagar - 889
Total del pasivo corriente 79.791 85.372
Total del pasivo 242.992 284.285
Total del Pasivo y Patrimonio Neto 363.453 423.678

18
5.3 ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO CONSOLIDADO
2T 1T 2T Ene-Jun Ene-Jun
2015 2016 2016 2015 2016
Flujosde Efectivo de lasoperaciones
2.298 855 (753) Utilidad neta consolidado del período 4.407 102
(54) (97) (166) Resultados de las inversiones en sociedades (16) (263)
6.502 10.534 11.225 Depreciación de bienes de uso 12.066 21.759
91 153 170 Amortización de activos intangibles 160 323
847 1.183 1.422
Consumo de materiales y bajas de bienes de uso y activos intangibles
netas de provisiones
1.439 2.605
2.411 4.878 1.577 Cargo por impuesto a las ganancias 4.348 6.455
662 1.092 1.411 Aumento neto de provisiones 1.565 2.503
1.117 (4.666) 3.966 Efecto de las variaciones de los tipos de cambio, intereses y otros 1.602 (700)
26 40 17 Plan de beneficios en acciones 53 57
(12) - - Seguros devengados (523) -
- - (1.528) Resultado por desconsolidación de sociedades - (1.528)
Cambiosen activosy pasivos:
(1.891) (7.966) (6.922) Créditos por ventas (1.503) (14.888)
(2.547) 4.518 217 Otros creditos y anticipos (3.095) 4.735
499 1.089 (1.208) Bienes de cambio 765 (119)
996 878 (2.498) Cuentas por pagar 2.011 (1.620)
538 (760) 311 Otras cargas fiscales 1.649 (449)
206 (419) 368 Remuneraciones y cargas sociales (273) (51)
(507) (354) (594) Disminución de provisiones incluidas en el pasivo por pago/utilización (900) (948)
29 - 420 Dividendos cobrados 179 420
1.673 607 - Cobro de seguros por perdida de beneficio 1.673 607
(2.882) (740) (821) Pagos de impuesto a las ganancias (3.674) (1.561)
10.002 10.825 6.614 Flujosde Efectivo de lasOperaciones 21.933 17.439
Flujosde Efectivo de lasActividadesde Inversión
Pagospor inversiones:
(15.239) (17.303) (15.299) Adquisiciones de bienes de uso y activos intangibles (30.867) (32.602)
(161) - - Aportes y adquisiciones en inversiones en sociedades y UTEs (163) -
- (13) 923 Inversiones en activos financieros - 910
- 355 - Cobro de seguros por daño material - 355
(15.400) (16.961) (14.376) Flujosde Efectivo de lasActividadesde Inversión (31.030) (31.337)
Flujosde Efectivo de lasActividadesde Financiación
(7.340) (17.179) (16.775) Pago de préstamos (11.972) (33.954)
(1.766) (3.515) (3.378) Pago de intereses (3.145) (6.893)
17.443 36.603 17.863 Préstamos obtenidos 28.227 54.466
(45) - (55) Recompra de acciones propias en cartera (45) (55)
- 50 - Aportes de interés no controlante - 50
8.292 15.959 (2.345) Flujosde Efectivo de lasActividadesde Financiación 13.065 13.614
305 953 (15)
Efecto de lasvariacionesde lostiposde cambio sobre el efectivo y
equivalentes
512 938
- - (148) Desconsolidación de subsidiarias - (148)
3.199 10.776 (10.270) (Disminución)aumento neto del efectivo y equivalentes 4.480 506
11.039 15.387 26.163 Efectivo y equivalentes al inicio del ejercicio 9.758 15.387
14.238 26.163 15.893 Efectivo y equivalentes al cierre del período 14.238 15.893
3.199 10.776 (10.270) (Disminución)aumento neto del efectivo y equivalentes 4.480 506
COMPONENTES DEL EFECTIVOY EQUIVALENTES AL CIERREDEL PERIODO
9.382 22.927 6.898 Caja y Bancos 9.382 6.898
4.856 3.236 8.995 Otros Activos Financieros 4.856 8.995
