TECPETROL S.A.

SUPLEMENTO DE PROSPECTO

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OBLIGACIONES NEGOCIABLES CLASE 12 DENOMINADAS EN DÓLARES A TASA FIJA CON VENCIMIENTO ENTRE EL QUINTO Y EL SÉPTIMO ANIVERSARIO CONTADO DESDE LA FECHA DE EMISIÓN Y LIQUIDACIÓN (SEGÚN SE INFORME EN EL AVISO DE RESULTADOS) POR UN VALOR NOMINAL DE HASTA U.S.$500.000.000 (DÓLARES ESTADOUNIDENSES QUINIENTOS MILLONES), AMPLIABLE HASTA EL MONTO MÁXIMO DE EMISIÓN, A SER EMITIDAS EN EL MARCO DEL PROGRAMA DE EMISIÓN DE OBLIGACIONES NEGOCIABLES SIMPLES (NO CONVERTIBLES EN ACCIONES) POR HASTA U.S.$2.000.000.000 (O SU EQUIVALENTE EN OTRAS MONEDAS O UNIDADES DE MEDIDA O VALOR).

Este suplemento de prospecto (el “Suplemento”) corresponde a las Obligaciones Negociables Clase 12 denominadas en Dólares a Tasa Fija con vencimiento entre el quinto y el séptimo aniversario contado desde la Fecha de Emisión y Liquidación (según este término se define más abajo) (según se informe en el Aviso de Resultados) (las “Obligaciones Negociables”), a ser emitidas por Tecpetrol S.A. (indistintamente, la “Sociedad”, “Tecpetrol”, la “Emisora” o el “Emisor”) en el marco de su Programa de Emisión de Obligaciones Negociables Simples (No Convertibles en Acciones) por hasta U.S.$2.000.000.000 (o su equivalente en otras monedas o unidades de medida o valor) (el “Programa”). El valor nominal de las Obligaciones Negociables a ser emitido no podrá superar el monto de U.S.$500.000.000 (dólares estadounidenses quinientos millones), ampliable hasta el monto disponible del Programa (el “Monto Máximo de Emisión”). Este Suplemento debe leerse conjuntamente con el prospecto del Programa de fecha 22 de abril de 2025 (el “Prospecto”), el cual se encuentra a disposición del público inversor en la página institucional de la Sociedad (www.tecpetrol.com) y en la página web de la CNV (www.cnv.gob.ar) a través de la Autopista de Información Financiera (la “Página Web de la CNV”).

Las Obligaciones Negociables devengarán intereses a una tasa fija desde la Fecha de Emisión y Liquidación y serán abonados semestralmente por período vencido en las fechas que se detallen oportunamente en el Aviso de Resultados (según este término se define más abajo). El capital de las Obligaciones Negociables será amortizado conforme se informe en el Aviso de Resultados. El Precio de Emisión será informado en el Aviso de Resultados. Las Obligaciones Negociables serán obligaciones negociables simples no convertibles en acciones, no subordinadas, con garantía común y sin garantía de terceros. Las Obligaciones Negociables, constituirán obligaciones no subordinadas, y tendrán igual prioridad de pago que todas las demás obligaciones con el mismo rango de privilegio y no subordinadas presentes y futuras de la Emisora. Las Obligaciones Negociables tendrán preferencia en su derecho de pago sobre todo el endeudamiento subordinado futuro de la Emisora, en la medida del valor de los activos en garantía de dichas obligaciones. Las Obligaciones Negociables estarán estructuralmente subordinadas a la deuda de nuestras subsidiarias, de existir.

La creación del Programa fue autorizada por Resolución de la CNV N° RESFC-2017-18994-APN-DIR#CNV de fecha 30 de octubre de 2017 y la prórroga de vigencia del Programa mediante Disposición DI-2022-7-APN-GE#CNV de fecha 21 de abril de 2022. Asimismo, el aumento del monto del Programa por hasta U.S.$ 2.000.000.000 (o su equivalente en otras monedas o unidades de medida o valor) y la actualización de la información comercial, contable y financiera, así como toda otra información contenida en el Prospecto fue autorizada por la CNV mediante DI-2025-59-APN-GE#CNV de fecha 15 de abril de 2025. Esta autorización sólo significa que se ha cumplido con los requisitos establecidos en materia de información. La CNV no ha emitido juicio sobre los datos contenidos en el Prospecto y/o en este Suplemento. La veracidad de la información contable, financiera y económica, así como de toda otra información suministrada en el Prospecto y/o en este Suplemento, según fuera el caso, es exclusiva responsabilidad del Directorio y, en lo que les atañe, del órgano de fiscalización de la Sociedad y de los auditores en cuanto a sus respectivos informes sobre los estados contables que se acompañan y demás responsables contemplados en los artículos 119 y 120 de la Ley de Mercado de Capitales (según este término se define más abajo). El Directorio manifiesta, con carácter de declaración jurada, que el Prospecto y este Suplemento contienen, a la fecha de su publicación, información veraz y suficiente sobre todo hecho relevante que pueda afectar la situación patrimonial, económica y financiera de la Sociedad y de toda aquélla que deba ser de conocimiento del público inversor con relación a la presente emisión, conforme las normas vigentes. La Emisora asume expresamente la responsabilidad por las declaraciones realizadas en el Prospecto y en este Suplemento, y por la completitud en la divulgación de los riesgos involucrados y la situación actualizada de la Emisora, incluyendo toda información que cualquier inversor razonable debe conocer para adoptar decisiones fundadas respecto de la colocación y posterior negociación de la serie y/o clase a emitir. La Emisora declara, bajo juramento, que los datos consignados en este Suplemento son correctos y completos, que no se ha omitido ni falseado dato alguno que deba contener, y que el contenido del mismo constituye fiel expresión de la verdad. La Emisora manifiesta conocer las penalidades previstas por los artículos 172, 293 y 309 del Código Penal de la Nación Argentina, relativas al fraude y a la falsedad en documentos, respectivamente.

Las Obligaciones Negociables serán obligaciones negociables simples, no convertibles en acciones y serán emitidas de conformidad con la Ley N°23.576 y sus modificatorias (la “Ley de Obligaciones Negociables”), la Ley N°26.831 de Mercado de Capitales, sus modificatorias y reglamentarias, incluyendo, sin limitación, el Decreto N°471/2018 (la “Ley de Mercado de Capitales”), la Ley de Financiamiento Productivo 27.440, sus modificatorias y reglamentarias, y las normas de la Comisión Nacional de Valores (la “CNV”) según texto ordenado por la Resolución General N°622/2013, y sus modificatorias (las “Normas de la CNV”) y cualquier otra ley y/o reglamentación aplicable.

El Programa no cuenta con calificación de riesgo. Las Obligaciones Negociables no contarán con calificación de riesgo a nivel local. Las Obligaciones Negociables serán calificadas a nivel internacional, las cuales serán informadas en un aviso complementario. Para mayor información, ver la sección “Calificación de Riesgo” en este Suplemento.

Las Obligaciones Negociables no serán registradas bajo la Securities Act of 1933 (tal como fuera modificada, la “Securities Act” o “Ley de Títulos Valores Estadounidense”) de los Estados Unidos de América (“Estados Unidos”), ni estarán registradas ante la Securities and Exchange Commission (“SEC”), ni por cualquier otra comisión de los Estados Unidos u otra autoridad regulatoria, y ninguna de dichas autoridades ha evaluado o autorizado los méritos de la oferta ni la veracidad del presente Suplemento. Las Obligaciones Negociables no podrán ser ofrecidas, vendidas y/o entregadas en los Estados Unidos o a personas estadounidenses, excepto (i) a compradores calificados en virtud de la exención de registro establecida por la Norma 144A de la Securities Act (la “Regla 144A"), y (ii) a ciertas personas que no sean personas estadounidenses en transacciones off-shore en los términos de la

Claudio G. Gugliuzza Subdelegado Tecpetrol S.A.

Regulación S de la Securities Act (la “Regulación S”). Para una descripción de ciertas restricciones a la transferencia de las Obligaciones Negociables, véase “ Restricciones a la Transferencia ” de este Suplemento.

Actualmente no existe un mercado público de negociación para las Obligaciones Negociables. La Sociedad solicitó autorización para el listado de las Obligaciones Negociables en Bolsas y Mercados Argentinos (“BYMA”) y para la negociación en A3 Mercados S.A. (“A3 Mercados”). No podemos asegurar que dichas solicitudes de autorización serán aprobadas.

LA OFERTA PÚBLICA PRIMARIA DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES ESTÁ DESTINADA EXCLUSIVAMENTE A INVERSORES CALIFICADOS QUE SE ENCUENTREN DENTRO DE LAS CATEGORÍAS DETALLADAS EN EL CAPÍTULO “ NOTIFICACIÓN A LOS INVERSORES—INVERSORES CALIFICADOS ” DEL PRESENTE SUPLEMENTO, TODO ELLO DE CONFORMIDAD CON LO DISPUESTO POR LAS NORMAS DE LA CNV, SIN PERJUICIO DE LA NEGOCIACIÓN SECUNDARIA DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES, DONDE PODRÁN SER OFRECIDAS AL PÚBLICO EN GENERAL.

La entrega de las Obligaciones Negociables se realizará en forma nominativa exclusivamente a través de The Depository Trust Company (“DTC”), Euroclear Bank S.A./N.V. (“Euroclear”) y Clearstream Banking, société anonyme (“Clearstream Luxembourg”), contra el pago, en o alrededor de la Fecha de Emisión y Liquidación.

Antes de tomar decisiones de inversión respecto de las Obligaciones Negociables, el público inversor deberá considerar los factores de riesgo que se describen en el capítulo “VI. Factores de Riesgo” del Prospecto y el resto de la información contenida en el Prospecto y en este Suplemento.

El Directorio de la Emisora manifiesta con carácter de declaración jurada que la emisora, sus beneficiarios finales, y las personas físicas o jurídicas que poseen como mínimo el 10% de su capital o de los derechos a voto, o que por otros medios ejercen el control final, directo o indirecto sobre la misma, no registran condenas por delitos de lavado de activos y/o financiamiento del terrorismo y/o no figuran en las listas de terroristas y organizaciones terroristas emitidas por el Consejo de Seguridad de las Naciones Unidas.

LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES NO CUMPLEN CON LOS REQUISITOS PREVISTOS EN EL DECRETO N° 621/2021 AL SER OBLIGACIONES NEGOCIABLES DENOMINADAS EN DÓLARES ESTADOUNIDENSES.

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ORGANIZADORES Y COLOCADORES INTERNACIONALES
BBVA Securities Inc. Citigroup Global Markets, Inc. Itau BBA USA Securities, Inc. Santander US Capital Markets LLC
COLOCADOR INTERNACIONAL
Balanz Capital UK LLP
COLOCADORES LOCALES
Balanz Capital Valores S.A.U. Banco Santander Argentina S.A.
Agente de Liquidación y Compensación y Agente de Liquidación y Compensación y
Agente de Negociación Integral Agente de Liquidación Integral
Matrícula CNV N° 210 Matrícula CNV N° 72
Macro Securities S.A.U. Banco de Galicia y Buenos Aires S.A.
Agente de Liquidación y Compensación y Agente de Liquidación y Compensación y
Agente de Negociación Integral Agente de Negociación Integral
Matrícula CNV N° 59 Matrícula CNV N° 22
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La fecha de este Suplemento es 28 de octubre de 2025.

NOTIFICACIÓN A LOS INVERSORES

Antes de tomar decisiones de inversión respecto de las Obligaciones Negociables, el público inversor deberá considerar la totalidad de la información contenida en el Prospecto y en este Suplemento (complementados, en su caso, por los avisos, actualizaciones y/o suplementos correspondientes).

Al tomar decisiones de inversión respecto de las Obligaciones Negociables, el público inversor deberá basarse en su propio análisis de la Sociedad, de los términos y condiciones de las Obligaciones Negociables, y de los beneficios y riesgos involucrados. El contenido del Prospecto y/o de este Suplemento no debe ser interpretado como asesoramiento legal, comercial, financiero, cambiario, impositivo y/o de otro tipo por parte del Emisor y/o de los Colocadores. El público inversor deberá consultar con sus propios asesores respecto de los aspectos legales, comerciales, financieros, cambiarios, impositivos y/o de otro tipo relacionados con su inversión en las Obligaciones Negociables.

Salvo por los Compradores Iniciales (según se definen más adelante) y los Agentes Colocadores Locales, no se ha autorizado a ningún otro organizador ni agente colocador y/o cualquier otra persona a brindar información y/o efectuar declaraciones respecto de la Emisora y/o de las Obligaciones Negociables que no estén contenidas en el Prospecto y/o en este Suplemento, y, si se brindara y/o efectuara, tal información y/o declaraciones no podrán ser consideradas autorizadas y/o consentidas por la Emisora y/o los correspondientes Compradores Iniciales y/o Agentes Colocadores Locales.

Ni el Prospecto ni este Suplemento constituyen o constituirán una oferta de venta y/o una invitación a formular ofertas de compra de las Obligaciones Negociables en aquellas jurisdicciones en que la realización de tal oferta y/o invitación no fuera permitida por las normas vigentes. El público inversor deberá cumplir con todas las normas vigentes en cualquier jurisdicción en que comprara, ofreciera y/o vendiera las Obligaciones Negociables y/o en la que poseyera, consultara y/o distribuyera el Prospecto y/o este Suplemento, y deberá obtener los consentimientos, las aprobaciones y/o los permisos para la compra, oferta y/o venta de las Obligaciones Negociables requeridos por las normas vigentes en cualquier jurisdicción a la que se encontraran sujetos y/o en la que realizaran tales compras, ofertas y/o ventas. Ni la Emisora ni los correspondientes Compradores Iniciales ni los Agentes Colocadores Locales tendrán responsabilidad alguna por incumplimientos a tales normas vigentes.

La Sociedad se está acogiendo a una exención de registro conforme a la Securities Act para las ofertas y ventas de títulos valores en los Estados Unidos que no implica una oferta pública en los Estados Unidos. Por lo expuesto, se debe tener presente la sección “ Restricciones a la Transferencia ” del presente Suplemento, respecto a la posibilidad de afrontar un riesgo financiero respecto a la inversión por un período indefinido de tiempo.

Sujeto a las leyes aplicables (en particular, la Ley de Mercado de Capitales y las Normas de la CNV) y a condiciones objetivas, transparentes y equitativas, la Sociedad, así como BBVA Securities Inc., Citigroup Global Markets Inc., Itau BBA USA Securities, Inc., y Santander US Capital Markets LLC, en su carácter de organizadores y colocadores internacionales, Balanz Capital UK LLP, en su carácter de colocador internacional, en el marco del Contrato de Compra Internacional (los “Compradores Iniciales”) y Balanz Capital Valores S.A.U., Banco Santander Argentina S.A., Macro Securities S.A.U. y Banco de Galicia y Buenos Aires S.A., en su carácter de colocadores locales (los “Colocadores Locales”), se reservan el derecho a rechazar cualquier oferta para comprar, en forma total o parcial, o para vender menos que la totalidad de las Obligaciones Negociables ofrecidas en este Suplemento. Para más información véase la sección: “Plan de Distribución” en el presente Suplemento.

La información contenida en el Prospecto y/o en este Suplemento corresponde a las respectivas fechas consignadas en los mismos y podrá sufrir cambios en el futuro. Ni la entrega del Prospecto y/o de este Suplemento ni la venta de Obligaciones Negociables en virtud de los mismos, implicará, bajo ninguna circunstancia, que no se han producido cambios en la información incluida en el Prospecto y/o en este Suplemento y/o en la situación de la Sociedad con posterioridad a la fecha del Prospecto y/o del presente, según corresponda.

La información contenida en el Prospecto y/o en este Suplemento con respecto a la situación política, legal y económica de Argentina ha sido obtenida de fuentes gubernamentales y otras fuentes públicas y la Sociedad no es responsable de su veracidad. No podrá considerarse que la información contenida en el Prospecto y/o en este Suplemento constituya una promesa o garantía, ya sea con respecto al pasado o al futuro. El Prospecto y/o

este Suplemento contienen resúmenes, que la Sociedad considera precisos, de ciertos documentos de la Compañía. Los resúmenes contenidos en el Prospecto y/o en este Suplemento se encuentran condicionados en su totalidad a esas referencias.

Los Compradores Iniciales no declaran ni garantizan, expresa ni implícitamente, la exactitud o integridad de la información contenida en el Prospecto y/o en el presente Suplemento. Los Compradores Iniciales no han verificado individualmente toda la información contenida en el Prospecto como tampoco la contenida en el presente Suplemento (financiera, legal o de cualquier otra índole) y no asumen responsabilidad alguna por la exactitud o integridad de dicha información.

En relación con la emisión de las Obligaciones Negociables, los Compradores Iniciales (o las personas que actúen en su nombre) pueden sobre-asignar Obligaciones Negociables o realizar operaciones con miras a mantener el precio de mercado de las Obligaciones Negociables a un nivel más alto que el que de otro modo regiría. No obstante, no puede garantizarse que los Compradores Iniciales (o las personas que actúen en su nombre) llevarán a cabo medidas de estabilización. Dichas actividades de estabilización, de iniciarse, pueden finalizarse en cualquier momento y, una vez comenzadas, deben finalizar luego de un período limitado. Toda actividad de estabilización deberá realizarse de acuerdo con la Ley de Mercado de Capitales, las Normas de la CNV y reglamentaciones aplicables. Para más información, véase la sección “Plan de Distribución” en el presente Suplemento.

Inversores Calificados

En Argentina, las Obligaciones Negociables solo podrán ser adquiridas, en oferta pública primaria, por inversores calificados, tal como se define dicho término a continuación y de conformidad con el artículo 12, Sección I, Capítulo VI, Título II de las Normas de la CNV (los “Inversores Calificados”), es decir:

a) El Estado Nacional, las Provincias y Municipalidades, Entidades Autárquicas, Sociedades del Estado y Empresas del Estado.
b) Organismos Internacionales y Personas Jurídicas de Derecho Público.
c) Fondos Fiduciarios Públicos.
d) La Administración Nacional de la Seguridad Social (ANSES) – Fondo de Garantía de Sustentabilidad (FGS).
e) Cajas Previsionales.
f) Bancos y Entidades Financieras Públicas y Privadas.
g) Fondos Comunes de Inversión.
h) Fideicomisos Financieros con oferta pública.
i) Compañías de Seguros, de Reaseguros y Aseguradoras de Riesgos de Trabajo.
j) Sociedades de Garantía Recíproca.
k) Personas Jurídicas registradas por la Comisión Nacional de Valores como agentes, cuando actúen por cuenta propia.
l) Personas humanas que se encuentren inscriptas, con carácter definitivo, en el Registro de Idóneos a cargo de la Comisión Nacional de Valores.
m) Personas humanas o jurídicas, distintas de las enunciadas en los incisos anteriores, que al momento de efectuar la inversión cuenten con inversiones en valores negociables y/o depósitos en entidades financieras por un monto equivalente a UNIDADES DE VALOR ADQUISITIVO TRESCIENTAS CINCUENTA MIL (UVA 350.000).
n) Personas jurídicas constituidas en el extranjero y personas humanas con domicilio real en el extranjero.

EN RELACIÓN CON LA EMISIÓN DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES, LOS COLOCADORES LOCALES QUE PARTICIPEN EN SU COLOCACIÓN Y DISTRIBUCIÓN POR CUENTA PROPIA O POR CUENTA DE LA EMISORA O TITULAR DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES PODRÁN REALIZAR OPERACIONES DESTINADAS A ESTABILIZAR EL PRECIO DE MERCADO DE AQUELLAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES CONFORME CON EL ARTÍCULO 12 DE LA SECCIÓN IV DEL CAPÍTULO IV DEL TÍTULO VI DE LAS NORMAS DE LA CNV Y DEMÁS NORMAS VIGENTES (LAS CUALES PODRÁN SER SUSPENDIDAS Y/O INTERRUMPIDAS EN CUALQUIER MOMENTO). TALES OPERACIONES DEBERÁN AJUSTARSE A LAS SIGUIENTES CONDICIONES: (I) NO PODRÁN EXTENDERSE MÁS ALLÁ DE LOS PRIMEROS 30 DÍAS CORRIDOS DESDE EL PRIMER DÍA EN EL CUAL SE HAYA

INICIADO LA NEGOCIACIÓN DE LAS CORRESPONDIENTES OBLIGACIONES NEGOCIABLES EN EL MERCADO; (II) PODRÁN SER REALIZADAS POR LOS AGENTES COLOCADORES LOCALES QUE HAYAN PARTICIPADO EN LA COLOCACIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES; (III) PODRÁN REALIZARSE OPERACIONES DE ESTABILIZACIÓN DESTINADAS A EVITAR O MODERAR LAS BAJAS EN EL PRECIO AL CUAL SE NEGOCIEN LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES COMPRENDIDAS EN LA OFERTA PÚBLICA INICIAL EN CUESTIÓN POR MEDIO DEL SISTEMA DE FORMACIÓN DE LIBRO O POR SUBASTA O LICITACIÓN PÚBLICA; (IV) NINGUNA OPERACIÓN DE ESTABILIZACIÓN QUE SE REALICE EN EL PERÍODO AUTORIZADO PODRÁ EFECTUARSE A PRECIOS SUPERIORES A AQUELLOS A LOS QUE SE HAYA NEGOCIADO LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES EN CUESTIÓN EN LOS MERCADOS AUTORIZADOS, EN OPERACIONES ENTRE PARTES NO VINCULADAS CON LA DISTRIBUCIÓN Y COLOCACIÓN; Y (V) LOS AGENTES QUE REALICEN OPERACIONES EN LOS TÉRMINOS ANTES INDICADOS, DEBERÁN INFORMAR A LOS MERCADOS LA INDIVIDUALIZACIÓN DE LAS MISMAS. LOS MERCADOS DEBERÁN HACER PÚBLICAS LAS OPERACIONES DE ESTABILIZACIÓN, YA FUERE EN CADA OPERACIÓN INDIVIDUAL O AL CIERRE DIARIO DE LAS OPERACIONES.

Conforme con el artículo 119 de la Ley de Mercado de Capitales, los emisores de valores negociables, juntamente con los integrantes de los órganos de administración y fiscalización, estos últimos en materia de su competencia, y en su caso los oferentes de los valores negociables con relación a la información vinculada a los mismos, y las personas que firmen el prospecto de una emisión de valores negociables con oferta pública, serán responsables de toda la información incluida en los prospectos por ellos registrados ante la CNV.

Asimismo, conforme el artículo 120 de la Ley de Mercado de Capitales, las entidades y agentes intermediarios en el mercado que participen como organizadores o colocadores en una oferta pública de venta o compra de valores negociables deberán revisar diligentemente la información contenida en los prospectos de la oferta. Los expertos o terceros que opinen sobre ciertas partes del Prospecto sólo serán responsables por la parte de aquella información sobre la que han emitido opinión.

Toda persona que suscriba las Obligaciones Negociables reconoce que se le ha brindado la oportunidad de solicitar a la Emisora, y de examinar, y ha recibido y examinado, toda la información adicional que consideró necesaria para verificar la exactitud de la información contenida en el Prospecto y/o en este Suplemento, y/o para complementar tal información.

Aprobaciones societarias

La creación y los términos y condiciones generales del Programa y de las Obligaciones Negociables fueron aprobados en la Asamblea Ordinaria y Extraordinaria de Accionistas de la Sociedad de fecha 15 de mayo de 2017 y por el Directorio de la Sociedad con fecha 30 de agosto de 2017. El 27 de diciembre de 2019, mediante Asamblea Extraordinaria se resolvió renovar las facultades oportunamente delegadas al Directorio con fecha 15 de mayo de 2017. La extensión del plazo de vigencia y la modificación de ciertos términos y condiciones del Programa fue aprobada por Asamblea Ordinaria y Extraordinaria de Accionistas de fecha 23 de marzo de 2022 y por el Directorio de la Sociedad con fecha 23 de marzo de 2022. Mediante Asamblea Ordinaria y Extraordinaria de fecha 8 de marzo de 2024 se resolvió renovar nuevamente las facultades oportunamente delegadas al Directorio con fecha 15 de mayo de 2017. Mediante Asamblea Ordinaria y Extraordinaria de fecha 18 de marzo de 2025 se resolvió renovar nuevamente las facultades oportunamente delegadas al Directorio con fecha 15 de mayo de 2017 y renovadas en fecha 8 de marzo de 2024 y autorizar la ampliación del monto del Programa por hasta U.S.$ 2.000.000.000 (Dólares dos mil millones). El aumento del monto del Programa y la aprobación de la actualización de la información comercial, contable y financiera, así como toda otra información contenida en el Prospecto fue autorizada por el Directorio de la Sociedad con fecha 18 de marzo de 2025. Conforme con las facultades delegadas en virtud de la mencionada asamblea de accionistas de la Sociedad, el Directorio de la Sociedad aprobó los términos y condiciones particulares de las Obligaciones Negociables en su reunión de fecha 27 de octubre de 2025.

RESTRICCIONES A LA EJECUTABILIDAD DE SENTENCIAS

Somos una sociedad anónima constituida bajo las leyes de la República Argentina. Prácticamente todos nuestros activos se encuentran fuera de Estados Unidos y la mayoría de nuestros funcionarios ejecutivos, directores y personas que ejercen el control y la dirección de la Sociedad residen fuera de Estados Unidos, y algunos de los expertos mencionados en este Suplemento también residen fuera de Estados Unidos. En consecuencia, es posible que los inversores no puedan efectuar notificaciones judiciales en Estados Unidos a dichas personas o ejecutar sentencias contra ellas o contra la Sociedad basadas en las disposiciones sobre responsabilidad civil de la legislación federal sobre títulos valores de los Estados Unidos o de las leyes de otras jurisdicciones.

Hemos sido informados por nuestro asesor jurídico argentino, FINMA S.A.I.F., que existen dudas acerca de si los tribunales argentinos ejecutarían en todos los aspectos, en la misma medida y con la misma prontitud que un tribunal estadounidense u otro tribunal no argentino, una acción judicial basada únicamente en las disposiciones sobre responsabilidad civil de las leyes federales sobre títulos valores de EE.UU. u otras leyes sobre títulos valores no argentinas; y que la ejecutabilidad en los tribunales argentinos de las sentencias de tribunales estadounidenses o de otros países no argentinos basadas en las disposiciones sobre responsabilidad civil de las leyes federales sobre títulos valores estadounidenses o de otras leyes sobre títulos valores no argentinas estará sujeta al cumplimiento de determinados requisitos de la legislación argentina, que se describen a continuación.

Las sentencias dictadas por tribunales de Estados Unidos fundadas en las disposiciones en materia de responsabilidad civil de las leyes federales sobre títulos valores de Estados Unidos podrán ser objeto de ejecución en Argentina en tanto se cumplan los siguientes requisitos del Artículo 517 del Código Procesal Civil y Comercial de la Nación (si la exigibilidad se solicita ante los tribunales federales de Argentina): (i) que la sentencia, con autoridad de cosa juzgada en la jurisdicción en que se ha pronunciado, haya emanado de tribunal competente según las normas argentinas de jurisdicción internacional y sea consecuencia del ejercicio de una acción personal o de una acción real sobre un bien mueble, si éste ha sido trasladado a la República Argentina durante o después del juicio tramitado en el extranjero; (ii) que la parte demandada contra la que se pretende ejecutar la sentencia hubiese sido personalmente citada y se haya garantizado su defensa en el proceso extranjero, de conformidad con la garantía de debido proceso; (iii) que la sentencia sea válida en el lugar en que hubiere sido dictada y reúna las condiciones de autenticidad exigidas por la ley de Argentina; (iv) que la sentencia no afecte los principios de orden público del derecho argentino; y (v) que la sentencia no sea incompatible con otra pronunciada, con anterioridad o simultáneamente, por un tribunal argentino.

DECLARACIONES SOBRE HECHOS FUTUROS

Este Suplemento contiene declaraciones sobre hechos futuros. Palabras como “aspira”, “anticipa”, “considera”, “podría”, “estima”, “prevé”, “proyecta”, “recomendación”, “desea”, “podrá”, “planifica”, “potencial”, “predice”, “busca”, “deberá”, “hará” y expresiones similares tienen como objeto identificar declaraciones referentes al futuro pero no son los únicos medios a través de los cuales se identifican dichas declaraciones. Estas declaraciones prospectivas están basadas principalmente en las expectativas, estimaciones y proyecciones de la Sociedad sobre hechos futuros y tendencias financieras que pueden afectar las actividades e industrias de la Compañía.

Si bien la Sociedad considera que estas declaraciones sobre hechos futuros son razonables, éstas son efectuadas en base a información que se encuentra actualmente disponible para la Sociedad y se encuentran sujetas a riesgos, incertidumbres y presunciones, que incluyen, entre otras:

acontecimientos en los negocios locales, regionales o nacionales, cambios económicos, sociales, políticos, regulatorios u otras circunstancias de la Argentina o en cualquier otra región de Latinoamérica o cambios tanto en los mercados desarrollados como en los emergentes;
inflación y fluctuaciones en las tasas de interés en Argentina;
disposiciones gubernamentales en Argentina;
controversias o acciones legales o regulatorias adversas;
incertidumbre respecto de nuestras estimaciones de reservas de petróleo y gas y la capacidad de adquisición, descubrimiento y desarrollo de nuevas reservas de hidrocarburos, de la Emisora;
cambios en los precios del gas natural, otros productos del petróleo, energía eléctrica o cualquier otra fuente de energía;
volatilidad en los mercados en los que la Emisora opera;
fluctuaciones en los tipos de cambio, como también una devaluación significativa de las divisas en el Peso argentino;
controles de cambio, restricciones a las transferencias al exterior y al ingreso o egreso de capitales;
la capacidad de obtener financiamiento en términos razonables, inclusive como resultado de las condiciones en los mercados regionales y globales;
cambios en los mercados de capitales que pudieran afectar las políticas o comportamientos relacionados al otorgamiento de préstamos a, o para invertir en, compañías argentinas;
nuestra relación con las autoridades gubernamentales;
riesgos operativos, incluyendo fallas de equipos, en la exploración y producción de gas y petróleo;
un aumento en los costos, incluyendo costos laborales, y gastos de la Sociedad;
nuestra relación con nuestros empleados y sus respectivos gremios y sindicatos;
un incremento de nuestros gastos y costos;
actividades de importación y exportación;
liquidez, flujos de efectivo y los usos de los mismos;
asignación de los gastos y costos de capital relacionados con las actividades de exploración y explotación;
acontecimientos en otros países, como el conflicto bélico entre Rusia y Ucrania, Israel y Hamas, los cambios en las políticas monetarias de los Estados Unidos y Europa, las interrupciones en las cadenas de suministros de insumos y bienes, la caída de la actividad económica en China, entre otras, que repercuten negativamente en la Argentina; y

otros riesgos discutidos en la sección de “ VI. Factores de Riesgo ” del Prospecto y “ Factores de Riesgo Adicionales ” del presente Suplemento.

Ejemplos de estas declaraciones sobre hechos futuros incluyen:

Proyecciones de inversiones, estructura de capital y otras partidas financieras o coeficientes;
Declaraciones sobre nuestros planes, objetivos y metas, incluyendo aquellas relacionadas a actividades de exploración y proyectos de energía renovable así como también las tendencias, competencias, normativas e inversiones;
Declaraciones sobre nuestro desempeño financiero o condiciones económicas futuras en Argentina; y
Declaraciones relacionadas a las declaraciones sobre hechos futuros que se detallan en la presente sección.

Los resultados reales de la Sociedad podrían ser radicalmente diferentes a los proyectados en las declaraciones sobre hechos futuros, debido a que por su naturaleza, estas últimas involucran estimaciones, incertidumbres y presunciones. Las declaraciones sobre hechos futuros que se incluyen en este Suplemento se emiten únicamente a la fecha del presente y la Sociedad no se compromete a actualizar ninguna declaración sobre hechos futuros u otra información a fin de reflejar hechos o circunstancias ocurridos con posterioridad a la fecha de este Suplemento. A la luz de estas limitaciones, las declaraciones referentes al futuro contenidas en este Suplemento no deberán tomarse como fundamento para una decisión de inversión dado que las mismas se basan en las expectativas de la Sociedad.

PRESENTACIÓN DE INFORMACIÓN FINANCIERA Y OTRA INFORMACIÓN

Información Financiera

Nuestro ejercicio económico finaliza el 31 de diciembre de cada año. Este Suplemento incluye información procedente de nuestros estados financieros auditados al 31 de diciembre de 2024, 2023 y 2022 (los “Estados Financieros Anuales Auditados”); y nuestros estados financieros consolidados condensados intermedios no auditados al 30 de junio de 2025 y para los períodos de tres y seis meses terminados el 30 de junio de 2025 y 2024 (los "Estados Financieros Intermedios No Auditados", y junto con nuestros Estados Financieros Anuales Auditados, los "Estados Financieros"). Nuestros estados financieros y demás información financiera incluida en este Suplemento, salvo que se especifique lo contrario, se encuentran expresados en dólares estadounidenses.

Nuestros Estados Financieros Anuales Auditados han sido preparados de acuerdo con las Normas Internacionales de Información Financiera ("NIIF"). Nuestros Estados Financieros Anuales Auditados han sido auditados por Price Waterhouse & Co. S.R.L. ("PwC"), Buenos Aires, Argentina, una firma miembro de la red global de PricewaterhouseCoopers, contadores independientes, cuyo informe de fecha 15 de septiembre de 2025 se encuentra incluido en este Suplemento.

Nuestros Estados Financieros Intermedios No Auditados han sido preparados de acuerdo con la Norma Internacional de Contabilidad (NIC) 34 " Información Financiera Intermedia ", emitida por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad ("IASB"). Los principios contables utilizados en la elaboración de los Estados Financieros Intermedios No Auditados son consistentes con los utilizados en la elaboración de los Estados Financieros Anuales Auditados. Nuestros Estados Financieros Intermedios No Auditados no incluyen toda la información requerida en los Estados Financieros Anuales Auditados y deben ser leídos conjuntamente con ellos. Nuestros resultados históricos para los seis meses terminados el 30 de junio de 2025 no son necesariamente indicativos de los resultados que se esperan para el año que termina el 31 de diciembre de 2025 o cualquier período futuro.

Información sobre la moneda

A menos que se especifique lo contrario, las referencias a "U.S.$" y "dólares estadounidenses" se refieren a dólares de los Estados Unidos. Las referencias a "Ps.$" y "pesos" se refieren a pesos argentinos.

Hemos definido al dólar estadounidense como nuestra moneda funcional, basados en los parámetros establecidos en la Norma Internacional de Contabilidad N° 21 – “ Efectos de las Variaciones en las Tasas de Cambio de la Moneda Extranjera ” (“NIC 21”).

La Compañía presenta sus estados financieros en pesos argentinos, conforme lo exigen las Normas de la CNV. Dichos estados financieros están publicados en español en el sitio web de la CNV, https://www.argentina.gob.ar/cnv, así como en el sitio web de la Compañía, https://www.tecpetrol.com. La información contenida en o accesible a través de estos sitios web no se incorpora por referencia a este Suplemento ni debe considerarse parte del mismo.

Presentación de información no conforme a las NIIF

Este Suplemento contiene cierta información financiera presentada no conforme a las NIIF, como el EBITDA Ajustado.

El EBITDA Ajustado ha sido calculado sumando a nuestro resultado del ejercicio/período: (a) la depreciación de propiedades, planta y equipo y de activos por derecho de uso y desvalorización de propiedades, planta y equipo tanto de operaciones continuas como discontinuas, (b) el impuesto a las ganancias de operaciones continuas y discontinuas, (c) resultados financieros netos de operaciones continuas y discontinuas, y (d) cargos y reversiones por créditos incobrables y por previsiones de juicios y contingencias respecto a operaciones continuas y discontinuas (el “EBITDA Ajustado”).

Para una conciliación del EBITDA Ajustado con el resultado neto de pérdida/ingreso, véase “ Información Financiera Seleccionada ”.

La dirección de la Emisora considera que el EBITDA Ajustado puede proporcionar información complementaria útil para inversores y analistas financieros en su revisión de los resultados operativos principales de la Compañía. Estas medidas no basadas en las NIIF se proporcionan para que los inversores puedan tener una mejor noción general del desempeño financiero actual de la Compañía y sus perspectivas a futuro. Específicamente, la Compañía cree que las medidas no basadas en las NIIF ofrecen información útil tanto para la dirección como para inversores, al excluir ciertos gastos, ganancias y pérdidas, según corresponda, que pueden no ser indicativos de sus resultados operativos principales y perspectivas comerciales. Es posible que el EBITDA Ajustado no sea comparable con otras medidas de denominación similar y tiene limitaciones como herramienta analítica y no debe considerarse de manera aislada ni reemplaza el análisis de los resultados operativos y la situación financiera de la Compañía presentados conforme a las NIIF. Las medidas no basadas en las NIIF, incluido el EBITDA Ajustado, no son medidas del desempeño o la liquidez de la Compañía en virtud de las NIIF y no deben considerarse como medidas alternativas del resultado operativo o del resultado neto, ni del flujo de efectivo de las actividades operativas, de conformidad con las NIIF.

Datos de la industria y del mercado

La Emisora ha extraído la información sobre el mercado, la industria y las posiciones competitivas que se emplean a lo largo de este Suplemento de sus propias estimaciones e investigación interna, como así también de fuentes gubernamentales y de publicaciones de la industria, entre ellos información confeccionada por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas, la SE (conforme se define más abajo), la Subsecretaría de Energía, Minería e Hidrocarburos de la Provincia de Neuquén (la “Secretaría de Energía de Neuquén”), el INDEC y la autoridad regulatoria del gas (el “Ente Nacional Regulador del Gas” o el “ENARGAS”), BCRA, entre otras fuentes. Si bien la Emisora considera que las estimaciones y la investigación comercial interna son confiables y que las definiciones del mercado utilizadas son adecuadas, ni dichas estimaciones o investigación comercial, ni las definiciones, han sido verificadas por ninguna fuente independiente. Algunos datos también se basan en nuestras propias estimaciones, que se derivan de nuestra revisión de consultas y encuestas internas, así como de fuentes independientes. Asimismo, si bien la Emisora considera que la información proveniente de terceras fuentes es confiable, la Emisora no ha verificado en forma independiente los datos sobre el mercado, la industria o las posiciones competitivas provenientes de dichas fuentes.

Redondeo

La Emisora ha efectuado ajustes de redondeo a ciertos números contenidos en el presente Suplemento. Las cifras porcentuales incluidas en este Suplemento, en algunos casos, se han calculado sobre la base de dichas cifras antes de redondear. Por esta razón, ciertos porcentajes en este Suplemento pueden variar de aquellos obtenidos al realizar los mismos cálculos utilizando las cifras en los estados financieros. Como consecuencia de ello, números presentados como totales podrán no ser siempre sumas aritméticas de sus componentes, tal cual son presentadas.

TÉRMINOS TÉCNICOS Y REGULATORIOS

En este Suplemento,

“AFIP” significa la Administración Federal de Ingresos Públicos , reestructurada como ARCA en octubre de 2024;
“ARCA” significa la Agencia de Recaudación y Control Aduanero , autoridad fiscal nacional (anteriormente Administración Federal de Ingresos Públicos );
“ANSES” significa la Administración Nacional de la Seguridad Social ;
“BCRA” significa el Banco Central de la República Argentina , el Banco Central Argentino.
“bpe” significa barriles de petróleo equivalentes;
“CAMMESA” significa Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A., una sociedad anónima de gestión privada sin fines de lucro, de propiedad del Estado Nacional y de otras cuatro asociaciones que representan a los agentes del MEM con una participación del 20% cada una, encargada de la administración del MEM y del despacho de la electricidad al SADI;
“CNV” significa Comisión Nacional de Valores, la autoridad regulatoria argentina del mercado de capitales;
“ENARGAS” significa el Ente Nacional Regulador del Gas ;
“ENARSA” significa Energía Argentina Sociedad Anónima , una sociedad anónima controlada y administrada por el gobierno argentino para la exploración, explotación y comercialización de petróleo y gas natural, así como la generación, transmisión y comercialización de electricidad;
“ENRE” significa el Ente Nacional Regulador de la Electricidad ;
“NIIF” significa las Normas Internacionales de Información Financiera emitidas por la International Accounting Standards Board, vigentes periódicamente;
“INDEC” significa Instituto Nacional de Estadística y Censos de la República Argentina , la oficina nacional de censos y estadísticas;
“km” significa kilómetros ;
“m3” y “m3d” significa metros cúbicos y metros cúbicos por día , respectivamente;
“m3eq” y “m3eqd” metros cúbicos de petróleo equivalentes y metros cúbicos de petróleo equivalentes por día , respectivamente;
“Ministerio de Economía” significa el Ministerio de Economía Argentino , ex Ministerio de Hacienda y Finanzas Públicas, ex Ministerio de Economía y Finanzas Públicas;
“Ministerio de Energía” y “Ministerio de Energía y Minería” significa Ministerio de Energía y Minería , degradado a la categoría de secretaría y transformado en la Secretaría de Energía en 2018;
“mm3” y “mm3d” significa milímetros cúbicos y milímetros cúbicos por día, respectivamente;
“mm3eq” y “mm3eqd” significa milímetros cúbicos de petróleo equivalentes y milímetros cúbicos de petróleo equivalentes por día , respectivamente;
“MMbtu” significa millones de Unidades Térmicas Británicas ;
“MMm3” y “MMm3d” significa millones de metros cúbicos y millones de metros cúbicos por día , respectivamente;
“MLC” significa Mercado de Cambios , el mercado de divisas de Argentina;
“MW” significa Megawatts ;
“SE” significa Secretaría de Energía de la Nación ;
“SPE” significa Sociedad de Ingenieros del Petróleo ;
“TCF” significa trillones de pies cúbicos ;
“TGS” significa Transportadora de Gas del Sur S.A. ;
“TGN” significa Transportadora de Gas del Norte S.A. ; y
“WPC” significa Consejo Mundial del Petróleo .

RESUMEN DE LOS TÉRMINOS Y CONDICIONES DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES

A continuación se resumen los principales términos y condiciones específicos de las Obligaciones Negociables, los que deberán leerse en forma conjunta con la sección “Descripción de las Obligaciones Negociables” del presente. Estos términos y condiciones complementan los términos y condiciones generales que se detallan en la sección “De la Oferta y la Negociación—Términos y Condiciones de las Obligaciones Negociables” del Prospecto y deben ser leídos conjuntamente con estos últimos. Ciertos términos en mayúscula utilizados pero no definidos en el presente, tienen el significado que se les asigna en el Prospecto.

Emisora ........................................................ Descripción .................................................. Clase ............................................................. Contrato de Fideicomiso .............................

Tecpetrol S.A.

Obligaciones negociables simples no convertibles en acciones, no subordinadas, emitidas conforme con la Ley de Obligaciones Negociables y demás normas vigentes.

Las Obligaciones Negociables se emitirán de acuerdo con un contrato de fideicomiso o indenture (el “Contrato de Fideicomiso”), a ser celebrado en los términos del artículo 13 de la Ley de Obligaciones Negociables.

Para más información, véase la sección “ Descripción de las Obligaciones Negociables” de este Suplemento.

Moneda de Denominación, Suscripción y Pago .............................................................. Monto de la Emisión ...................................

Dólares Estadounidenses.

El valor nominal de las Obligaciones Negociables será de hasta U.S.$500.000.000 (dólares estadounidenses quinientos millones), ampliable hasta el Monto Máximo de Emisión, según se informe oportunamente en el aviso de resultados complementario al presente Suplemento que se publicará en la AIF, en el Boletín Diario de la BCBA, en la página web de A3 Mercados y en la página web de la Emisora (el “Aviso de Resultados”).

Fecha de Emisión y Liquidación ................ Será informada oportunamente mediante el Aviso de Resultados, y será a más tardar el quinto Día Hábil inmediatamente posterior a la Fecha de Cierre del Registro (tal como dicho término se define más adelante). Precio de Emisión y Liquidación ............... Será determinado por la Emisora conjuntamente con los Compradores Iniciales de conformidad con el procedimiento previsto en la sección “ Plan de Distribución ”, y será informado mediante el Aviso de Resultados. Fecha de Vencimiento ................................. Será entre el quinto y el séptimo aniversario contado desde la Fecha de Emisión y Liquidación o el Día Hábil inmediato posterior si este no fuese un Día Hábil (la “Fecha de Vencimiento”), según se informe en el Aviso de Resultados. Amortización ............................................... El capital de las Obligaciones Negociables será amortizado conforme se informe en el Aviso de Resultados. Suscripción e Integración ........................... Las Obligaciones Negociables serán suscriptas e integradas en dólares estadounidenses. Para más información, véase “ Plan de Distribución ” en el presente Suplemento.

Tasa de Interés ............................................ Fechas de pago de intereses ........................ Rango de las Obligaciones Negociables .....

Las Obligaciones Negociables devengarán intereses a una tasa fija respecto del monto de capital pendiente de pago de las Obligaciones Negociables. La Tasa de Interés será determinada por la Emisora conjuntamente con los Compradores Iniciales de conformidad con el procedimiento previsto en “ Plan de Distribución ”, y será informada mediante el Aviso de Resultados.

Los intereses se pagarán semestralmente por período vencido. Las fechas de pago de intereses serán informadas mediante la publicación del Aviso de Resultados. Si cualquier día de pago de cualquier monto bajo las Obligaciones Negociables no fuera un Día Hábil, dicho pago será efectuado en el Día Hábil inmediatamente posterior.

Las Obligaciones Negociables constituirán obligaciones no subordinadas, y tendrán igual prioridad de pago que todas las demás obligaciones con el mismo rango de privilegio y no subordinadas presentes y futuras de la Emisora. Las Obligaciones Negociables tendrán preferencia en su derecho de pago sobre todo el endeudamiento subordinado futuro de la Emisora, en la medida del valor de los activos en garantía de dichas obligaciones. Las Obligaciones Negociables estarán estructuralmente subordinadas a la deuda de nuestras subsidiarias, de existir.

Al 30 de junio de 2025, la Emisora tenía $1.073.275 millones (U.S.$890,7 millones) de empréstitos corrientes y no corrientes. Se informará en el Aviso de Resultados la suma de empréstitos corrientes y no corrientes, que no están garantizados, ajustado para tener en cuenta la emisión de las Obligaciones Negociables y el destino de los fondos.

Montos Adicionales ..................................... Todos los pagos realizados por, o en representación de la Emisora, en relación con las Obligaciones Negociables, según sea el caso, estarán libres de retenciones o deducciones de cualquier impuesto, arancel, o cualquier otra carga gubernamental impuesta por la Argentina o cualquiera de sus subdivisiones políticas o autoridades gubernamentales. Salvo que la retención o deducción de dichos impuestos sea exigida por ley o resulte necesaria en virtud de la interpretación o implementación impositiva, la Emisora pagará sujeto a ciertas excepciones los Montos Adicionales necesarios para asegurar que los tenedores de Obligaciones Negociables reciban los mismos montos que deberían haber recibido respecto de las Obligaciones Negociables en caso de no haberle sido aplicable tal deducción o retención. Para mayor información, véase “ Descripción de las Obligaciones Negociables—Montos Adicionales. ” Rescate Opcional Sin Prima Compensatoria En cualquier momento, a partir de la fecha y al precio de rescate que se informen en el Aviso de Resultados, la Emisora podrá, a su opción, rescatar las obligaciones negociables (en todo o en parte) según se establece en “ Descripción de las Obligaciones Negociables— Rescate Opcional Sin Prima Compensatoria ”, más intereses

devengados y pendientes de pago, si hubiere, hasta la fecha de rescate (exclusive). En cualquier momento previo a la fecha que se indique en el Aviso de Resultados, la Emisora podrá, a su opción, en una o más ocasiones, rescatar cualquiera de las Obligaciones Negociables (incluyendo Obligaciones Negociables Adicionales emitidas después de la Fecha de Emisión), en su totalidad o en forma parcial, a un precio de rescate “con prima compensatoria”. Para más información véase “ Descripción de las Obligaciones Negociables— Rescate Opcional Con Prima Compensatoria .”

Rescate Opcional Con Prima Compensatoria En cualquier momento previo a la fecha que se indique en

La Emisora podrá rescatar en cualquier momento, hasta la fecha que sea informada en el Aviso de Resultados, hasta el 35% del monto del capital total de las Obligaciones Negociables al precio que sea informado en el Aviso de Resultados, con fondos provenientes de cualquier oferta de acciones más los intereses devengados e impagos hasta, pero excluyendo, a la fecha de rescate. Para más información véase “ Descripción de las Obligaciones Negociables—Rescate Opcional Con Fondos de Ofertas de Acciones .” La Emisora podrá rescatar las Obligaciones Negociables, en todo pero no en parte, a un precio equivalente al 100% del capital pendiente de pago de las Obligaciones Negociables con más los intereses devengados y no pagados a tal fecha junto a cualesquier Monto Adicional en virtud de la ocurrencia de determinados cambios en las regulaciones impositivas aplicables de la Argentina. Para mayor información véase “ Descripción de las Obligaciones Negociables—Rescate Opcional— Rescate Opcional debido a Evento Fiscal .”

Rescate Opcional con Fondos de Ofertas de Acciones .......................................................

Rescate Opcional debido a Evento Fiscal …

En virtud de la ocurrencia de un Evento de Cambio de Control (según dicho término se define más adelante en el presente Suplemento) se nos requerirá llevar adelante una oferta de recompra por todas las Obligaciones Negociables pendientes en circulación a un precio igual a 101% del capital pendiente de pago de las Obligaciones Negociables con más Montos Adicionales (en caso de ser aplicable) y los intereses devengados y no pagados a tal fecha junto a cualesquier Monto Adicional. Para mayor información véase “ Descripción de las Obligaciones Negociables— Evento de Cambio de Control .”

Cambio de Control ......................................

El Contrato de Fideicomiso que regirá a las Obligaciones Negociables contendrá ciertos compromisos que limitarán la capacidad de la Sociedad de, entre otras cosas, para:

Ciertos Compromisos .................................

contraer o garantizar deuda adicional;
pagar dividendos o realizar otros pagos restringidos;
• incurrir en ciertos gravámenes; • realizar ciertas inversiones;

realizar transacciones con sus afiliadas; y
consolidar, fusionar o vender la totalidad o la mayor parte de sus activos.

Estos compromisos están sujetos a un número de salvedades y excepciones importantes. Adicionalmente, si las Obligaciones Negociables obtuvieran al menos dos calificaciones de riesgo emitidas por dos agencias calificadoras de riesgo, y siempre y cuando no se haya producido ningún evento de incumplimiento bajo las mismas, ciertos de los compromisos antes mencionados serán dispensados, siempre y cuando no se produzca una reducción en la calificación de riesgo de las Obligaciones Negociables. Para mayor información, ver “ Descripción de las Obligaciones Negociables—Suspensión de Compromisos.”

Destino de los Fondos ..................................

La Sociedad tiene la intención de destinar los fondos que reciba en virtud de la emisión de las Obligaciones Negociables, netos de comisiones y gastos, de conformidad con los requisitos del Artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables y las demás leyes y reglamentaciones aplicables vigentes en Argentina, para los siguientes propósitos: (a) el repago y/o la refinanciación del endeudamiento existente, principalmente deuda bancaria y financiera a corto plazo, incluida la financiación a través de descubiertos en cuentas corrientes con entidades financieras nacionales, por hasta un importe equivalente al monto de capital total de las Obligaciones Negociables, y/o (b) inversiones en propiedades, plantas y equipos - exploración, evaluación y desarrollo activos ubicados en Argentina, y/o (c) capital de trabajo en Argentina, y/o (d) adquisición de nuevas compañías o negocios en Argentina, (e) contribuciones de capital y/o financiamiento de actividades comerciales de algunas de nuestras subsidiarias o empresas vinculadas, y/o (f) necesidades generales de financiación relacionadas con nuestras actividades comerciales.

Para mayor información, véase “Destino de los Fondos” de este Suplemento.

Forma de las Obligaciones Negociables, compensación y liquidación ........................

Monto de Suscripción Mínimo, Denominaciones Mínimas y Unidad Mínima de Negociación .............................................

Las Obligaciones Negociables se emitirán en la forma de una o más Obligaciones Negociables Globales (según se define más adelante) sin cupones, registradas a nombre de una persona designada de DTC, en carácter de depositario, por cuenta de sus participantes directos e indirectos, incluyendo Euroclear y Clearstream. Véase “ Descripción de las Obligaciones Negociables—Forma de las Obligaciones Negociables, Compensación y Liquidación .” Las Obligaciones Negociables se emitirán en denominaciones mínimas y unidades mínimas de negociación de U.S.$1.000 y múltiplos enteros de U.S.$1.000 por encima de dicha suma. Esta oferta requerirá un monto de suscripción mínimo de U.S.$10.000.

Listado/Negociación .................................... Restricciones a la Transferencia ................

Emisiones adicionales .................................

Jurisdicción y Ley Aplicable ......................

La Emisora ha solicitado autorización para el listado de las Obligaciones Negociables en BYMA y para la negociación en A3 Mercados.

Las Obligaciones Negociables no han sido registradas conforme con la Securities Act de la Securities and Exchange Commission, por lo que las Obligaciones Negociables podrán estar sujetas a restricciones a la transferencia, pudiendo ser ofrecidas sólo en determinadas transacciones. Véase “ Restricciones a la Transferencia ” del presente Suplemento.

Oportunamente, podremos crear y emitir nuevas Obligaciones Negociables, sujeto a la autorización de la CNV, sin el consentimiento de los Tenedores de cualquiera de dichas Obligaciones Negociables en circulación, así como crear y emitir nuevas Obligaciones Negociables con los mismos términos y condiciones que las Obligaciones Negociables en circulación o que sean iguales a ellas en todo aspecto (excepto por sus fechas de emisión, fecha de inicio del devengamiento de intereses y/o sus precios de emisión). Dichas Obligaciones Negociables serán consolidadas con las Obligaciones Negociables y formarán una Clase única con las mismas.

El Contrato de Fideicomiso y las Obligaciones Negociables se rigen por las leyes del Estado de Nueva York, Estados Unidos, y se interpretarán de acuerdo con las mismas. Sin perjuicio de ello, la Ley de Obligaciones Negociables rige los requisitos para que las Obligaciones Negociables califiquen como obligaciones negociables no convertibles en acciones , mientras que dicha ley, junto con la Ley General de Sociedades N°19.550, según fuera modificada de tiempo en tiempo, y cualesquier otra ley y regulación aplicable en Argentina rigen todos aquellos aspectos relacionados con la capacidad y autorizaciones para ejecutar y entregar las Obligaciones Negociables, la autorización de la CNV para la oferta pública de las Obligaciones Negociables en la Argentina y ciertos aspectos en relación con la asamblea de obligacionistas.

La Emisora se someterá en forma irrevocable a la jurisdicción no exclusiva de cualquier tribunal estatal o federal con asiento en el Distrito de Manhattan, Ciudad de Nueva York, Estado de Nueva York, Estados Unidos de América, o de cualquier tribunal argentino competente con asiento en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, a los efectos de cualquier acción o procedimiento que surja con motivo de, o se relacione con, las Obligaciones Negociables.

Acción Ejecutiva ..........................................

Bajo los términos del Artículo 29 de la Ley de Obligaciones Negociables, los títulos valores que revisten el carácter de obligaciones negociables confieren a sus tenedores el derecho de iniciar una acción ejecutiva a fin de perseguir el cobro del capital e intereses vencidos bajo las Obligaciones Negociables (incluyendo Montos Adicionales), derecho este que no podrá ser restringido ni afectado sin el previo

consentimiento de dicho tenedor. Todo depositario podrá entregar, y todo titular beneficiario tiene el derecho de obtener, de acuerdo con el Artículo 129 de la Ley de Mercado de Capitales, certificados respecto de las Obligaciones Negociables representadas por una obligación negociable global, a ser extendidos a favor de cualquier titular beneficiario sujeto a ciertas limitaciones establecidas en el Contrato de Fideicomiso. Estos certificados permiten a los titulares beneficiarios iniciar acciones judiciales ante cualquier tribunal competente de Argentina, entre ellas acciones ejecutivas, a fin de obtener el pago de cualquier suma vencida bajo las Obligaciones Negociables.

Compradores Iniciales ................................ Colocadores Locales ....................................

Fiduciario, Agente de Registro, Agente de Transferencia y Agente de Pago ................

BBVA Securities Inc., Citigroup Global Markets Inc., Itaú BBA USA Securities, Inc. y Santander US Capital Markets LLC y Balanz Capital UK LLP.

Balanz Capital Valores S.A.U., Banco Santander Argentina S.A., Macro Securities S.A.U. y Banco de Galicia y Buenos Aires S.A.

The Bank of New York Mellon.

Representante del Fiduciario en Argentina, Agente de Registro y Agente de Transferencia Banco Santander Argentina S.A. en Argentina y Agente de Pago en Argentina

Factores de Riesgo .......................................

Calificación de Riesgo .................................

Códigos ISIN y CUSIP ................................

Los inversores deben considerar detalladamente la información de este Suplemento. Ver “ VI. Factores de Riesgo ” en el Prospecto y “ Factores de Riesgo Adicionales ” en este Suplemento para una descripción de ciertos riesgos significativos en relación con una inversión en las Obligaciones Negociables.

Serán informados mediante la publicación del Aviso de Resultados.

FACTORES DE RIESGO ADICIONALES

Una inversión en Obligaciones Negociables representa un alto grado de riesgo. Los posibles inversionistas deben considerar cuidadosamente los riesgos descritos a continuación junto con toda otra información divulgada en cualquier otra parte del Prospecto, en este Suplemento y en cualquier otro documento complementario al Prospecto y/o al Suplemento antes de tomar una decisión sobre la inversión. Nuestro negocio, nuestra situación financiera y resultados de las operaciones, incluida nuestra capacidad para cancelar las Obligaciones Negociables, podrían verse sustancial y adversamente afectadas por cualquiera de estos riesgos. En especial, nuestras operaciones y ganancias están sujetas a riesgos como el resultado de cambios en las condiciones competitivas, económicas, políticas, legales, regulatorias, sociales, industriales, comerciales y financieras. El precio de cotización de las Obligaciones Negociables podría disminuir debido a cualquiera de estos riesgos, y los inversionistas podrían perder la totalidad o parte de sus inversiones. Los riesgos descritos a continuación son aquellos conocidos por nosotros y que actualmente creemos que podrían afectarnos sustancialmente. Los riesgos adicionales no conocidos actualmente por nosotros o que nosotros no consideramos en la actualidad como importantes podrían asimismo perjudicar el negocio.

Este Suplemento contiene asimismo declaraciones sobre hechos futuros que incluyen riesgos e incertidumbres. Remitirse a “Declaraciones sobre Hechos Futuros”. Nuestros resultados reales pueden diferir significativa y negativamente de aquellos anticipados en estas proyecciones futuras como consecuencia de ciertos factores, que incluyen los riesgos descritos a continuación y en cualquier otro lugar de este Suplemento.

Riesgos relacionados con Argentina

Somos altamente dependientes de las condiciones macroeconómicas de Argentina.

Nuestros resultados comerciales y financieros dependen en gran medida de las condiciones macroeconómicas, políticas, regulatorias y sociales de Argentina. Somos una sociedad constituida en virtud de las leyes de Argentina y casi todas nuestras operaciones, activos e ingresos se encuentran o derivan de Argentina. La economía argentina ha experimentado una volatilidad significativa en las últimas décadas, caracterizada por períodos de crecimiento bajo o negativo, altos niveles de inflación y devaluación de la moneda, y podría experimentar más volatilidad en el futuro.

En años recientes, las condiciones económicas en Argentina incluyeron la imposición de controles cambiarios, controles de precio, incremento de la intervención directa del Estado en la economía, modificación a leyes y reglamentaciones que afectaron al comercio exterior y a las inversiones extranjeras directas, aumento de la inflación, un déficit fiscal en aumento y limitaciones de la capacidad de Argentina de cumplir con su deuda soberana. Entre el 2016 y el 2019 el gobierno de Mauricio Macri impulsó una serie de medidas tendientes a reordenar las variables económicas. Sin embargo, la alta inflación y la depreciación de la moneda obligaron al gobierno a la re-implementación de medidas excepcionales, tales como los controles de cambio que habían sido eliminados entre 2015 y 2016.

Adicionalmente, durante el año 2020, el gobierno de Alberto Fernández tuvo que hacer frente a la pandemia de Covid-19 imponiendo una serie de medidas que afectaron a la economía argentina.

Asimismo, durante el año 2023 se llevó a cabo un proceso electoral a nivel nacional, provincial y local. En este sentido, a lo largo del año (i) se realizaron las elecciones presidenciales de la República Argentina; (ii) se eligió el jefe de gobierno de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y los gobernadores de 21 provincias; (iii) se renovó la mitad de la Cámara de Diputados de la Nación; (iv) se renovó un tercio del Senado de la Nación y (v) hubo elecciones para los cargos de legisladores provinciales, intendentes y concejales municipales.

El 19 de noviembre de 2023, Javier Milei fue electo como el próximo presidente de Argentina en representación del partido político La Libertad Avanza que tomó posesión el 10 de diciembre de 2023, venciendo a su contrincante en un balotaje con un 55,7% de los votos. El gobierno se enfrenta a una delicada situación económica:

la inflación continúa siendo alta y puede continuar en niveles similares en el futuro; de acuerdo con un informe publicado por el INDEC, al 31 de diciembre de 2023 el índice de inflación acumulado en 2023 medido por el IPC fue del 211,4%, la más elevada desde 1991, mientras que la inflación acumulada de 2024 fue de 112% y de enero a septiembre de 2025 fue de 22,0%;

en el segundo trimestre de 2025 el PBI mostró un aumento del 6,3% con relación al mismo período del año anterior;
la deuda pública de Argentina como un porcentaje del PBI continúa siendo elevada; no obstante, este porcentaje ha ido disminuyendo desde 2023;
el aumento discrecional del gasto público ha generado y podría continuar generando déficit fiscal;
la inversión como porcentaje del PBI continúa siendo muy baja;
podrían llevarse a cabo una cantidad significativa de manifestaciones o huelgas, como sucedió en el pasado, que podrían afectar adversamente los distintos sectores de la economía argentina;
el suministro de energía o gas natural podría no ser suficiente para abastecer la actividad industrial (limitando así el desarrollo industrial) y el consumo interno;
el desempleo y el empleo informal continúan siendo elevados; y
el peso se devaluó aproximadamente un 22,3% durante los primeros ocho meses de 2025.

Además, la economía argentina es particularmente sensible a las fluctuaciones del plano político local. En Argentina se celebran elecciones legislativas cada dos años, lo que da lugar a la renovación parcial de ambas cámaras del Congreso.

El 7 de septiembre de 2025 se realizaron las elecciones legislativas de medio término en la Provincia de Buenos Aires. La oposición, liderada por el Gobernador Axel Kicillof, obtuvo aproximadamente el 47% de los votos, mientras que el partido oficialista del Presidente Milei, La Libertad Avanza, obtuvo cerca del 34%. Luego del resultado de la elección, el mercado de capitales internacional respondió negativamente, lo que generó un incremento en la volatilidad de los valores negociables argentinos y en una disminución del precio de las acciones argentinas.

El 26 de octubre de 2025 se celebraron las elecciones legislativas nacionales de medio término en Argentina. El objetivo de las elecciones de medio término era renovar 127 de los 257 escaños de la Cámara de Diputados, la Cámara baja del Congreso argentino, y 24 de los 72 escaños del Senado, la Cámara Alta. El partido del presidente Javier Milei, La Libertad Avanza, obtuvo aproximadamente el 40,7 % de los votos nacionales para la Cámara de Diputados y aproximadamente el 42,0 % para el Senado, mientras que el principal partido de la oposición, Fuerza Patria, obtuvo aproximadamente el 31,7 % de los votos nacionales para la Cámara de Diputados y aproximadamente el 28,4 % para el Senado. Al día siguiente de las elecciones, los mercados financieros argentinos reaccionaron de manera positiva: el peso se apreció frente al dólar estadounidense, los títulos públicos argentinos subieron y los índices bursátiles registraron ganancias significativas, lo que refleja una mayor confianza de los inversores en la continuidad de las políticas del gobierno. Sin embargo, a pesar de la mejora inmediata en la confianza del mercado, no hay garantía de que estas condiciones se mantengan a lo largo del tiempo. La oposición política o social a las medidas de reforma del gobierno, los acontecimientos externos adversos o los retrasos en la implementación de políticas estructurales podrían revertir estas tendencias y generar volatilidad en los mercados financieros argentinos, lo que afectaría negativamente al acceso al financiamiento internacional, al valor del peso argentino y a la estabilidad general de la economía argentina. Adicionalmente, el resultado de estas elecciones puede dar lugar a cambios en las políticas gubernamentales que podrían afectar a nuestro negocio. No podemos garantizarles que se produzcan dichos cambios o, si ocurren, estimar su fecha o sus posibles efectos en nuestras operaciones y nuestra situación financiera.

De acuerdo con el informe de MSCI, Argentina fue considerada un mercado emergente hasta junio de 2021, cuando se la declaró un mercado independiente. Las condiciones económicas y de mercado en Argentina y en los mercados emergentes, especialmente aquellos en América Latina, influyen en el mercado de valores emitidos por compañías argentinas. La volatilidad en los mercados de valores en América Latina y en los países de mercados emergentes, así como los potenciales aumentos en las tasas de interés en Estados Unidos y otros países desarrollados, pueden tener un impacto negativo en el valor de negociación de nuestros valores de capital y en nuestra capacidad y los términos en los que podemos acceder a los mercados de capitales internacionales. Además, los mercados independientes incluyen riesgos adicionales, tales como restricciones gubernamentales que pueden limitar las inversiones y los riesgos asociados con acontecimientos políticos. El 24 de junio de 2025, MSCI mantuvo a la Argentina en la categoría de “ mercado independiente ”, considerando que el país aún no cumple los criterios mínimos en materia de liquidez, acceso al mercado y marco regulatorio para ser reclasificado.

Existen demandas pendientes contra el gobierno argentino ante el CIADI que podrían implicar nuevas

sentencias contra el gobierno argentino, lo que a su vez podría tener un efecto sustancialmente adverso en la capacidad del gobierno argentino para implementar reformas y fomentar el crecimiento económico. No podemos garantizar que en el futuro el gobierno argentino no incumplirá sus obligaciones.

En esta etapa inicial, y debido a la frágil situación económica y financiera actual de Argentina, no podemos anticipar cuáles serán sus medidas político-económicas iniciales ni cuándo comenzarán a tener efecto. Véase “ ⸻La incertidumbre política en torno a las medidas que adopte el gobierno argentino podría afectar a las condiciones macroeconómicas, políticas, regulatorias o sociales de Argentina” del Suplemento.

La economía argentina puede resultar afectada adversamente si las presiones sociales y políticas impiden la implementación por parte del gobierno argentino de políticas diseñadas para controlar la inflación, bajar el déficit fiscal, promover inversiones productivas, generar crecimiento y mejorar la confianza de los inversores y consumidores, o si las políticas implementadas por el gobierno argentino diseñadas para alcanzar esos objetivos no son exitosas. Estos sucesos podrían afectar en forma sustancialmente adversa la situación financiera y los resultados de nuestras operaciones.

Una disminución de la demanda internacional de productos argentinos, la pérdida de competitividad de los productos y servicios argentinos con respecto a otros mercados, una disminución de la confianza entre los consumidores e inversionistas locales y extranjeros, la imposibilidad del gobierno de disminuir la tasa de inflación y las incertidumbres políticas futuras, factores macroeconómicos externos, inestabilidad política, la imposibilidad de cumplir con los requisitos bajo préstamo del FMI, la imposibilidad de bajar el gasto público, renegociar la deuda interna, entre otros factores, podrían afectar el desarrollo de la economía argentina.

La volatilidad de la economía argentina y de las medidas adoptadas por el gobierno argentino han tenido y se espera que sigan teniendo un gran impacto sobre nosotros. No podemos proporcionar ninguna garantía de que los eventos económicos, sociales y políticos futuros en Argentina, sobre los que no tenemos control alguno, no perjudiquen nuestras condiciones comerciales y financieras ni los resultados de las operaciones.

La incertidumbre política en torno a las medidas que adopte el gobierno argentino podría afectar a las condiciones macroeconómicas, políticas, regulatorias o sociales de Argentina.

El gobierno argentino se enfrenta a retos macroeconómicos singulares, como reducir la tasa de inflación, lograr superávit comercial y fiscal, acumular reservas, sostener el peso, refinanciar la deuda contraída con acreedores privados y mejorar la competitividad de la industria local en función de los distintos factores que la afectan.

El gobierno de Milei ha sancionado el Decreto Nº70/2023, que contempla varias medidas para reducir el tamaño de la administración pública y el gasto público y desregular la economía. Entre otras cuestiones, se faculta a la SE a redeterminar la estructura de subsidios al gas natural en base al porcentaje de ingresos.

Además, el 27 de diciembre de 2023, el poder ejecutivo argentino envió al congreso nacional un proyecto de ley titulado " Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos ". El proyecto de ley declara la emergencia pública en materia económica, financiera, fiscal, previsional, de defensa, tarifaria, energética, sanitaria y social hasta el 31 de diciembre de 2025, prorrogable por dos años más, y delega una serie de facultades legislativas en el poder ejecutivo argentino mientras dure la emergencia. El proyecto de ley también incluye una serie de reformas legales, institucionales, tributarias y penales que afectan a diversos sectores de la economía, incluyendo varios cambios en la Ley de Hidrocarburos N° 17.319, sus modificatorias y complementarias (la “Ley de Hidrocarburos”). Para mayor información, véase “ Marco Regulatorio ”.

El 14 de marzo de 2024, la Cámara de Senadores del Congreso de la Nación, votó por el rechazo del Decreto, encontrándose aún pendiente de tratamiento por parte de la Cámara de Diputados del Congreso de la Nación. En caso de que la Cámara de Diputados vote de igual manera por el rechazo del mismo, el Decreto quedará sin efecto; en caso de que vote afirmativamente, mantendrá su vigencia dado que ambas Cámaras deben rechazar expresamente un Decreto de Necesidad y Urgencia para lograr que el mismo no tenga vigencia.

Es difícil predecir el impacto de las medidas implementadas por el gobierno hasta la fecha y/o las futuras medidas y/o el resultado del ambicioso esquema de desregulación que se intenta aplicar mediante el Decreto N°70/2023 y el mencionado proyecto de ley que se encuentra en etapa de tratamiento por comisiones de asesoramiento. Dichas medidas podrían afectar a la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía.

La capacidad de Argentina para obtener financiamiento de los mercados internacionales es limitada, lo que podría afectar su capacidad para implementar reformas y generar crecimiento económico sostenible.

El gobierno argentino ha incumplido con los pagos de sus instrumentos de deuda soberana en el pasado. Como resultado, el gobierno argentino puede no tener acceso al financiamiento internacional, o su acceso puede ser costoso, lo que puede limitar su capacidad para realizar inversiones y fomentar el crecimiento económico. Además, las empresas del sector privado del país también pueden tener dificultades para acceder al financiamiento internacional o para acceder a precios razonables, como ha ocurrido en ocasiones anteriores.

Adicionalmente, en junio de 2018 el gobierno argentino y el FMI firmaron un acuerdo de préstamo a tres años por valor de 50.000 millones de dólares, que se modificó a 57.100 millones de dólares, reprogramándose los desembolsos, con un anticipo de aproximadamente U.S.$13.400 millones hasta diciembre de 2018, totalizando U.S.$28.400 millones para el año 2018, y unos U.S.$22.650 millones en 2019. Sin embargo, el FMI suspendió los desembolsos después de septiembre de 2019, cancelando el programa; por lo tanto, el monto total desembolsado al cierre de 2019 ascendía a aproximadamente U.S.$44.500 millones (el "Acuerdo FMI 2018"). Tras un informe del FMI en febrero de 2020 en el que se afirmaba que la deuda de Argentina podría no ser sostenible, el gobierno argentino solicitó iniciar conversaciones con el FMI para renegociar el Acuerdo FMI 2018.

Durante el año 2020, el gobierno argentino llevó a cabo negociaciones con acreedores de la deuda Argentina tanto bajo legislación extranjera como legislación argentina, a los efectos de lograr un camino para la sostenibilidad de la deuda de Argentina. Luego de diversas negociaciones, el 31 de agosto de 2020, el gobierno argentino anunció que había obtenido los consentimientos requeridos para canjear el 99,01% del monto total de capital pendiente de todas las series de Bonos Elegibles bajo ley extranjera, tras lo cual se consumó el canje. Por su parte, el 4 de abril de 2022 se concluyó definitivamente el canje de deuda externa bajo ley local. La adhesión de los bonistas privados logró alcanzar el 99,75%.

El 3 de marzo de 2022, el gobierno argentino y el FMI anunciaron que se llegó a un acuerdo a nivel del personal técnico. El acuerdo se basa en lo que se conoce como Servicio Ampliado del FMI, que incluye 10 revisiones que se realizan de manera trimestral durante dos años y medio (el “Acuerdo SAF”). Desde la finalización de la cuarta revisión, los principales objetivos del programa no se alcanzaron, como consecuencia de la sequía sin precedentes y desviaciones de las políticas. En un contexto de elevada inflación y crecientes presiones sobre la balanza de pagos, se acordó el 28 de julio de 2023 un nuevo paquete de medidas centrado en fortalecer las reservas y reforzar el orden fiscal. El 13 de junio de 2024 el FMI concluyó la octava revisión, luego de la cual el FMI desembolsó aproximadamente U.S.$800 millones al gobierno argentino para sostener la recuperación económica y reforzar las reservas fiscales y externas. Con esto, los desembolsos totales en el marco del Acuerdo SAF ascienden a aproximadamente U.S.$41,4 millones.

Con fecha 11 de marzo de 2025, el Poder Ejecutivo argentino emitió el Decreto de Necesidad y Urgencia N°179/2025 que aprobó un nuevo acuerdo a 10 años (el “Programa de Facilidades Extendidas”) a celebrarse con el FMI, cuyo propósito consiste en refinanciar pasivos, incluyendo letras del tesoro no transferibles y los montos pendientes de amortización bajo el actual Acuerdo SAF. El 11 de abril de 2025, Argentina anunció el Programa de Facilidades Extendidas de 48 meses acordado con el FMI por un monto de U$S 20.000 millones. El mencionado programa será utilizado para fortalecer las reservas del BCRA, levantar las restricciones cambiarias y consolidar los resultados del programa económico. El Programa de Facilidades Extendidas cuenta con un plazo de 10 años y 4 años y medio de gracia de pagos de capital; y sus desembolsos de 2025 serán de U.S.$ 15.000 millones que ingresarán a lo largo del año. El 15 de abril de 2025, en cumplimiento del Programa de Facilidades Extendidas, el BCRA recibió el primer desembolso por parte del FMI por un monto total de U.S.$ 12.000 millones.

Adicionalmente, el 11 de abril de 2025, el Banco Mundial y el Banco Interamericano de Desarrollo (“BID”) aprobaron una asistencia financiera a la Argentina en el marco de sus respectivos programas plurianuales por un importe de 10.000 millones de U.S.$. El 8 de mayo de 2025, el BID confirmó que Argentina recibirá 500 millones de U.S.$ para fortalecer su balanza de pagos y avanzar en las reformas estructurales. El préstamo forma parte de un paquete de financiamiento de 10 mil millones de U.S.$ que el BID aportará a los sectores público y privado de Argentina durante los próximos tres años.

En el supuesto en que el Estado Nacional no cumpla con los compromisos y metas económicas y fiscales

acordadas con el FMI, o que el acuerdo no sea aprobado por el Directorio Ejecutivo del FMI, la Argentina podría verse en situación de default respecto a la deuda contraída con el FMI y, en consecuencia, su situación financiera y económica podrían verse adversamente afectadas.

En octubre de 2022, fue renegociada la deuda que la Argentina mantenía con el Club de París. El acuerdo es una adenda al firmado en 2014 por el entonces Ministro de Economía Axel Kicillof y reconoce un monto de capital por U.S.$1.971 millones, extendiendo un período de repago de trece cuotas semi-anuales, empezando en diciembre de 2022 para cancelarse definitivamente en septiembre de 2028. A su vez, se estableció una mejora en la tasa de interés pasando de pagar un 9% al 3,9% en las primeras tres cuotas, con un aumento paulatino hasta el 4,5%. El perfil de pagos implica una cuota promedio semestral de $170 millones (capital e intereses incluidos). En los próximos dos años Argentina devolverá un 40% del capital adeudado.

A pesar de las reestructuraciones de deuda desde 2020, los mercados internacionales siguen mostrando dudas sobre la sostenibilidad de la deuda argentina, como lo indican los elevados índices de riesgo país, aunque se ha registrado una disminución significativa desde 2024. A lo largo de 2025, el riesgo país ha fluctuado entre 600 y 800 puntos básicos. No podemos garantizar que se mantengan las calificaciones crediticias de Argentina, y estas podrían ser rebajadas, suspendidas o retiradas. Tampoco podemos garantizar que Argentina cumpla los objetivos fijados por el FMI o el Club de París o que sea capaz de gestionar sus elevados niveles de deuda pública y comercial externa. Cualquier rebaja, suspensión o cancelación de la calificación de la deuda soberana de Argentina, o cualquier incumplimiento de los acuerdos, podría tener efectos adversos en la economía argentina, en la capacidad del gobierno para obtener financiamiento en los mercados de capitales internacionales y, en consecuencia, en nuestra capacidad para obtener financiamiento en condiciones favorables o en absoluto.

A la fecha del presente Suplemento no se puede predecir con exactitud los efectos que pueda tener la falta de éxito, en la economía y situación financiera argentina y, en consecuencia, en la situación financiera de la Compañía; pero ello podría afectar negativamente la capacidad del gobierno argentino de emitir títulos de deuda u obtener términos favorables cuando surja la necesidad de acceder a los mercados de capitales internacionales y, en consecuencia, la capacidad de la Compañía para acceder a estos mercados también podría ser limitada.

Las fluctuaciones significativas en el valor del peso podrían afectar la economía argentina y nuestro desempeño financiero.

Las fluctuaciones en el valor del Peso también pueden afectar de manera adversa la economía argentina, los negocios, la situación patrimonial y los resultados de nuestras operaciones. Una porción importante de nuestros ingresos e inversiones está vinculada al Dólar. Por lo tanto, estamos expuestos a riesgos asociados con las fluctuaciones del Peso respecto del Dólar, debiendo tenerse presente que, desde enero de 2002, el valor del Peso ha fluctuado significativamente. La devaluación del Peso puede tener un impacto negativo sobre la capacidad de determinadas empresas argentinas de pagar sus deudas en moneda extranjera, puede generar inflación, reducir sustancialmente los salarios en términos reales y poner en peligro la estabilidad de los negocios, como los nuestros, cuyo éxito depende en mayor medida de la demanda del mercado interno, pudiendo también afectar adversamente la capacidad del Gobierno Nacional de pagar sus obligaciones de deuda externa. De acuerdo al tipo de cambio informado por la Comunicación “A” 3500 del BCRA, la devaluación del Peso Argentino respecto al Dólar Estadounidense ascendió a un total de 21,9% en 2016, 18,4% en 2017, 101,4% en 2018, 58,4% en 2019, 40,5% en 2020, 22,1% en 2021, 72,4% en 2022, 356,4% en 2023, 27,7% en 2024 y 28,2% durante los primeros ocho meses de 2025.

Para más información sobre el actual marco regulatorio de los controles cambiarios, véase la sección “ Capítulo XVI. Información Adicional – Controles de Cambio ” y “ Capítulo VI. Factores de Riesgo. Riesgos relacionados con la Argentina – Los controles cambiarios y las restricciones en el ingreso y salida de capitales podrían limitar la disponibilidad de crédito internacional, afectando negativamente la economía argentina, y, como resultado de ello, nuestra situación financiera y los resultados de las operaciones ” del Prospecto. La reinstauración de los controles cambiarios en Argentina trajo como consecuencia la profundización de la brecha entre el tipo de cambio oficial y el valor de algunas operaciones de mercado de capitales frecuentemente utilizadas para la obtención de dólares (Dólar “MEP” y “contado con liquidación”). Sin embargo, debido a las nuevas regulaciones cambiarias anunciadas por el gobierno nacional el 11 de abril de 2025, la brecha se ha achicado y, a la fecha de este Suplemento, entendemos que no es significativa.

El entorno macroeconómico argentino en el que operamos se vio afectado por la depreciación antes mencionada, lo que tuvo efecto en nuestra situación financiera y económica. Si el Peso se depreciara aún más, volverían a producirse todos los efectos negativos sobre la economía argentina asociados a dicha depreciación, con consecuencias adversas para nuestros negocios, situación patrimonial y resultados de nuestras operaciones.

No podemos predecir en qué medida el valor del peso podría depreciarse y cómo esas fluctuaciones podrían afectar la demanda de nuestros productos y servicios. Asimismo, no podemos asegurar que el gobierno argentino no realizará más cambios regulatorios que nos impidan o limiten la compensación del riesgo derivado de nuestra exposición a otras monedas y, si así fuera, el impacto que estos cambios tendrán sobre nuestra situación financiera y los resultados de las operaciones.