14.238 26.163 15.893 TOTAL EFECTIVOY EQUIVALENTES AL CIERREDEL PERIODO 14.238 15.893

19
5.4 INFORMACIÓN CONSOLIDADA SOBRE SEGMENTOS DE NEGOCIO
Ingresos por ventas 4.625 47.415 719 - 52.759
Ingresos intersegmentos 23.214 300 1.613 -25.127 -
Ingresos ordinarios 27.839 47.715 2.332 -25.127 52.759
Utilidad operativa 1.716 3.432 605 -435 5.318
Resultado de inversiones en sociedades 0 166 - - 166
Depreciacion de bienes de uso 9.734 1.333 158 - 11.225
Deterioro del valor de bienes de uso y activos intangibles 0 - - - 0
Inversión de bienes de uso 11.394 2.776 313 0 14.483
Activos 249.892 149.207 27.326 -2.747 423.678
Ingresos por ventas 4.365 35.376 262 - 40.003
Ingresos intersegmentos 15.192 345 1.423 -16.960 -
Ingresos ordinarios 19.557 35.721 1.685 -16.960 40.003
Utilidad operativa 2.534 3.865 -513 -308 5.578
Resultado de inversiones en sociedades -4 58 - - 54
Depreciacion de bienes de uso 5.633 778 91 - 6.502
Inversión de bienes de uso 12.352 2.008 341 - 14.701
Activos 143.555 77.354 22.039 -1.673 241.275
2T 2016 Upstream Downstream
Administacion
Central y Otros
Ajustes de
Consolidación
Total
2T 2015 Upstream Downstream Administacion
Central y Otros
Ajustes de
Consolidación
Total

20
5.5 PRINCIPALES MAGNITUDES FINANCIERAS EXPRESADAS EN DOLARES ESTADOUNIDENSES
NOTA: El cálculo de las magintudes financieras expresadas en dólares estadounidenses es derivado del cálculo de los resultados
expresados en pesos argentinos divido el tipo de cambio promedio de cada periodo. Los periodos acumulados corresponden a la
suma de los resultados trimestales.
2015 2016 2016 Var 2015 2016 Var
2T 1T 2T 2T 16 / 2T 15 Ene - Jun Ene - Jun 2016 / 2015
ESTADO DE RESULTADOS
Ingresos Ordinarios 4.493 3.251 3.720 -17,2% 8.559 6.971 -18,5%
Costos de Ventas -3.421 -2.780 -3.019 -11,7% -6.488 -5.799 -10,6%
Utilidad bruta 1.072 471 701 -34,6% 2.071 1.172 -43,4%
Gastos de comercialización -324 -211 -261 -19,5% -624 -472 -24,4%
Gastos de administración -153 -103 -129 -15,3% -291 -232 -20,3%
Gastos de exploración -43 -31 -52 19,7% -66 -83 27,3%
Otros gastos 74 -14 116 56,3% 54 102 89,6%
Utilidad operativa 627 112 375 -40,1% 1.144 487 -57,4%
730 730 792 8,4% 1.374 1.521 10,7%
Amortizacion de activos intangibles 10 11 12 17,3% 18 23 24,1%
Perforaciones exploratorias improductivas 25 13 33 31,2% 38 46 22,6%
EBITDA 1.392 865 1.212 -13,0% 2.574 2.077 -19,3%
UPSTREAM
Ventas netas 2.197 2.032 1.963 -10,6% 4.346 3.995 -8,1%
Utilidad operativa 285 308 121 -57,5% 546 429 -21,5%
Amortizaciones 633 630 686 8,5% 1.187 1.316 10,9%
Inversiones 1.394 849 805 -42,3% 2.632 1.653 -37,2%
DOWNSTREAM
Ventas netas 4.012 2.835 3.365 -16,1% 7.751 6.200 -20,0%
Utilidad operativa 434 -55 242 -44,3% 607 187 -69,2%
Amortizaciones 87 89 94 7,6% 168 183 9,4%
Inversiones 226 145 196 -13,2% 392 341 -13,1%
ADMINISTRACIÓN CENTRAL Y OTROS
Utilidad operativa -58 -36 6 -109,7% -121 -31 -74,5%
Inversiones 38 27 22 -42,4% 63 49 -21,6%
AJUSTES DE CONSOLIDACIÓN
Utilidad operativa -35 -104 -137 295,0% 112 -241 -315,8%
Tipo de cambio promedio del periodo 8,90 14,44 14,18 8,77 14,31
Depreciaciones + deterioro del valor de
bienes de uso y activos intangibles
Millones de USD

21
5.6 PRINCIPALES MAGNITUDES FISICAS
(*) Incluye principalmente ventas de aceites y bases lubricantes, grasas, asfaltos y carbón residual, entre otros.