Por otra parte, la futura recaudación impositiva y resultados fiscales de la República Argentina podrían ser insuficientes para cumplir con sus obligaciones de servicio de deuda, y el país podría verse obligado a depender en parte de financiación adicional de los mercados de capitales locales e internacionales, el FMI y otros acreedores potenciales, para cumplir sus obligaciones de servicio de deuda futuras. En el futuro, la República Argentina podría no ser capaz o no estar dispuesta a acceder a los mercados de capitales internacionales o locales, lo que podría tener un efecto adverso significativo sobre la capacidad de la República Argentina de cumplir con los pagos de su deuda pública pendiente, y a su vez podría afectar en forma significativa y adversa la situación financiera y los resultados de nuestras operaciones.

La alta inflación constante podría continuar teniendo un efecto negativo en la economía argentina y en nuestro desempeño financiero.

Las elevadas tasas de inflación actualmente debilitan significativamente la economía argentina y la capacidad del gobierno de promover las condiciones que podrían permitir un crecimiento estable. En los últimos años, la Argentina se ha enfrentado a presiones inflacionarias, evidenciadas por precios significativamente más altos de combustible, energía y alimentos, entre otros factores.

Durante 2020, el índice de inflación medido por el IPC del INDEC para 2022, 2023 y 2024 fue del 94,8%, 211,4% y 117,8%, respectivamente. Adicionalmente, la inflación acumulada para los primeros nueve meses de 2025 fue de 22,0%. En el pasado, el gobierno argentino implementó programas para controlar la inflación y controlar los precios de bienes y servicios esenciales, incluidos los intentos de congelamiento de precios de ciertos productos de supermercado y acuerdos de precios realizados entre el gobierno argentino y empresas del sector privado de diversas industrias y mercados, que no trataron las causas estructurales de la inflación y fracasaron en los intentos por reducirla.

Los altos índices de inflación afectan la competitividad de Argentina en el exterior, la desigualdad social y económica, lo que impacta en forma negativa sobre el empleo, el consumo y el nivel de actividad económica y debilita la confianza en el sistema bancario nacional, lo que podría a su vez limitar la disponibilidad y el acceso de empresas locales a créditos nacionales e internacionales. A su vez, una parte de la deuda argentina está ajustada según el Coeficiente de Estabilización de Referencia (“CER”), un índice monetario estrechamente relacionado con la inflación. Por lo tanto, cualquier aumento significativo de la inflación ocasionaría un incremento de la deuda externa argentina y, consecuentemente, de las obligaciones financieras del país, lo cual podría exacerbar la presión sobre la economía argentina.

Los desequilibrios fiscales de Argentina, la dependencia del ingreso de divisas extranjeras para cubrir el déficit fiscal y las rigideces que históricamente han limitado la capacidad de la economía de absorber y adaptarse a factores externos han contribuido a la severidad de la crisis actual.

Las tasas de inflación podrán continuar siendo altas o aumentar en el futuro y existe incertidumbre sobre los efectos que podrían tener las medidas adoptadas, o que pudiera adoptar en el futuro el gobierno argentino para controlar la inflación. Si la inflación continúa siendo alta o continúa creciendo, la economía argentina podría continuar viéndose negativamente afectada y nuestros resultados de operaciones se verían significativamente afectados.

La credibilidad de varios índices económicos de Argentina ha sido cuestionada, lo que podría llevar a una falta de confianza en la economía argentina y podría a su vez limitar nuestra capacidad para acceder a un crédito y a mercados de capital.

Desde 2007, el INDEC, que es la única institución de Argentina con facultad legal para producir estadísticas

nacionales oficiales, ha experimentado un proceso de reformas institucionales y metodológicas que han dado lugar a controversias relacionadas con la confiabilidad de la información que produce, incluidos los datos sobre inflación, PBI y desempleo.

En el pasado el FMI censuró a la Argentina por falta de progreso suficiente en la adopción de medidas reparadoras en relación con la mejora de la calidad de los datos oficiales, incluidos los datos sobre inflación y PBI.

En 2016, el gobierno del expresidente Macri declaró el estado de emergencia administrativa respecto del sistema estadístico nacional y el INDEC inició un proceso de reorganización de su estructura técnica y administrativa para recuperar su capacidad de producir información estadística relevante y suficiente. Hacia el final de dicho proceso, la censura recibida por parte del FMI fue levantada, argumentando que Argentina había reiniciado la publicación de información de forma consistente con sus obligaciones bajo el convenio constitutivo del FMI, habilitando a la Argentina a acceder nuevamente a los préstamos del FMI.

Sin perjuicio de que el INDEC no ha sido sujeto de controversias respecto de la veracidad de la información estadística publicada, no es posible garantizar que el gobierno nacional no modificará o introducirá nuevas medidas que afecten el sistema nacional de estadísticas, y en consecuencia la economía argentina, en particular deteriorando la confianza de los consumidores e inversores, lo cual podría tener un efecto significativo adverso sobre el negocio, los resultados de las operaciones y la situación patrimonial de la Emisora.

La intervención del gobierno en la economía argentina podría afectar negativamente la economía y nuestra situación financiera y los resultados de las operaciones.

En el pasado reciente, el gobierno argentino ha intervenido directamente en la economía, incluso a través de la implementación de expropiaciones o nacionalizaciones y controles de precios. Algunas de las intervenciones que más impacto tuvieron fueron:

Reemplazo del sistema de fondos de jubilaciones y pensiones: en 2008 se absorbió y reemplazó el anterior sistema de fondos de jubilaciones y pensiones privadas por un sistema de jubilaciones y pensiones de reparto. Por lo tanto, todos los recursos administrados por el sistema privado de jubilaciones y pensiones, incluidas las participaciones significativas en una amplia gama de sociedades cuyas acciones cotizan en bolsa, fueron transferidos al Fondo de Garantía de Sustentabilidad (el “FGS”) para que sean administrados por la ANSES. Desde que adquirió participaciones en sociedades privadas a través del proceso de reemplazo del sistema de jubilaciones y pensiones, la ANSES tiene derecho a designar representantes del gobierno en el directorio de esas entidades.
Reglamentaciones relacionadas con el mercado de capitales local: en diciembre de 2012 y agosto de 2013, el Congreso de la Nación estableció nuevas reglamentaciones relacionadas con los mercados de capitales locales. En general, estas reglamentaciones permitieron una mayor intervención del Estado nacional en los mercados de capitales, por ejemplo, autorizando a la CNV a designar veedores con facultades de vetar, bajo ciertas circunstancias, las decisiones del directorio de sociedades listadas en mercados autorizados. El 9 de mayo de 2018, bajo la administración de Mauricio Macri, el Congreso de la Nación aprobó la ley N° 27.440 (conocida como “Ley de Financiamiento Productivo”) que reformó la Ley de Mercado de Capitales y, entre otros cambios significativos, eliminó dichas facultades intervencionistas.
Expropiación de YPF (Yacimientos Petrolíferos Fiscales S.A.): en mayo de 2012, el Congreso de la Nación sancionó una ley que dispuso la expropiación del 51% del capital social de YPF, la petrolera más importante de Argentina, cuyas acciones estaban en poder de Repsol, S.A. y sus afiliadas.
Intervención de Vicentin: El 9 de junio de 2020, mediante el Decreto de Necesidad y Urgencia N°522/2020 la administración de Alberto Fernández declaró la intervención transitoria de la empresa Vicentin S.A.I.C. por un plazo de 60 días, con el fin de asegurar la continuidad de las actividades de la empresa, la conservación de los puestos de trabajo y la preservación de sus activos y patrimonio. Asimismo, el Gobierno Nacional había dispuesto la remisión al Congreso de la Nación de un proyecto de ley para declarar a la empresa de utilidad pública y sujeta a expropiación. No obstante, el 31 de julio de 2020, a través del Decreto N°636/2020, el PEN dispuso la derogación del Decreto N°522/2020 que establecía la intervención transitoria de la empresa Vicentin S.A.I.C.
Intervención de las TICs: El 21 de agosto de 2020, mediante el Decreto de Necesidad y Urgencia

N°690/2020 (el “DNU 690”) la administración de Alberto Fernández declaró el carácter de servicio público de los Servicios de las Tecnologías de la Información y Comunicaciones (“TIC”) y de la telefonía móvil en todas sus modalidades. Adicionalmente estableció que los precios de estos servicios serán regulados por el Ente Nacional de Comunicaciones y congeló las tarifas, anunciadas desde el 31 de julio y hasta el 31 de diciembre de 2020 por los licenciatarios TIC, en el marco de la emergencia ampliada por el Decreto N°260/2020. El DNU 690 fue derogado por el DNU 302/24.

El gobierno argentino podría restablecer reglamentaciones que deriven en una mayor intervención estatal. Los economistas del sector privado coinciden en informar que las expropiaciones, los controles de precios, los controles cambiarios y otras medidas de intervención directa en la economía tuvieron un impacto adverso sobre el nivel de inversión en Argentina, el acceso de empresas argentinas a los mercados internacionales de capitales y las relaciones comerciales y diplomáticas de Argentina con otros países.

En el futuro, el nivel de intervención en la economía por parte del gobierno argentino podría continuar o aumentar y ello podría afectar negativamente la economía argentina. Por lo tanto, nuestra actividad, el resultado de las operaciones y la capacidad de hacer frente a nuestras obligaciones está sujeto a incertidumbres políticas, incluyendo el riesgo de expropiación o nacionalización de nuestro negocio o activos, o estar sujeto a la renegociación o anulación de contratos existentes y otro riesgo similar.

Los controles cambiarios y las restricciones en el ingreso y salida de capitales podrían limitar la disponibilidad de crédito internacional, afectando negativamente la economía argentina, y, como resultado de ello, nuestra situación financiera y los resultados de las operaciones.

En el pasado, el gobierno argentino ha implementado controles sobre la venta de moneda extranjera, limitando las transferencias de fondos al exterior. Dichas medidas incluyeron, entre otras cosas: (i) la prohibición de acceder al mercado de cambios argentino para la compra o transferencia de moneda extranjera al exterior para cualquier fin, incluido el pago de dividendos a no residentes interesados, (ii) restringir la adquisición de divisas extranjeras para mantenerlas como efectivo en Argentina, (iii) la obligación de los exportadores de repatriar y liquidar en pesos, en el mercado de cambios, la totalidad de los ingresos de sus exportaciones de bienes y servicios, (iv) limitar la transferencia de títulos valores hacia y desde Argentina, (v) aplicación de impuestos a determinadas operaciones de compra de moneda extranjera, y (vi) restringir el acceso (incluyendo, pero sin limitarse a, el plazo para efectuar dichos pagos) al mercado de cambios para pagar importaciones de bienes y servicios. En el pasado, el BCRA estableció ciertas restricciones adicionales, como el establecimiento de ciertas refinanciaciones obligatorias sobre la deuda denominada en dólares estadounidenses.

También en el pasado han existido restricciones respecto de pagos de endeudamientos financieros con el exterior que tengan pagos programados de amortización en determinado período de tiempo, por montos de capital superiores a U.S.$2,0 millones, con ciertas excepciones. En particular, el pago de los montos de capital correspondientes a endeudamientos financieros con el exterior sujetos a dicha normativa tenía que formar parte de un plan de refinanciación obligatorio previamente presentado ante el BCRA, donde se debía contemplar que (i) sólo el 40% del monto de capital vencido y pagadero se pagaría a través del mercado de cambios local; y (ii) el 60% restante debe refinanciarse de forma que la vida media de la deuda fuera incrementada como mínimo dos años.

Como consecuencia de la regulación de control de cambios que estableció el BCRA, se generó un mercado paralelo para la negociación del dólar estadounidense en el cual, en el pasado, el tipo de cambio peso/dólar estadounidense difería significativamente del tipo de cambio oficial. Sin embargo, en el pasado reciente, la brecha entre los tipos de cambio ha disminuido significativamente. La capacidad de la Compañía de efectuar pagos de capital y/o intereses sobre obligaciones contraídas en moneda extranjera podría verse significativamente afectada por devaluaciones cambiarias (repetidas o sostenidas en el tiempo), mayores controles de cambio, desdoblamiento cambiario y/o fluctuaciones en los tipos de cambio.

Para mayor información, véase la sección “ Tipos de Cambio y Regulaciones Cambiarias ” en este Suplemento.

A la fecha de este Suplemento, hay restricciones y controles cambiarios que permanecen vigentes. Aunque en meses recientes ha habido ciertas flexibilizaciones de las restricciones y controles cambiarios, ciertas medidas aún siguen vigentes. Dichas medidas pueden afectar negativamente la competitividad internacional de Argentina, desalentando las inversiones extranjeras y los préstamos de inversores extranjeros o aumentando la salida de capital extranjero, lo cual podría tener un efecto adverso en la actividad económica en Argentina, y que a su vez podría afectar negativamente nuestro negocio y el resultado de nuestras operaciones. No

podemos asegurar que no se impongan más restricciones y controles de cambio, incluyendo el desdoblamiento en el tipo de cambio. Cualquier restricción a la transferencia de fondos al exterior podría causar demoras o imponer restricciones a la capacidad de los inversores no residentes para cobrar los pagos de capital e intereses de nuestras obligaciones negociables. Para mayor información véase “ Tipos de Cambio y Regulaciones Cambiarias ” de este Suplemento.

La economía argentina podría verse afectada negativamente por los sucesos económicos en otros mercados.

La economía argentina es vulnerable a los golpes externos que podrían ser causados por eventos adversos que afecten a sus principales socios comerciales. Una caída significativa en el crecimiento económico de cualquier socio comercial principal de Argentina (incluyendo Brasil, la Unión Europea, China y los Estados Unidos) podría tener un impacto negativo importante en el equilibrio comercial de Argentina y afectar negativamente su crecimiento económico. La demanda decreciente de las exportaciones argentinas podría tener un efecto negativo sustancial en el crecimiento económico argentino.

En particular, la economía de Brasil, el mercado exportador más importante de Argentina y su principal fuente de importaciones, está experimentando una devaluación de su moneda y una desaceleración en su economía que puede impactar negativamente en la economía argentina. La economía argentina puede resultar afectada por el efecto “contagio”. La reacción de los inversores internacionales ante hechos que tienen lugar en un país en desarrollo a menudo pareciera seguir un patrón “contagio”, en el cual una región entera o una clase de inversión se ve desfavorecida por los inversores internacionales.

La economía argentina también puede resultar afectada por condiciones de las economías desarrolladas, como la de Estados Unidos, que son socios comerciales significativos de Argentina o tienen influencia sobre los ciclos económicos internacionales. Si las tasas de interés se incrementan significativamente en las economías desarrolladas, incluida la de Estados Unidos (situación que ha ocurrido en los últimos años), Argentina y sus socios comerciales de economías en desarrollo, como Brasil, podrían encontrarse con que es más difícil y gravoso tomar capital en préstamo y refinanciar deudas existentes, lo que podría afectar adversamente el crecimiento económico en aquellos países. La reducción del crecimiento de los socios comerciales de Argentina podría tener un efecto adverso sustancial sobre los mercados de exportaciones de Argentina y, a su vez, afectar adversamente el crecimiento económico. Cualquiera de estos potenciales riesgos de la economía argentina podría tener un efecto adverso sustancial sobre los negocios, la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Emisora.

En julio de 2019, el Mercado Común del Sur (“MERCOSUR”) logró firmar un acuerdo de asociación estratégica con la Unión Europea. Sin embargo, con las negociaciones concluidas, el acuerdo no ha sido firmado ni ratificado. El objetivo de este acuerdo es promover las inversiones, favorecer la integración regional, aumentar la competitividad de la economía y lograr un incremento del PBI. Es incierto el efecto que el acuerdo podría tener en la economía argentina y en las políticas implementadas por el gobierno argentino.

Asimismo, los desafíos que enfrenta la Unión Europea, entre otras cosas, para estabilizar las economías de algunos de sus miembros han tenido y podrían continuar teniendo implicancias internacionales que afecten la estabilidad de los mercados financieros globales, lo cual ha restringido las economías a nivel mundial.

En marzo de 2020, luego del fracaso de los miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (“OPEP”) y Rusia para alcanzar un acuerdo para estabilizar el mercado petrolero, Arabia Saudita decidió aumentar su producción de petróleo, inundando el mercado y lanzando una guerra de precios. Esta decisión provocó una disminución del precio del 30% del petróleo, que representa la disminución más significativa desde 1991. El 9 de abril de 2020, Arabia Saudita, Rusia y los miembros de la OPEP acordaron reducir la producción de petróleo en 9,7 millones de barriles por día, el corte más profundo jamás acordado por los productores de petróleo del mundo. Después de eso, se acordó aumentar la producción. De igual manera, en abril de 2022, Arabia Saudita y otros productores de petróleo de la OPEP anunciaron recortes voluntarios en su producción por valor de alrededor de 1,15 millones de barriles por día. La decisión se sumó al recorte realizado en noviembre de 2022, cuando los países de la OPEP anunciaron recortes de producción de dos millones desde noviembre hasta fin de ese año. En abril de 2023, algunos miembros de la OPEP anunciaron un recorte en la producción mundial de petróleo que representó alrededor del 40% de la producción mundial. Dicha decisión fue reafirmada en noviembre del año pasado cuando la OPEP acordó recortes voluntarios de producción de 2,2 millones de barriles diarios para el primer trimestre de 2024. La volatilidad en el petróleo y

los precios de otros productos pueden tener un efecto adverso en la economía argentina y el negocio de la Emisora.

La concreción de alguno o todos los riesgos mencionados, así como también los acontecimientos que se susciten en los principales socios regionales, incluyendo los países miembros del Mercosur, podrían tener un efecto material negativo en la economía argentina, en el interés de los inversores en empresas argentinas, e, indirectamente, en las operaciones, negocios y resultados de la Emisora, así como en su capacidad de honrar sus deudas, incluyendo las Obligaciones Negociables.

Las medidas gubernamentales, así como la presión de los sindicatos, podrían requerir aumentos salariales o mayores beneficios para los trabajadores, todo lo cual podría aumentar los costos operativos de las empresas.

Las relaciones laborales en Argentina se rigen por una legislación específica, como la Ley de Contrato de Trabajo Nº 20.744 y la Ley de Convenciones Colectivas de Trabajo Nº 14.250, que dictan, entre otras cosas, cómo se llevarán a cabo las negociaciones salariales y laborales. La mayoría de las actividades industriales o comerciales están reguladas por un convenio colectivo específico que agrupa a las empresas según los sectores industriales y los sindicatos. Los empleadores argentinos, tanto en el sector público como privado, han experimentado una presión considerable de sus empleados y organizaciones laborales para aumentar significativamente los salarios y proporcionar beneficios adicionales a los empleados.

Si bien el nuevo gobierno no se ha pronunciado a favor de estas medidas, en el futuro la presión sindical podría llevarlo a tomar nuevas medidas que signifiquen aumentos salariales o beneficios adicionales para los trabajadores y la fuerza laboral o que generen un aumento de los costos laborales de la Emisora. Cualquier incremento en los beneficios salariales o laborales podría originar costos adicionales y una reducción de los resultados de las operaciones para las empresas argentinas, incluidos nosotros. Para mayor información respecto a nuestros recursos humanos, véase “ Información sobre el negocio de la Emisora-Recursos Humanos ”.

Una disminución continua de los precios globales de las principales exportaciones argentinas podría tener un efecto adverso en el crecimiento económico de la Argentina.

Los altos precios de los productos básicos han contribuido significativamente al aumento de las exportaciones argentinas desde 2002, así como a los ingresos gubernamentales provenientes de los impuestos a la exportación. Sin embargo, esta dependencia de la exportación de ciertos productos básicos, como la soja, ha hecho a la economía argentina más vulnerable a las fluctuaciones en sus precios. Desde comienzos de 2015, los precios internacionales de los productos básicos para las exportaciones argentinas de productos primarios han tendido a disminuir, lo que ha tenido un efecto adverso en el crecimiento económico de la Argentina.

Por su parte, las consecuencias de las sequías se han visto reforzadas por el histórico descenso del Río Paraná (principal afluente del país) y un gran número de focos de incendios en múltiples provincias. Los efectos en la agricultura que se derivaron de tales complicaciones ambientales provocaron y podrían seguir provocando importantes problemas económicos en el país. Como consecuencia de las sequías y los incendios hubo caídas significativas en las cosechas y recortes en los resultados proyectados. Si bien los precios internacionales de las materias primas han experimentado una recuperación, en caso de que se retorne a la tendencia a la baja o en caso de que se presenten factores climáticos futuros (incluidas, entre otras, las sequías) que puedan tener un efecto adverso en las actividades productivas de Argentina y el nivel de reservas de divisas en el BCRA, la economía argentina podría verse afectada negativamente en su conjunto. Además, las condiciones climáticas adversas pueden afectar la producción de materias primas por parte del sector agrícola, que representa una parte importante de los ingresos de exportación de Argentina. Entre 2020 y mediados de 2023 se generó una sequía producto del fenómeno La Niña que afectó gravemente el ingreso de divisas y las percepciones del gobierno nacional por retenciones. El período 2020-2022 fue el peor, en el cual se agravó la falta de precipitaciones, provocando severos daños en los principales cultivos. Por ejemplo, en 2022, la cosecha de trigo de la presente campaña culminó en 12,4 millones de toneladas, 10 millones menos que en el ciclo anterior, según la Bolsa de Cereales de Buenos Aires.

Si los precios internacionales de los productos básicos agrícolas disminuyen o si la producción de dichos productos básicos disminuye, la economía de Argentina podría verse afectada negativamente. Asimismo, tales circunstancias podrían tener un impacto negativo en los ingresos fiscales del Gobierno, en la disponibilidad de divisas y en las reservas del BCRA. Cualquier acontecimiento de este tipo podría afectar adversamente la

economía de Argentina y, como resultado, el negocio, los resultados de las operaciones y la situación financiera de la Emisora.

Estas circunstancias tendrían un impacto negativo en los niveles de los ingresos gubernamentales, en las divisas disponibles y en la capacidad del gobierno para atender su deuda soberana, y podrían generar presiones recesivas o inflacionarias, dependiendo de la reacción del gobierno. Cualquiera de estos resultados afectaría negativamente el crecimiento de la economía argentina y, por lo tanto, nuestra situación financiera y los resultados de las operaciones.

Las restricciones en el suministro de energía podrían impactar en forma negativa en la economía de Argentina.

Luego de la crisis económica de 2001-2002, el posterior congelamiento de las tarifas de gas y electricidad en pesos y la importante devaluación del peso frente al dólar estadounidense, se ha producido una falta de inversión en el suministro de gas y electricidad y en la capacidad de transporte en Argentina. Durante el mismo período, la demanda de gas natural no licuado y electricidad aumentó sustancialmente.

En los últimos años se llevaron adelante controles y segmentaciones de las tarifas de electricidad y gas natural con subsidios diferenciados. Dichos controles significaron un retraso significativo de precios de la energía en el mercado local lo cual se fue agudizando a medida que se incrementaba la inflación en dicho período.

El nuevo gobierno de Javier Milei, mediante el Decreto 55/2023, declaró nuevamente la emergencia del sector energético nacional hasta el 31 de diciembre de 2024. Se pretende implementar un programa con el fin de establecer los mecanismos para la sanción de precios en condiciones de competencia y libre acceso, mantener en términos reales los niveles de ingresos y cubrir las necesidades de inversión, para garantizar la prestación continua de los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural en condiciones técnicas y económicas adecuadas para los prestadores y los usuarios, así como llevar adelante una revisión tarifaria.

Los cambios en el marco regulatorio en materia de energía y el establecimiento de tarifas más altas para el suministro de gas y electricidad podrían afectar nuestra estructura de costos y aumentar los costos de operación y de servicio público. Además, el aumento significativo en el costo de la energía en Argentina podría tener un efecto adverso en la economía argentina y, por lo tanto, en nuestro negocio, condición financiera y resultados de operación.

No podemos asegurar que esta medida no generará una disminución en las inversiones o afectará los ingresos de la Emisora.

Si el gobierno federal no resuelve los efectos negativos sobre la generación, el transporte y la distribución de energía en la Argentina con respecto tanto a la oferta residencial como industrial, como resultado, en parte, de las políticas de precios de las anteriores administraciones del gobierno federal, podría debilitar la confianza y afectar negativamente a la economía y la situación financiera de Argentina y provocar disturbios sociales e inestabilidad política. Por otra parte, si la inversión necesaria para incrementar la producción de gas natural no licuado y la capacidad de generación, transporte y distribución de energía no se concreta oportunamente, la actividad económica en Argentina podría verse limitada y nuestro negocio, situación financiera y resultados de las operaciones podrían verse afectados negativamente.

El alto gasto público podría tener consecuencias adversas duraderas para la economía argentina.

En los últimos años, el gobierno argentino ha recurrido al BCRA y al ANSES para satisfacer parte de sus requisitos de financiamiento. Por otra parte, el saldo fiscal primario podría verse afectado en el futuro si el gasto público se aumenta a un ritmo más acelerado que el ingreso.

La actual administración del Gobierno Nacional ha lanzado un paquete de medidas de ajuste fiscal destinadas a reducir el déficit. En lo que va de 2025, el gobierno ha obtenido superávit fiscal todos los meses. Para 2025, el Poder Ejecutivo ha fijado el objetivo de alcanzar un superávit equivalente al 1,6% del PBI. Sin embargo, no se puede asegurar que dichas medidas logren contener el déficit fiscal o tengan el resultado esperado en el largo plazo. Un deterioro adicional de las cuentas fiscales podría afectar adversamente la capacidad del gobierno argentino de acceder a los mercados financieros a largo plazo y, a su vez, podría limitar el acceso de las compañías argentinas a dichos mercados, lo cual podría afectar adversamente el negocio, situación patrimonial y el resultado de las operaciones de la Emisora

Accionistas extranjeros de empresas que operan en la Argentina han iniciado procedimientos de arbitraje de inversiones contra la Argentina que han resultado y podrían resultar en laudos arbitrales y/o medidas cautelares en contra de la Argentina y sus activos y, a su vez, limitar sus recursos financieros.

En respuesta a las medidas de emergencia implementadas por el gobierno argentino durante la crisis económica de 2001-2002, se presentaron varios reclamos ante el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (“CIADI”) contra la Argentina. Los peticionantes alegan que las medidas de emergencia eran inconsistentes con las normas de tratamiento equitativo establecidas en diversos tratados bilaterales de inversión de los que la Argentina era parte en ese momento. Los peticionantes también han iniciado reclamos ante tribunales de arbitraje de la Comisión de las Naciones Unidas para el Derecho Mercantil Internacional (CNUDMI) y conforme a las normas de la Cámara de Comercio Internacional (CCI).

En la actualidad hay procesos en curso frente al CIADI, cuya decisión final del tribunal se encuentra pendiente. Asimismo, ante ese tribunal, hay litigios contra la Argentina por U.S.$3.840 millones, que incluye a aquellos de beneficiarios de fallos que aún no han cobrado, otros que están en litigio y sin resolución y otros que están negociando el pago.

Tanto los litigios como los reclamos instaurados ante el CIADI y la CNUDMI contra el gobierno argentino han derivado en sentencias sustanciales y podrían derivar en nuevas sentencias sustanciales contra el gobierno que a su vez podrían ocasionar la traba de embargos, o la imposición de medidas cautelares, sobre activos de la Argentina que el gobierno haya destinado a otros usos. Como consecuencia de esta situación, podría suceder que el gobierno argentino no cuente con todos los recursos financieros necesarios para honrar sus obligaciones, implementar reformas y fomentar el crecimiento y ello a su vez puede tener un efecto sustancialmente adverso sobre la economía del país, y, en consecuencia, sobre el negocio, situación financiera y resultado de las operaciones de la Emisora.

A la fecha del presente Suplemento, el resultado de estos casos es incierto. Los reclamos pendientes ante el CIADI y otros tribunales arbitrales podrían dar lugar a nuevos laudos en contra de Argentina, lo cual podría afectar la capacidad del gobierno argentino de acceder al crédito o a los mercados de capitales internacionales, lo que podría afectar en forma adversa el negocio, situación patrimonial o los resultados de las operaciones de la Emisora.

La Emisora no es parte de ninguno de estos casos y, por ende, no puede garantizar que la Argentina logrará que algunos o todos estos casos sean desestimados o, en caso de emitirse laudos a favor de los reclamantes, que podría obtener la anulación de dichos laudos. Cualquier laudo que se emita contra la Argentina podría tener un efecto adverso significativo sobre la economía argentina y, en consecuencia, afectar en forma adversa los negocios, la situación patrimonial y los resultados de las operaciones de la Emisora.

La falta del adecuado abordaje de los riesgos reales y percibidos de deterioro institucional y corrupción puede afectar adversamente la economía y la situación financiera de la Argentina.

La falta de un marco institucional sólido, así como también la corrupción, han sido identificadas como un problema significativo para la Argentina. En el Índice de Percepciones de Corrupción de 2024 de Transparency International, que incluye un estudio de 180 países, la Argentina descendió una posición en comparación con el año 2023, ubicándose en el puesto 99.

El gobierno argentino, reconociendo que estas cuestiones podrían aumentar la inestabilidad política, distorsionar el proceso de toma de decisiones y afectar adversamente la reputación internacional de la Argentina y su capacidad para atraer inversiones extranjeras, ha anunciado varias medidas dirigidas a fortalecer las instituciones de la Argentina y reducir la corrupción. Estas medidas incluyen la reducción de las sentencias penales a cambio de cooperación con el Gobierno Nacional en investigaciones de corrupción, un mayor acceso del público a la información, el desapoderamiento de activos de funcionarios corruptos, el aumento de facultades de la Oficina Anticorrupción y la sanción de una nueva ley de ética pública, entre otras. La capacidad del Gobierno Argentino de implementar estas iniciativas es incierta dado que requeriría la intervención del poder judicial, que es un poder independiente, así como también el apoyo legislativo de los partidos de la oposición. No puede asegurarse que la implementación de dichas medidas resultará exitosa.

El entorno político de Argentina ha influido históricamente en el desempeño de la economía del país, y continúa haciéndolo. Las crisis políticas han afectado y continúan afectando la confianza de los inversores y

el público en general, lo que históricamente ha generado desaceleración económica y mayor volatilidad en los títulos con riesgo argentino subyacente. La reciente inestabilidad económica de Argentina ha contribuido a una caída en la confianza del mercado en la economía de Argentina, así como al deterioro del entorno político.

La imposibilidad de abordar en forma correcta estos riesgos reales y percibidos relativos al deterioro institucional y corrupción por parte del gobierno nacional podría afectar en forma adversa la economía y la situación financiera de Argentina, lo cual, a su vez, puede afectar en forma adversa los negocios, la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Emisora.

El resultado de diversas investigaciones judiciales en curso podría afectar adversamente a la economía de Argentina.

Diversas investigaciones relacionadas con denuncias de lavado de activos y corrupción conducidas por la Fiscalía Federal de la Nación han impactado negativamente en la economía y el entorno político de Argentina. Numerosos miembros de distintos organismos del gobierno argentino, así como altos ejecutivos de empresas titulares de contratos o concesiones del Estado, han enfrentado o se encuentran actualmente enfrentando tales denuncias, en varios casos, han sido arrestados por varios delitos de corrupción o celebraron acuerdos de cooperación con los fiscales, y han renunciado o han sido removidos de sus cargos. El potencial resultado de dichas investigaciones en curso resulta incierto, pero estas acciones ya han tenido un impacto negativo en la imagen y reputación de las empresas implicadas, así como en la percepción general de los mercados.

Ni Tecpetrol, ni ninguno de sus directores o funcionarios, son parte de ninguno de estos procesos, como tampoco tienen injerencia sobre tales investigaciones o denuncias y no pueden predecir si éstas derivarán en una mayor inestabilidad política y económica. Asimismo, no es posible predecir cuál será el resultado de tales denuncias ni su efecto en la economía de Argentina y, consecuentemente, en nuestras actividades y resultados de operaciones. Para mayor información sobre las políticas de transparencia de la Emisora, véase “ Política de Transparencia ” del presente Suplemento y del Prospecto.

Riesgos relacionados con la situación global

La economía argentina puede contraerse en el futuro debido a las condiciones internacionales, lo que podría afectar adversamente nuestras operaciones.

En los últimos años, ciertos socios comerciales estratégicos de Argentina (como Brasil, Europa y China) han experimentado ralentizaciones significativas o períodos de recesión en sus respectivas economías, las cuales se vieron intensificadas como consecuencia de la paralización generalizada de actividades para contener el avance de la pandemia “COVID-19”. Si esas ralentizaciones o recesiones continuaran profundizándose, esto podría impactar sobre la demanda de dichos socios de los productos que provienen de Argentina y, en consecuencia, afectar negativamente su economía.

Por otro lado, hay incertidumbre acerca de cómo se desarrollará la relación comercial entre los estados miembros del Mercosur, especialmente entre Argentina y Brasil. No podemos predecir el efecto sobre la economía argentina y nuestras operaciones en caso de surgir litigios entre la Argentina y Brasil, o si cualquiera de dichos países decidiera salir del Mercosur.

Además, el escenario macroeconómico global enfrenta desafíos. Hay considerable incertidumbre respecto de los efectos a largo plazo de las políticas monetarias y fiscales expansivas adoptadas por los bancos centrales y las autoridades financieras de algunas de las principales economías del mundo, incluyendo los Estados Unidos y China.

En enero de 2020, ocurrió la salida del Reino Unido de la Unión Europea. No se puede asegurar si el Brexit y la implementación del plan de transición tendrán los efectos esperados. El Brexit podría producir mayores niveles de inestabilidad política y judicial en la UE, lo que podría afectar los intercambios comerciales entre Argentina y dicha región.

Las tensiones y conflictos geopolíticos actuales, como la guerra entre Rusia y Ucrania, los disturbios o amenazas en Medio Oriente, incluido el conflicto entre Israel, Irán y Hamás, y las preocupaciones sobre las relaciones entre China y otros países asiáticos (por ejemplo, los relacionados con Taiwán) podrían crear en el futuro ciertas inestabilidades en el mercado global. Crisis económicas y sociales regionales continúan afectando a América Latina, agravadas por factores como un crecimiento regional más lento tras casi una

década de expansión.

Durante 2019 y comienzos de 2020, la economía argentina se vio adversamente afectada por algunos de los factores mencionados, principalmente el proceso de renegociación de la deuda externa argentina, la fluctuación de los precios de los commodities y las consecuencias derivadas del avance de la pandemia “COVID-19”.

Asimismo, durante el comienzo de 2023, se observó que importantes entidades bancarias sufrieron problemas de liquidez, dando lugar a una situación de incertidumbre que podría afectar a la economía global. A la fecha del presente Suplemento, no resulta posible prever las consecuencias que podrían continuar generándose a causa de la inestabilidad del sistema bancario a nivel mundial ni tampoco el impacto que podría tener en la Emisora.

No podemos asegurar que las condiciones a nivel internacional vuelvan a presentar tendencias negativas o el efecto que pueda tener una nueva cepa. En este sentido, la economía argentina podría verse negativamente afectada como resultado de una menor demanda internacional y menores precios por los productos y servicios que conforman el negocio de la Emisora, falta de acceso al crédito internacional, menor ingreso de capitales y una mayor aversión al riesgo, lo que podría también afectar adversamente nuestras actividades, resultados de las operaciones, situación financiera y flujos de efectivo.

Cambios en las políticas de los Estados Unidos, entre ellas las políticas comerciales, bajo la administración Trump, podrían impactar negativamente en nuestro negocio, nuestras condiciones financieras y en los resultados de nuestras operaciones.

Los recientes cambios en la política comercial y regulatoria de Estados Unidos, en particular bajo la administración Trump, crean riesgos para nuestro negocio, nuestra situación financiera y nuestros resultados operativos. Desde la asunción del cargo, el presidente Trump ha implementado una serie de aranceles y restricciones comerciales, lo que ha llevado a algunos países a imponer medidas de represalia. Si bien la aplicación de ciertos aranceles se ha retrasado y algunos productos energéticos específicos, como el petróleo crudo, han quedado exentos a la fecha de este Suplemento, el impacto general de estas medidas en el comercio mundial y el crecimiento económico sigue siendo impredecible. Dichas medidas podrían perturbar las cadenas de suministro mundiales, aumentar los costos y afectar los ingresos de las empresas que dependen del comercio exterior.

El actual gobierno argentino ha expresado su interés en negociar un acuerdo comercial con Estados Unidos, lo que podría fomentar un mayor acceso al mercado y la inversión. Sin embargo, a la fecha de este Suplemento, no se ha llegado a ningún acuerdo y la fecha, los términos o el impacto del mismo siguen siendo inciertos.

Como empresa de petróleo y gas que opera en Argentina, estamos expuestos a regulaciones de importación, obstáculos en la cadena de suministro y políticas comerciales que pueden cambiar con las medidas del gobierno de los EEUU. Cualquier aumento de los aranceles o de su aplicación podría elevar los costos, limitar el acceso a materiales esenciales o interrumpir las operaciones.

Existe una considerable incertidumbre sobre cómo evolucionará la política comercial de Estados Unidos en el futuro. No podemos asegurar a los inversores que los cambios futuros no afectarán de manera significativa y adversa nuestras operaciones, situación financiera o rendimiento y el resultado de nuestras operaciones.

Estamos expuestos a los efectos de las fluctuaciones en los precios del petróleo, el gas y los productos refinados.

Los precios internacionales del petróleo y los productos derivados del petróleo son volátiles y desde la intención de liberalización del mercado interno a fines de 2017, los precios de nuestros productos derivados del petróleo están fuertemente influenciados por las condiciones y las expectativas de la oferta y la demanda mundial y tensiones geopolíticas, entre otros factores.

Hay varios factores que impactan de manera directa a la consumación de este proceso, incluyen, entre otros, la demanda interna, las condiciones macroeconómicas y políticas que prevalecen en Argentina o las posibles nuevas limitaciones legales o regulatorias a la industria. En consecuencia, no podemos garantizar que dicha liberalización prevista pueda finalmente materializarse, lo que podría generar que la volatilidad y la incertidumbre en los precios internacionales del petróleo crudo y sus derivados probablemente continuarán.

El precio internacional del crudo ha fluctuado significativamente en el pasado y puede continuar haciéndolo en el futuro. Después de una disminución abrupta en los precios del petróleo crudo que comenzó en 2014, se

formó un grupo conocido como OPEP+ a fines de 2016, el cual reunió a los países integrantes de la OPEP y a un grupo de productores independientes aliados, incluida Rusia, para coordinar los recortes de producción y permitir así la recuperación de los precios.

Si los precios internacionales del crudo se mantuviesen en niveles bajos o continuasen cayendo durante un período prolongado de tiempo (o si los precios de ciertos productos no coinciden con los aumentos de los costos) y tal escenario se refleja en el precio interno del petróleo, que está fuera de nuestro control, esto podría afectar negativamente la viabilidad económica de nuestros proyectos de perforación y también cumplir con los compromisos de inversión en nuestras concesiones y permisos de exploración. Estas reducciones podrían conducir a cambios en nuestros planes de desarrollo, reducción de inversiones, falta de aprobación de los proyectos de inversión por parte de nuestros socios en las UT, lo que a su vez podría conducir a la pérdida de reservas comprobadas desarrolladas y reservas comprobadas no desarrolladas, y también podría afectar negativamente nuestra capacidad de mejorar nuestras tasas de recuperación de hidrocarburos, encontrar nuevas reservas, desarrollar recursos no convencionales y llevar adelante algunos de nuestros otros planes de gastos de capital. Además, si estos precios internacionales se reflejasen en los precios internos de nuestros productos refinados, nuestra capacidad de generar efectivo y nuestros resultados de operaciones podrían verse afectados negativamente.

Adicionalmente, es posible que se requiera registrar un deterioro de nuestros activos si los precios estimados del petróleo y/o gas disminuyen o si tenemos importantes ajustes a la baja de nuestras reservas estimadas, aumentos en nuestros costos de operación, aumentos en la tasa de descuento, entre otros. Además, si se materializa una reducción en nuestros gastos de capital, incluidos los gastos de capital de nuestros competidores nacionales, es probable que tenga un impacto negativo en el número de equipos de perforación activos, workover y equipos de pulling en Argentina, junto a los servicios relacionados, afectando así al número de trabajadores activos en la industria. No podemos predecir si, y en qué medida, las posibles consecuencias de tales medidas podrían afectar nuestro negocio, principalmente el impacto en nuestra producción y, en consecuencia, afectar nuestra condición financiera y los resultados de nuestras operaciones.

Riesgos relacionados con el negocio de petróleo y gas

Nuestras operaciones están sujetas a una regulación exhaustiva.

La industria del petróleo y gas está sujeta a una regulación y control exhaustivos por parte del gobierno federal argentino, así como por parte de los gobiernos provinciales en los que empresas como la nuestra desarrollan sus operaciones. Estas regulaciones se refieren, entre otros aspectos, a la adjudicación de áreas de exploración y desarrollo, controles de producción y exportación, requisitos de inversión, impuestos, control de precios y aspectos ambientales. En consecuencia, nuestro negocio depende en gran medida de las condiciones regulatorias y políticas vigentes en Argentina y nuestros resultados operativos pueden verse afectados de manera importante y adversa por los cambios regulatorios y políticos en Argentina.

En el pasado, el gobierno argentino adoptó una serie de medidas relativas a la repatriación de fondos obtenidos como resultado de las exportaciones y los cargos de petróleo y gas aplicables a la producción de gas licuado que afectaron las actividades de los productores de petróleo y gas.

Los cambios futuros que se puedan introducir en estas regulaciones pueden incrementar el efecto adverso de dichas medidas en los negocios, ingresos y operaciones de las compañías que operan en el sector del petróleo y gas, incluidos nosotros.

Además de los riesgos y desafíos relacionados con la regulación gubernamental y el control del sector energético, descritos en otros puntos de estos factores de riesgo, actualmente estamos:

limitados por nuestra capacidad para trasladar los mayores impuestos internos o aumentos en los precios internacionales del petróleo crudo y otros hidrocarburos y las fluctuaciones del tipo de cambio a los precios internos, o para aumentar los precios locales de petróleo crudo y gas natural;
sujetos a aumentos potenciales de los impuestos sobre las exportaciones de hidrocarburos;
sujetos a restricciones en los volúmenes de exportación de hidrocarburos impulsados principalmente por el requisito de satisfacer la demanda interna; y

expuestos a un riesgo de adopción de órdenes regulatorias para suministrar gas natural y otros hidrocarburos al mercado minorista nacional en exceso de las cantidades contratadas previamente en relación con la política del gobierno argentino de dar prioridad absoluta a la demanda interna.

No podemos asegurar que los cambios en las leyes y regulaciones aplicables, o interpretaciones judiciales o administrativas adversas de tales leyes y regulaciones, no afecten adversamente nuestros resultados de las operaciones. Del mismo modo, no podemos asegurar que las futuras políticas gubernamentales no afecten negativamente a la industria del petróleo y gas.

Tampoco podemos ofrecer garantías de que las concesiones se extiendan en el futuro como consecuencia de la revisión por parte de las entidades controladoras de los planes de inversión presentados para su análisis o que no se impongan requisitos adicionales para obtener ampliaciones de permisos y concesiones.

Por otra parte, no puede garantizarse que las regulaciones o los impuestos (incluidas las regalías) promulgados por las provincias en las que operamos no entren en conflicto con la ley federal y que dichos impuestos o regulaciones no afecten adversamente nuestros resultados de las operaciones y situación financiera y nuestra capacidad de pagar los montos adeudados en virtud de las Obligaciones Negociables.

Las limitaciones en los precios locales en Argentina pueden afectar adversamente nuestros resultados de las operaciones.

Históricamente en la Argentina, debido a factores regulatorios, económicos y de política gubernamental, los precios internos del petróleo, el gas y el GLP han quedado a la zaga de los precios vigentes de los mercados internacionales y regionales de dichos productos, encontrándose limitada nuestra capacidad para aumentar los precios para seguir los aumentos de los precios internacionales o los aumentos de los costos internos, incluidos aquellos resultantes de la devaluación del peso.

No hay certeza de que el Gobierno argentino extienda el precio de referencia mencionado en el apartado anterior más allá de la fecha establecida o no adopte en el futuro nuevas medidas que establezcan la congelación de los precios o que afecten de alguna manera a los precios de nuestros productos de petróleo y gas. La reciente inestabilidad macroeconómica a la que se enfrentan los mercados emergentes y, en particular, Argentina, ha afectado al sector del petróleo y el gas.

Durante el año 2023, el valor del Peso se redujo de Ps.$ 185,7 a Ps.$ 828,2 por Dólar de acuerdo con el tipo de cambio comprador publicado por el Banco de la Nación Argentina. El hecho de que los precios de los combustibles derivados del petróleo crudo al consumidor final en el mercado interno se fijen en moneda local y que las empresas refinadoras no hayan podido, en cierta medida, trasladar la devaluación del Peso a los distribuidores, ha dado lugar a una reducción de los precios del petróleo crudo denominados en Dólares. Del mismo modo, si bien los precios del gas natural en Argentina están denominados en Dólares, las tarifas de los servicios pagados por los usuarios finales están denominadas en Pesos.

Por otro lado, los derechos de exportación se encuentran regulados por lo que la Emisora se encuentra sujeta al cumplimiento de dichas retenciones. Para mayor información, véase “ La imposición de derechos de exportación y otros impuestos han afectado adversamente y podrían seguir afectando nuestros resultados ”.

No podemos anticipar si el Gobierno argentino modificará o mantendrá las alícuotas de exportación. No podemos predecir el impacto que cualquier cambio podría tener en los resultados de las operaciones y en la situación financiera de Tecpetrol.

Las restricciones a la exportación han afectado y pueden seguir afectando nuestra situación financiera y los resultados de las operaciones.

La Ley de Hidrocarburos permitía las exportaciones de hidrocarburos mientras no fueran necesarias para el mercado interno y se vendan a precios razonables. En el caso del gas natural, la Ley N° 24.076 y las regulaciones conexas exigen que se tengan en cuenta las necesidades del mercado interno al autorizar exportaciones de gas natural a largo plazo.

Durante los últimos quince años, el gobierno argentino ha adoptado una serie de medidas que han dado lugar a restricciones en las exportaciones de hidrocarburos a realizarse desde la Argentina, lo que ha impedido que los productores locales, incluidos nosotros, obtengamos precios más altos para sus productos, lo que a su vez hubiera podido compensar los aumentos en los costos de producción, todo lo cual ha afectado

nuestra competitividad. Debido a lo anterior, los productores podrían verse obligados a vender una parte de su producción de gas natural y GLP en el mercado local.

Actualmente, tras la sanción de la Ley Nº 27.742, que modificó la Ley de Hidrocarburos, los permisionarios, concesionarios, refinadores y/o comercializadores podrán exportar hidrocarburos y/o sus derivados libremente, sujeto a la no objeción de la Secretaría de Energía. Una vez cumplidos los requisitos establecidos, el derecho a exportar no puede interrumpirse. La reforma de la Ley de Hidrocarburos está motivada por principios relacionados con el libre mercado y la libre exportación, al tiempo que se garantiza la seguridad del suministro. También se considera la posibilidad de alinear los precios nacionales con los internacionales, con referencia explícita a la paridad de importación y exportación.

En este contexto, el Decreto Nº 1057/2024 describe los procedimientos de exportación, incluido el mantenimiento del Registro de Contratos de Operaciones de Exportación, e introduce el procedimiento de objeción previsto en el artículo 6 modificado de la Ley de Hidrocarburos. Las objeciones podrán basarse en la falta de disponibilidad de hidrocarburos y/o sus derivados o en la existencia y/u ocurrencia de variaciones imprevistas y significativas en precios de mercado interno. La SE podrá fundadamente objetar total o parcialmente exportaciones debido a variaciones significativas e imprevistas en los precios de los hidrocarburos en el mercado interno, en forma temporaria y hasta que dicha situación haya finalizado. La objeción de la SE en los términos del Decreto N° 1057/2024 deberá sustentarse en estudios y análisis técnico-económico, y las proyecciones deberán permitir una adecuada evaluación del alcance de la exportación en cuestión y su incidencia en las condiciones de seguridad del suministro del mercado interno. La seguridad del suministro en el mercado interno comprende la disponibilidad de hidrocarburos y/o sus derivados en volumen, calidad y condiciones económicas comerciales razonables para el abastecimiento de las necesidades del mercado interno, incluyendo las fuentes y costos de importación de hidrocarburos y combustibles alternativos.

Previo a la sanción de la Ley 27.742, las exportaciones de petróleo crudo, así como la exportación de la mayoría de nuestros productos hidrocarburíferos, requerían la autorización de la SE y, en función de lo anteriormente expuesto, las empresas que procuraban exportar petróleo crudo debían demostrar primero que la demanda interna de dicho producto había sido satisfecha o que se había hecho y rechazado una oferta de vender el producto a compradores locales a precios similares a los cobrados en el mercado externo.

Si bien el Decreto N° 1057/2024 establece un nuevo procedimiento de exportación basado en la Ley N° 27.742, no podemos asegurar la eficacia operativa de dicho procedimiento ni garantizar que no pueda producirse un control de hecho de las exportaciones o abuso del mismo de manera que pueda afectar nuestras operaciones de exportación o cualquier futura regulación que pueda complementar o precisar algún aspecto de dicho decreto.

En lo relativo a las exportaciones de gas natural, la Resolución N° 360/2021 de la SE, modificada por la Resolución N° 774/2022 de la SE, establece 4 categorías de exportaciones: (i) Exportaciones en Firme Plan Gas.Ar; (ii) Exportaciones Interrumpibles; (iii) Intercambios Operativos; y (iv) Acuerdos de Asistencia. Se establece en la Resolución 360/2021 modificada, un procedimiento especial para la solicitud de Exportaciones en Firme Plan Gas.Ar., que requiere que el Estado Nacional fije los cupos de exportación para cada período correspondiente y los asigne de conformidad con el orden de prioridad establecido en el Plan Gas.Ar. Por otro lado, los Acuerdos de Asistencia son objeto de un tratamiento particular, en cada caso, y están exentos de los procedimientos estipulados en la Resolución N° 360/2021 y su modificatoria.

Producimos bienes exportables y, por lo tanto, restricciones o mayor regulación respecto de nuestra capacidad exportable, así como la falta de reconocimiento de los derechos que corresponden a la exportación, puede resultar en una disminución de nuestras ventas. No podemos asegurar que las actuales restricciones o aquellas que se impongan en el futuro no puedan afectar nuestra situación financiera y el resultado de nuestras operaciones.

Las empresas de petróleo y gas se han visto afectadas por ciertas medidas adoptadas por el Gobierno Argentino, y podrían ser afectadas aún más por cambios adicionales en su marco regulatorio.

La industria argentina del petróleo y el gas está sujeta a regulaciones y controles gubernamentales cambiantes, en particular, dado el cambio de gobierno antes mencionado. La actividad de la Compañía depende en gran medida de las condiciones regulatorias y políticas imperantes en Argentina y los resultados de sus operaciones pueden verse afectados negativamente por los cambios normativos y políticos que se produzcan en Argentina. Los resultados de las operaciones y la situación financiera de nuestra compañía también dependen de su participación en potenciales programas de estímulo que pueda establecer el gobierno argentino con el objetivo

de acelerar el desarrollo de concesiones de explotaciones no convencionales de gas natural, así como del efectivo cumplimiento por la contraparte de nuestra compañía a los compromisos asumidos bajo los mismos, incluyendo, entre otros, el compromiso de tomar los volúmenes de gas natural producidos, de pagar las compensaciones y precios correspondientes por dichos volúmenes y del cumplimiento de las restantes obligaciones y compromisos bajo el mismo. La Compañía puede enfrentar riesgos y desafíos relacionados con la regulación y el control gubernamental del sector energético, entre ellos leyes, reglamentaciones y normas sancionadas por el gobierno federal y los gobiernos provinciales y locales en relación con la adjudicación de permisos de exploración y/o concesiones de explotación, controles a la exportación, restricciones a la importación (incluidas las relacionadas con las autorizaciones de transferencia de fondos para pagos al extranjero), requisitos de inversión, tributación, controles de precios que puedan impedir el traslado de mayores costos, requisitos de calidad de los productos petrolíferos, mano de obra, estimulación hidráulica, actividades de perforación y otros aspectos medioambientales, entre otros.

En los últimos años, el gobierno argentino ha introducido ciertos cambios en la normativa y las políticas que rigen el sector energético con el fin de priorizar la demanda interna a precios estables y así sostener la recuperación económica, sancionando leyes que declaraban de interés público nacional y como objetivo prioritario de la Argentina el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos, así como su explotación, industrialización, transporte y comercialización.

No es posible asegurar que los cambios en las leyes y reglamentaciones aplicables a la industria del petróleo y el gas, o las interpretaciones judiciales o administrativas adversas de dichas leyes y reglamentaciones, no afecten negativamente a las actividades de la Compañía, su situación financiera y los resultados de sus operaciones.

La imposición de derechos de exportación y otros impuestos podrían afectar nuestros resultados.

La industria del petróleo y el gas está ampliamente regulada a nivel nacional, local y municipal en materias que incluyen el otorgamiento de permisos de exploración y concesiones de explotación, inversiones, regalías, controles de precios, restricciones a la exportación y obligaciones de suministro en el mercado interno.

El Gobierno Argentino está facultado para diseñar e implementar la política energética federal, y ha utilizado estos poderes antes para establecer restricciones a la exportación sobre la libre disposición de hidrocarburos y los ingresos de exportación e imponer derechos a las exportaciones (con ajuste de las limitaciones establecidas por la legislación vigente), para inducir a las empresas privadas a celebrar acuerdos de precios con el gobierno. Véase “ Capítulo V. Información Sobre La Emisora - b) Descripción del sector donde la Emisora desarrolla su actividad” del Prospecto.

Los tributos a la exportación pueden tener un efecto material adverso en la industria de petróleo y gas de Argentina y en nuestros resultados de operación. Producimos bienes exportables y, por lo tanto, es probable que un aumento en los impuestos de exportación resulte en una disminución en el precio de nuestros productos y, por lo tanto, puede resultar en una disminución de nuestras ventas. Para mayor información acerca de la carga tributaria, véase “ Carga Tributaria. ”

Asimismo, no podemos garantizar que el Gobierno Argentino no imponga otros impuestos que puedan afectar adversamente nuestra condición financiera y el resultado de nuestras operaciones.

Las concesiones y permisos de exploración de petróleo y gas en Argentina están sujetos a ciertas condiciones y pueden no renovarse o podrían revocarse.

La Ley de Hidrocarburos N° 17.319 (modificada por la Ley N° 27.007) establece que las concesiones de petróleo y gas permanecerán vigentes durante 25, 30 o 35 años, según la concesión, a partir de la fecha de su adjudicación, y prevé además que el plazo de concesión se prorrogue por períodos de 10 años adicionales, sujeto a los términos y condiciones aprobados por el otorgante en el momento de la prórroga. La facultad para prorrogar los plazos de los permisos, concesiones y contratos actuales y nuevos ha sido conferida al gobierno de la provincia en la cual se encuentra la zona correspondiente (y al gobierno argentino respecto de las áreas extraterritoriales más allá de las 12 millas náuticas). Para ser elegible para la prórroga, cualquier concesionario y titular de un permiso debe (i) haber cumplido con sus obligaciones en virtud de la Ley de Hidrocarburos y los términos de la concesión o permiso particular, incluida la evidencia de pago de impuestos y regalías, el suministro de la tecnología, los equipos y la fuerza laboral

necesarios y el cumplimiento de diversas obligaciones ambientales, de inversión y desarrollo, (ii) producir hidrocarburos en la concesión correspondiente y (iii) presentar un plan de inversión para el desarrollo de las áreas a solicitud de las autoridades pertinentes al menos un año antes del vencimiento de la concesión original. Además, las concesionarias que soliciten prórrogas en virtud de la Ley N° 27.007 deberán pagar regalías adicionales entre 3% hasta un máximo del 18%. De conformidad con la Ley de Hidrocarburos, el incumplimiento de estas obligaciones y normas también puede dar lugar a la imposición de multas y en el caso de incumplimientos sustanciales, tras el vencimiento de los períodos de subsanación aplicables, la revocación de la concesión o del permiso.

No podemos asegurar que nuestras concesiones se prorroguen en el futuro como resultado de la revisión por parte de las autoridades pertinentes de los planes de inversión presentados para dichos propósitos o que no se impongan requisitos adicionales para obtener dichas concesiones o permisos. La extinción o revocación de una concesión o permiso para nuestros proyectos, o la imposibilidad de obtenerla, podría tener un efecto adverso sustancial en nuestro negocio y los resultados de las operaciones. Para mayor información sobre nuestras concesiones de petróleo y gas, véase “ Información sobre el negocio de la Emisora- Zonas de producción de petróleo y gas” .

La volatilidad de los precios del petróleo y del gas podría perjudicar nuestros proyectos de inversión y una caída significativa en dichos precios podría afectar adversamente los resultados de nuestras operaciones.

Los precios internacionales del petróleo y del gas han fluctuado significativamente en los últimos años y es muy probable que continúen fluctuando en el futuro. Entre los factores que afectan a los precios internacionales del petróleo crudo y los derivados del petróleo se incluyen: eventos políticos en las regiones productoras de crudo, en particular el Medio Oriente; la capacidad de la OPEP y otras naciones productoras de crudo para fijar y mantener los niveles de producción y los precios del petróleo crudo; la oferta y demanda mundiales y regionales de petróleo crudo, gas y productos afines; la competencia de otras fuentes de energía; las regulaciones gubernamentales nacionales y extranjeras; las condiciones climáticas y los conflictos mundiales y locales o los actos de terrorismo. No tenemos ningún control sobre estos factores. La volatilidad de los precios reduce la capacidad de los participantes del sector para adoptar decisiones de inversión a largo plazo dado que los retornos de las inversiones se vuelven impredecibles. En este sentido, véase “― Estamos expuestos a los efectos de las fluctuaciones en los precios del petróleo, el gas y los productos refinados ” en el presente capítulo.

Los precios que podemos obtener para nuestros productos hidrocarburíferos se ven afectados tanto por la volatilidad de los precios internacionales como por la regulación interna y han tenido un impacto adverso en nuestra capacidad para efectuar inversiones en nuevas exploraciones y desarrollos. Presupuestamos los gastos de capital relacionados con las actividades de exploración, desarrollo y operación teniendo en cuenta, entre otras cosas, los precios de mercado de los productos hidrocarburíferos. En el caso de que los precios internos de ciertos productos disminuyan aún más y las restricciones a la exportación permanezcan vigentes, nuestra capacidad para mejorar nuestras tasas de recuperación de hidrocarburos, encontrar nuevas reservas y llevar a cabo algunos de nuestros planes de inversión puede verse afectada, lo que a su vez podría tener un efecto adverso en los resultados de nuestras operaciones.

A menos que reemplacemos nuestras reservas de petróleo y gas, las reservas y la producción disminuirán con el tiempo.

La producción de los yacimientos de petróleo y gas disminuye a medida que se agotan las reservas y la tasa de disminución depende de las características del yacimiento. En consecuencia, la cantidad de reservas probadas disminuye a medida que se producen estas reservas. El nivel de nuestras futuras reservas y producción de petróleo y gas natural y, por lo tanto, nuestros flujos de efectivo e ingresos dependen en gran medida de nuestro éxito en el desarrollo eficiente de nuestras reservas actuales, en nuevas inversiones y en la búsqueda o adquisición de reservas recuperables adicionales. Si bien hemos tenido éxito en la identificación y el desarrollo de depósitos comercialmente explotables y sitios de perforación en el pasado, tal vez no podamos replicar ese éxito en el futuro. Es posible que no identifiquemos depósitos comercialmente explotables ni perforemos, completemos ni produzcamos más reservas de petróleo o gas, y que los pozos que hemos perforado y que actualmente planeamos perforar no den lugar al descubrimiento o producción de más petróleo o gas natural. Si no podemos reemplazar nuestra producción actual y futura, el valor de nuestras reservas disminuirá y los resultados de nuestras operaciones y situación financiera podrían verse afectados negativamente.

Nuestras reservas de petróleo y gas natural son estimaciones.

Las estimaciones de nuestras reservas de petróleo y gas al 31 de diciembre de 2024 y de 2023 fueron realizadas en base a la información aportada por los propios ingenieros, geólogos y geofísicos de la Emisora y auditadas por un auditor independiente.

Nuestras reservas probadas de petróleo y gas se calculan utilizando datos geológicos y de ingeniería para determinar si el petróleo crudo o el gas natural en los reservorios conocidos es recuperable en las condiciones económicas y operativas existentes.

La exactitud de las estimaciones de las reservas probadas depende de una serie de factores, supuestos y variables, entre los cuales los más importantes son:

los resultados de la perforación, prueba y producción después de la fecha de las estimaciones;
la calidad de los datos geológicos, técnicos y económicos disponibles y su interpretación y juicio;
el rendimiento de producción de los reservorios;
eventos tales como adquisiciones y disposiciones, nuevos descubrimientos y ampliaciones de yacimientos existentes y la aplicación de mejores técnicas de recuperación; y
cambios en los precios del petróleo y del gas natural, que podrían tener un efecto en el tamaño de nuestras reservas probadas debido a que las estimaciones de las reservas se calculan en las condiciones económicas existentes cuando se realizan dichas estimaciones.

Muchos de los factores, supuestos y variables involucrados en la estimación de las reservas probadas están más allá de nuestro control y están sujetos a cambios con el tiempo. En consecuencia, las mediciones de las reservas no son precisas y están sujetas a revisión. Cualquier revisión a la baja en nuestras cantidades estimadas de reservas probadas podría afectar adversamente nuestra condición financiera y resultados de las operaciones.

La incertidumbre sobre la posibilidad de adquirir, desarrollar y explotar nuevas reservas puede afectar adversamente los resultados de nuestras operaciones.

Nuestro éxito futuro depende, entre otras cosas, de nuestra capacidad para producir petróleo y gas a partir de las reservas existentes, descubrir nuevas reservas de petróleo y gas y explotar económicamente petróleo y gas de estas reservas. A menos que tengamos éxito en nuestra exploración de las reservas de petróleo y gas y su desarrollo u obtengamos reservas adicionales, nuestras reservas mostrarían una disminución general en el petróleo y el gas mientras continúe la producción de petróleo y gas. Las actividades de perforación también están sujetas a numerosos riesgos y pueden implicar esfuerzos no rentables, no solo con respecto a los pozos secos, sino también con respecto a los pozos que son productivos pero no producen ingresos netos suficientes para obtener beneficios después de cubrir los costos de perforación y otros costos operativos. La terminación de un pozo no asegura un retorno sobre la inversión ni la recuperación de los costos de excavación, terminación y operación.

Asimismo, la industria del petróleo y gas es altamente competitiva y se prevé que seguirá siendo competitiva en el futuro. Competimos con otras empresas, incluyendo grandes compañías de petróleo y gas, en Argentina y en otros lugares. Algunas de estas empresas cuentan con mayores recursos financieros y de otra índole que nosotros y, como consecuencia, pueden hallarse en mejor posición para competir por futuras oportunidades comerciales. Por otra parte, podrían entrar en operación en el futuro otras fuentes competitivas de energía. En consecuencia, prevemos que la competencia en el sector de petróleo y gas continuará siendo altamente competitiva o aumentará, y esto podría tener un efecto adverso sobre sus negocios, los resultados de sus operaciones y su situación patrimonial.

No existe garantía de que nuestras futuras actividades de exploración y desarrollo tengan éxito, ni que podamos implementar nuestro programa de inversiones de capital para adquirir reservas adicionales ni que podamos explotar económicamente estas reservas. Dichos eventos afectarían adversamente nuestra situación financiera y los resultados de las operaciones y nuestra capacidad para pagar las Obligaciones Negociables.

La falta de disponibilidad de transporte o de infraestructura de almacenamiento puede limitar nuestra posibilidad de aumentar la producción de hidrocarburos y podría afectar adversamente nuestra situación financiera y los resultados de las operaciones.

Nuestra capacidad para explotar nuestras reservas de hidrocarburos depende, entre otros factores, de la disponibilidad de infraestructura de transporte en condiciones comercialmente aceptables para transportar los hidrocarburos producidos a los mercados en los que se venden. Por lo general, el petróleo se transporta por tuberías a las refinerías, y el gas se suele transportar por tubería a los clientes. La falta de infraestructura de almacenamiento, o carga adecuada o alternativa, o la capacidad disponible en los sistemas existentes de transporte de hidrocarburos de largo alcance podría afectar adversamente nuestra situación financiera y los resultados de las operaciones.

Particularmente, hemos realizado esfuerzos significativos para asegurar la capacidad de transporte a través de nuestro involucramiento en proyectos clave, como VMOS o en la expansión del oleoducto Oldelval (Duplicar Norte). Sin embargo, si estos proyectos experimentaran retrasos significativos, o si no fueran finalizados dentro de lo planeado, podría haber insuficiente capacidad disponible para satisfacer nuestros incrementos de producción anticipados. Los retrasos en la construcción o finalización del oleoducto VMOS o el proyecto de Oldelval podrían limitar nuestra capacidad para transportar hidrocarburos de nuestras áreas principales de producción, limitar el crecimiento de la producción, o requerirnos reducir la producción, cada uno de los cuales podría afectar negativamente nuestra condición financiera y resultados operativos.

La industria del petróleo y del gas está sujeta a riesgos económicos y operativos específicos.

Las actividades de exploración y producción de petróleo y gas están sujetas a riesgos económicos y operativos específicos, algunos de los cuales están más allá de nuestro control, como los riesgos de producción, equipamiento y transporte, así como los riesgos naturales y otras incertidumbres, incluidas las características físicas de los yacimientos de petróleo o gas natural.

En particular, las operaciones también incluyen actividades de perforación para la obtención de reservas de petróleo y gas no convencionales. La capacidad de perforación y desarrollo en estos lugares depende de varios factores, incluyendo las condiciones estacionales, aprobaciones regulatorias, la negociación de acuerdos con terceros, los precios de los commodities , los costos, acceso y disponibilidad de equipos, servicios y personal y resultados de perforación. Asimismo, la industria del petróleo y gas natural no convencional ha evidenciado un significativo incremento de nuevas tecnologías tendientes a mejorar todos los aspectos de las operaciones. El desarrollo y uso de nuevas tecnologías se ha acelerado posiblemente como resultado de la reciente caída extendida en los precios de los commodities , forzando a las compañías a encontrar nuevas formas de producir petróleo y gas natural en forma eficiente. Si bien dichas tecnologías en última instancia pueden mejorar, y comúnmente mejoran, las operaciones, producción y rentabilidad, la utilización de dichas tecnologías, especialmente en sus fases tempranas, puede dar lugar a consecuencias inesperadas y problemas operativos, generando consecuencias negativas.

Nuestras operaciones pueden verse restringidas, retrasadas o canceladas debido a dificultades mecánicas, derrames o fugas de petróleo o gas natural, escasez o retrasos en la entrega del equipo, cumplimiento de requisitos gubernamentales, incendio, explosiones, fallas de tuberías, formaciones con presión anormal y riesgos para el medio ambiente y la salud. Si estos riesgos se materializan, podemos sufrir importantes pérdidas operativas e interrupciones en nuestras operaciones y perjudicar nuestra reputación.

La actividad petrolera y de gas se ha vuelto cada vez más dependiente de las tecnologías digitales para realizar operaciones, incluidas ciertas actividades de exploración, desarrollo y producción.

Nuestras tecnologías, sistemas, redes y los de nuestros socios comerciales pueden convertirse en el blanco de ataques cibernéticos o violaciones a la seguridad de la información que podrían dar lugar a la publicación no autorizada, mal uso o pérdida de información confidencial u otra interrupción de nuestras operaciones comerciales. Además, ciertos incidentes cibernéticos pueden permanecer sin ser detectados durante un período prolongado. Dependemos de la tecnología digital, incluidos los sistemas de información para procesar los datos financieros y operativos, analizar la información sísmica y de perforación y las estimaciones de las reservas de petróleo y gas. Si bien no hemos experimentado ninguna pérdida material relacionada con ataques cibernéticos, no puede haber seguridad de que no seamos el objetivo de ataques cibernéticos en el futuro que pudieran afectar adversamente nuestras operaciones o nuestra situación financiera. A medida que las amenazas cibernéticas continúan evolucionando, es posible que estemos

obligados a incurrir en gastos adicionales para mejorar nuestras medidas de protección o para remediar cualquier vulnerabilidad a la seguridad de la información.

Nuestra actividad requiere importantes inversiones de capital y costos de mantenimiento.

La exploración y explotación de las reservas de hidrocarburos requiere grandes inversiones en bienes de capital. Debemos continuar invirtiendo para mantener o aumentar la cantidad de nuestras reservas de hidrocarburos, incurriendo en costos de mantenimiento significativos para sostener la capacidad de generación de energía comprometida. No podemos garantizar que podamos mantener nuestros niveles actuales de producción, generar flujo de efectivo suficiente ni que tengamos acceso a préstamos suficientes u otras alternativas de financiamiento para continuar con nuestras actividades de generación, exploración, explotación y producción a los niveles actuales o superiores.

Nuestra adquisición de áreas de exploración y reservas de petróleo crudo y gas natural está sujeta a una fuerte competencia.

Nos enfrentamos a una intensa competencia en licitaciones o adquisiciones privadas para áreas de producción de petróleo crudo y gas natural, que suelen ser subastadas por las autoridades gubernamentales, en especial aquellas áreas con las reservas de petróleo crudo y gas natural más atractivas o vendidas por empresas que poseen derechos de concesión. Muchas empresas competidoras pueden tener acceso a recursos financieros en mejores condiciones que nosotros y, por lo tanto, pueden estar en una mejor posición para competir por futuras oportunidades comerciales. Además, algunas provincias argentinas, entre ellas Neuquén y Chubut, han creado empresas estatales provinciales para desarrollar actividades en la industria del petróleo y gas. En consecuencia, las condiciones en las que podemos acceder a nuevas áreas exploratorias o productivas podrían verse afectadas negativamente y esto podría tener un impacto negativo en nuestra situación financiera y los resultados de las operaciones.

La mayoría de nuestras reservas probadas estimadas al 31 de diciembre de 2024 eran reservas probadas no desarrolladas que requieren erogaciones de capital sustanciales y pueden resultar ser menos de lo estimado.

La recuperación de reservas probadas no desarrolladas requiere gastos de capital significativos y operaciones de perforación exitosas. Los datos de reservas incluidos en nuestros informes de reservas asumen que se realizarán gastos de capital sustanciales para desarrollar reservas no productivas. Aunque los costos y las estimaciones de reservas atribuibles a nuestras reservas de gas natural y petróleo se han preparado de acuerdo con los estándares de la industria, no podemos estar seguros de que los costos estimados sean precisos. Es posible que necesitemos recaudar capital adicional para desarrollar nuestras reservas probadas no desarrolladas estimadas durante los próximos cinco años y no podemos estar seguros de que el financiamiento adicional estará disponible en términos aceptables, si es que lo estuviera. Además, las continuas caídas en los precios de las materias primas reducirán los ingresos netos futuros de nuestras reservas probadas no desarrolladas estimadas y pueden resultar en que algunos proyectos se vuelvan antieconómicos. Cualquier retraso en el desarrollo de reservas podría obligarnos a reclasificar ciertas de nuestras reservas probadas como reservas no probadas. Además, nuestros esfuerzos de perforación pueden retrasarse o no tener éxito, y las reservas reales pueden resultar ser menores que las estimaciones actuales de reservas, lo que podría tener un efecto adverso material en nuestra condición financiera, flujos de efectivo futuros y resultados de operaciones.

Apostamos a la perforación y exploración para aumentar nuestros niveles de producción, lo cual podría no ser exitoso.

El enfoque principal de nuestra estrategia empresarial es aumentar los niveles de producción perforando pozos, en particular en relación con el desarrollo de nuestras reservas no convencionales. No podemos asegurar que logremos los niveles de producción deseados a través de la perforación. La perforación implica numerosos riesgos, incluido el riesgo de no encontrar reservorios de petróleo o gas natural comercialmente productivos. Debemos incurrir en gastos significativos para perforar y completar pozos. Los costos de perforación y completación de pozos a menudo son inciertos, y es posible que hagamos gastos sustanciales en perforación y no descubramos reservas en cantidades comercialmente viables. Además, en el contexto actual, es posible que no podamos aumentar o mantener la producción a través de nuestra actividad de perforación, lo que podría afectar negativamente nuestra capacidad para generar ingresos y, en consecuencia, afectar negativamente nuestra condición financiera.

La legislación sobre cambio climático o las regulaciones que restringen las emisiones de gases de efecto invernadero ("GEI") podrían impactar significativamente en nuestra industria y resultar en un significante aumento de costos operativos y una demanda reducida del petróleo y gas natural que producimos.

La Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático de 2015 adoptó por consenso el Acuerdo de París. El acuerdo trata sobre medidas de reducción de emisiones de GEI, objetivos para limitar los aumentos de temperatura global y requerirá que los países revisen y "representen un progreso" en sus contribuciones determinadas a nivel nacional, que establecen objetivos de reducción de emisiones cada cinco años, comenzando en 2020. El 5 de octubre de 2016, se alcanzó el umbral para la entrada en vigor del Acuerdo de París. Los tratados internacionales junto con una mayor conciencia pública relacionada con el cambio climático pueden resultar en una mayor regulación para reducir o mitigar las emisiones de GEI.

El cumplimiento de los cambios legales y regulatorios relacionados con el cambio climático, incluidos aquellos resultantes de la implementación de tratados internacionales, puede en el futuro aumentar nuestros costos para (i) operar y mantener nuestras instalaciones, (ii) instalar nuevos controles de emisiones en nuestras instalaciones y (iii) administrar y gestionar cualquier programa de emisiones de GEI. La generación de ingresos y las oportunidades de crecimiento estratégico también pueden verse afectadas negativamente.

Los efectos sobre la industria del petróleo relacionados con el cambio climático y las regulaciones resultantes también pueden incluir una disminución de la demanda de nuestros productos a largo plazo. Además, una mayor regulación de los GEI puede crear mayores incentivos para el uso de fuentes de energía renovables. Cualquier efecto adverso material a largo plazo en la industria del petróleo podría afectar negativamente los aspectos financieros y operativos de nuestro negocio, lo cual no podemos predecir con certeza en este momento. Para mayor información sobre nuestras operaciones junto a otras empresas, véase “ Información sobre el negocio de la Emisora- Zonas de producción de petróleo y gas ”.

El cambio climático podría impactar nuestros resultados operativos y estrategia.

El cambio climático plantea nuevos desafíos y oportunidades para nuestro negocio. Regulaciones ambientales más estrictas pueden resultar en la imposición de costos asociados con las emisiones de GEI, ya sea a través de requisitos de agencias ambientales relacionados con iniciativas de mitigación o a través de otras medidas regulatorias como la imposición de tributos de emisiones de GEI y la creación de mercados en donde se limiten las emisiones de GEI, todo lo cual tiene el potencial de aumentar nuestros costos operativos.

Los riesgos asociados con el cambio climático también podrían manifestarse en dificultades para acceder a capital y financiamiento debido a problemas de imagen pública con los inversores; cambios en el perfil del consumidor, con una reducción en la utilización y consumo de combustibles fósiles; y transiciones energéticas en la economía mundial, como el aumento de la electrificación en la movilidad urbana. Estos factores podrían tener un impacto negativo en la demanda de nuestros productos y servicios y pueden poner en peligro o incluso impedir la implementación y operación de nuestros negocios, afectando negativamente nuestros resultados operativos y financieros y limitando algunas de nuestras oportunidades de crecimiento.

Los posibles efectos fisicoquímicos del cambio climático podrían interrumpir nuestra producción y hacernos incurrir en costos significativos para prepararnos o responder a esos efectos.

El aumento de las concentraciones de GEI en la atmósfera de la Tierra puede producir cambios climáticos que tienen efectos físicos-químicos significativos, como una mayor frecuencia y severidad de tormentas, inundaciones, sequías y otros eventos climáticos extremos. Si alguno de estos efectos ocurriera, podría tener un efecto adverso en nuestras operaciones de exploración y producción.

Hemos tomado medidas para cumplir con los estándares ambientales, que han sido consistentemente más estrictos con el paso del tiempo. Sin embargo, no podemos predecir qué leyes o regulaciones ambientales se promulgarán en el futuro, o cómo se administrarán o aplicarán las leyes actuales o futuras. El cumplimiento de leyes o regulaciones más estrictas, y la adopción de políticas aplicadas más rigurosamente por parte de las agencias regulatorias pueden hacernos incurrir en gastos adicionales en el futuro, incluida la instalación y operación de sistemas y equipos para tomar medidas correctivas y, en consecuencia, afectar nuestras operaciones en general. Además, el incumplimiento de estas leyes y regulaciones puede llevar a la imposición de multas o sanciones administrativas o penales y conllevar demandas o responsabilidades por lesiones personales u otras afines. Además, estas leyes y regulaciones también pueden reducir nuestra tasa de producción de hidrocarburos. El cumplimiento de estas leyes puede ser costoso, y esto no excluye posibles

reclamos. La carga regulatoria impuesta al sector de hidrocarburos aumenta el costo de llevar a cabo operaciones en este sector y, en consecuencia, afecta nuestra condición financiera y resultados de operaciones.

Llevamos a cabo algunas de nuestras operaciones a través de uniones y consorcios de empresas, por lo que nuestros resultados pueden verse afectados por el desempeño de nuestros socios comerciales. Nuestra dificultad en resolver cualquier desacuerdo con nuestros socios o en continuar tales uniones o consorcios podría tener un efecto adverso relevante en el éxito de nuestras operaciones.

Muchas de nuestras operaciones se realizan a través de empresas conjuntas con nuestros socios comerciales. En consecuencia, dependemos del desempeño de nuestros socios comerciales. El mal desempeño de cualquiera de ellos podría impactar negativamente la producción de petróleo y gas natural, lo que a su vez podría tener un impacto negativo en nuestros resultados operativos y condición financiera.

En el caso de que cualquiera de nuestros socios decidiera poner punto final a las uniones alcanzadas o vender su participación en las mismas, es posible que no podamos reemplazar a ese socio u obtener el financiamiento necesario para comprar la participación del mismo. En consecuencia, nuestro fracaso en resolver desacuerdos con nuestros socios o en mantener las uniones podría afectar negativamente nuestra capacidad para llevar a cabo las operaciones subyacentes de dicha unión, lo que, a su vez, podría afectar negativamente nuestra condición financiera y resultados de operaciones.

Estamos expuestos a los riesgos crediticios, políticos y regulatorios de nuestros clientes y cualquier falta de pago o incumplimiento material por parte de clientes importantes podría afectar negativamente nuestro flujo de caja y resultados de operaciones.

Algunos de nuestros clientes pueden experimentar problemas financieros que podrían tener un efecto negativo significativo en su solvencia. Los problemas financieros graves que encuentren nuestros clientes podrían limitar nuestra capacidad para cobrar las cantidades adeudadas, o para cumplir con las obligaciones acordadas. Además, muchos de nuestros clientes financian sus actividades a través de sus flujos de efectivo de operaciones, deuda a corto y largo plazo o capital.

La combinación de disminución de flujos de efectivo como resultado de caídas en los precios de las materias primas, una reducción en el otorgamiento de préstamos y la falta de disponibilidad de deuda o capital puede resultar en una reducción significativa de la liquidez de nuestros clientes y limitar su capacidad para realizar pagos o cumplir con sus obligaciones para con la Compañía.

Además, algunos de nuestros clientes pueden estar sujetos a sus propios gastos operativos. Por lo tanto, el riesgo en concretar negocios y operaciones con dichos clientes puede aumentar de manera significativa. Otros clientes también pueden estar sujetos a cambios regulatorios, lo que podría aumentar el riesgo de incumplimiento de sus obligaciones. Los problemas financieros experimentados por nuestros clientes podrían resultar en el deterioro de nuestros activos, una disminución en nuestros flujos de efectivo operativos y también pueden reducir o limitar el uso futuro de nuestros bienes y servicios por parte de nuestros clientes, lo que podría tener un efecto adverso en nuestros ingresos y nuestra capacidad para realizar pagos bajo nuestras obligaciones de deuda existentes.

Factores de riesgo relacionados con la Emisora

Nuestra relación con las autoridades federales y provinciales es importante para nuestro negocio.

Debido a la naturaleza de nuestro negocio, tenemos una extensa relación con autoridades federales y provinciales en los lugares donde desarrollamos nuestro negocio. Si bien consideramos que nuestras relaciones con las autoridades pertinentes son buenas, estas relaciones podrían verse afectadas negativamente en el futuro, lo que podría afectar negativamente nuestro negocio y los resultados de nuestras operaciones. Por ejemplo, las autoridades provinciales podrían rechazar o retrasar nuestras solicitudes actuales o futuras de prórrogas de plazos, o intentar imponer cargos iniciales inesperados o desproporcionadamente altos u obligaciones adicionales significativas al negociar nuestras concesiones o renovaciones de permisos u otros.

Es posible que no podamos atraer o retener a determinado personal clave.