1T 2T 3T 4T
Acum. 4T
2015
1T 2T
Acum. 2T
2016
Producción
Producción de crudo Kbbl 22.238 22.750 22.934 23.218 91.139 22.656 22.102 44.757
Producción de NGL Kbbl 5.390 3.580 4.015 4.958 17.944 5.124 4.512 9.635
Producción de gas Mm3 3.921 4.091 4.080 4.032 16.124 4.008 4.074 8.082
PRODUCCION TOTAL Kbpe 52.288 52.061 52.611 53.532 210.492 52.986 52.237 105.223
Henry Hub US$/mbtu 2,98 2,64 2,77 2,27 2,66 2,09 1,95 2,02
Brent US$/bbl 53,92 61,69 50,23 43,57 52,35 37,88 45,56 39,63
Ventas
Ventasde productosrefinados
Mercado interno
Motonaftas Km3 1.246 1.171 1.208 1.269 4.894 1.283 1.119 2.402
Gasoil Km3 1.906 2.169 2.040 2.019 8.134 1.855 2.038 3.893
JP1 y Kerosene Km3 125 108 130 131 494 130 107 236
Fuel Oil Km3 348 396 378 313 1.436 354 350 704
LPG Km3 176 212 238 162 788 153 242 395
Otros (*) Km3 304 343 314 323 1.283 261 270 531
Total mercado interno Km3 4.104 4.399 4.308 4.218 17.029 4.035 4.126 8.161
Exportación
Nafta Virgen Km3 18 12 7 19 56 0 0 0
JP1 y Kerosene Km3 122 127 130 132 511 121 117 238
LPG Km3 149 52 42 94 337 117 17 134
Bunker (Gasoil y Fuel Oil) Km3 153 115 130 134 532 149 116 265
Otros (**) Km3 7 10 4 4 25 105 24 130
Total Exportación Km3 449 316 314 382 1.461 493 275 767
Total ventasproductosrefinados Km3 4.553 4.715 4.622 4.600 18.490 4.528 4.401 8.928
Ventasde productosquímicos
Mercado interno
Fertilizantes Ktn 21 34 45 108 208 24 40 64
Metanol Ktn 49 61 75 64 249 55 82 137
Otros Ktn 130 164 143 129 566 133 125 258
Total mercado interno Ktn 200 259 263 301 1.023 212 247 459
Exportación
Metanol Ktn 41 36 54 20 151 2 1 3
Otros Ktn 28 50 33 39 150 25 41 66
Total exportación Ktn 69 86 87 59 301 27 42 69
Total ventasproductosquímicos Ktn 269 345 350 360 1.324 239 289 528
Ventasde otrosproductos
Granos, harinasy aceites
Mercado interno Ktn 30 31 13 15 89 9 27 36
Exportación Ktn 155 418 358 208 1.139 169 311 480
Total granos, harinasy aceites Ktn 185 449 371 223 1.228 178 338 516
Pincipalesvolumenesimportados
Naftas y Jet Fuel Km3 20 22 43 36 120 50 65 115
Gasoil Km3 196 343 346 289 1.174 145 239 385
20162015
Unidad

22
Este documento contiene ciertas afirmaciones que YPF considera constituyen estimaciones sobre las perspectivas de la
compañía (“forward-looking statements”) tal como se definen en la Ley de Reforma de Litigios Privados de 1995 (“Private
Securities Litigation Reform Act of 1995”).