Nuestro negocio depende de los aportes de nuestra alta gerencia y de nuestro equipo altamente calificado de ingenieros y otros empleados. También depende de nuestra capacidad para atraer, capacitar, motivar y retener a la gerencia clave y al personal comercial y técnico con las habilidades y experiencia necesarias. No puede haber garantía de que lograremos retener y atraer personal clave, y el reemplazo de cualquier

personal clave que se retire podría ser difícil de conseguir y/o podría tomar mucho tiempo. La pérdida de la experiencia y los servicios del personal clave o la incapacidad de contratar a reemplazos adecuados o personal adicional podrían tener un efecto adverso importante en nuestro negocio, la situación financiera y los resultados de las operaciones.

Es posible que no podamos obtener una cobertura de seguro adecuada.

Si bien hemos adquirido un seguro para nuestros activos en condiciones razonables y congruentes con las prácticas comerciales, cualquier daño significativo, accidente u otra interrupción de la producción en nuestras instalaciones o yacimientos podría afectar de manera importante y adversa nuestras capacidades de producción, nuestra situación financiera y los resultados de nuestras operaciones.

Enfrentamos riesgos relacionados con ciertos procedimientos legales.

Somos parte de una serie de procesos laborales, comerciales, civiles, fiscales, penales, ambientales y administrativos que, ya sea en sí mismos o en combinación con otros procedimientos, podrían, si se resuelven de manera desfavorable a nuestros intereses, resultar en la imposición de costos materiales, multas, juicios u otras pérdidas. Si bien creemos que hemos reservado para dichos riesgos de manera adecuada basándonos en las opiniones y el asesoramiento de nuestros asesores legales externos y de acuerdo con las normas contables aplicables, ciertas contingencias, particularmente aquellas relacionadas con asuntos ambientales, están sujetas a cambios a medida que evoluciona la información y es posible que las pérdidas resultantes de dichos riesgos excedan significativamente cualquier provisión que hayamos realizado.

Además, podemos estar sujetos a responsabilidades relacionadas con contingencias laborales, comerciales, civiles, fiscales, penales o ambientales incurridas por las empresas que adquirimos como parte de nuestra estrategia de crecimiento, que no podamos identificar o que no estén adecuadamente previstas e indemnizadas bajo los contratos de compraventa de dichas empresas, en cuyo caso nuestro negocio, condición financiera y resultados operativos pueden verse material y adversamente afectados.

Los intereses de nuestra empresa controlante pueden ser diferentes de los nuestros y pueden entrar en conflicto con los suyos.

Tecpetrol Internacional S.L.U. (“Tecpetrol Internacional”) es nuestro accionista controlante y tiene plena facultad para dirigir nuestro negocio mediante la adopción de decisiones que requieren el voto de una mayoría de los accionistas o directores. Tecpetrol Internacional S.L.U. puede optar por buscar oportunidades de negocio, retirarse de los negocios actuales, adoptar nuevas estrategias, emprender fusiones y adquisiciones, diversificar su negocio o de otro modo promover nuevas iniciativas que puedan diferir de nuestros intereses. No podemos asegurar que Tecpetrol Internacional S.L.U. actúe en todo momento de una manera que sea congruente con nuestros intereses o los de los tenedores de las Obligaciones Negociables. Remitirse a “ Capítulo IX. Estructura de la Emisora – Accionistas Principales y Transacciones con Partes Relacionadas ” del Prospecto.

Nuestro plan de negocios incluye futuras actividades de perforación para reservas no convencionales de petróleo y gas, y si no podemos adquirir y utilizar con éxito las nuevas tecnologías y otro apoyo necesario, nuestro negocio puede verse afectado negativamente.

Hemos identificado sitios y prospectos de perforación de futuras oportunidades de perforación de reservas no convencionales de petróleo y gas, dentro de la formación Vaca Muerta. Estos sitios y prospectos de perforación representan una parte de nuestros futuros planes de perforación. Nuestra capacidad para perforar y desarrollar estos sitios depende de varios factores, que incluyen condiciones estacionales, aprobaciones regulatorias, negociación de acuerdos con terceros, precios de los productos básicos, costos, acceso y disponibilidad de equipos, servicios y personal y resultados de las perforaciones. Además, no podemos garantizar que podamos obtener el financiamiento necesario en los mercados financieros internacionales o locales a un costo razonable y en términos razonables para implementar nuestro plan de negocios o que podamos explotar con éxito nuestras reservas y recursos de petróleo y gas natural. Debido a estas incertidumbres, no podemos dar ninguna seguridad en cuanto al momento de estas actividades ni que en última instancia originen la explotación de reservas probadas o cumplan nuestras expectativas de éxito, lo que podría afectar adversamente nuestros niveles de producción, situación financiera y los resultados de las operaciones.

Podemos enfrentar contingencias laborales significativas con respecto a las actividades subcontratadas.

Subcontratamos una serie de actividades mediante la tercerización de contratistas para mantener una base de costos flexible que haga posible mantener una base de costos más baja y, al mismo tiempo, responder más rápidamente al mercado cambiante. Si bien poseemos políticas muy estrictas en materia de obligaciones laborales y de seguridad social por parte de nuestros contratistas, no estamos en condiciones de asegurar que los empleados de los contratistas no inicien acciones legales en busca de compensación de nosotros, considerando ciertas sentencias de los tribunales argentinos que reconocen la responsabilidad conjunta entre los contratistas y la entidad a la que se prestan los servicios, en determinadas circunstancias. Si no pudiéramos obtener una sentencia favorable en dichos reclamos, nuestra condición financiera y los resultados de las operaciones y nuestra capacidad para pagar nuestras deudas, incluidas las Obligaciones Negociables, podrían verse afectadas adversamente.

Podríamos estar sujetos a una acción laboral organizada.

Si bien consideramos que nuestras relaciones actuales con nuestra fuerza laboral son buenas, hemos experimentado interrupciones y paros de trabajo organizados en el pasado y no podemos asegurar que no las experimentaremos en el futuro. Las demandas laborales son comunes en el sector de la industria de la energía argentina y los trabajadores sindicalizados han bloqueado el acceso a nuestras plantas y las han dañado en el pasado.

Un ataque cibernético podría afectar adversamente nuestro negocio, nuestra situación financiera y los resultados de las operaciones.

Los riesgos de seguridad informática han aumentado en general en los últimos años como consecuencia de la proliferación de las nuevas tecnologías y el aumento de la sofisticación y las actividades de los ataques cibernéticos. Cada vez tenemos más equipos y sistemas conectados a Internet. Debido a la naturaleza crítica de nuestra infraestructura y la mayor accesibilidad permitida a través de la conexión a Internet, podemos enfrentar un alto riesgo de ataques cibernéticos. En el caso de un ataque de este tipo, podrían interrumpirse nuestras operaciones de negocios, dañarse nuestros bienes y robarse información de los clientes; experimentar pérdidas sustanciales de ingresos, costos de respuesta y otras pérdidas financieras y estar sujeto a más litigios y daños a nuestra reputación. Un ataque cibernético podría afectar adversamente nuestro negocio, los resultados de las operaciones y nuestra situación financiera.

Nuestras operaciones están sujetas a riesgos sociales.

Nuestras actividades están sujetas a riesgos sociales, incluidas las protestas de las comunidades que rodean algunas de nuestras operaciones. A pesar de que estamos comprometidos a operar de una manera socialmente responsable, podemos enfrentar la oposición de las comunidades locales con respecto a nuestros proyectos actuales y futuros en las jurisdicciones en las que operamos, lo que podría afectar adversamente nuestros negocios, los resultados de operaciones y nuestra situación financiera.

Asimismo, conflictos sociales en las locaciones donde opera la Sociedad, originados como consecuencia de hechos y circunstancias ajenos a la voluntad y control de la misma, pueden ocasionar huelgas y/o interrupciones y/o piquetes, entre otras medidas de fuerza, que podrían afectar la normal operación de la Sociedad y generar mayores costos.

No podemos garantizar que se cumplan las condiciones necesarias para la Venta.

En junio de 2025, suscribimos un acuerdo con Crown Point Energía S.A. para la transferencia de: (i) nuestras participaciones en las concesiones de explotación de “El Tordillo”, “La Tapera” y “Puesto Quiroga” (lo que representa el 52,13347%); (ii) las relativas concesiones de transporte de hidrocarburos; y (iii) nuestro 4,2% de participación en Terminales Marítimas Patagónicas S.A. (conjuntamente, la “Venta”):

El perfeccionamiento de la Venta se encuentra sujeto al cumplimiento de varias condiciones importantes, que pueden no cumplirse como se espera, o no cumplirse en absoluto. Estas condiciones incluyen:

(i) Obtención de la aprobación de las transferencias por parte de la Provincia de Chubut; y
(ii) Aprobación de la auditoría de cierre ambiental y del plan ambiental propuesto por la autoridad de control ambiental de la Provincia de Chubut.

A la fecha Crown Point Energía S.A. ha concretado la adquisición de la participación del 35,6706% de Pampa Energía S.A. sobre las referidas concesiones de explotación hidrocarburíferas en las áreas El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga, ubicadas en la provincia de Chubut.

No se puede garantizar que estas condiciones se cumplan dentro del plazo previsto, o que efectivamente se cumplan. Si cualquier autorización o aprobación requerida se retrasa, se deniega o se somete a condiciones inesperadas, la finalización de la Venta podría posponerse o no producirse. El hecho de no completar el proceso de la Venta podría afectar negativamente a nuestra estrategia comercial y a los resultados financieros previstos.

Riesgos relacionados con las Obligaciones Negociables

Nuestros compromisos restrictivos asumidos en el Contrato de Fideicomiso que rige las Obligaciones Negociables pueden restringir nuestra capacidad para alcanzar nuestras estrategias comerciales.

El Contrato de Fideicomiso que rige las Obligaciones Negociables contiene una serie de compromisos restrictivos que imponen significativas restricciones operativas y financieras a la Compañía que podrían limitar nuestra capacidad de concertar y concretar actos que puedan ser beneficiosos para nuestros intereses en el largo plazo. El Contrato de Fideicomiso contendrá compromisos que restringirán, entre otras cosas, nuestra capacidad, y la de nuestras Subsidiarias Restringidas de:

(i) incurrir en endeudamiento adicional;
(ii) pagar dividendos y efectuar otros pagos restringidos;
(iii) efectuar gravámenes;
(iv) realizar ciertas inversiones;
(v) realizar operaciones con subsidiarias y afiliadas; y
(vi) fusionar, consolidar o transferir todos o sustancialmente todos nuestros activos.

El incumplimiento de cualquier compromiso contenido en el Contrato de Fideicomiso o en los acuerdos que rigen nuestros endeudamientos puede resultar en el incumplimiento de dichos acuerdos. Si se configura un incumplimiento, los acreedores podrían optar (luego del vencimiento de cualquier tipo de notificación o período de gracia) por declarar inmediatamente vencidas y exigibles todas las deudas pendientes, junto a los intereses devengados y no pagados y cualquier monto adeudado en virtud de las mismas. Además, la falta de pago de la deuda a su vencimiento causaría un incumplimiento del Contrato de Fideicomiso. Si cualquiera de nuestras deudas, incluidas las Obligaciones Negociables, fuera acelerada, nuestros activos podrían no ser suficientes para hacer frente a la totalidad de dicha deuda o cualquier otra deuda que pudiera vencer como consecuencia de dicha aceleración.

Riesgos relacionados con la volatilidad y eventos de otros países con mercados emergentes.

El mercado de los títulos valores emitidos por empresas argentinas está influenciado por las condiciones económicas, políticas y de mercado de Argentina y, en distintos niveles, por las condiciones de mercado de otros mercados emergentes. Aunque las condiciones económicas son distintas en cada país, el valor de las Obligaciones Negociables puede también verse afectado por eventos económicos, políticos y de mercado que sucedan en uno o más de los países con mercados emergentes. No podemos asegurarle que los mercados financieros y de capitales no serán afectados de manera adversa por eventos que sucedan en Argentina u otros países con mercados emergentes, o que dichos efectos no impactarán de manera adversa en el valor de las Obligaciones Negociables.

No hay un mercado de comercialización establecido para las Obligaciones Negociables y el valor de mercado de las Obligaciones Negociables es incierto.

Si bien hemos solicitado la cotización de las Obligaciones Negociables en el BYMA y A3 Mercados, las Obligaciones Negociables representarán una nueva emisión sin un mercado establecido o historial de negociación previa. Por lo que no podemos asegurar que dicha solicitud será aprobada. Tampoco podemos asegurar que se desarrollará un mercado para las Obligaciones Negociables y, si se desarrolla, no podemos asegurar su mantenimiento. Si no se desarrolla o mantiene un mercado de negociación, es posible que tenga dificultad para revender las Obligaciones Negociables, o que no las pueda vender a un buen precio o que directamente no las pueda vender. Incluso si un mercado se desarrolla, la liquidez de cualquier mercado para las Obligaciones Negociables dependerá de la cantidad de tenedores de Obligaciones Negociables, el interés de los operadores bursátiles en crear un mercado para las Obligaciones Negociables y otros factores. Además, el valor de mercado y la liquidez de las Obligaciones Negociables y sus mercados de comercialización pueden verse afectados de manera adversa y material por los cambios en las tasas de interés y las disminuciones y la volatilidad de los mercados para valores negociables de características similares y de la economía en general. Los cambios en nuestra condición financiera o de los resultados de las operaciones pueden también generar

efectos adversos. No podemos asegurarle que las Obligaciones Negociables no se negociarán al descuento de su precio inicial, ya sea por razones relacionadas con nosotros o no.

Las Obligaciones Negociables no están registradas en los Estados Unidos de América, y estarán sujetas a las restricciones a la transferencia, las cuales podrían afectar negativamente el valor de las Obligaciones Negociables y limitar su capacidad de revenderlas.

Las Obligaciones Negociables no fueron registradas conforme la Ley de Títulos Valores de los Estados Unidos o cualquier otra ley estatal sobre el tema. Asimismo, no tenemos obligación ni planeamos realizar el mencionado registro en un futuro inmediato. Las Obligaciones Negociables no podrán ser ofrecidas o vendidas, salvo que exista una exención de, o que la transacción no se encuentre sujeta a, los requisitos de inscripción de la Ley de Títulos Valores de los Estados Unidos y de toda otra reglamentación estatal aplicable. Las exenciones mencionadas incluyen la oferta y venta que se lleve a cabo fuera de los Estados Unidos para personas que no sean estadounidenses de conformidad con la Regulación S y con toda reglamentación aplicable en materia de títulos valores de cualquier otra jurisdicción; y las ventas a vendedores calificados de los Estados Unidos, tal como se definen en la Regla 144A. Usted debe saber que se les puede exigir a los inversores que asuman los riesgos financieros de esta inversión por un plazo de tiempo indefinido. Véase “ Restricciones a la Transferencia ” para una explicación más detallada de dichas restricciones.

Las obligaciones emergentes de las Obligaciones Negociables estarán subordinadas a las obligaciones de las subsidiarias de la Emisora, de existir.

Las Obligaciones Negociables son obligaciones no subordinadas de la Emisora, y gozarán de igual prioridad de pago, sin prioridad, consistente con nuestra deuda no subordinada ni garantizada, ya sea presente o futura. Las Obligaciones Negociables no están garantizadas por los activos de la Emisora. Todo reclamo futuro de acreedores garantizados, cuyos préstamos están garantizados por los activos de la Emisora, tendrá prioridad de pago en relación a todo otro reclamo de los tenedores de las Obligaciones Negociables en lo que corresponde a los mencionados activos.

Las Obligaciones Negociables estarán subordinadas a cualquiera de nuestras deudas garantizadas en la medida del valor de los activos que aseguran esas obligaciones. Las Obligaciones Negociables se encontrarán subordinadas a las deudas de las subsidiarias de la Emisora, de existir.

Nuestras calificaciones de riesgo no reflejan todos los riesgos de invertir en las Obligaciones Negociables y las reducciones en tales calificaciones podrían tener efectos negativos en nuestros costos de fondeo y por ende en nuestras operaciones.

Las calificaciones de riesgo son evaluaciones realizadas por agencias calificadoras de riesgo sobre nuestra capacidad de pagar las deudas a su vencimiento. En consecuencia, los cambios (reales o anticipados) en nuestra calificación crediticia generalmente afectan el valor de mercado de las Obligaciones Negociables. Es posible que estas calificaciones crediticias no reflejen el potencial impacto de los riesgos relacionados con la estructuración y negociación de las Obligaciones Negociables. Las calificaciones no constituyen una recomendación para comprar, vender o poseer obligaciones negociables; y pueden ser retiradas o revisadas en cualquier momento por la calificadora de riesgo. La calificación de cada empresa debe evaluarse de forma independiente con respecto a toda otra calificación de riesgo.

Adicionalmente, las calificaciones de riesgo están sujetas a revisión, suspensión o retiro por las respectivas agencias de riesgo en cualquier momento. Una rebaja, suspensión o retiro en las calificaciones de riesgo podría resultar, entre otras cosas: (i) mayores costos de fondeo y otras dificultades para recaudar fondos; (ii) la necesidad de proporcionar garantías adicionales en relación con las transacciones del mercado financiero; y (iii) la terminación o cancelación de acuerdos existentes. Como resultado de ello, nuestro negocio, condición financiera y los resultados de las operaciones podrían verse afectados material y adversamente.

Podremos rescatar las Obligaciones Negociables antes de su vencimiento.

Podremos rescatar las Obligaciones Negociables, total o parcialmente, de acuerdo con lo descripto en la sección “ Descripción de las Obligaciones Negociables ” en el presente Suplemento. Es posible que un inversor no pueda volver a invertir las utilidades del rescate en otros títulos valores con rendimientos similares a los de las Obligaciones Negociables rescatadas.

Los tenedores de las Obligaciones Negociables pueden enfrentar dificultades al intentar imponer responsabilidades civiles sobre la Emisora y sus directores, gerentes y síndicos.

La Emisora es una sociedad constituida de conformidad con las leyes de Argentina y de España, respectivamente; y el domicilio social de la Emisora se encuentra ubicado en Argentina. Todos los directores, gerentes y síndicos de la Emisora residen fuera de los Estados Unidos. Asimismo, al igual que todos o parte de los activos de la Emisora y de sus directores, gerentes y síndicos se encuentran ubicados fuera de los Estados Unidos. Consecuentemente, puede resultar complicado para los tenedores de las Obligaciones Negociables cursar notificaciones dentro de los Estados Unidos sobre dichas personas, o ejecutar sentencias contra la Emisora, inclusive acciones basadas en responsabilidad civil conforme la Ley de Títulos Valores de los Estados Unidos. Tomando como base la opinión de nuestro asesor legal argentino, existen dudas con respecto a la ejecutabilidad contra nosotros y dichas personas en Argentina, ya sea en acciones originales o en acciones para ejecutar las sentencias de los juzgados de los Estados Unidos, de responsabilidades basadas únicamente en las leyes federales en materia de títulos valores de los Estados Unidos.

El incumplimiento de compromisos financieros en nuestros acuerdos de financiamiento podría generar la aceleración bajo nuestra deuda.

Nuestros acuerdos de financiamiento contienen una serie de compromisos financieros, y cada acuerdo de financiamiento adicional en el que incurrimos (incluidas las Obligaciones Negociables) podrá contener compromisos financieros adicionales, los cuales podrán incluir, entre otros, compromisos financieros para el mantenimiento de ratios financieros. Estos compromisos restringen o prohíben varias acciones, que incluyen, entre otros, nuestra capacidad para contraer deuda, constituir o sujetarse a gravámenes, realizar determinados pagos específicos, pagar dividendos, realizar determinadas inversiones, llevar a cabo transacciones con accionistas y sociedades afiliadas, emitir capital, vender activos específicos, y llevar a cabo fusiones, consolidaciones o celebrar contratos de venta con arrendamiento posterior ( sale - leaseback ).

Como resultado de tales compromisos y restricciones en nuestra deuda pendiente de pago, estamos limitados en lo que respecta a la forma de conducir nuestros negocios y es posible que no podamos competir de forma efectiva o sacar ventaja de nuevas oportunidades comerciales. Todo incumplimiento de tales compromisos podría resultar en incumplimiento en virtud de tal endeudamiento.

No podemos garantizar que, en el futuro, podamos respetar los compromisos mencionados; y en caso de incumplimiento por nuestra parte, que podamos obtener las dispensas de las partes correspondientes o modificar tales compromisos. Asimismo, existen excepciones a muchos de los mencionados compromisos; sin perjuicio de ello, no podemos asegurar que las limitaciones y restricciones antes mencionadas protegerán de manera efectiva al Tenedor de Obligaciones Negociables.

Los controles cambiarios y restricciones a las transferencias al exterior podrían afectar la capacidad de los inversores de recibir pagos respecto de las Obligaciones Negociables o de repatriar la inversión en las Obligaciones Negociables.

El Gobierno Argentino y el Banco Central han implementado ciertos controles cambiarios y restricciones a la transferencia de divisas, que limitaron sensiblemente la capacidad de las empresas de conservar moneda extranjera o de realizar pagos al exterior. Las restricciones incluyen limitaciones para las exportaciones e importaciones de bienes y servicios, activos extranjeros, operaciones de no residentes, deuda financiera, deudas entre residentes, ganancias y dividendos y sistemas de información, entre otros (incluyendo, en el pasado reciente, los planes de refinanciación obligatoria). Para mayor información, véase “ Tipos de Cambio y Regulaciones Cambiarias ”.

En el pasado, el Banco Central dictó nuevas reglamentaciones que establecieron ciertas limitaciones en el flujo de la moneda extranjera hacia y desde el mercado cambiario argentino, apuntando tanto a la generación de estabilidad económica como al respaldo de la recuperación económica del país. De acuerdo con las normas cambiarias actualmente vigentes, el acceso al mercado cambiario argentino para la realización de cancelaciones anticipadas de capital e intereses de cualquier clase más de tres días antes de su fecha de vencimiento requiere la aprobación previa del Banco Central o estar sujeto a ciertos requisitos obligatorios. Si bien el acceso al mercado cambiario argentino se encuentra actualmente permitido para que los deudores compren moneda extranjera para el pago de capital o intereses de deuda pagadera a acreedores no residentes (tales como los tenedores de las Obligaciones Negociables), en la medida en que se cumplan ciertos requisitos (incluyendo que la Emisora (i) haya liquidado los fondos provenientes de la emisión de las Obligaciones

Negociables a través del mercado cambiario extranjero, (ii) haya informado dicho endeudamiento y (iii) haya cumplido con los requisitos generales adicionales para la salida de fondos a través del mercado cambiario, en cada caso, de acuerdo con las normas cambiarias aplicables vigentes al momento en que el residente local accede al mercado cambiario), la Emisora no puede garantizar que no se establecerán mayores restricciones para su compra o transferencia en el futuro. En dicha situación, el Banco Central no podrá autorizar estas operaciones y así, afectar la posibilidad de la Emisora de cumplir con el servicio de sus obligaciones de deuda denominadas en moneda extranjera, incluyendo las Obligaciones Negociables.

La Emisora no puede garantizar que no se establecerán mayores restricciones adicionales para su compra o transferencia en el futuro. En dicha situación, el Banco Central puede no autorizar estas operaciones y así, afectar la posibilidad de la Emisora de cumplir con el servicio de sus obligaciones de deuda denominadas en moneda extranjera, incluyendo las Obligaciones Negociables.

En el caso de que experimentemos un Evento de Cambio de Control (según se define en la sección “Descripción de las Obligaciones Negociables”), existe la posibilidad de que no podamos volver a comprar las Obligaciones Negociables, como lo exige el Contrato de Fideicomiso.

Si ocurre un Evento de Cambio de Control, se nos exigirá que realicemos una oferta para volver a comprar todas las Obligaciones Negociables a un precio de compra equivalente al 101% del importe de capital, más los Montos Adicionales (de ser aplicable) e intereses devengados y pendientes de pago hasta, pero excluyendo, la fecha de compra. Véase “ Descripción de las Obligaciones Negociables—Evento de Cambio de Control. ” Los términos de nuestras líneas de crédito y otros acuerdos financieros existentes pueden requerir el pago de las sumas pendientes en el caso de un cambio de control y limitar nuestra capacidad de financiar la recompra de las Obligaciones Negociables en ciertas circunstancias. En el caso de que experimentemos un Evento de Cambio de Control, no hay garantía de que dispongamos de los recursos financieros suficientes para satisfacer nuestras obligaciones de comprar nuevamente las Obligaciones Negociables. Si ocurriera un Evento de Cambio de Control y no fuese posible para nosotros rescatar las Obligaciones Negociables, se considerará que existe un incumplimiento en el marco del Contrato de Fideicomiso, lo que a su vez podría implicar un incumplimiento de otros contratos financieros, y podría provocar un efecto material adverso en nuestra situación financiera y en los resultados de las operaciones.

En el caso de una reorganización o de un acuerdo preventivo extrajudicial, los tenedores de las Obligaciones Negociables podrán votar de forma diferente con respecto a los otros acreedores.

En el caso de que nos veamos sujetos a procedimientos judiciales de reorganización, acuerdos preventivos extrajudiciales o procedimientos similares, las regulaciones vigentes de la Argentina aplicables a las Obligaciones Negociables (incluyendo, sin carácter limitativo, la Ley de Obligaciones Negociables) estarán sujetas a las disposiciones de la Ley N°24.522 de Concursos y Quiebras, junto con sus modificatorias (la “Ley de Quiebras Argentina”); y a toda otra normativa aplicable a los procedimientos de insolvencia y reestructuración, por lo que algunos términos y condiciones específicos de las Obligaciones Negociables podrían no ser aplicables.

La Ley de Quiebras Argentina establece un procedimiento de voto diferente para los tenedores de títulos valores con respecto al utilizado por otros acreedores no garantizados a los efectos del cálculo de las mayorías necesarias por la Ley de Quiebras Argentina (la cual requiere la mayoría absoluta de los acreedores que representan dos tercios de la deuda no garantizada). De conformidad con este sistema, los tenedores de Obligaciones Negociables tendrán mucho menos poder de negociación en comparación con nuestros otros acreedores financieros en el caso de una reorganización.

Asimismo, la jurisprudencia argentina establece que los tenedores de valores negociables que no asistan a una asamblea de tenedores en la cual se vote o que se abstengan de hacerlo, no deben ser tomados en consideración al momento de calcular si se alcanzó la mayoría necesaria para aprobar una propuesta de reestructuración. Por ende, el poder de negociación de los tenedores de Obligaciones Negociables podría verse disminuido con respecto a nuestros otros acreedores comerciales y financieros.

Las obligaciones emergentes de las Obligaciones Negociables estarán subordinadas a ciertas obligaciones legales.

Conforme la Ley de Quiebras Argentina, las obligaciones emergentes de las Obligaciones Negociables estarán subordinadas a preferencias legales específicas, que incluyen reclamos por sueldos, salarios, obligaciones

garantizadas, seguro social, impuestos y tasas y gastos judiciales. En el caso de que nos veamos sujetos a la quiebra, procedimientos de reorganización judiciales, extrajudiciales o procesos equivalentes, los derechos de los tenedores de las Obligaciones Negociables estarán subordinados a ciertas obligaciones legales mencionadas anteriormente; y por ende, nuestra capacidad de pagar las sumas pendientes bajo las Obligaciones Negociables puede no ser determinable.

Las sentencias de los tribunales argentinos que ejecuten obligaciones denominadas en moneda extranjera pueden ordenar el pago en pesos.

Si se iniciaran procedimientos en los juzgados de la Argentina para exigir el cumplimiento de nuestras obligaciones emergentes bajo las Obligaciones Negociables, estas obligaciones podrán cancelarse en pesos en una suma equivalente a la cantidad de pesos argentinos necesarios para cumplir con la obligación denominada en moneda extranjera conforme los términos acordados y sujeto a la ley aplicable o, alternativamente, conforme el tipo de cambio entre el peso y el dólar estadounidense vigente al momento de realizar el pago. No podemos garantizar que los mencionados tipos de cambio proporcionarán a los inversores una compensación completa por la suma invertida en las Obligaciones Negociables y los intereses devengados.

Existe incertidumbre con respecto al tratamiento fiscal de las Obligaciones Negociables para los tenedores en ciertas jurisdicciones y, en consecuencia, los pagos a inversores en ciertas jurisdicciones “no cooperantes” o que canalizan su inversión a través de dichas jurisdicciones podrían quedar sujetos a la aplicación de retenciones.

En diciembre de 2017, Argentina introdujo una reforma tributaria integral que posee un impacto sobre el tratamiento tributario de las Obligaciones Negociables para tenedores en ciertas jurisdicciones "no cooperantes". Si bien Estados Unidos y muchos otros países desarrollados actualmente no se consideran jurisdicciones "no cooperantes", no existen garantías acerca de que el listado de jurisdicciones consideradas “no cooperantes” no se modificará en el futuro. Los pagos de intereses a los tenedores de las Obligaciones Negociables residentes en tales jurisdicciones o que canalicen su inversión a través de dichas jurisdicciones estarán sujetos a una alícuota del 35% de retención y, en tales circunstancias, la Emisora no pagará montos adicionales a esos tenedores.

La lista de jurisdicciones consideradas “no cooperantes” fue publicada, a la fecha de este Suplemento, por el artículo 24 del Decreto 862/19, reglamentario de la LIG, conforme fuera modificado por, entre otros, el Decreto 603/2024. Las autoridades fiscales argentinas deben informar las actualizaciones para modificar esta lista. Esta lista de jurisdicciones puede cambiar y ser actualizada en cualquier momento. Para más información, véase “ Carga Tributaria ”. Como resultado de esta incertidumbre, las Obligaciones Negociables podrían sufrir una reducción de su liquidez, lo que podría afectar negativamente el precio de mercado y la negociación de las mismas.

DESTINO DE LOS FONDOS

La Sociedad tiene la intención de destinar los fondos que reciba en virtud de la emisión de las Obligaciones Negociables, netos de comisiones y gastos, de conformidad con los requisitos del Artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables y las demás leyes y reglamentaciones aplicables vigentes en Argentina, para los siguientes propósitos: (a) el repago y/o la refinanciación del endeudamiento existente, principalmente deuda bancaria y financiera a corto plazo, incluida la financiación a través de descubiertos en cuentas corrientes con entidades financieras nacionales, por hasta un importe equivalente al monto de capital total de las Obligaciones Negociables, y/o (b) inversiones en propiedades, plantas y equipos - exploración, evaluación y desarrollo activos ubicados en Argentina, y/o (c) capital de trabajo en Argentina, y/o (d) adquisición de nuevas compañías o negocios en Argentina, y/o (e) contribuciones de capital y/o financiamiento de actividades comerciales de algunas de nuestras subsidiarias o empresas vinculadas, y/o (f) necesidades generales de financiación relacionadas con nuestras actividades comerciales. Hasta la efectiva utilización de los ingresos procedentes de la emisión de las Obligaciones Negociables, estos fondos podrán invertirse en inversiones a corto plazo, incluyendo, sin limitación alguna, títulos valores de alta calidad, depósitos a plazo fijo e instrumentos de fondos de inversión de bajo riesgo.

Las propiedades, plantas y equipos – exploración, evaluación y desarrollo de activos engloban una serie de activos materiales, entre los que se incluyen inversiones en terrenos y edificios, propiedades mineras, pozos y equipos relacionados, equipos de destilería y plantas petroquímicas, equipos de transporte, materiales y equipos de almacenamiento, perforaciones exploratorias, enseres e instalaciones y equipos de comercialización. El término “capital de trabajo” abarca todos los usos que afectan tanto al activo como al pasivo a corto plazo. Estos incluyen, entre otros, la compra de mercadería, los pagos a proveedores por motivos operativos y relacionados con la actividad, el pago de impuestos y el desembolso de indemnizaciones a empleados.

TIPOS DE CAMBIO Y REGULACIONES CAMBIARIAS

Tipos de cambio

Desde 1991 hasta fines del año 2001, la Ley Nº 23.928 (la “Ley de Convertibilidad”) estableció un tipo de cambio fijo de 1 peso argentino por 1 dólar estadounidense. El 6 de enero de 2002, la Ley Nº 25.561 (la “Ley de Emergencia Pública”), puso formalmente fin a esa paridad entre el dólar estadounidense y el peso argentino.

Tras un breve período en el que el gobierno argentino estableció un sistema cambiario dual provisorio en virtud de la Ley de Emergencia Pública, desde febrero de 2002 se ha permitido que el peso argentino fluctúe libremente frente a otras monedas, aunque el gobierno argentino tiene la facultad de intervenir comprando y vendiendo divisas por cuenta propia, una práctica que realiza regularmente. Sin embargo, el 23 de diciembre de 2019 se publicó la Ley de Solidaridad N° 27.541, que declaró nuevamente la emergencia pública hasta el 31 de diciembre de 2020. Véase “ VI. Factores de riesgo—Riesgos relacionados con la Argentina ” del Prospecto.

Los controles cambiarios que endurecieron las restricciones a los flujos de capital, el tipo de cambio oficial entre el peso argentino y el dólar estadounidense y las restricciones a las transferencias que limitan sustancialmente la capacidad de las empresas para retener divisas o realizar pagos en el extranjero, están actualmente vigentes en Argentina y lo han estado por períodos alternos durante los últimos años. Mediante el Decreto N° 609/2019 de fecha 1 de septiembre de 2019 y sus modificatorias (el “Decreto 609”), el Poder Ejecutivo restableció los controles de cambios y autorizó al BCRA a (a) regular el acceso al Mercado de Cambios para comprar divisas y realizar pagos al exterior; y (b) dictar normas para evitar prácticas y operaciones tendientes a eludir, mediante el uso de títulos valores y otros instrumentos, las medidas adoptadas por el Decreto 609. A la fecha del presente Suplemento, las regulaciones cambiarias han sido (i) prorrogadas indefinidamente y (ii) consolidadas en un único conjunto de regulaciones, la Comunicación “A” 8307, conforme sus posteriores modificaciones y complementos las comunicaciones del BCRA (el “Régimen Cambiario”). Véase “Tipos de Cambio y Regulaciones Cambiarias ” de este Suplemento.

El BCRA solicitó a la CNV implementar medidas alineadas para evitar prácticas y operaciones elusivas. En este sentido, la CNV, en línea con lo establecido en el artículo 3 del Decreto 609, estableció diversas medidas para evitar dichas prácticas y operaciones elusivas.

En el siguiente cuadro se exponen los tipos de cambio anuales mínimos, máximos, promedio y de cierre del período para los períodos indicados, expresados en pesos nominales por dólar estadounidense, con base en los tipos de cambio cotizados por el BCRA (fuente: BCRA (Comunicación “A” 3500). El Banco de la Reserva Federal de Nueva York no informa una tasa de compra para el peso argentino .

					Cierre
		Mínimo	Máximo	Promedio(1)	del
					período
		(pesos por U.S.$)
Ejercicio finalizado el	31	de diciembre de
2019		37,04	60,00	49,23	59,90
2020		59,82	84,15	71,61	84,15
2021		84,70	102,75	95,80	102,75

				Cierre
	Mínimo	Máximo	Promedio(1)	del
				período
2022	103,04	177,13	133,55	177,13
2023	178,14	808,48	317,16	808,48
2024	810,65	1032,50	916,25	1032,50
Mes
Enero 2025	1.032,75	1.053,50	1.043,56	1.053,50
Febrero 2025	1.053,91	1.064,37	1.058,46	1.064,37
Marzo 2025	1.064,37	1.073,87	1.069,03	1.073,87
Abril 2025	1.070,42	1.200,83	1.121,57	1.172,00
Mayo 2025	1.113,58	1.195,33	1.147,52	1.195,33
Junio 2025	1.151,00	1.194,08	1.181,35	1.194,08
Julio 2025	1.203	1.351,83	1.270,07	1.351,83
Agosto 2025	1.292,33	1.422,17	1.334,51	1.323,83
Septiembre 2025	1325,08	1474,75	1399,89	1366,58
Octubre 2025 (calculado hasta el 27 de octubre)	1347,66	1487,08	1428,08	1378,91

(1) Calculado utilizando el promedio de los tipos de cambio del último día de cada mes durante el período (para períodos anuales) y el promedio de las tasas de cambio de cada día durante el período (para períodos mensuales).

Lo anterior no puede entenderse como una declaración de que los montos en pesos argentinos han sido o pudieran haber sido convertidos, o que podrían convertirse a importes en dólares a los tipos de cambio antes mencionados en ninguna de las fechas indicadas.

Regulaciones cambiarias

A los efectos de esta sección, (i) “moneda extranjera” significa cualquier divisa o moneda distinta del Peso argentino; y (ii) “Regulaciones Cambiarias” significan las regulaciones cambiarias sancionadas por el BCRA conforme a la Comunicación “A” 8307, sus modificatorias y complementarias.

Disposiciones específicas para los ingresos por el Mercado de Cambios

Ingreso y liquidación del producido de las exportaciones de bienes a través del Mercado de Cambios

El régimen cambiario argentino establece que el producido de las exportaciones de bienes debe ser ingresado y liquidado en Pesos a través del Mercado de Cambios en un plazo determinado para el bien de que se trate. Independientemente de estos plazos máximos de liquidación, los cobros de exportaciones deberán ser ingresados y liquidados en el Mercado de Cambios dentro de los 20 (veinte) días hábiles de la fecha de cobro. Sin embargo, la posibilidad de utilizar este plazo quedará supeditada en todos los casos al cumplimiento de los plazos previstos en el Régimen Cambiario para cada tipo de bien.

El Decreto N° 28/2023 publicado el 13 de diciembre de 2023 (el “Decreto 28/2023”) estableció que en relación con: (i) el contravalor de la exportación de las prestaciones de servicios comprendidas en el inciso c) del apartado 2 del artículo 10 de la Ley N° 22.415 (“Código Aduanero”) y sus modificaciones (que refiere a las prestaciones de servicios realizadas en el país, con utilización o explotación efectiva que se lleve a cabo en el exterior); y (ii) el contravalor de la exportación de las mercaderías comprendidas en la Nomenclatura Común del MERCOSUR (“NCM”), incluidos los supuestos de prefinanciación y/o postfinanciación de exportaciones del exterior o un anticipo de liquidación; deberá ingresarse al país en divisas y/o negociarse, un 80% de dichos contravalores a través del Mercado de Cambios y, por el 20% restante, se deberá concretar a través de operaciones de compraventa con valores negociables adquiridos con liquidación en moneda extranjera y vendidos con liquidación en moneda local en el país. En fecha 14 de abril de 2025, el Decreto N° 269/2025 derogó el Decreto 28/2023 y estableció expresamente que el contravalor de las mencionadas exportaciones se regirá por las disposiciones generales establecidas en el Decreto 609 y sus normas modificatorias y concordantes. Los exportadores de las mercaderías comprendidas en la NCM efectuarán el pago de los derechos, tributos y demás conceptos en los términos, plazos y condiciones que establece la normativa vigente, correspondiéndoles la alícuota del Derecho de Exportación respectivo, considerando el contravalor previsto en el párrafo anterior.

En el caso de fondos recibidos o acreditados en el exterior, se considerará cumplido el depósito y liquidación por el monto equivalente a los gastos habituales debitados por las entidades financieras del exterior por la transferencia de fondos a Argentina.

En el caso que el cliente sea un Vehículo de Proyecto Único (VPU) adherido al RIGI que declaró ante la Autoridad de Aplicación que preveía hacer uso de los beneficios establecidos en el artículo 198 de la Ley 27.742 en materia de cobro de exportaciones de bienes y servicios, resultará aplicable lo dispuesto en los puntos 14.1.1. y 14.1.2., según corresponda.

Los anticipos, prefinanciaciones y posfinanciaciones del exterior deberán ser ingresadas y liquidadas en el mercado de cambios dentro de los 20 (veinte) días hábiles de la fecha de cobro o desembolso en el exterior, sujeto a las condiciones y las excepciones establecidas en el punto 7.1.3. del Régimen Cambiario.

Siempre que se cumplan determinados requisitos, existen algunas excepciones a la obligación de liquidación a través del Mercado de Cambios, incluyendo, sin que implique limitación: (i) la aplicación de los cobros de exportación al repago de capital e intereses de deudas financieras, (ii) la aplicación de los cobros de exportación a la repatriación de aportes de inversión directa, (iii) los cobros de exportadores en el marco del Régimen de Promoción de las Exportaciones de la Economía del Conocimiento (establecido por el Decreto N° 679/2022, también conocido como Régimen de Fomento de Inversiones para Exportaciones de las Actividades de la Economía del Conocimiento), (iv) la aplicación de los cobros de exportación a operaciones en el marco del Régimen de Fomento de Inversiones para las Exportaciones (establecido por el Decreto N° 234/2021), y (v) la aplicación de los cobros de exportación para la acumulación de moneda extranjera destinada a garantizar el repago del prefinanciamiento de exportaciones).

El exportador debe designar a una entidad financiera para el seguimiento de cada transacción de exportación. La obligación de ingreso y liquidación de divisas a través del Mercado de Cambios correspondiente a un permiso de embarque se considerará satisfecha cuando la entidad financiera designada para el seguimiento certifique que se ha producido el ingreso y la liquidación.

Cobros locales por exportaciones del régimen de ranchos a medios de transporte de bandera extranjera

Respecto de los cobros locales por exportaciones del régimen de ranchos a medios de transporte de bandera extranjera (punto 8.5.18 del Régimen Cambiario), se considerará que se cumple total o parcialmente con el seguimiento del permiso de embarque, por un monto equivalente al pagado localmente en pesos argentinos y/o

en moneda extranjera al exportador por un agente local propietario del medio de transporte de bandera extranjera, siempre que se cumplan las siguientes condiciones:

(i) La documentación permite constatar que la entrega de la mercadería exportada se ha producido en el país, que el agente local de la empresa propietaria de los medios de transporte de bandera extranjera ha realizado localmente el pago al exportador y la moneda en la que dicho pago se efectuó.
(ii) La compañía cuente con una certificación emitida por una entidad financiera en la que conste que el referido agente local hubiera tenido acceso al Mercado de Cambios por el monto equivalente en moneda extranjera que se pretende imputar al permiso. La entidad financiera emisora de la mencionada certificación deberá previamente verificar el cumplimiento de todos los requisitos establecidos por la normativa cambiaria para el acceso al Mercado de Cambios, con excepción de lo previsto en el Punto 3.16.1 del Régimen, y contar con una declaración jurada del referido agente local en la que conste que no ha transferido ni transferirá fondos al exterior por la parte proporcional de las operaciones comprendidas en la certificación.
(iii) En caso de que los montos hayan sido percibidos en el país en moneda extranjera, la compañía cuenta con la certificación de liquidación de los fondos en el Mercado de Cambios.

El agente local de la empresa propietaria del medio de transporte de bandera extranjera no deberá haber utilizado este mecanismo por un monto superior a U.S.$2.000.000 en el mes calendario que se imputa.

Obligación de ingresar las divisas procedentes de las exportaciones de servicios

De acuerdo con la sección 2 del Régimen Cambiario, los pagos recibidos por la prestación de servicios por parte de residentes a no residentes deben ser ingresados y liquidados a través del Mercado de Cambios en un plazo no superior a 20 (veinte) días hábiles a partir de la fecha de su percepción en el exterior o en el país o de su acreditación en cuentas del exterior.

En el caso de fondos percibidos o acreditados en el exterior, se podrá considerar cumplimentado el ingreso y liquidación por el monto equivalente a los gastos habituales debitados por las entidades financieras del exterior por la transferencia de fondos al país.

Los cobros por la prestación de servicios a un no residente por parte de un VPU titular de un proyecto adherido al RIGI quedarán exceptuados de la obligación de ingreso y/o liquidación por la totalidad del contravalor en divisas en la medida que el servicio haya sido prestado o devengado a partir de la fecha de puesta en marcha del VPU reportada por la Autoridad de Aplicación al BCRA.

Ciertos supuestos detallados en el punto 2.2.2 del Régimen Cambiario se encuentran exentos de la obligación de liquidar las divisas procedentes de las exportaciones de servicios, siempre y cuando sean liquidadas dentro de los plazos establecidos en la normativa.

Mediante Comunicación “A” 8226 del BCRA, la cual entró en vigor en fecha 14 de abril de 2025, se derogaron los incisos b) y c) del apartado 2.2.2.1. del Régimen Cambiario en relación a las operaciones de egreso a través del Mercado de cambios realizadas por personas humanas.

Mediante Comunicación “A” 8330 de fecha 18 de septiembre de 2025, el BCRA resolvió dejar sin efecto el límite anual de U.S.$ 36.000 previsto en el punto 2.2.2.1. del Régimen Cambiario, habilitando así para las personas humanas la excepción de la obligación de liquidación de los cobros de exportaciones de servicios sin límite de monto. Asimismo, estableció que las entidades no podrán cobrar comisiones en aquellas operaciones concretadas por personas humanas residentes que impliquen la acreditación de ingresos de divisas del exterior a las cuentas abiertas por el cliente en moneda extranjera; ello, sin perjuicio del traslado al cliente de los cargos

que pudieran corresponder por los servicios prestados por las entidades del exterior intervinientes en la transferencia.

Enajenación de activos no financieros no producidos

De acuerdo con el Punto 2.3 del Régimen Cambiario, el contravalor percibido por parte de residentes por la enajenación a no residentes de activos no financieros no producidos deberá ingresarse en divisas y liquidarse en el mercado de cambios dentro de los 20 (veinte) días hábiles de la fecha de percepción en el exterior o en el país o de su acreditación en cuentas del exterior.

Endeudamientos financieros con el exterior

De acuerdo con el Punto 2.4 del Régimen Cambiario, para que los deudores residentes puedan acceder al Mercado de Cambios para pagar el endeudamiento financiero con el exterior desembolsado a partir del 1 de septiembre de 2019, el producto del préstamo debe haber sido liquidado a través del Mercado de Cambios y la operación debe haber sido declarada en el Relevamiento de Activos y Pasivos Externos. En consecuencia, aunque la liquidación del producto del préstamo no es obligatoria, el hecho de no liquidarlo impedirá el acceso futuro al Mercado de Cambios a efectos de reembolso.

El acceso al Mercado de Cambios para realizar dichos pagos con más de tres (3) días de antelación a la fecha de vencimiento se encuentra, por regla general, sujeto a la autorización previa del BCRA. Los pagos anticipados realizados con fondos provenientes de nuevos préstamos extranjeros debidamente liquidados o en relación con los procesos de refinanciación de deudas o de gestión de pasivos pueden estar exentos de dicha autorización previa del BCRA en la medida en que cumplan con varios requisitos según lo establecido en el Punto 3.5 del Régimen Cambiario.

Hasta el 31 de diciembre de 2024, se requiere la conformidad previa del BCRA para que los residentes locales puedan acceder al Mercado de Cambios para realizar pagos de capital e intereses en virtud del endeudamiento financiero transfronterizo con partes vinculadas. Ciertas excepciones específicas resultan aplicables, y se encuentran incluidas en el punto 3.5.6. del Régimen Cambiario.

En este sentido, mediante Comunicación “A” 8059 del BCRA de fecha 4 de julio de 2024 se estableció permitir a residentes locales el acceso al Mercado de Cambios sin que resulte aplicable el requisito de conformidad previa del BCRA únicamente para realizar pagos de intereses de endeudamientos financieros con el exterior cuando el acreedor sea una contraparte vinculada con el deudor en tanto la fecha de vencimiento del pago de intereses ocurra a partir del 5 de julio de 2024. Ello así en la medida que se cumplan los restantes requisitos aplicables y el pago se efectúe de manera simultánea con la liquidación por un importe no menor al monto de intereses por el cual se accede al Mercado de Cambios, entre otras condiciones previstas por el Régimen Cambiario.

Adicionalmente, de acuerdo al punto 3.5.3 del Régimen Cambiario, el BCRA estableció como condición adicional para el acceso al Mercado de Cambios para el pago de capital de títulos de deuda emitidos a partir del 8 de noviembre de 2024 que se concreta con una transferencia en el exterior, que el acceso debe producirse con una anterioridad no mayor a los 3 (tres) días hábiles a la fecha de vencimiento del servicio de capital o interés a pagar y una vez transcurridos, como mínimo, desde la fecha de emisión:

(i) 12 (doce) meses si el título fue emitido entre el 8 de noviembre de 2024 y el 20 de abril de 2025;

(ii) 6 (seis) meses si el título fue emitido entre el 21 de abril de 2025 y el 15 de mayo de 2025;
(iii) 18 (dieciocho) meses si el título fue emitido a partir del 16 de mayo de 2025.

Finalmente, de conformidad con el punto 3.11.2. del Régimen Cambiario, las entidades podrán dar acceso al mercado de cambios a los residentes que deban realizar pagos de servicios de deudas financieras comprendidas en el punto 3.5. o de títulos valores con acceso al mercado de cambios en función de lo dispuesto en los puntos 3.6.1.3. a 3.6.1.5., para la compra de moneda extranjera con anterioridad al plazo admitido por la normativa para cada caso, en las siguientes condiciones:

(a) los fondos adquiridos sean depositados en cuentas en moneda extranjera de su titularidad abiertas en entidades financieras locales;
(b) la entidad interviniente haya verificado que el endeudamiento, cuyo servicio será cancelado con estos fondos, cumple con la normativa cambiaria vigente por la que se admite dicho acceso; y
(c) el acceso del cliente encuadra en alguna de las siguientes situaciones:
a. se concreta dentro de los 60 (sesenta) días corridos previos a la fecha de vencimiento por un monto diario que no supere el 10% (diez por ciento) del monto que se cancelará; o
b. se concreta dentro de los 5 (cinco) días hábiles previos al plazo normativo admitido en cada caso por un monto diario que no supere el 20% (veinte por ciento) del monto que se cancelará.

Disposiciones específicas sobre el acceso al Mercado de Cambios

Requisitos generales

Como regla general, y de forma complementaria a las reglas específicas de cada operación para el acceso, ciertos requisitos generales deben ser cumplidos por una empresa o persona humana residente para acceder al Mercado de Cambios para la compra de moneda extranjera o su transferencia al exterior (es decir, pagos de importaciones y otras compras de bienes en el exterior; pago de servicios prestados por no residentes; distribución de utilidades y dividendos; pago de capital e intereses de endeudamiento externo; pagos de intereses de deudas para la importación de bienes y servicios, entre otros) sin requerir conformidad previa del BCRA.

En tal sentido, de acuerdo con el punto 3.16.2 del Régimen Cambiario, la empresa o persona humana residente deberá presentar una declaración jurada en la que:

1) Se deje constancia que (i) al momento del acceso al Mercado de Cambios la totalidad de sus tenencias de moneda extranjera en el país se encuentran depositadas en cuentas en entidades financieras, y (ii) al inicio del día en que solicita el acceso al Mercado de Cambios no posee certificados de depósito argentinos (“CEDEARs”) representativos de acciones extranjeras y/o activos externos líquidos disponibles que conjuntamente tengan un valor superior a U.S.$100.000 (se excluye de este límite a los fondos depositados en el exterior que constituyen fondos de reserva o garantía bajo contratos de deuda con el exterior, o fondos otorgados como garantía de derivados concertados en el exterior). Si el cliente es un gobierno local, también deberán contabilizarse hasta el 31 de diciembre de 2024 las tenencias de moneda extranjera que tenga depositadas en entidades financieras locales. Son considerados “activos externos líquidos” a estos efectos, las tenencias de billetes y monedas en moneda extranjera, disponibilidades en oro amonedado o en barras de buena entrega, depósitos a la vista en entidades financieras del exterior y otras inversiones

que permitan obtener disponibilidad inmediata de moneda extranjera. Por el contrario, no deben considerarse activos externos líquidos disponibles a aquellos fondos depositados en el exterior que no pudiesen ser utilizados por el cliente por tratarse de fondos de reserva o de garantía constituidos en virtud de las exigencias previstas en contratos de endeudamiento con el exterior, prefinanciaciones de exportaciones comprendidas en el punto 7.8.5., o de fondos constituidos como garantía de operaciones con derivados concertadas en el exterior. En el caso de que el cliente fuese un gobierno local y excediese el monto límite establecido, la entidad también podrá aceptar una declaración jurada del cliente en la que deje constancia de que tal exceso se utilizó para realizar pagos por el Mercado de Cambios a través de operaciones de canje y/o arbitraje con los fondos depositados.

2) Se comprometa a liquidar en el Mercado de Cambios, dentro de los cinco (5) días hábiles de su puesta a disposición, los fondos que reciba en el exterior por el cobro de préstamos otorgados a terceros, de depósitos a plazo, o de la venta de cualquier tipo de activo, en la medida en que el activo objeto de la venta hubiera sido adquirido, el depósito constituido o el préstamo otorgado con posterioridad al 28 de mayo de 2020.

Asimismo, de acuerdo con el punto 3.16.3 del Régimen Cambiario, el cliente que no sea persona humana residente deberá presentar una declaración jurada en la que:

1) Deje constancia que en la fecha de acceso al Mercado de Cambios y en los 90 (noventa) días corridos anteriores, de manera directa o indirecta o por cuenta y orden de terceros: (i) no concertó ventas en el país de títulos valores con liquidación en moneda extranjera, (ii) no realizó canjes de títulos valores emitidos por residentes por activos externos, (iii) no realizó transferencias de títulos valores a entidades depositarias del exterior, (iv) no adquirió en el país títulos valores emitidos por no residentes con liquidación en pesos argentinos, (v) no adquirió CEDEARs representativos de acciones extranjeras, (vi) no adquirió títulos valores representativos de deuda privada emitida en jurisdicción extranjera, y (vii) no entregó fondos en moneda local ni otros activos locales (excepto fondos en moneda extranjera depositados en entidades financieras locales) a ninguna persona (sea humana o jurídica, residente o no residente, vinculada o no), recibiendo como contraprestación previa o posterior, de manera directa o indirecta, por sí misma o a través de una entidad vinculada, controlada o controlante, activos externos, criptoactivos o títulos valores depositados en el exterior.
3) Se comprometa a no concertar ninguna de las transacciones descriptas en el punto 1 más arriba a partir del momento en que solicita el acceso al Mercado de Cambios y durante los 90 (noventa) días corridos siguientes.
4) El último párrafo del punto 3.16.3.2 del Régimen Cambiario agrega que, en caso de que el cliente que solicita acceso al Mercado de Cambios sea una persona jurídica, para que la operación no quede comprendida por el requisito de conformidad previa del BCRA deberá presentar ante la entidad financiera correspondiente:
(A) una declaración jurada dejando constancia de que en el plazo previsto en el punto 3.16.3.4. (90 días antes de acceder al Mercado de Cambios) no ha entregado en el país fondos en moneda local ni otros activos locales líquidos, excepto fondos en moneda extranjera depositados en entidades financieras

locales, a ninguna persona humana o jurídica, salvo aquellos directamente asociados a operaciones habituales en el marco del desarrollo de su actividad (esta declaración jurada se denominará “Declaración Jurada – Sección 1”); o bien

(B) (i) tal y como establece la sección 3.16.3.3. del Régimen Cambiario, una declaración jurada en la que conste: “el detalle de las personas humanas o jurídicas que ejercen una relación de control directo sobre el cliente y de otras personas jurídicas con las que integra un mismo grupo económico”. Para determinar la existencia de una relación de control directo, deberán considerarse los tipos de relaciones descritos en el punto 1.2.2.1 de las normas sobre “Grandes exposiciones al riesgo de crédito”. Las empresas que compartan una relación de control del tipo definido en los puntos 1.2.1.1 y 1.2.2.1 de las normas sobre “Grandes exposiciones al riesgo de crédito” deben considerarse miembros del mismo “grupo económico” (la “Declaración Jurada de Descripción del Grupo Económico”); y (ii) que en el día en que solicita el acceso al mercado y en los 90 (noventa) días corridos anteriores no ha entregado en el país fondos en moneda local ni otros activos locales líquidos, excepto fondos en moneda extranjera depositados en entidades financieras locales, a ninguna persona humana o jurídica que ejerza una relación de control directo sobre ella, o a otras empresas con las que integre un mismo grupo económico, salvo aquellos directamente asociados a operaciones habituales entre residentes de adquisición de bienes y/o servicios (la “Declaración Jurada de No Entrega de Pesos al Grupo Económico”).
(C) Lo indicado en el punto 3.16.3.4. (tal y como se detalla en el apartado (B)(ii) anterior) podrá ser considerado cumplido, en el caso de que el cliente que pretende acceder haya presentado:
(i) una declaración jurada rubricada por cada persona humana o jurídica detallada en el punto 3.16.3.3. a la cual el cliente le haya entregado fondos en los términos previstos en el punto 3.16.3.4., dejando constancia de lo exigido en los puntos 3.16.3.1., 3.16.3.2. y 3.16.3.4.; o bien
(ii) una declaración jurada de cada persona humana o jurídica declarada en la declaración jurada indicada en el punto 3.16.3.3. (es decir, todos los Controlantes Directos y los miembros declarados del grupo económico), dejando constancia de lo dispuesto en los puntos 3.16.3.1. y 3.16.3.2. del Régimen Cambiario (nos referiremos a esta declaración jurada como la “Declaración Jurada del Grupo Económico”); o bien
(iii) una declaración de cada una de las personas humanas o jurídicas declaradas en la declaración jurada indicada en el punto 3.16.3.3. (esto es, todos los Controlantes Directos y los integrantes declarados del grupo económico), en la que se deje constancia de que, “en el plazo previsto en el punto 3.16.3.4., no ha recibido en el país fondos en moneda local ni otros activos locales líquidos, excepto fondos en moneda extranjera depositados en entidades

financieras locales, salvo aquellos directamente asociados a operaciones habituales entre residentes de adquisición de bienes y/o servicios, que hayan provenido del cliente o de alguna persona detallada en el punto 3.16.3.3. a la cual el cliente le haya entregado fondos en los términos previstos en el punto 3.16.3.4.

Finalmente, el Punto 3.16.4 del Régimen Cambiario establece que las entidades requerirán la conformidad previa del BCRA para dar acceso al Mercado de Cambios a las personas humanas o jurídicas incluidas por la ARCA en la base de datos de facturas o documentos equivalentes calificados como apócrifos por dicho organismo. Este requisito no resultará de aplicación para el acceso al mercado para las cancelaciones de financiaciones en moneda extranjera otorgadas por entidades financieras locales, incluyendo los pagos por los consumos en moneda extranjera efectuados mediante tarjetas de crédito o compra.

El punto 3.16.3.6.i) del Régimen Cambiario establece que las transferencias a entidades depositarias del exterior de títulos valores efectuadas o a efectuarse con el objeto de participar en una operación de recompra de títulos de deuda emitidos por un residente argentino no deberán ser consideradas en las declaraciones juradas que se confeccionen para dar cumplimiento a los apartados 3.16.3.1. y 3.16.3.2. del Régimen Cambiario.

Adicionalmente, de acuerdo al punto 3.16.3.6.iv) del Régimen Cambiario, no deberá tenerse en cuenta a los efectos de dar cumplimiento a las declaraciones juradas de los puntos 3.16.3.1. y 3.16.3.2. del Régimen Cambiario, las ventas con liquidación en moneda extranjera en el país o en el exterior de los bonos BOPREAL o las transferencias de estos bonos o depositarios en el exterior, cuando sean realizados por hasta el monto adquirido en la suscripción primaria.

Como excepción a la regla general, de conformidad con la Comunicación “A” 8226 de fecha 11 de abril de 2025, las operaciones llevadas a cabo en o con posterioridad al 11 de abril de 2025 no serán consideradas a los efectos de las restricciones anteriormente mencionadas. No obstante, aquellas operaciones realizadas con anterioridad a dicha fecha estarán sujetas a las restricciones.

Pago de las importaciones

El Punto 3.1 del Régimen Cambiario permite el acceso al Mercado de Cambios para el pago de importaciones de bienes, estableciendo diferentes condiciones según se trate de pagos de importaciones de bienes que cuentan con registro de ingreso aduanero, o de pagos de importaciones de bienes con registro de ingreso aduanero pendiente, y en función de la fecha de vencimiento de los intereses que dichos endeudamientos comerciales devenguen. Sobre esto último, mediante Comunicación “A” 8059 del BCRA de fecha 4 de julio de 2024, el BCRA habilitó el acceso al Mercado de Cambios únicamente para realizar pagos de intereses de deudas comerciales por la importación de bienes con contrapartes vinculadas del exterior en tanto el vencimiento de los intereses se produzca a partir del 5 de julio de 2024, sin que resulte necesario solicitar la conformidad previa del BCRA.

A su vez, dispone el restablecimiento del sistema de seguimiento de pago de importaciones “SEPAIMPO” a los efectos de monitorear los pagos de importaciones, las financiaciones de importaciones y la demostración del ingreso de los bienes al país.

Asimismo, el importador local debe designar una entidad financiera local para actuar como banco de seguimiento, que será el responsable de verificar el cumplimiento de la normativa aplicable, incluyendo, entre otros, la liquidación de financiaciones de importación y el ingreso de los bienes importados.

La Comunicación “A” 7917 emitida el 13 de diciembre de 2023, luego modificada por la Comunicación “A” 8035 de fecha 30 de junio de 2024, modificó sustancialmente el régimen de acceso al Mercado de Cambios

para el pago de importaciones de bienes y servicios. Dicha Comunicación estableció en cuanto al acceso al Mercado de Cambios para el pago de importaciones de bienes, lo siguiente, con vigencia a partir del 13 de diciembre de 2023:

“ ” 1. La SIRA en estado SALIDA no será requisito para el acceso al Mercado de Cambios .

No será necesario para el acceso al Mercado de Cambios, contar con una declaración efectuada a través del SIRA en estado “SALIDA” como requisito de acceso al Mercado de Cambios ni convalidar la operación en el sistema informático “Cuenta Corriente Única de Comercio Exterior”.

2. Pagos de importaciones de bienes con registro de Ingreso Aduanero a partir del 13.12.23.

2.1. Las entidades podrán dar acceso al Mercado de Cambios sin necesidad de contar con la conformidad previa del BCRA para cursar pagos diferidos de importaciones de bienes con registro de ingreso aduanero a partir del 13 de diciembre de 2023, desde la fecha de registro de ingreso aduanero, en la medida que se trate de operaciones no comprendidas en el punto 10.6.6. del Régimen Cambiario.

Pagos de importaciones con registro de ingreso aduanero pendiente o antes de los plazos previstos en los puntos precedentes.

La norma permite el acceso al Mercado de Cambios para cursar pagos con registro de ingreso aduanero pendiente o pagos diferidos antes de los plazos previstos en el punto 1.1. arriba, cuando se verifiquen los restantes requisitos aplicables, únicamente en caso de financiaciones, nuevas liquidaciones de prefinanciaciones o anticipos o bajo beneficios específicos.

4. Stock de deuda. Importaciones de Bienes:

El acceso al Mercado de Cambios para realizar pagos de importaciones por bienes cuyo registro de ingreso aduanero se produjo hasta el 12 de diciembre de 2023, adicionalmente a los restantes requisitos aplicables, requerirá la conformidad previa del BCRA excepto cuando sean operaciones financiadas por entidades financieras o agencias oficiales de crédito u organismos internacionales; entre otras situaciones.

Pago de deudas con el exterior por la importación de bienes y/o por servicios efectivamente prestados y/o devengados

El 22 de diciembre de 2023 el BCRA emitió la Comunicación “A” 7925 mediante la cual establece los requisitos para que los importadores que tengan deudas pendientes con el exterior por la importación de bienes con registro de ingreso aduanero hasta el 12 de diciembre de 2023 y/o por servicios efectivamente prestados y/o devengados hasta esa fecha (el “Stock de Deuda de Importaciones”), puedan suscribir Bonos para la Reconstrucción de una Argentina Libre (“BOPREAL”). El presente requerimiento fue incorporado en el punto 10.11 del Régimen Cambiario, conforme lo establecido por la Comunicación “A” 8307. Como regla general, se requiera la aprobación previa del BCRA para acceder al Mercado de Cambios para realizar pagos de importaciones por bienes con registro de ingreso aduanero hasta el 12 de diciembre de 2023.

Los importadores de bienes podrán suscribir los BOPREAL por hasta el monto de la deuda pendiente de pago por sus importaciones de bienes con registro de ingreso aduanero hasta el 12 de diciembre de 2023 inclusive. El monto de los BOPREAL que los importadores podrán suscribir se ajustará al monto pendiente de pago registrado en el sistema de SEPAIMPO del BCRA. Por su parte, los importadores de servicios devengados hasta el 12 de diciembre de 2023 también podrán suscribir los BOPREAL por hasta el monto de la deuda pendiente de pago por esas operaciones. Los importadores de bienes y servicios que, con anterioridad al 31 de enero de 2024, suscriban la serie ofrecida con mayor plazo por el BCRA (vencimiento en 2027), y por un monto igual o mayor al 50% del monto pendiente del Stock de Deuda de Importaciones, podrán acceder al

Mercado de Cambios desde el 1 de febrero de 2024 para pagar el Stock de Deuda de Importaciones por el equivalente al 5% del monto suscripto de dicha especie.

Asimismo, se autoriza el acceso al Mercado de Cambios para el pago del Stock de Deuda de Importaciones mediante la realización de un canje y/o arbitraje con los fondos depositados en una cuenta bancaria local y originados en cobros de capital e intereses en moneda extranjera de los BOPREAL.

Los importadores que suscriban BOPREAL podrán venderlos con liquidación en moneda extranjera en el país o en el exterior o transferirlos a depositarios en el exterior, por hasta el monto adquirido en la suscripción primaria sin que ello limite su capacidad de acceder al Mercado de Cambios. Asimismo, el punto 4.8.2 del Régimen Cambiario establece que quienes hubieran suscripto BOPREAL en suscripción primaria por deudas de importaciones de bienes y servicios elegibles en los puntos 4.4 y 4.5 del Régimen Cambiario podrán realizar, a partir del 01.04.24, operaciones de ventas de títulos contra moneda extranjera por la diferencia entre el valor nominal licitado y el precio de venta en el mercado secundario obtenido por la venta de BOPREAL, sin violar las declaraciones juradas establecidas en los puntos 3.16.3.1. y 3.16.3.2. del Régimen Cambiario.

A su vez, el punto 4.8.6 del Régimen Cambiario establece que en el caso de que los clientes concreten una operación de venta con obligación de recompra utilizando los BOPREAL adquiridos en una suscripción primaria:

la venta de los títulos en el origen de la operación no deberá tenerse en cuenta a los efectos de la confección de las declaraciones juradas previstas en los puntos 3.16.3.1. y 3.16.3.2. del Régimen Cambiario en línea con lo previsto en el primer párrafo del punto 4.7.2. de dicho régimen.
la mencionada venta no habilitará al cliente a concretar las operaciones de títulos valores por la diferencia entre el valor obtenido por la venta y el valor nominal de los títulos.
una vez que el cliente haya recuperado la tenencia de los BOPREAL, los títulos tendrán el mismo tratamiento otorgado a los títulos adquiridos en una suscripción primaria.

El 30 de abril de 2025, el BCRA aprobó la emisión de la Serie 4 de los BOPREAL, con el propósito de canalizar de manera ordenada las obligaciones externas pendientes asociadas con saldos de dividendos y utilidades retenidas generadas hasta diciembre de 2024, los servicios de deudas comerciales y financieras con entidades vinculadas, y las deudas comerciales devengadas hasta el 12 de diciembre de 2023.

Pago de servicios prestados por no residentes

En virtud de la sección 13 del Régimen Cambiario las entidades podrán dar acceso al Mercado de Cambios para cursar pagos de servicios prestados por no residentes en la medida que se cumplan los requisitos previstos en dicha sección.

Por un lado, el punto 13.1.1 establece que el cliente debe contar con documentación que permita avalar la existencia del servicio.

Asimismo, el punto 13.1.2 establece que, en el caso de deudas comerciales por servicios, el acceso se produce a partir de la fecha de vencimiento, en la medida que se verifique que la operación se encuentra declarada, en caso de corresponder, en la última presentación vencida del “Relevamiento de activos y pasivos externos”.

La Comunicación “A” 7953 emitida el 26 de enero de 2024 y la Comunicación “A” 8035 emitida el 30 de junio de 2024 modificaron sustancialmente el régimen de acceso al Mercado de Cambios para el pago de importaciones de bienes y servicios, lo cual fue incorporado a través de la Comunicación “A” 8307.

I. Acceso al Mercado de Cambios para el pago de servicios.

De conformidad con el punto 13.2 del Régimen Cambiario, las entidades podrán dar acceso al Mercado de Cambios sin necesidad de contar con la conformidad previa del BCRA para cursar pagos de servicios de no residentes que fueron o serán prestados a partir del 13 de diciembre de 2023, en la medida que se verifiquen los restantes requisitos normativos aplicables, cuando:

1) el pago corresponde a una operación que encuadra en los siguientes códigos de concepto:

S03. Servicios de transporte de pasajeros.

S06. Viajes (excluidas las operaciones asociadas a retiros y/o consumos con tarjetas de residentes con proveedores no residentes o de no residentes con proveedores argentinos).

S23. Servicios audiovisuales.

S25. Servicios del gobierno.
S26. Servicios de salud por empresas de asistencia al viajero.
S27. Otros servicios de salud.

S34. Operaciones asociadas a consumos con tarjetas o débito en cuenta, de residentes con proveedores no residentes o de no residentes con proveedores argentinos, por la prestación de servicios digitales no asociados a viajes.

S35. Operaciones asociadas a consumos con tarjetas o débito en cuenta, de residentes con proveedores no residentes o de no residentes con proveedores argentinos, por la compra/venta no presencial de bienes.

S.36 Operaciones asociadas a retiros y/o consumos con tarjetas o débito en cuenta, de residentes con proveedores no residentes o de no residentes con proveedores argentinos, excluyendo la prestación de servicios digitales no asociados a viajes o la compra/venta no presencial de bienes.

2) los gastos que abonen a entidades financieras del exterior por su operatoria habitual.

3) el pago corresponde a una operación que encuadra en el concepto "S31. Servicios de fletes por operaciones de exportaciones de bienes" en la cual los fletes forman parte de la condición de venta pactada con el comprador de los bienes y se concreta una vez que la exportación cuenta con el cumplido de embarque otorgado por la Aduana.

4) el pago corresponde a una operación que encuadra en el concepto "S30. Servicios de fletes por operaciones de importaciones de bienes" y se concreta a partir de la fecha de prestación del servicio.

5) el pago corresponde a una operación que encuadra en el concepto "S24. Otros servicios personales, culturales y recreativos" prestado por una contraparte vinculada al residente hasta el 13/04/25 y se concreta una vez transcurrido un plazo de 90 (noventa) días corridos desde la fecha de prestación o devengamiento del servicio.

6) el pago corresponde a un servicio no comprendido en los incisos 1 a 5 que fue provisto por una contraparte no vinculada al residente y el pago se concreta a partir de la fecha de prestación o devengamiento del servicio. Este plazo también será aplicable para las operaciones que correspondan a las transferencias al exterior de agentes locales por sus recaudaciones en el país de fondos correspondientes a servicios prestados por no residentes a residentes.

7) El pago corresponde a una transacción por un servicio no comprendido en los incisos 1 a 5 y prestado por una contraparte vinculada al residente al 13 de diciembre de 2023 y el pago se concreta (i) una vez transcurridos 90 días corridos desde la fecha de prestación o devengamiento del servicio si este tuvo lugar con posterioridad al 14 de abril de 2025, y (ii) 180 días corridos desde la fecha de prestación o devengamiento del servicio si esa fecha es previa al 14 de abril de 2025. Las operaciones originadas en la prestación de servicios por parte de contrapartes vinculadas continuarán alcanzadas por este requisito aun cuando se produzca un cambio en el acreedor o en el deudor que implique que ya no exista vinculación entre el acreedor y el deudor residente.

II. Stock de deuda de Importaciones de Servicios.

De conformidad con el punto 13.3 del Régimen Cambiario, será admisible el acceso al Mercado de Cambios para pagos por servicios que fueron o serán prestados o devengados a partir del 13 de diciembre de 2023, con antelación a los plazos previstos en los puntos 13.2.3 a 13.2.7, cuando, además de los demás requisitos aplicables, se verifiquen las siguientes situaciones.

1) Que el cliente acceda al Mercado de Cambios con fondos originados en una financiación en moneda extranjera por importaciones de servicios otorgada por una entidad financiera local en la medida que las fechas de vencimiento y los montos de capital a pagar de la financiación otorgada sea compatible con aquellos previstos en el punto 13.2 del Régimen Cambiario.

Si el otorgamiento de la financiación es anterior de la fecha de prestación o devengamiento del servicio, los plazos previstos en el punto 13.2. se computarán a partir de la fecha estimada de prestación o devengamiento más 15 (quince) días corridos. Si el otorgamiento de la financiación es posterior a la fecha de prestación o devengamiento del servicio, los plazos previstos en el punto 13.2. se computarán desde esta última fecha.

2) Que el cliente tenga acceso al Mercado de Cambios en forma simultánea a la liquidación de fondos por anticipos o prefinanciaciones de exportaciones del exterior o prefinanciaciones de exportaciones otorgadas por entidades financieras locales con fondeo en líneas de crédito del exterior, en la medida que se cumpla con lo estipulado en el punto 13.3.1 del Régimen Cambiario respecto de los plazos de vencimiento y los montos de capital a pagar por la financiación. La entidad adicionalmente deberá contar con una declaración jurada del importador en la cual deja constancia de que será necesaria la conformidad previa del BCRA para la aplicación de divisas de cobros de exportaciones con anterioridad a la fecha de vencimiento que surge de las condiciones de plazo estipuladas para situaciones asociadas a un financiamiento.
3) Que el cliente acceda al Mercado de Cambios simultáneamente con la liquidación de fondos originados en un endeudamiento financiero en el exterior previsto en el punto 3.5. del Régimen Cambiario, en la medida en que se cumpla con lo dispuesto en la Sección 13.3.1 en cuanto a plazos de vencimiento y montos de capital a pagar por la financiación.

La porción del endeudamiento financiero con el exterior que se utilice en virtud de lo dispuesto en este punto no podrá computarse a los efectos de otros mecanismos específicos que posibiliten el acceso al Mercado de Cambios a partir del ingreso y/o liquidación de este tipo de operaciones.

4) En el caso que el pago por importación de servicios se realice en el marco del mecanismo previsto en el punto 7.11 Régimen Cambiario.
5) El cliente cuente con una “Certificación para los regímenes de acceso a divisas para la producción incremental de petróleo y/o gas natural (Decreto Nº 277/2022)” emitida en el marco de lo dispuesto en el punto 3.17 del Régimen Cambiario.
6) El pago corresponde a la cancelación de deudas por operaciones financiadas o garantizadas con anterioridad al 13 de diciembre de 2023, por entidades financieras locales o del exterior.

7) El pago corresponda a la cancelación de deudas por operaciones financiadas o garantizadas con anterioridad al 13 de diciembre de 2023, por organismos internacionales y/o agencias oficiales de crédito. Las entidades podrán considerar también como operación garantizada por una agencia oficial de crédito a aquella que se encuentre cubierta por una garantía emitida por una aseguradora privada por cuenta y orden de un gobierno nacional de otro país. En todos los casos, la entidad interviniente deberá contar con documentación en la que conste explícitamente tal situación.
8) El pago se concrete a la fecha de cierre de una operación de recompra y/o rescate de deudas encuadradas en los puntos 3.5.3.1. o 3.6.4.4. del Régimen Cambiario y corresponda a los servicios prestados por no residentes derivados a la emisión de los nuevos títulos de deuda y/o la operación de recompra y/o rescate.
9) El pago sea a una contraparte no vinculada al cliente y se concrete mediante la realización de un canje y/o arbitraje con los fondos depositados en una cuenta en moneda extranjera en una entidad financiera local.

III. Pagos de servicios de no residentes prestados o devengados hasta el 12 de diciembre de 2023.

Conforme al punto 13.4 del Régimen Cambiario, se requerirá la aprobación previa del BCRA para acceder al Mercado de Cambios para efectuar pagos por servicios de no residentes prestados o devengados hasta el 12 de diciembre de 2023, salvo que además de los demás requisitos aplicables, la entidad verifique los puntos 13.4.1 a 13.4.8 Régimen Cambiario.

Endeudamiento financiero con el exterior

Tal y como se ha comentado anteriormente, para que los deudores residentes puedan acceder al Mercado de Cambios para cancelar el endeudamiento financiero con el exterior desembolsado a partir del 1 de septiembre de 2019, es necesario que el producto del préstamo se haya liquidado a través del Mercado de Cambios y que la operación haya sido declarada en el Relevamiento de Activos y Pasivos Externos.

Repago de la deuda en moneda extranjera entre residentes

De conformidad con el punto 3.6 del Régimen Cambiario, se prohíbe el acceso al Mercado de Cambios para el repago de deudas y otras obligaciones en moneda extranjera entre residentes, contraídas a partir del 1 de septiembre de 2019.

Sin embargo, establece como excepciones la cancelación a partir de su vencimiento de capital e intereses de:

i. Financiación en moneda extranjera concedida por entidades financieras locales (incluidos los pagos por consumo en moneda extranjera a través de tarjetas de crédito o de compra), excepto la cancelación de giros en descubierto en cuentas corrientes en dólares estadounidenses que sólo podrá efectuarse con fondos en esa moneda de libre disponibilidad del cliente.
ii. Las emisiones de títulos de deuda realizadas a partir del 1 de septiembre de 2019 con el objeto de refinanciar deudas comprendidas en el punto 3.6.2. y conlleven un incremento de la vida promedio de las obligaciones.
iii. Las emisiones de títulos de deuda realizadas a partir del 29 de noviembre de 2019, con registro público en el país (no comprendidas en el punto 3.5 del Régimen Cambiario), denominadas, suscriptas y pagaderas en moneda extranjera en el país, en la medida que la totalidad de los fondos obtenidos con la emisión se liquiden a través del Mercado de Cambios. En caso de tratarse de títulos de deuda emitidos por entidades financieras locales a través de operaciones concertadas a partir del 26 de mayo de 2025, el pago debe tener lugar una vez transcurrido, como mínimo, 12 (doce) meses desde su fecha de emisión.

iv. Los pagarés con oferta pública emitidos en el marco de la Resolución General CNV N° 1003/24 (detallada más adelante) y concordantes, denominados y suscriptos en moneda extranjera y cuyos servicios de capital e intereses sean pagaderos en moneda extranjera en el país, en la medida que la totalidad de los fondos obtenidos hayan sido liquidados en el Mercado de Cambios.
v. Valores de deuda fiduciaria emitidos por fiduciarios de fideicomisos financieros con oferta pública concretadas en concordancia con las disposiciones de la CNV en la materia, denominados y suscriptos en moneda extranjera y cuyos servicios de capital e intereses sean pagaderos en moneda extranjera en el país, en la medida que la totalidad de los fondos obtenidos hayan sido liquidados en el Mercado de Cambios.
vi. Emisiones de valores comprendidos en los puntos 3.6.1.3. a 3.6.1.5. que no generaron desembolsos por ser reestructuraciones de deudas comprendidas en esos mismos puntos, en la medida que las refinanciaciones no anticipen vencimientos respecto a la deuda original.

El punto 3.6.2 establece que las entidades podrán dar acceso al mercado de cambios para la cancelación a partir de su vencimiento de obligaciones en moneda extranjera entre residentes instrumentadas mediante registros o escrituras públicos al 30 de agosto de 2019. El punto 3.6.3 establece que las entidades también podrán dar acceso al mercado de cambios para la cancelación a partir de su vencimiento de financiaciones en moneda extranjera otorgadas por entidades financieras locales pendientes al 30 de agosto de 2019.

Pagos de capital en virtud de deudas con contrapartes vinculadas

Se requiere la conformidad previa del BCRA para acceder al Mercado de Cambios para realizar pagos al exterior de capital e intereses de deudas financieras cuando el acreedor sea una contraparte vinculada con el deudor. Las deudas comprendidas en este punto continuarán sujetas a la conformidad previa aun cuando existiese una modificación del acreedor o del deudor que conlleve a que ya no exista una vinculación entre el acreedor y el deudor residente.