Dichas afirmaciones pueden incluir declaraciones sobre las intenciones, creencias, planes, expectativas reinantes u
objetivos a la fecha de hoy por parte de YPF y su gerencia, incluyendo estimaciones con respecto a tendencias que afecten
la futura situación financiera de YPF, ratios financieros, operativos, de reemplazo de reservas y otros, sus resultados
operativos, estrategia de negocio, concentración geográfica y de negocio, volumen de producción, comercialización y
reservas, así como con respecto a gastos futuros de capital, inversiones planificados por YPF y expansión y de otros
proyectos, actividades exploratorias, intereses de los socios, desinversiones, ahorros de costos y políticas de pago de
dividendos. Estas declaraciones pueden incluir supuestos sobre futuras condiciones económicas y otras, el precio del
petróleo y sus derivados, márgenes de refino y marketing y tasas de cambio. Estas declaraciones no constituyen garantías
de qué resultados futuros, precios, márgenes, tasas de cambio u otros eventos se concretarán y las mismas están sujetas a
riesgos importantes, incertidumbres, cambios en circunstancias y otros factores que pueden estar fuera del control de YPF
o que pueden ser difíciles de predecir.
En el futuro, la situación financiera, ratios financieros, operativos, de reemplazo de reservas y otros, resultados operativos,
estrategia de negocio, concentración geográfica y de negocio, volúmenes de producción y comercialización, reservas,
gastos de capital e inversiones de YPF y expansión y otros proyectos, actividades exploratorias, intereses de los socios,
desinversiones, ahorros de costos y políticas de pago de dividendos, así como futuras condiciones económicas y otras
como el precio del petróleo y sus derivados, márgenes de refino y marketing y tasas de cambio podrían variar
sustancialmente en comparación a aquellas contenidas expresa o implícitamente en dichas estimaciones. Factores
importantes que pudieran causar esas diferencias incluyen pero no se limitan a fluctuaciones en el precio del petróleo y sus
derivados, niveles de oferta y demanda, tasa de cambio de divisas, resultados de exploración, perforación y producción,
cambios en estimaciones de reservas, éxito en asociaciones con terceros, pérdida de participación en el mercado,
competencia, riesgos medioambientales, físicos y de negocios en mercados emergentes, modificaciones legislativos,
fiscales, legales y regulatorios, condiciones financieras y económicas en varios países y regiones, riesgos políticos, guerras,
actos de terrorismo, desastres naturales, retrasos de proyectos o aprobaciones, así como otros factores descriptos en la
documentación presentada por YPF y sus empresas afiliadas ante la Comisión Nacional de Valores en Argentina y la
Securities and Exchange Commission de los Estados Unidos de América y, particularmente, aquellos factores descriptos en
el Ítem 3 titulada “Key information– Risk Factors” y el Ítem 5 titulada “Operating and Financial Review and Prospects” del
Informe Anual de YPF en Formato 20-F para el año fiscal finalizado el 31 de diciembre de 2015, registrado ante la
Securities and Exchange Commission. En vista de lo mencionado anteriormente, las estimaciones incluidas en este
documento pueden no ocurrir.
YPF no se compromete a actualizar o revisar públicamente dichas estimaciones aún en el caso en que eventos o cambios
futuros indiquen claramente que las proyecciones o las situaciones contenidas expresa o implícitamente en dichas
estimaciones no se concretarán.
Este material no constituye una oferta de venta de bonos, acciones o ADRs de YPF S.A en Estados Unidos u otros
lugares.
La información contenida en este documento ha sido preparada para ayudar a las partes interesadas en realizar sus
propias evaluaciones de YPF.
Relación con Inversores
E-mail: inversoresypf@ypf.com
Website: inversores.ypf.com
Macacha Güemes 515
C1106BKK Buenos Aires (Argentina)
Tel: 54 11 5441 1215
Fax: 54 11 5441 2113

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