La conformidad previa del BCRA no será requerida cuando:

(i) se trate de operaciones propias de las instituciones financieras locales;
(ii) se trate de un endeudamiento financiero con el exterior que tenga una vida promedio no inferior a los 2 (dos) años y los fondos hayan sido ingresados y liquidados por el Mercado de Cambios entre el del 2 de octubre de 2020 y el 20 de abril de 2025;
(iii) se trate de un endeudamiento financiero con el exterior que tenga una vida promedio no inferior a los 6 (seis) meses y los fondos hayan sido ingresados y liquidados por el Mercado de Cambios a partir del 21 de abril de 2025;
(iv) se trate de un pago de intereses compensatorios que se devenguen a partir del 1 de enero de 2025 sobre el valor original remanente de deudas financieras con contrapartes vinculadas del exterior. Los intereses punitorios u otros equivalentes que se devenguen desde el 1 de enero de 2025 continuarán alcanzados por el requisito de conformidad previa.
(v) el cliente es un VPU adherido al RIGI que cancela capital o intereses de endeudamientos financieros en el marco del punto 14.2.1. del Régimen Cambiario;
(vi) se trate de un pago de intereses que concreta simultáneamente con la liquidación por el importe al menos equivalente de: (i) nuevos endeudamientos financieros comprendidos con una vida promedio no inferior a dos (2) años y que contemplen como mínimo un (1)

año de gracia para el pago de capital, en ambos casos contados desde la fecha en que se concreta por el acceso al Mercado de Cambios o (ii) nuevos aportes de inversión directa de no residentes;

(vii) se trate de un endeudamiento financiero comprendido en el punto 3.5. que encuadra en el mecanismo del punto 7.11. del Régimen Cambiario y la fecha de acceso sea consistente con las condiciones requeridas para encuadrar en tal mecanismo.
(viii) el cliente cuenta con una "Certificación por los regímenes de acceso a divisas para la producción incremental de petróleo y/o gas natural (Decreto 277/22)", emitida en el marco de lo dispuesto en el punto 3.17. del Régimen Cambiario, por el equivalente del monto de capital que se abona;
(ix) el cliente cuente con una "Certificación de aumento de exportaciones de bienes" para los años 2021 a 2023 emitida en el marco de lo dispuesto en el punto 3.18. por el equivalente del monto de capital que se abona.
(x) se trate de un endeudamiento financiero con el exterior con una vida promedio no inferior a 2 (dos) años, liquidado entre el 27 de agosto de 2021 y el 12 de diciembre de 2023, y que fue utilizado para pagar deudas comerciales por la importación de bienes y servicios, basado en la emisión de una Certificación de Ingreso de nuevo Endeudamiento Financiero con el Exterior en el marco del punto 1 de la Comunicación “A” 7348 y disposiciones similares;
(xi) se trate de un endeudamiento financiero con una vida promedio no inferior a los dos (2) años liquidado entre el 27 de agosto de 2021 y el 12 de diciembre de 2023, a partir de una refinanciación de deudas comerciales por la importación de bienes y servicios con el propio acreedor encuadrada en el punto 20. de la Comunicación A 7626, conforme el punto 20 de las disposiciones receptadas oportunamente del Anexo de la Comunicación A 7914).

El punto 3.5.4 del Régimen Cambiario establece que, en tanto continúe vigente el requisito de obtener conformidad previa para acceder al mercado cambiario para pagar, al vencimiento, el capital e intereses de endeudamiento financiero con el exterior, dicho requisito no será aplicable cuando el destino de los fondos haya sido la financiación de proyectos enmarcados en el “Plan de promoción de la producción del gas natural argentino – Esquema de oferta y demanda 2020-2024” establecido en el artículo 2° del Decreto N° 892/20 (“Plan GasAr”); cuando los fondos hayan sido ingresados y liquidados a través del mercado cambiario a partir del 16 de noviembre de 2020 y la vida promedio del endeudamiento no sea menor a dos (2) años.

Acceso al Mercado de Cambios para el pago de nuevas emisiones de títulos de deuda

El punto 3.5.3 establece la posibilidad del acceso al Mercado de Cambios para el pago del capital y los servicios de los títulos de deuda denominados y registrados públicamente en el exterior cuando el deudor haya liquidado a través del Mercado de Cambios un importe equivalente al valor nominal del endeudamiento en el exterior. En el caso de que se trate de un pago de capital de títulos de deuda emitidos a partir del 8 de noviembre de 2024 que se concreta con una transferencia al exterior, el acceso al Mercado de Cambios deberá adicionalmente producirse una vez transcurridos, como mínimo, desde la fecha de emisión: i) 12 (doce) meses si el título fue emitido entre el 8 de noviembre de 2024 y el 20 de abril de 2025; ii) 6 (seis) meses si el título fue emitido entre el 21 de abril de 2025 y el 15 de mayo de 2025; y iii) 18 (dieciocho) meses si el título fue emitido a partir del 16 de mayo de 2025.

El punto 3.5.1.7 establece que se considerará cumplido el requisito del ingreso y liquidación de divisas en el Mercado de Cambios por un monto equivalente al valor nominal del endeudamiento financiero, para el caso de la porción de las emisiones de títulos de deuda con registro público realizadas a partir del 7 de enero de 2021 que fueron entregadas a acreedores para refinanciar deudas financieras preexistentes con una extensión de la vida promedio, cuando corresponda al monto de capital refinanciado, los intereses devengados hasta la fecha de refinanciación y, en la medida que los nuevos títulos de deuda no registren vencimientos de capital durante los primeros 2 (dos) años, el monto equivalente a los intereses que se devengarían en los primeros 2 (dos) años por el endeudamiento que se refinancia anticipadamente y/o por la postergación del capital refinanciado y/o por los intereses que se devengarían sobre los montos así refinanciados.

Títulos debidamente registrados que están denominados y son pagaderos en moneda extranjera en Argentina

De acuerdo con el Punto 2.5 del Régimen Cambiario, los emisores de deuda residentes tendrán acceso al mercado cambiario para el pago al vencimiento del capital y los intereses de las emisiones de títulos de deuda debidamente registradas que estén denominadas y sean pagaderas en moneda extranjera en Argentina, en la medida en que (i) estén totalmente suscritas en moneda extranjera, y (ii) siempre que el producto de la emisión se liquide previamente a través del mercado cambiario.

El último párrafo del punto 3.6.1.3 establece que, en caso de tratarse de títulos de deuda emitidos por entidades financieras locales a través de operaciones concertadas a partir del 26 de mayo de 2025, el pago debe tener lugar una vez transcurridos, como mínimo, 12 (doce) meses desde su fecha de emisión.

El punto 3.5 del Régimen Cambiario establece que las entidades financieras también podrán dar acceso al Mercado de Cambios a sus clientes residentes para la cancelación en el país o en el exterior de las cuotas de capital e intereses de los títulos de deuda denominados en moneda extranjera, en la medida que se cumplan los restantes requisitos aplicables, en tanto los títulos hayan sido suscriptos íntegramente en el exterior y la totalidad de los fondos obtenidos hayan sido liquidados en el Mercado de Cambios.

En el caso de que el pago deba realizarse en el exterior, el acceso al Mercado de Cambios se podrá concretar hasta 3 (tres) días hábiles antes de la fecha de vencimiento del capital y/o intereses.

A su vez, el punto 4.8.6 establece que en el caso de que los clientes concreten una operación de venta con obligación de recompra utilizando los bonos BOPREAL adquiridos en una suscripción primaria:

la venta de los títulos en el origen de la operación no deberá tenerse en cuenta a los efectos de la confección de las declaraciones juradas previstas en los puntos 3.16.3.1. y 3.16.3.2. del Régimen Cambiario en línea con lo previsto en el primer párrafo del punto 4.7.2. de dichas normas.
la mencionada venta no habilitará al cliente a concretar las operaciones de títulos valores por la diferencia entre el valor obtenido por la venta y el valor nominal de los títulos que se contemplan en el segundo párrafo del mencionado punto.
una vez que el cliente haya recuperado la tenencia de los bonos BOPREAL, los títulos tendrán el mismo tratamiento otorgado a los títulos adquiridos en una suscripción primaria.

Acceso de los no residentes al Mercado de Cambios

De acuerdo con el Punto 3.13 del Régimen Cambiario, se requerirá la conformidad previa del BCRA para el acceso al Mercado de Cambios por parte de los no residentes para la repatriación de inversiones directas y otras compras de moneda extranjera, con excepción de las siguientes operaciones:

(i) organismos internacionales e instituciones que cumplan funciones de agencias oficiales de crédito; y

(ii) representaciones diplomáticas y consulares y personal diplomático acreditado en el país por transferencias que efectúen en ejercicio de sus funciones; y
(iii) representaciones en el país de Tribunales, Autoridades u Oficinas, Misiones Especiales, Comisiones u Órganos Bilaterales establecidos por Tratados o Convenios Internacionales, en los cuales la República Argentina es parte, en la medida que las transferencias se realicen en ejercicio de sus funciones.
(iv) transferencias al exterior a nombre de personas humanas que sean beneficiarias de jubilaciones y/o pensiones abonadas por la (ANSES) u otros organismos previsionales y/o de rentas vitalicias previsionales previstas por el art. 101 de la Ley 24.241, por hasta el monto percibido por tales conceptos en los últimos 30 (treinta) días corridos y en la medida que la transferencia se efectúe a una cuenta bancaria de titularidad del beneficiario en su país de residencia registrado.; y
(v) compra de billetes en moneda extranjera de personas humanas no residentes en concepto de turismo y viajes por hasta un monto máximo equivalente a U.S.$ 100 (dólares estadounidenses cien) en el conjunto de las entidades, en la medida que la entidad haya verificado en el sistema online implementado por el BCRA que el cliente ha liquidado un monto mayor o igual al que desea adquirir dentro de los 90 (noventa) días corridos anteriores. Esta operatoria quedará habilitada a partir de que la venta de moneda extranjera liquidada por el cliente haya sido registrada ante el BCRA por la entidad interviniente de acuerdo con las pautas habituales. Las liquidaciones encuadradas, durante su vigencia, en la operatoria con títulos valores por cuenta y orden de turistas no residentes no serán tomadas en cuenta a los efectos de lo establecido en este punto; y
(vi) transferencias a cuentas bancarias en el exterior de personas humanas por los fondos que percibieron en el país asociados a los beneficios otorgados por el Estado Nacional en el marco de las Leyes 24.043, 24.411 y 25.914 y concordantes;
(vii) repatriaciones de inversiones directas de no residentes en empresas que no sean controlantes de entidades financieras locales de un aporte de capital que haya sido ingresado y liquidado por el Mercado de Cambios a partir del 2 de octubre de 2020 en la medida que: (i) la repatriación tenga lugar como mínimo 180 (ciento ochenta) días corridos después de la liquidación de los fondos del aporte si el aporte fue ingresado y liquidado a partir del 21 de abril de 2025; y (ii) la repatriación tenga lugar como mínimo 2 (dos) años después de su liquidación si el aporte fue ingresado y liquidado entre el 2 de octubre de 2020 y el 20 de abril de 2025; y
(viii) repatriaciones de inversiones directas de no residentes hasta el monto de los aportes de inversión ingresados y liquidados por el Mercado de Cambios a partir del 16.11.2020 en la medida que se cumplan la totalidad de las siguientes condiciones: a) el destino de los fondos haya sido la financiación de proyectos enmarcados en el “Plan de promoción de la producción del gas natural argentino – Esquema de oferta y demanda 2020-2024” establecido el artículo 2° del Decreto N° 892/20; b) la entidad cuente con documentación que acredite el efectivo ingreso de la inversión directa en la empresa residente; y c) el acceso se produce no antes de los 2 (dos) años corridos desde la fecha de liquidación en el Mercado de Cambios de la operación que permite el encuadre en el presente punto; y
(ix) repatriaciones de inversiones directas de no residentes en empresas que no sean controlantes de entidades financieras locales, en la medida que cuente con una “Certificación por los regímenes de acceso a divisas para la producción incremental de petróleo y/o gas natural (Decreto N° 277/22)”, emitida en el marco de lo dispuesto en el punto 3.17., por el equivalente del monto a repatriar;
(x) repatriaciones de inversiones directas de no residentes en empresas a través del acceso del residente que adquirió su participación en el capital en una empresa residente en la medida que i) el acceso se concrete en forma simultánea con la liquidación de fondos ingresados desde el exterior por

endeudamientos financieros comprendidos en el punto 3.5. o fondos provenientes de un préstamo financiero en moneda extranjera otorgada por una entidad financiera local a partir de una línea de crédito de entidad financiera del exterior, que tengan una vida promedio no inferior a 4 (cuatro) años y que contemplen como mínimo 3 (tres) años de gracia para el pago de capital; ii) la empresa residente cuyo capital se transfiere quede comprendida entre los siguientes sectores: la forestoindustria, el turismo, la infraestructura, la minería, la tecnología, la siderurgia, la energía, el petróleo y el gas; y iii) la operación implique la transferencia de, como mínimo, el 10% (diez por ciento) del capital de la empresa residente. En caso de que al momento de concretarse el acceso el cliente no cuente con la documentación que demuestre que ha tomado posesión de la participación en el capital que se abona, deberá realizar una declaración jurada en la que se compromete a presentarla dentro de los 60 (sesenta) días corridos de concretado el acceso al Mercado de Cambios.

Mediante la Comunicación “A” 8331 de fecha 18 de septiembre de 2025, el BCRA efectuó ciertas adiciones y modificaciones al punto anterior, estableciendo que: (i) lo dispuesto en el párrafo anterior será de aplicación a la adquisición de empresas residentes de todos los sectores económicos en la medida que no sean entidades financieras o empresas controlantes de ellas; (ii) las entidades también podrán dar acceso al mercado de cambios a clientes residentes cuando la operación que se concrete implique la compra del 100% (cien por ciento) del capital accionario de una empresa no residente, cuyo único activo sea la participación en la empresa local objeto de la operación. En este caso, el cliente residente deberá adicionalmente comprometerse mediante una declaración jurada firmada por el representante legal de la empresa o un apoderado con facultades suficientes para asumir este compromiso en nombre de la empresa: (a) a concretar en un plazo máximo de 12 (doce) meses desde la fecha de acceso al mercado de cambios por esta operación el cambio de residencia de la empresa adquirida estableciéndola como una empresa residente en Argentina, (b) a que la empresa local, cuya participación se adquiere en forma indirecta, no girará utilidades y dividendos a la empresa del exterior adquirida hasta que se concrete lo expuesto en el punto anterior y (c) que en caso de vender la tenencia de la empresa del exterior adquirida en carácter de controlante de la empresa local a un no residente se deberá ingresar y liquidar en el mercado local de cambios el pago recibido dentro de los 15 (quince) días hábiles.

(xi) repatriaciones de aportes de inversión directa de no residentes en una Vehículo de Proyecto Único (VPU) adherido al RIGI encuadradas en el punto 14.2.3. del Régimen Cambiario.
(xii) repatriación por parte de no residentes de servicios de capital, rentas y el producido de las ventas de inversiones de portafolio en instrumentos con cotizaciones en mercados locales autorizados por la Comisión Nacional de Valores, fondos comunes de inversión sin cotización directa conformados por esos instrumentos y/o los depósitos a la vista o a plazo en entidades financieras locales, siempre que: i) se cuente con la certificación de una entidad financiera local que acredite que la inversión fue constituida con fondos ingresados y liquidados en el mercado local de cambios a partir del 21/04/25. El requisito de liquidación se considerará cumplimentado cuando el cliente no residente haya aplicado moneda extranjera en forma directa a partir del 23/05/25 a la suscripción primaria de títulos de deuda emitidos por el Tesoro Nacional; ii) se cuente con la documentación que demuestre que el monto por el cual se accede al mercado no supera los servicios cobrados y/o el monto efectivamente recibido por la venta de la inversión realizada. En el caso que el cobro de los servicios o venta de la inversión sea percibido en moneda extranjera la repatriación podrá concretarse por hasta el equivalente de ese monto; y
(xiii) repatriaciones de inversiones de portafolio de no residentes originadas en utilidades y dividendos cobrados en el país desde el 01/09/19, a partir de la distribución determinada por la asamblea de accionistas por balances cerrados y auditados, en la medida que la operación se concrete mediante la

realización de un canje y/o arbitraje con fondos depositados en una cuenta local y originados en cobros en moneda extranjera de capital o intereses de los bonos BOPREAL.

Adicionalmente a lo anterior, la Comunicación “A” 8331 estableció que, en el marco de lo dispuesto en el Punto 3.13. del Régimen Cambiario, las entidades podrán dar acceso al mercado de cambios a clientes residentes para que se concrete la repatriación de inversiones de un no residente asociada a la adquisición por parte del residente de la participación del no residente en una concesión para la explotación de recursos naturales otorgada en el país en la medida que: (i) el acceso se concrete en forma simultánea con la liquidación de fondos ingresados desde el exterior por endeudamientos financieros con el exterior comprendidos en el punto 3.5. o fondos provenientes de un préstamo financiero en moneda extranjera otorgada por una entidad financiera local a partir de una línea de crédito de entidad financiera del exterior, que tengan una vida promedio no inferior a 4 (cuatro) años y que contemplen como mínimo 3 (tres) años de gracia para el pago de capital; (ii) la operación implique la transferencia de, como mínimo, el 10% (diez por ciento) de la participación en el contrato de concesión; y (iii) en caso de que al momento de concretarse el acceso el cliente no cuente con la documentación que demuestre que ha tomado posesión de la participación que se abona, deberá realizar una declaración jurada en la que se compromete a presentarla dentro de los 60 (sesenta) días corridos de concretado el acceso al mercado de cambios.

Acceso al Mercado de Cambios para fines de ahorro o inversión de los particulares

De acuerdo con el Punto 3.9 del Régimen Cambiario, los residentes argentinos pueden acceder al Mercado de Cambios con fines de formación de activos en el exterior, asistencia familiar y para operaciones con derivados (con algunas excepciones expresamente establecidas) por hasta U.S.$200 (a través de débitos en cuentas bancarias locales) o U.S.$100 (en efectivo) por persona por mes a través de todas las entidades de cambio autorizadas. Si el acceso implica una transferencia de los fondos al exterior, la cuenta de destino debe ser una cuenta de propiedad de la misma persona.

En todos los casos, se aplican los requisitos generales detallados en el punto “–Disposiciones específicas sobre el acceso al Mercado de Cambios–Requisitos generales”.

Las compras en pesos argentinos realizadas en el exterior con tarjeta de débito y los montos en moneda extranjera adquiridos por personas humanas en el Mercado de Cambios a partir del 1 de septiembre de 2020, para el pago de obligaciones entre residentes en el marco del Punto 3.6 del Régimen Cambiario, incluyendo los pagos por compras con tarjeta de crédito en moneda extranjera, se deducirán, a partir del mes calendario siguiente, del cupo mensual de U.S.$200. Si el importe de dichas compras supera la cuota disponible para el mes siguiente o dicha cuota ya ha sido absorbida por otras compras realizadas desde el 1 de septiembre de 2020, dicha deducción se realizará de las cuotas de los meses siguientes hasta completar el importe de dichas compras.

La entidad correspondiente verificará en el sistema en línea implementado por el BCRA si la persona no ha alcanzado los límites fijados para el mes calendario correspondiente o no los ha superado en el mes calendario anterior y, por lo tanto, está habilitada para realizar la operación de cambio.

Finalmente, de conformidad con el punto 3.8 del Régimen Cambiario, las entidades podrán dar acceso al Mercado de Cambios a las personas humanas residentes para la compra de billetes en moneda extranjera para su tenencia o para la constitución de depósitos. La Comunicación “A” 8336 de fecha 26 de septiembre de 2025 estableció que cuando la persona humana residente quiera acceder al Mercado de Cambios para la compra de moneda extranjera, en el marco del punto 3.8, la entidad deberá, en todos los casos, contar con una declaración jurada del cliente en la que deje constancia que se compromete a no concertar, de manera directa o indirecta o por cuenta y orden de terceros, compras de títulos valores con liquidación en moneda extranjera a partir del momento en que requiere el acceso y por los 90 (noventa) días corridos subsiguientes. El BCRA aclaró que

dicha restricción no alcanza a las personas humanas que adquieran dichos títulos valores en suscripción primaria.

Acceso al Mercado de Cambios por parte de otros residentes –excluidas las entidades– para la formación de activos externos y para las operaciones de derivados.

De acuerdo con el Punto 3.10 del Régimen Cambiario, el acceso al Mercado de Cambios por parte de personas jurídicas que no sean entidades autorizadas a operar en cambios, gobiernos locales, fondos comunes de inversión, fideicomisos y otras universalidades constituidas en el país, para la constitución de activos extranjeros y para las operaciones de derivados, requiere la autorización previa del BCRA.

Acceso al Mercado de Cambios por parte de los fideicomisos de garantía para el pago de capital e intereses

De acuerdo con el Punto 3.7 del Régimen Cambiario, los fideicomisos de garantía argentinos creados para garantizar los pagos de capital e intereses de los deudores residentes pueden acceder al Mercado de Cambios para realizar dichos pagos a su vencimiento programado, en la medida en que, de acuerdo con la normativa vigente aplicable, el deudor hubiera tenido acceso al Mercado de Cambios para realizar dichos pagos directamente. Asimismo, bajo ciertas condiciones, un fiduciario puede acceder al Mercado de Cambios para garantizar determinados pagos de capital e intereses de la deuda financiera en el exterior y anticipar el acceso al mismo.

Operaciones con derivados

El Punto 3.12.3 del Régimen Cambiario exige que, a partir del 11 de septiembre de 2019, la liquidación de las operaciones de futuros en mercados regulados, “forwards” , opciones y cualquier otro tipo de derivados celebrados en el país, se realice en pesos argentinos.

Asimismo, el punto 3.12.1 permite el acceso al Mercado de Cambios para el pago de primas, constitución de garantías y cancelaciones que correspondan a operaciones de contratos de cobertura de tasa de interés por las obligaciones de residentes con el exterior declaradas y validadas, según corresponda, en el Relevamiento de Activos y Pasivos Externos, siempre que dichas garantías no cubran riesgos superiores a los pasivos externos contraídos por el deudor a la tasa de interés del riesgo que se está cubriendo a través de dicha operación. El cliente que acceda al mercado local mediante este mecanismo deberá designar una institución autorizada para operar en el Mercado de Cambios que hará el seguimiento de la operación y presentará una declaración jurada comprometiéndose a repatriar y liquidar los fondos que le correspondan como consecuencia de dicha operación o como consecuencia de la liberación del dinero de la garantía, dentro de los 5 días hábiles siguientes a la fecha en que se produzca dicho pago o liberación.

Las restantes operaciones de derivados financieros que quieran ser cursadas con acceso al Mercado de Cambios por parte de residentes que no sean entidades autorizadas a operar en cambios se regirán por lo dispuesto en los puntos 3.9. y 3.10., según corresponda.

Pago de utilidades y dividendos

Conforme al Punto 3.4 del Régimen Cambiario, el acceso al Mercado de Cambios para el giro de divisas al exterior en concepto de pago de dividendos y utilidades a accionistas no residentes está sujeto a la conformidad previa del BCRA, salvo que se cumplan los siguientes requisitos:

i. Los dividendos deberán corresponder a balances cerrados y auditados.
ii. El monto total abonado a los accionistas no residentes no deberá superar el monto en pesos argentinos que les corresponda según la distribución determinada por la asamblea de accionistas.

iii. De ser aplicable, se deberá haber cumplido con el Relevamiento de Activos y Pasivos Externos por las operaciones involucradas.
iv. La empresa encuadra dentro de alguna de las siguientes situaciones y cumple todas las condiciones estipuladas en cada caso:
(a) Se trata de utilidades distribuibles obtenidas a partir de ganancias realizadas en estados contables a partir del 1 de enero de 2025.
(b) La empresa realiza una operación de canje y/o arbitraje con fondos depositados en una cuenta local y originados en cobros en moneda extranjera de capital o intereses de los BOPREAL.
(c) La empresa es un VPU adherido al RIGI y las utilidades corresponden a aportes de inversión extranjera directa que se encuentra en el punto 14.2.2.
(d) Registra aportes de inversión directa liquidados a partir del 17 de enero de 2020. En cuyo caso, (i) el monto total de transferencias que se cursen en el Mercado de Cambios para el pago de dividendos a accionistas no residentes no podrá superar el 30% del valor total de los aportes de capital realizados en la empresa local correspondiente que hayan entrado y se hayan liquidado a través del Mercado de Cambios a partir del 17 de enero de 2020: (ii) el acceso sólo se concederá una vez transcurrido un plazo no inferior a treinta días corridos a partir de la fecha de liquidación del último aporte de capital que se tenga en cuenta para determinar el mencionado tope del 30% del capital; y (iii) se deberá acreditar la capitalización definitiva de los aportes de capital o, en su defecto, se deberá acreditar la presentación del trámite de inscripción del aporte de capital ante el Registro Público. En este caso, la acreditación de la capitalización definitiva deberá realizarse dentro de los 365 días corridos siguientes a la fecha de la presentación inicial ante el Registro Público.
(e) Utilidades generadas en proyectos enmarcados en el Plan GasAr. En este caso, (i) las utilidades generadas por los aportes de inversión extranjera directa ingresados y liquidados por el Mercado de Cambios a partir del 16 de noviembre de 2020, destinados a la financiación de proyectos enmarcados en el Plan GasAr establecido en el artículo 2 del Decreto Nº 892/2020. Si el cliente es beneficiario directo del Decreto N° 277/2022, el valor de los beneficios del decreto utilizados por el cliente, en forma directa o indirecta, deberán ser deducidos del monto que se habilita en el párrafo precedente; (ii) el acceso al Mercado de Cambios se produce no antes de los 2 años corridos contados desde la fecha de la liquidación en el Mercado de Cambios del aporte que permite el encuadre en el presente punto; y (iii) el cliente deberá presentar la documentación que avale la capitalización definitiva del aporte.
(f) Cuenta con una “Certificación de aumento de exportaciones de bienes” para los años 2021 a 2023 emitida en el marco del punto 3.18., por el equivalente al valor de utilidades y dividendos que se abona.
(g) Cuenta con una “Certificación por los regímenes de acceso a divisas para la producción incremental de petróleo y/o gas natural (Decreto N° 277/22)”, emitida en el marco de lo dispuesto en el punto 3.17. del Régimen Cambiario, por el equivalente al valor de utilidades y dividendos que se abona.
(h) El cliente realiza una operación de canje y/o arbitraje con fondos depositados en una cuenta local y originados en cobros en moneda extranjera de capital o intereses de los BOPREAL.

Los casos que no cumplan con las condiciones anteriores requerirán la conformidad previa del BCRA para acceder al Mercado de Cambios para la compra de moneda extranjera para la distribución de utilidades y dividendos.

El último párrafo del punto 3.4 del Régimen Cambiario establece que los clientes podrán suscribir BOPREAL por hasta el equivalente al monto en moneda local de las utilidades y dividendos pendientes de pago a accionistas no residentes según la distribución determinada por la asamblea de accionistas, en la medida que se encuentren sujetos a conformidad previa del BCRA y se cumplan los requisitos previstos en el punto 4.6.1. del Régimen Cambiario.

Asimismo, con relación a las utilidades y dividendos cobrados en pesos en el país por no residentes a partir del 1 de septiembre de 2019 y que no han sido remitidos al exterior; el punto 13.3 y 4.6.2 establecen, entre otros, que los clientes no residentes podrán suscribir BOPREAL por hasta el equivalente al monto en moneda local de las utilidades y dividendos cobrados a partir del 1 de septiembre de 2019 según la distribución determinada por la asamblea de accionistas, ajustado por el último IPC disponible a la fecha de suscripción. La entidad que concrete la oferta de suscripción en nombre del cliente deberá contar con la documentación que permita avalar el cobro a partir de la citada fecha en concepto de utilidades y dividendos y verificar las condiciones que se indican.

Otras disposiciones específicas

Operaciones de canje, arbitraje y títulos valores

Conforme el punto 3.14 del Régimen Cambiario, las entidades financieras pueden realizar operaciones de canje de divisas y arbitraje con sus clientes en los siguientes casos:

i. Un individuo transfiere fondos de sus cuentas locales (que ya están en moneda extranjera) a sus propias cuentas bancarias fuera de Argentina;
ii. La transferencia de divisas al exterior por parte de los depositarios comunes locales de valores negociables en relación con los ingresos recibidos en moneda extranjera a cuenta de los servicios de capital e intereses de los bonos del tesoro argentino o del BCRA, cuando dicha operación forme parte del procedimiento de pago a solicitud de los depositarios comunes extranjeros;
iii. Transferencia de divisas al exterior para realizar pago de importaciones de bienes y servicios en el marco de lo previsto en los puntos 10.10.2.13., 10.10.2.14 y 13.3.9. a partir de fondos en moneda extranjera depositados en entidades financieras locales;
iv. Las operaciones de arbitraje no originadas en transferencias desde el exterior podrán realizarse sin ninguna restricción, en la medida que los fondos sean debitados de una cuenta en moneda extranjera que el cliente posea en una institución financiera local. En la medida en que los fondos no sean debitados de una cuenta en moneda extranjera mantenida por el cliente, estas operaciones podrán ser realizadas únicamente por personas humanas, sin la conformidad previa del BCRA, hasta el monto permitido para el uso de efectivo en los Puntos 3.8., 3.9. y 3.13. del Régimen Cambiario;
v. Las operaciones de canje y arbitraje con fondos depositados en una cuenta local y originados en cobros de capital e intereses en moneda extranjera de los BOPREAL, en la medida que se cumplan los requisitos aplicables, destinadas a: (a) El pago de deudas comerciales por importaciones de bienes con registro de ingreso aduanero hasta el 12.12.23, elegibles de acuerdo a lo dispuesto en el Punto 4.4. del Régimen Cambiario; (b) El pago de deudas comerciales por importaciones de servicios prestados o devengados hasta el 12.12.23, elegibles de acuerdo a lo dispuesto en el Punto 4.5. del Régimen Cambiario; (c) El pago de deudas con accionistas no residentes por utilidades y dividendos elegibles de acuerdo a lo dispuesto en el Punto 4.6.1. del Régimen Cambiario; (d) el pago de deudas con

accionistas no residentes por utilidades y dividendos elegibles de acuerdo con lo dispuesto en el punto 4.6.1. del Régimen Cambiario; y (e) el pago de capital e intereses compensatorios de deudas con contrapartes vinculadas que resultaban elegibles de acuerdo con lo dispuesto en el punto 4.7 del Régimen Cambiario;

vi. Todas las demás operaciones de canje y de arbitraje pueden ser realizadas por los clientes sin la conformidad previa del BCRA en la medida en que puedan realizarse sin dicha conformidad de acuerdo con las normas cambiarias vigentes. Esto también se aplica a los depositarios comunes locales de valores con respecto a los ingresos recibidos en moneda extranjera como pagos de capital e intereses de valores en moneda extranjera pagados en Argentina.

Si la transferencia se realiza en la misma moneda en la que está denominada la cuenta, la institución financiera abonará o cargará el mismo importe que el recibido o enviado del extranjero. Cuando la institución financiera cobre una comisión o tarifa por estas operaciones, se instrumentará en una partida específicamente designada.

Operaciones con títulos valores

De acuerdo con la Resolución General Nº 1062/2025 de la CNV, y sus modificatorias, se estableció un período mínimo de tenencia de 1 día hábil contado desde su acreditación en el Agente Depositario Central de Valores Negociables (ADCVN), únicamente respecto de aquellos clientes que no revistan el carácter de personas humanas residentes:

a) Ventas de valores negociables con liquidación en moneda extranjera, en cualquier jurisdicción y cualquiera sea la ley de emisión de los mismos, en la medida en que la compra de dichos valores se haya realizado con pesos argentinos;
b) Transferencias de valores negociables adquiridos con liquidación en moneda nacional a entidades depositarias del exterior, cualquiera sea la ley de emisión de los mismos, salvo en aquellos casos en que la acreditación: (i) sea producto de la colocación primaria de valores negociables emitidos por el Tesoro Nacional o por el Banco Central de la República Argentina, en el marco de la Comunicación “A” 7918, sus modificatorias y/o concordantes; (ii) sea realizada en los términos de lo dispuesto por los puntos 3.16.3.6.v) y 4.7.2.2. del Régimen Cambiario, o (iii) se trate de acciones y/o CEDEARs con negociación en mercados regulados por esta Comisión.
c) Aplicar valores negociables provenientes de entidades depositarias del exterior a operaciones con liquidación en moneda extranjera, en cualquier jurisdicción y cualquiera sea la ley de emisión de los mismos.

Los Agentes de Liquidación y Compensación y los Agentes de Negociación deberán constatar el cumplimiento del plazo mínimo de tenencia antes referido.

No quedan comprendidas en lo indicado precedentemente las transferencias de títulos valores a entidades depositarias del exterior que realice el cliente con el objeto de participar de un canje de títulos de deuda emitidos por el Gobierno Nacional, gobiernos locales u emisores residentes del sector privado. El cliente deberá presentar la correspondiente certificación por los títulos de deuda canjeados.

De acuerdo con las Normas de la CNV, para dar curso a las órdenes y/o registrar operaciones en el ámbito de los mercados autorizados por la CNV, respecto de las operatorias previstas en los puntos 3.16.3.1. y 3.16.3.2. del Régimen Cambiario, los Agentes de Negociación, los Agentes de Liquidación y Compensación y los Agentes de Corretaje de Valores Negociables deberán:

a) Si la operación va a ser realizada por clientes no residentes que no revistan el carácter de intermediarios y/o entidades similares radicados en el exterior regulados por Comisiones de Valores u otros

organismos de control: (i) constatar que las operaciones a ser realizadas por dichos clientes son para su propia cartera y con fondos propios, y (ii) constatar que el volumen operado diario no supere el importe de $ 200.000.000 (Pesos doscientos millones);

b) Si la operación va a ser realizada por clientes no residentes que revistan el carácter de intermediarios y/o entidades similares radicados en el exterior regulados por Comisiones de Valores u otros organismos de control, ya sea actuando para cartera propia o por cuenta y orden de terceros clientes locales argentinos: constatar que el volumen operado diario no supere el importe de $ 200.000.000 (Pesos doscientos millones). Si el intermediario extranjero actúa como depositario de acciones emitidas por emisores locales y realiza la operación con el propósito de pagar dividendos a los tenedores de ADRs, GDRs o certificados similares mantenidos en custodia en el extranjero, no está sujeto a este requisito;
c) Si la operación va a ser realizada por clientes residentes, actuando en nombre de terceros residentes o no residentes, constatar que el volumen operado diario no supere el importe de $ 200.000.000 (Pesos doscientos millones); y
d) Si la operación va a ser realizada por clientes residentes actuando para cartera propia y con fondos propios, no será de aplicación el límite diario mencionado anteriormente.

Las excepciones a las restricciones comerciales mencionadas anteriormente se aplican a BOPREAL adquiridos en licitación primaria y a la venta de valores negociables con liquidación en moneda extranjera y en jurisdicción local previamente adquiridos en pesos por clientes residentes individuales o corporativos con fondos provenientes de préstamos hipotecarios UVA otorgados por entidades financieras autorizadas para actuar como tales bajo los términos de la Ley N° 21.526, hasta el monto de los créditos referidos y siempre que los ingresos provenientes de estas ventas se apliquen a la compra de bienes inmuebles en el país dentro del marco de los créditos mencionados.

Régimen de Incentivo para las Grandes Inversiones

La sección 14 de las Regulaciones Cambiarias ( “Disposiciones complementarias asociadas al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI)” ) establecen los beneficios cambiarios para Vehículos de Proyecto Único (“VPU”) que se adhieran al Régimen de Incentivo a Grandes Inversiones (“RIGI”). El BCRA ha establecido: (i) excepciones a la obligatoriedad de ingreso y liquidación de divisas provenientes de exportaciones realizadas por un VPU adherido al RIGI; (ii) excepciones a la obligatoriedad de ingreso y liquidación de divisas provenientes de exportaciones de servicios; (iii) acceso al Mercado de Cambios para realizar pagos de ciertos gastos; (iv) acceso al Mercado de Cambios para realizar pagos de dividendos a accionistas no residentes; (v) aplicación en el exterior de los ingresos provenientes de exportaciones de bienes; y (vi) estabilidad cambiaria aplicable al VPU, en la fecha de adhesión al RIGI.

Regímenes informativos del BCRA

El 28 de diciembre de 2017, el BCRA reemplazó los regímenes de información establecidos en las Comunicaciones “A” 3602 y “A” 4237 por la Comunicación “A” 6401 (conforme fuera posteriormente complementada y modificada por las Comunicaciones "A" 6795 y 8304), un régimen unificado aplicable a partir del 31 de diciembre de 2017 (el “Régimen de Información de Activos y Pasivos Externos”).

No existe obligación de reporte para individuos o entidades cuyo saldo o adquisición o venta de activos y pasivos externos al final de un año calendario determinado sea inferior a U.S.$1 millón.

Para las presentaciones de los datos correspondientes al primer trimestre de 2020 y hasta el cuarto trimestre de 2025 inclusive, la declaración del Relevamiento de Activos y Pasivos Externos se rige por los siguientes lineamientos:

Todas las personas jurídicas o humanas con pasivos externos a fin de cualquier trimestre calendario, o que los hubieran cancelado durante ese trimestre, deberán declarar el Relevamiento de Activos y Pasivos Externos.
Aquellos declarantes para los cuales el saldo de activos y pasivos externos a fin de cada año alcance o supere el equivalente a los U.S.$ 50 millones, deberán efectuar una presentación anual (la cual permitirá complementar, ratificar y/o rectificar las presentaciones trimestrales realizadas), que podrá ser presentada optativamente por cualquier persona jurídica o humana.

Para las presentaciones de los datos correspondientes al primer de 2020 y hasta el cuarto trimestre de 2025 inclusive, la declaración del Relevamiento de Activos y Pasivos Externos se rige por los siguientes lineamientos:

Todas las personas jurídicas o humanas con pasivos externos a fin de cualquier trimestre calendario, o que los hubieran cancelado durante ese trimestre, deberán declarar el Relevamiento de Activos y Pasivos Externos.
Aquellos declarantes para los cuales el saldo de activos y pasivos externos a fin de cada año alcance o supere el equivalente a los U.S.$ 50 millones, deberán efectuar una presentación anual (la cual permitirá complementar, ratificar y/o rectificar las presentaciones trimestrales realizadas), que podrá ser presentada optativamente por cualquier persona jurídica o humana.

A partir de los datos correspondientes al primer trimestre de 2026, la declaración jurada del Relevamiento de Activos y Pasivos Externos se regirá por los siguientes lineamientos:

(a) Muestra principal: Todas las personas jurídicas o humanas que cuenten con un saldo de activos y pasivos externos por un valor igual o superior a U.S.$ 10 millones a fin de cualquier trimestre calendario, deberán realizar la presentación de manera trimestral.

En caso de que un declarante sea parte de la muestra principal en cualquier trimestre, mantendrá esa condición durante todo el año calendario.

En caso de que el declarante deje de registrar pasivos externos, deberá igualmente presentar la declaración correspondiente al trimestre en que dicha situación ocurra, a fin de reflejar la cancelación de los mismos.

Este grupo no deberá realizar una declaración trimestral del estado de resultados. Asimismo, debe realizar una declaración anual simplificada donde se informarán únicamente los formularios correspondientes a los inversores y los estados de resultados, de evolución del patrimonio neto y balance general.

(b) Muestra secundaria: Todas las personas jurídicas o humanas que cuenten con un saldo de activos y pasivos externos por un valor menor a U.S.$ 10 millones a fin de cada trimestre calendario. De mantenerse esta situación en cada trimestre del año, deberán realizar sólo una presentación anual. Si en cualquier trimestre el valor de los activos o pasivos externos de un declarante iguala o supera los U.S.$ 10 millones, pasará a ser parte de la muestra principal, debiendo cumplir con las declaraciones de dicho grupo.

En caso de que el declarante deje de poseer pasivos externos, deberá igualmente presentar la declaración anual correspondiente al año en que dicha situación ocurra, a fin de reflejar la cancelación de los mismos.

Asimismo, para ser elegible para integrar la muestra secundaria, no deberá registrarse que el declarante posea deudas iguales o superiores al umbral antedicho en otros relevamientos asociados del Banco Central a fin del

trimestre calendario de referencia. Las entidades no podrán cobrar comisiones por reportar circunstancias que impliquen una reducción de dichas deudas sin acceso al Mercado de Cambios.

El acceso al Mercado de Cambios para el reembolso del endeudamiento financiero exterior y otras operaciones está condicionado al cumplimiento por parte del deudor del Relevamiento de Activos y Pasivos Externos. Véase “—Disposiciones específicas sobre el acceso al Mercado de Cambios—Endeudamiento financiero con el exterior ”.

Régimen Penal Cambiario

El Régimen Cambiario establece que las operaciones que no cumplan con las normas cambiarias establecidas por dicho cuerpo normativo estarán sujetas al Régimen Penal Cambiario (Ley N° 19.359 y modificatorias).

Para mayor información sobre las restricciones y regulaciones de control de cambios vigentes, los inversores deben buscar asesoramiento de sus asesores legales y leer las normas aplicables mencionadas en este documento, así como sus modificaciones y regulaciones complementarias, que están disponibles en el sitio web: http://www.infoleg.gob.ar/, o en el sitio web del Banco Central: www.bcra.gov.ar, según corresponda. Ninguna de las informaciones en o conectadas a dichos sitios web está incorporada por referencia en este Suplemento.

INFORMACIÓN FINANCIERA SELECCIONADA

A) Estados Financieros

Este resumen está sujeto a la información financiera detallada en el Prospecto y debe ser leído conjuntamente con la misma, incluyendo los Estados Financieros Auditados de la Emisora al 31 de diciembre de 2024, 2023 y 2022 y por los ejercicios económicos finalizados a tales fechas, y las notas que los acompañan, así como con las secciones “ Información sobre la emisora ” y “ Capítulo XI. Antecedentes Financieros - f) Reseña y perspectiva operativa y financiera ” de dicho Prospecto. Los Estados Financieros Auditados de la Emisora han sido auditados por PwC.

La información sobre los Estados Financieros Intermedios Condensados No Auditados al 30 de junio de 2025 y por el período de seis meses finalizado al 30 de junio de 2025 y 2024 ha sido preparada de acuerdo con la norma internacional de contabilidad (“NIC”) 34 “Información financiera intermedia”.

Presentación de información financiera en economías de hiperinflación

La Emisora ha definido como su moneda funcional el dólar estadounidense, ya que ésta es la moneda que mejor refleja la sustancia económica del contexto en el cual opera. Tanto las ventas de hidrocarburos como los precios de los principales costos de perforación son negociados, pactados y perfeccionados en dólares estadounidenses o tienen en consideración la fluctuación del tipo de cambio respecto de dicha moneda.

Las partidas incluidas en los Estados Financieros de la Emisora se registran en la moneda funcional, siendo el peso argentino la moneda de presentación de los Estados Financieros Anuales e Intermedios.

Dado que la moneda funcional adoptada no es la moneda correspondiente a una economía hiperinflacionaria, no se aplica la Norma Internacional de Contabilidad 29 “Información Financiera en Economías Hiperinflacionarias”.

1) Estado de Resultados (expresado en millones de pesos)

1) Estado de Resultados (expresado en millones de pesos)
Operaciones continuas Ingresos por ventas Costos operativos Margen bruto Gastos de comercialización Gastos de administración Costos de exploración y evaluación Otros ingresos operativos Otros egresos operativos Resultado operativo Ingresos financieros Costos financieros Otros resultados financieros netos Resultado antes de resultado de inversiones a valor patrimonial proporcional y del impuesto a las ganancias Resultado deinversiones a valorpatrimonialproporcional Resultado antes del impuesto a las ganancias Impuesto a las ganancias Resultado del período de operaciones continuas	Período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025 2024
	(No auditados) 732.421 559.633 (532.075) (363.837)
	200.346 195.796
	(53.555) (51.361) (62.094) (46.095) (3.895) (6.962) 475 814 (5.558) (1.156)
	75.719 91.036
	11.050 10.928 (35.946) (50.106) (28.727) 25.541
	22.096 77.399
	8.603 652
	30.699 78.051
	(21.114) 162.873
	9.585 240.924

Operaciones discontinuas (10.823) (34.028) Resultado delperíodo (1.238) 206.896 Resultado atribuible a: Accionistas de la Sociedad (1.238) 206.896 2) Estado de Resultados Integrales (expresado en millones de pesos) Período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025 2024 (No auditados) Resultado del período (1.238) 206.896 Otros resultados integrales: *Items que no pueden ser reclasificados posteriormente en resultados:* Operaciones continuas Efecto de conversión monetaria - Tecpetrol S.A. 253.303 122.230 Variación en el valor razonable de inversiones en instrumentos de patrimonio 577 (747) Resultados actuariales netos generados por programas de beneficios al personal (302) (2.740) Impuesto a las ganancias relativo a componentes de otros resultados integrales (444) 1.219 Operaciones discontinuas Efecto de conversión monetaria (6.853) 3.815 Total de otros resultados integrales del período 246.281 123.777 Total de resultados integrales del período 245.043 330.673 Resultados integrales atribuibles a: Accionistas de la Sociedad 245.043 330.673 Operaciones continuas 262.719 360.886 Operaciones discontinuas (17.676) (30.213) 3) Estado de Situación Financiera (expresado en millones de pesos) 30 de junio de 2025 31 de diciembre de 2024 (No auditados) ACTIVO Activo no corriente Propiedades, planta y equipos. Activos de exploración, evaluación y desarrollo 2.237.695 1.742.955 Activos por derecho de uso 44.209 55.226 Inversiones en sociedades a valor patrimonial proporcional - 7.917 Inversiones en instrumentos de patrimonio a valor razonable 54.533 15.673 Activo por impuesto diferido 187.594 177.115 Otros créditos y anticipos 147.951 94.062 Crédito por impuesto a las ganancias 33 34 Total del Activo no corriente 2.672.015 2.092.982 Activo corriente	Operaciones discontinuas (10.823) (34.028) Resultado delperíodo (1.238) 206.896 Resultado atribuible a: Accionistas de la Sociedad (1.238) 206.896 2) Estado de Resultados Integrales (expresado en millones de pesos) Período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025 2024 (No auditados) Resultado del período (1.238) 206.896 Otros resultados integrales: *Items que no pueden ser reclasificados posteriormente en resultados:* Operaciones continuas Efecto de conversión monetaria - Tecpetrol S.A. 253.303 122.230 Variación en el valor razonable de inversiones en instrumentos de patrimonio 577 (747) Resultados actuariales netos generados por programas de beneficios al personal (302) (2.740) Impuesto a las ganancias relativo a componentes de otros resultados integrales (444) 1.219 Operaciones discontinuas Efecto de conversión monetaria (6.853) 3.815 Total de otros resultados integrales del período 246.281 123.777 Total de resultados integrales del período 245.043 330.673 Resultados integrales atribuibles a: Accionistas de la Sociedad 245.043 330.673 Operaciones continuas 262.719 360.886 Operaciones discontinuas (17.676) (30.213) 3) Estado de Situación Financiera (expresado en millones de pesos) 30 de junio de 2025 31 de diciembre de 2024 (No auditados) ACTIVO Activo no corriente Propiedades, planta y equipos. Activos de exploración, evaluación y desarrollo 2.237.695 1.742.955 Activos por derecho de uso 44.209 55.226 Inversiones en sociedades a valor patrimonial proporcional - 7.917 Inversiones en instrumentos de patrimonio a valor razonable 54.533 15.673 Activo por impuesto diferido 187.594 177.115 Otros créditos y anticipos 147.951 94.062 Crédito por impuesto a las ganancias 33 34 Total del Activo no corriente 2.672.015 2.092.982 Activo corriente
	1.742.955 55.226 7.917 15.673 177.115 94.062 34
Propiedades, planta y equipos. Activos de exploración, evaluación y desarrollo
Activos por derecho de uso
Inversiones en sociedades a valor patrimonial proporcional
Inversiones en instrumentos de patrimonio a valor razonable Activo por impuesto diferido
Otros créditos y anticipos
Crédito por impuesto a las ganancias Total del Activo no corriente Activo corriente
	2.092.982

Inventarios Otros créditos y anticipos Crédito por impuesto a las ganancias Créditos por ventas Otras inversiones Efectivo y equivalentes de efectivo Total del Activo corriente Activos clasificados como mantenidos para la venta Total del Activo PATRIMONIO NETO Y PASIVO Patrimonio Neto Capital social Contribuciones de capital Reserva legal Otras reservas	77.433 140.776 5.340 382.036 - 3.206 608.791 84.647 3.365.453 4.436 898 72.756 547.151 1.084.315 (282) 1.709.274 722.188 21.444 38.246 76.208 858.086 351.087 14.434 10.047 31.830 298.251 705.649 92.444 1.656.179 3.365.453	66.605 86.812 685 149.518 17.506 48.254
		369.380
		-
		2.462.362
		4.436 898 44.216 467.944 584.834 361.903
Reserva para futuros dividendos
Resultados no asignados Total del Patrimonio Neto Pasivo no corriente Deudas bancarias y financieras
		1.464.231
		385.204 27.243 31.059 117.491
Pasivos por derecho de uso
Programas de beneficio al personal Previsiones Total del Pasivo no corriente Pasivo corriente Deudas bancarias y financieras
		560.997
		174.921 18.355 8.605 30.415 204.838
Pasivos por derecho de uso
Programas de beneficio al personal Previsiones Deudas comerciales y otras deudas Total del Pasivo corriente Pasivos clasificados como mantenidos para la venta Total del Pasivo Total del Patrimonio Neto y del Pasivo
		437.134
		-
		998.131
		2.462.362

4) Estado de Evolución del Patrimonio Neto (expresado en millones de pesos)

Por el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025

Total atribuible a los

Saldos al 31 de diciembre de 2024 Resultado del período Otros resultados integrales del período Saldos al 30 de junio de 2025 Por el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2024	accionistas de la Sociedad
	(No auditados) 1.464.231 (1.238) 246.281
	1.709.274

Saldos al 31 de diciembre de 2023 Resultado del período Otros resultados integrales del período Saldos al 30 de junio de 2024	Total atribuible a los accionistas de la Sociedad
	(No auditados) 865.045 206.896 123.777
	1.195.718

5) Estado de Flujo de Efectivo (expresado en millones de pesos)

ACTIVIDADES OPERATIVAS Resultado del período Ajustes al resultado del período para arribar al flujo operativo de fondos Variación en el capital de trabajo	Período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025 2024	Período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025 2024
	(No auditados) (1.238) 206.896 383.104 99.092 (250.371) (299.215) 67.648 70.514 (4.441) (3.158) (4.659) (546)
Otros, incluyendo el efecto de conversión monetaria
Pagos de programas de beneficio al personal Pagos de impuesto a las ganancias Efectivo generado por actividades operativas ACTIVIDADES DE INVERSIÓN Inversiones en propiedades, planta y equipos Cobro por ventas de propiedades, planta y equipos Cobro de otras inversiones Aportes en inversiones en instrumentos de patrimonio a valor razonable Cobro en efectivo por venta de inversiones a valor patrimonial proporcional Efectivo aplicado a actividades de inversión ACTIVIDADES DE FINANCIACIÓN Tomas de préstamos Emisión de obligaciones negociables, neto de costos de emisión Cancelación de préstamos Pagos de pasivos por derecho de uso Efectivo generado por actividades de financiación
	190.043	73.583


	(579.914) (308.270) 413 349 18.064 67.566 (35.612) -
	1.710 -
	(595.339)	(240.355)


	59.826 198.667 419.334 106.304 (125.743) (154.496) (11.562) (6.758)
	341.855	143.717

(63.441)	(23.055)	(23.055)


48.254 3.673 (63.441) (23.055) (1.986) (74) 20.935 468
3.762 (18.988)

Al 30 de junio de
2025	2024
(No auditados)
3.206		10.957
568		-
(12)		(29.945)
3.762 97.295 - 16.050		(18.988)
		54.752 22.902 -

B) Indicadores financieros

El siguiente cuadro contiene ciertos índices comparativos de la Emisora al 30 de junio de 2025 y al 31 de diciembre de 2024. Dichos indicadores han sido calculados con datos extraídos de los Estados Financieros que se mencionan en el presente Suplemento, y deben ser leídos junto con dichos Estados Financieros.

Solvencia (i) Liquidez (ii) Inmovilización del capital (iii) Rentabilidad (iv)	Al 30 de junio de 2025 Al 31 de diciembre de 2024
	(No auditados) 103,21% 146,70% 86,27% 84,50%
	79,40% 85,00%
	(0,08%) 26,20%

(i) Solvencia: Patrimonio neto / Total del pasivo

(ii) Liquidez: Activo corriente / Pasivo corriente

(iii) Inmovilización de capital: Activo no corriente / Total del activo

(iv) Rentabilidad: Resultado del período/ ejercicio / Patrimonio neto promedio

A continuación, se explican las principales variaciones de los indicadores financieros:

Solvencia:

El índice de solvencia disminuyó 43 puntos en el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025 principalmente por el aumento de las deudas bancarias y financieras para atender el plan de inversiones en Los Toldos II Este

Liquidez:

El índice de liquidez no tuvo una variación significativa en el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025.

Al 30 de junio de 2025 Tecpetrol presenta un capital de trabajo negativo de $96.858 millones generado principalmente por las deudas bancarias y financieras, el cual es monitoreado en forma permanente por el Directorio y la Gerencia. La Sociedad cuenta con distintas alternativas que le permitirán atender adecuadamente los compromisos asumidos.

Inmovilización del capital:

El índice de inmovilización de capital disminuyó 6 puntos en el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025 principalmente por el aumento del total del activo debido al incremento de los créditos por ventas en el período invernal.

Rentabilidad:

El índice de rentabilidad disminuyó 26 puntos en el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025 debido principalmente por menores resultados del período.

C) Capitalización y endeudamiento

El siguiente cuadro detalla cierta información financiera de la Emisora al 30 de junio de 2025 y al 31 de diciembre de 2024 incluyendo su deuda de corto y largo plazo y patrimonio neto. Este cuadro debe leerse junto con “ Capítulo XI. Antecedentes Financieros - f) Reseña y perspectiva operativa y financiera ” del Prospecto,

así como con los Estados Financieros incluidos en otra sección del Prospecto y en este Suplemento (valores expresados en millones de pesos).

Endeudamiento de corto plazo (i) Endeudamiento de largo plazo (i) Total de endeudamiento (i) (ii) Total del patrimonio neto Capitalización total (iii)	Al 30 de junio Al 31 de diciembre de 2025 de 2024
	(No auditados) 351.087 174.921 722.188 385.204
	1.073.275 560.125
	1.709.274 1.464.231
	2.782.549 2.024.356

(i) La Emisora registra sus obligaciones de deuda en sus Estados Financieros de acuerdo con la suma de dinero recibida, menos los costos directos de transacción incurridos, más los intereses devengados al cierre del ejercicio / período.
(ii) Al 30 de junio de 2025 y al 31 de diciembre de 2024 el endeudamiento de la Emisora garantizado con garantía corporativa asciende a $111.643 millones y $143.420 millones, respectivamente.
(iii) La capitalización total representa el total del endeudamiento más el total del patrimonio neto.

El incremento de la capitalización total al 30 de junio de 2025 se explica por el incremento del endeudamiento en $513.150 millones y por el incremento del patrimonio neto en $245.043 millones.

El aumento del total del endeudamiento de la Emisora se explica principalmente por un mayor endeudamiento motivado por el plan de inversiones en Los Toldos II Este.

El aumento del patrimonio neto se explica principalmente por los resultados del período y el efecto de la conversión del patrimonio neto de la moneda funcional (dólar estadounidense) a la moneda de presentación (pesos), debido a la variación del tipo de cambio.

D) Información Adicional

Como Anexo A al presente Suplemento se ha incluido información financiera y operativa adicional en el contexto del documento que ha sido preparado en idioma inglés a los efectos de la emisión internacional de las Obligaciones Negociables, a los fines de mantener simetría de información y trato igualitario entre inversores. Véase “ Anexo A – Información Financiera y Operativa Adicional ” del presente Suplemento.

RESEÑA Y PERSPECTIVA OPERATIVA Y FINANCIERA

El siguiente análisis debe leerse junto con los Estados Financieros de la Emisora y las notas que los acompañan, así como con la información financiera seleccionada, incluida en otra sección en el presente. Esta sección contiene declaraciones sobre hechos futuros que implican riesgos e incertidumbres. Los resultados reales pueden diferir sustancialmente de los analizados en las declaraciones sobre hechos futuros como resultado de varios factores, incluidos, entre otros, los establecidos en “Declaraciones sobre Hechos Futuros” y “Factores de riesgo adicionales”.

Descripción general

La Emisora es un participante destacado en el mercado de petróleo y gas en Argentina, y sus actividades incluyen la exploración, explotación y transporte de hidrocarburos. Al 30 de junio de 2025, tenía concesiones o permisos en 15 áreas ubicadas en las cuencas Neuquina, Noroeste, Golfo San Jorge y Marina de Malvinas. En particular, la Emisora es la segunda mayor titular de áreas de gas húmedo en la formación Vaca Muerta, en la cuenca Neuquina, una de las mayores áreas de shale del mundo, donde está enfocando sus esfuerzos de desarrollo.

Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2024, el promedio de la producción en las áreas operadas por la Emisora fue de 3.139 m3d de petróleo y 18.924 Mm3d de gas. Durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025, la producción promedio en las áreas operadas por la Emisora fue de 3.738 m3d de petróleo y 18.844 Mm3d de gas.

El ejercicio económico finaliza el 31 de diciembre de cada año. La Emisora prepara sus estados financieros anuales auditados incluidos en el Prospecto y en este Suplemento de acuerdo con las NIIF. La Emisora preparó sus estados financieros intermedios no auditados incluidos en el presente Suplemento de acuerdo con la NIC 34 “Información financiera intermedia”.

La Emisora ha determinado que el dólar estadounidense es su moneda funcional.

La Emisora presenta sus estados financieros para fines estatutarios, legales y regulatorios en la moneda de curso legal de Argentina, pesos, según lo requerido por las Normas de la CNV, que están disponibles en español en el sitio web de la CNV en https://www.argentina.gob.ar/cnv y en nuestro sitio web en https://www.tecpetrol.com. La información contenida en, o accesible a través de, estos sitios web no se incorpora por referencia en, y no se considerará parte de este Suplemento.

Factores que afectan las operaciones de la Emisora

Nuestros resultados operativos se ven afectados principalmente por las condiciones económicas en Argentina, cambios en las regulaciones gubernamentales, cambios en los precios y la demanda de petróleo y gas y productos derivados, y fluctuaciones en nuestros costos de ventas y gastos de operación.

Operaciones discontinuas

En junio de 2025, suscribimos un acuerdo con Crown Point Energía S.A. para la transferencia de: (i) nuestras participaciones en las concesiones de explotación de “El Tordillo”, “La Tapera” y “Puesto Quiroga”; (ii) las relativas concesiones de transporte de hidrocarburos; y (iii) nuestro 4,2% de participación en Terminales Marítimas Patagónicas S.A. La transacción está sujeta a ciertas condiciones para el cierre y no ha sido culminada a la fecha de este Suplemento.

En consecuencia, para el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025, determinamos que se habían cumplido los criterios para la clasificación de los activos y pasivos asociados con esta transacción como mantenidos para la venta. Como resultado, nuestro estado de resultados intermedio condensado no auditado para el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025 refleja los resultados de esta venta comercial como una operación discontinuada. De acuerdo con las NIIF, hemos ajustado retroactivamente el estado de resultados intermedio condensado no auditado comparativo para el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2024 para reflejar los efectos de la operación discontinuada.

Nuestros estados financieros para el año finalizado el 31 de diciembre de 2024 no han sido modificados para reflejar la operación discontinuada, ya que los criterios para dicha presentación no se habían cumplido hasta esa fecha. En consecuencia, los estados financieros para los años finalizados el 31 de diciembre de 2024, 2023 y 2022 no son comparables con los estados financieros para los períodos intermedios terminados el 30 de junio de 2025 y 2024. No obstante, el impacto de las operaciones discontinuas en la comparabilidad de los períodos no es material.

Condiciones económicas en Argentina

General

Dado que nuestras operaciones, instalaciones y clientes están ubicados en Argentina, estamos afectados por las condiciones macroeconómicas en el país, incluyendo la inflación y las fluctuaciones de los tipos de cambio. La volatilidad en la economía argentina y las medidas adoptadas y que pueda llegar a adoptar el gobierno argentino han tenido, y se espera que continúen teniendo, un impacto significativo en nuestro negocio, por lo cual la Emisora no puede asegurar que los acontecimientos que afecten las condiciones macroeconómicas, políticas, regulatorias o sociales del país no afecten los negocios, resultados de las operaciones y la situación financiera de la Emisora.

La siguiente tabla presenta los indicadores económicos clave en Argentina durante los períodos indicados:

Actividad económica
PBI Real (pesos de 2004) (%
variación) como % del PBI(1)..........
PBI Real (en miles de millones de
pesos de 2004)(1)..............................
Información de índices de precio y
tipo de cambio
Índice de Precios al Consumidor
(INDEC IPC) (% variación) ............
Índice de Precios Mayorista (IPM)
(% variación) ...................................
Tipo de cambio nominal (2) (en
Ps./U.S.$ al cierre del ejercicio
económico) ......................................

2024
2023
2022
2021
2020
(1,7) %
(1,7) %
5,3 %
10,4 %
(9,9) %
702.181
714.464
726.162
689.810
624.591
117,8 %
211,14 %
94,8 %
50,9 %
36,1 %
67,1 %
276,4 %
94,8 %
51,3 %
35,4 %
1,032.00
808,48
177,13
102,75
84,14

Fuente: Ministerio de Economía de Argentina, BCRA e INDEC. Notas:-

(1) Información suministrada por INDEC.

(2) Tipos de cambio de referencia mayorista cotizados por el BCRA (Comunicación “A” 3500 del BCRA).

Regulaciones cambiarias y su impacto en la Emisora

Desde el año 2019, el BCRA impuso mayores restricciones cambiarias, las cuales afectan también el valor de la moneda extranjera en mercados alternativos existentes para ciertas transacciones cambiarias restringidas en el mercado oficial. Estas medidas tendientes a restringir el acceso al mercado cambiario a fin de contener la demanda de dólares estadounidenses implican la autorización previa del BCRA a ciertas transacciones y la refinanciación de ciertas deudas, siendo de aplicación para la Emisora principalmente las relacionadas al pago de capital de préstamos financieros otorgados por no residentes y la cancelación de emisiones de títulos de deuda con registro público en el país denominados en moneda extranjera.

Adicionalmente, el régimen cambiario ya determinaba como obligatorio el ingreso y liquidación a moneda nacional de los fondos obtenidos como resultado, entre otras, de las operaciones de exportación de bienes y servicios. Estas restricciones cambiarias, o las que se dicten en el futuro, podrían afectar la capacidad de la Emisora para acceder al mercado libre de cambios para adquirir las divisas necesarias para hacer frente a sus obligaciones financieras.

Inflación

Históricamente, Argentina ha experimentado períodos con altas tasas de inflación, que han socavado sustancialmente la economía y la capacidad del gobierno para estimular el crecimiento económico, y han afectado y seguirán afectando los resultados de las operaciones de la Emisora. En el año 2020, el IPC y el IPM aumentaron un 36,1% y 35,4%, respectivamente, comparados con el año 2019. En el año 2021, el IPC y el IPM aumentaron 50,9% y 51,3%, respectivamente, en comparación con 2020. En el año 2022, el IPC y el IPM aumentaron 98,4% y 94,8%, respectivamente, en comparación con 2021. En el año 2023, el IPC y el IPM aumentaron 211,14% y 276,4%, respectivamente, en comparación con 2022. En 2024, el IPC y el IPM aumentaron 117,8% y 67,1%, respectivamente, comparado con 2023. Para obtener información sobre la inflación de 2020 a 2024, consulte la tabla anterior sobre indicadores económicos clave. Para el período de 9 meses finalizado el 30 de septiembre de 2025, el IPC y el IPM aumentaron 22,0% y 20,0%, respectivamente, en comparación con 2024.

Los aumentos de la inflación en Argentina tienen un impacto negativo en el costo de ventas y los gastos de comercialización y gastos de administración de la Emisora, y en particular en la nómina y cargas sociales. La Emisora no puede garantizar que el aumento de los costos como resultado de la inflación se compensará en su totalidad o en parte con aumentos en los precios de la energía que produce y vende.

Precios del Petróleo y Gas

Precio del Petróleo

Los resultados de las operaciones y los flujos de efectivo de nuestro negocio son susceptibles a los riesgos relacionados con la volatilidad de los precios internacionales del petróleo, así como a las intervenciones directas e indirectas en el mercado del petróleo y combustibles. Debido a factores normativos, económicos y de política gubernamental, los precios del petróleo en Argentina han quedado en varias oportunidades, en el pasado, desfasados respecto de los precios vigentes en el mercado internacional. Además, con el fin de asegurar la oferta interna y aumentar los ingresos del gobierno, el gobierno argentino ha impuesto altos derechos de exportación y otras restricciones a las exportaciones que han impedido a las empresas beneficiarse de aumentos significativos en los precios internacionales del petróleo. La Ley Nº 17.319 (modificada por la Ley Nº 27.007) permitía la exportación de hidrocarburos siempre que no fueran necesarios para el mercado interno y se vendieran a precios razonables.

Actualmente, tras la promulgación de la Ley Nº 27.742, que modificó la Ley Nº 17.319 (también modificada, entre otras, por las Leyes Nº 27.007 y Nº 27.742), los productores, procesadores, refinadores, comercializadores, almacenadores y fraccionadores de hidrocarburos tienen, en general, libertad para exportarlos. Una vez cumplidos los requisitos establecidos, el derecho a exportar no puede ser interrumpido. La reforma a la Ley de Hidrocarburos se basa en principios relacionados con el libre mercado y la libre exportación, garantizando al mismo tiempo la seguridad del abastecimiento. También se considera la alineación de los precios internos con los internacionales, con una referencia explícita a la paridad de importación y exportación.

En este contexto, el Decreto Nº 1057/2024 regula los procedimientos de exportación, incluyendo el mantenimiento del Registro de Contratos de Operaciones de Exportación, e introduce el procedimiento de objeción previsto en el artículo 6 modificado de la Ley de Hidrocarburos. Las objeciones pueden fundamentarse en la falta de disponibilidad de hidrocarburos (que afecte la seguridad del abastecimiento) y/o en la existencia de variaciones imprevistas y significativas en los precios del mercado interno. El criterio para las objeciones basadas en variaciones significativas de precios estará temporalmente limitado hasta que se resuelva la situación. Las objeciones realizadas por la SE deben estar respaldadas por estudios y análisis técnicos y económicos bien fundamentados que evalúen el impacto en la seguridad del abastecimiento. La seguridad del abastecimiento en el mercado interno abarca la disponibilidad de hidrocarburos y/o sus derivados en volumen suficiente, calidad y condiciones económicas comerciales razonables para satisfacer las necesidades del mercado interno, incluyendo las fuentes y costos asociados a la importación de hidrocarburos y combustibles alternativos.

Antes de la promulgación de la Ley Nº 27.742, las exportaciones de petróleo crudo, así como de la mayoría de los productos hidrocarburíferos, requerían autorización expresa de la SE. Como resultado de esta regulación,

las empresas que deseaban exportar petróleo crudo debían demostrar previamente que la demanda interna de dicho producto había sido satisfecha o que se había realizado una oferta para vender el producto a compradores locales a precios similares a los del mercado externo, y que dicha oferta había sido rechazada. (Véase “ Riesgos relacionados con el negocio de petróleo y gas- Las restricciones a la exportación han afectado y pueden seguir afectando nuestra situación financiera y los resultados de las operaciones” del presente Suplemento) .

Precios y Subsidios de Gas

Desde 2004, el precio del gas natural en la Argentina se ha visto limitado por una serie de medidas gubernamentales destinadas a asegurar la oferta interna a precios asequibles. De acuerdo con las modificaciones de la normativa argentina, los productores de gas debieron vender a los distribuidores el gas necesario para satisfacer las necesidades del mercado interno regulado, también conocido como demanda prioritaria, a precios establecidos por las autoridades competentes. A su vez, los productores de gas sólo pudieron vender su excedente de producción de gas en el mercado desregulado, ya sea en Argentina o eventualmente, y sujeto al cumplimiento de determinados requisitos, a través de exportaciones. Históricamente, los precios del gas en el mercado regulado han quedado muy por detrás de los precios en los mercados desregulados y regionales.

En línea con su estrategia para asegurar la demanda interna, en los últimos quince años el gobierno argentino ha adoptado una serie de medidas que han resultado en restricciones a la exportación de gas natural de Argentina. A partir de la implementación del Plan.Gas.Ar y del aumento de la oferta de gas natural, las exportaciones de gas a Chile se han incrementado y se encuentran sujetas a la autorización de la SE, tanto en condición firme de corto plazo (período estacional) como en condiciones interrumpibles. Para más información sobre el marco regulatorio del gas natural, véase Capítulo V. Información Sobre La Emisora – b) Descripción del sector donde la Emisora desarrolla su actividad – La industria del gas y petróleo en la Argentina – Reglamentación específica del mercado para petróleo, gas y GLP (Gas Licuado de Petróleo) .

Desde 2004, debido a la fijación de precios y restricciones a la exportación, la Argentina ha enfrentado un importante déficit energético y ha dependido en gran medida de la importación de gas para satisfacer su oferta interna. Como resultado de este déficit y de la brecha entre los precios regionales y los aranceles locales en los mercados argentinos regulados y desregulados de gas, el gobierno argentino ha creado ciertos programas de estímulo. Para más información, véase “ Capítulo V. Información Sobre La Emisora – b) Descripción del sector donde la Emisora desarrolla su actividad –Gas Natural” del Prospecto . Dado que los precios y el estímulo del gas están vinculados a los dólares estadounidenses pero pagaderos en pesos al tipo de cambio promedio del mes en que se calcula la compensación, cualquier retraso en los pagos nos somete a los riesgos de inflación y devaluación de la moneda. Además, los pagos de subsidios nos sujetan al riesgo de que el gobierno decida hacer pagos no monetarios, como los pagos con bonos del gobierno.

Tipos de Cambio

La moneda funcional de la Emisora a efectos de las NIIF es el dólar estadounidense, por lo que sus resultados de las operaciones están expuestos a las variaciones en los tipos de cambio entre el dólar estadounidense y otras monedas, en particular el peso.

En 2024, el contexto económico de Argentina se vio afectado por una devaluación del peso de aproximadamente el 27,7%, circunstancia que impactó en los resultados de las operaciones ya que el 14% de los activos y pasivos financieros netos de la Emisora al 31 de diciembre de 2024 estaban denominados en pesos. En el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025, la devaluación del peso fue del 16,8%.

La exposición a las fluctuaciones en los tipos de cambio se revisa periódicamente. La Emisora planea neutralizar el impacto potencialmente negativo de las variaciones en los tipos de cambio utilizando diferentes instrumentos financieros y derivados, en la medida necesaria.

Programa de Exploración y Desarrollo

La Emisora está comprometida con el crecimiento sostenido del negocio invirtiendo en actividades de exploración y desarrollo dentro de las áreas en las que opera. En ese sentido, en julio de 2016, se obtuvo la concesión para la explotación del área de Fortín de Piedra dentro del reservorio de Vaca Muerta (provincia de

Neuquén), un reservorio de clase mundial de alta productividad en pozos horizontales multifracturados. Alentada por el marco establecido a partir del acuerdo con los sindicatos petroleros y el anuncio del gobierno nacional sobre el estímulo al precio del gas, ambos ocurridos a inicios de 2017, junto con la disponibilidad de equipos y mano de obra calificada, el directorio de la Emisora aprobó un plan de inversión para la exploración y producción de hidrocarburos no convencionales en el área de Fortín de Piedra, que incluía no solo la perforación de pozos, sino también la construcción de facilidades de transporte y tratamiento.

Con fecha 14 de agosto de 2018, se otorgó a la Sociedad un permiso de exploración y eventual explotación y desarrollo de hidrocarburos del área “Gran Bajo Oriental” de la Provincia de Santa Cruz, la cual consta de una superficie aproximada de 2.536,24 km², y que resulta lindera con otras áreas operadas por la Sociedad en dicha provincia.

El 26 de julio de 2019 la Emisora fue notificada por parte del Poder Ejecutivo de la Provincia del Neuquén del dictado del Decreto N° 1392/2019, a través del cual se otorgó la concesión de explotación no convencional de hidrocarburos para los yacimientos “Los Toldos I Norte” y “Los Toldos II Este”. Ambos yacimientos se encuentran ubicados en la porción Centro-Norte de la Cuenca Neuquina, estando el bloque “Los Toldos I Norte” emplazado en la ventana de gas, con una superficie total aproximada de 203 km², mientras que el bloque “Los Toldos II Este” tiene una superficie de 77 km² y se encuentra emplazado en la ventana de petróleo. TECPETROL S.A. es el Operador de ambos yacimientos y titular de una participación del 90% en cada una de las Uniones Transitorias constituidas a los fines de la explotación de las mismas, siendo GAS Y PETROLEO DEL NEUQUEN S.A. el titular del 10% restante en cada una de ellas. Las mencionadas concesiones de explotación se otorgaron por un plazo de treinta y cinco (35) años -pudiendo ser renovadas por períodos adicionales de diez (10) años cada uno- con un período inicial de Plan Piloto de tres (3) años.

En octubre de 2019 la Resolución 645/2019 de la Secretaría de Gobierno de Energía otorgó a un consorcio del cual la Emisora participa con un 10% (Eni Argentina Exploración y Explotación S.A. es el Operador y titular del 80 % y MITSUI & CO., LTD, a través de su controlada Mitsui E&P Argentina S.A., del 10% restante), un permiso de exploración sobre el área MLO-124 ubicada en la cuenca marina Malvinas Este a 100 kilómetros aproximadamente de la costa de Tierra del Fuego. Las actividades que se completarán durante los cuatro años de la Primera Fase del Período de Exploración consisten principalmente en un estudio geofísico 3D y otros estudios geofísicos potenciales. Debido a las demoras en la adjudicación de las concesiones ambientales de los contratos offshore, en noviembre de 2021 se solicitó a la Secretaría de Energía la suspensión por dos años de la Primera Etapa del Período de Exploración, la cual fue otorgada por Resolución Nº 175/2022 de la Secretaría de Energía de la Nación. Consecuentemente, por la misma razón, una extensión adicional fue obtenida en 2025, trasladando el final del primer período de exploración al 19 de abril de 2027. A más tardar dos meses antes de esta fecha, la SE debe ser notificada acerca de si la exploración continuará o será completamente revertida.

Al 30 de junio de 2025, la Emisora ha invertido aproximadamente U.S.$4.100 millones en el desarrollo del área Fortín de Piedra que incluyen, principalmente, la perforación de 179 pozos, instalaciones de tratamiento de gas con capacidad para procesar hasta 24 MMm3/d, la construcción de un gasoducto de 36”/24” hasta Tratayén con una extensión de 58 km que permitió conectar la producción de Fortín de Piedra al sistema troncal de transporte de TGN y TGS, la construcción de un oleoducto de 8” hasta Loma Campana con una extensión de 43 km sumado a la participación en la construcción de un oleoducto de 18” y 88 km entre Loma Campana y la estación Lago Pellegrini, una toma de agua en el Río Neuquén, 41 km de acueductos de distribución de agua y cerca de 100 km de ductos para recolectar la producción del campo. Durante el primer semestre de 2025, Tecpetrol llevó adelante la actividad de perforación en 649 etapas (7.3 etapas por día promedio), y completó la perforación de 12 pozos.

En la concesión no convencional obtenida a finales de 2022, Puesto Parada, se han realizado al cierre de 2023 la perforación y terminación de 3 pozos appraisal, en profundidades cercanas a 2.300 metros con rama horizontal de 2.300 metros con objetivo de Shale Oil en Vaca Muerta, en los cuales se realizaron 133 etapas de fracturas. Los pozos se encuentran en producción. Asimismo, se lanzó a principios de 2024 la ampliación de la planta de procesamiento existente en Los Bastos para incrementar su capacidad de procesamiento a un estimado de 1000 m3/d. Los trabajos fueron finalizados en diciembre de 2024. Al 30 de junio de 2025, se perforaron once pozos adicionales en 3 PADs diferentes, a profundidades de aproximadamente 2.300 metros con ramas horizontales de 3.500 metros con objetivo de Shale Oil en Vaca Muerta. La finalización de los

primeros 8 pozos (en 2 diferentes PADs) experimentó problemas operacionales en dos de ellos. Los nuevos pozos comenzaron su producción a través de la nueva planta expandida en diciembre de 2024.

En Los Toldos II Este se llevó a cabo durante 2023 la perforación y terminación de 2 pozos appraisal con objetivo de Shale Oil en Vaca Muerta, en profundidades cercanas a 2.600 metros con rama horizontal de 2.100 metros, en los cuales se realizaron 77 etapas de fracturas. En 2024, dos pozos appraisal adicionales, de similares características, fueron perforados. Los pozos se encuentran en producción, junto con los otros 3 pozos perforados y completados en 2021 y 2022. A fines de 2024, se inició el desarrollo masivo de Los Toldos II Este, tal y como se describe a continuación.

En Los Toldos I Norte se llevó a cabo la perforación y terminación (en 2024) de 4 pozos appraisal con objetivo de shale gas en Vaca Muerta, en profundidades cercanas a 3.000 metros con rama horizontal de 1.700 metros con objetivo de Shale Oil en Vaca Muerta, en los cuales se realizaron 73 etapas de fracturas. Los pozos fueron puestos en producción en el primer trimestre de 2024 y se encuentran en producción desde entonces.

Estacionalidad

La demanda en el mercado de gas natural argentino es por naturaleza estacional, siendo mayor durante los meses de frío en el invierno y menor durante los meses más cálidos de verano. Debido a esta estacionalidad, los precios de comercialización del hidrocarburo en el mercado interno suelen acompañar esta dinámica, los cuales normalmente aumentan en el período invernal debido a la falta de excedentes de gas disponible para distribución en el mercado y caen en el período estival debido a excedentes de oferta.

Regalías

En virtud de lo establecido por la Ley de Hidrocarburos N° 17.319, los titulares de permisos de exploración y concesiones de explotación están obligados a pagar regalías al gobierno nacional o al gobierno provincial, dependiendo de dónde se produzcan los hidrocarburos. Las regalías se pagan sobre el valor de la producción de petróleo crudo y gas natural calculado al precio en boca de pozo, con una tasa del 15% para los permisos de exploración y del 12% para las concesiones de explotación. Además, en algunos casos, se puede acordar con las autoridades gubernamentales un aumento de hasta un 3% adicional por cada fase de extensión de las concesiones, con un límite máximo del 18%.

Conforme a la Ley de Hidrocarburos recientemente modificada, para la obtención de nuevos permisos de exploración y concesiones de explotación, las regalías a pagar responden al monto ofrecido en los respectivos procesos de licitación. El precio en boca de pozo se calcula en función del volumen y el precio de venta del petróleo crudo y el gas producido, menos los costos de tratamiento, transporte, almacenamiento y otras deducciones.

Para mayor información, véase “ Información sobre el Negocio de la Emisora-Regalías ” del presente Suplemento.

Competencia

La Emisora compite con importantes empresas de hidrocarburos internacionales y con otras empresas de hidrocarburos del ámbito nacional para adquirir permisos de exploración y concesiones de producción, como también para conformar nuevos joint ventures .

Los recientes cambios introducidos en la Ley de Hidrocarburos a través de la Ley N° 27.007 limitan la posibilidad de las empresas de hidrocarburos formadas por las provincias argentinas de poseer futuros derechos exclusivos en permisos y concesiones, lo cual fomenta la competencia en el sector de petróleo y gas de Argentina. Durante los últimos años, se han aprobado algunas medidas, entre ellas, el Programa de Estímulo al Gas Natural, en pos de fomentar el desarrollo de la industria, lo cual incrementó la competencia en el sector. Para mayor información, véase “ Riesgos relacionados con el negocio de petróleo y gas- Las restricciones a la exportación han afectado y pueden seguir afectando nuestra situación financiera y los resultados de las operaciones”.

o incrementos en los costos de equipos, servicios y personal de perforación. Remítase a “ Capítulo VI. Factores de Riesgo-Riesgos relacionados con Argentina – Riesgos relacionados con el negocio de petróleo y gas – La industria del petróleo y del gas está sujeta a riesgos económicos y operativos específicos” del Prospecto.

Ingresos por ventas

En Argentina, los ingresos por ventas de la Emisora proceden de la venta de crudo medanito de las áreas que posee en la cuenca Neuquina , crudo escalante principalmente de las áreas que posee en la cuenca del Golfo San Jorge , y de gas, principalmente de las áreas que posee en las cuencas Noroeste y Neuquina .

Los ingresos por venta de crudo medanito y escalante estuvieron parcialmente sujetos a las fluctuaciones de los precios internacionales del petróleo, teniendo en cuenta que parte de la producción se exportó a otros mercados, mientras que el resto se vendió en el mercado nacional a precios acordados entre productores y refinadores, inferiores a la paridad de exportación.

Los precios del gas en los segmentos industrial, de gas natural comprimido y de exportación se acordaron entre las partes mediante negociaciones directas y se vieron afectados por la época del año en que se realizaron las entregas. En el caso de las exportaciones, la SE estableció precios mínimos. Las ventas para el mercado residencial y de generación se realizaron en el marco del “Concurso Público Nacional – plan de reaseguro y potenciación de la producción federal de hidrocarburos, el autoabastecimiento interno, las exportaciones, la sustitución de importaciones y la expansión del sistema de transporte para todas las cuencas hidrocarburíferas del país 2023-2028” dispuesto por el Decreto Nº 892/20 (con las modificaciones establecidas por el DNU 730/22) y la Resolución N° 317/2020 de la SE” (en adelante “Plan Gas.Ar”), con excepción de las subastas para suministro de gas interrumpible.

Asimismo, los ingresos por ventas de la Emisora en los ejercicios informados incluyen estímulos otorgados por el gobierno argentino a través del Plan Gas.Ar.

Resumen de Políticas Contables Significativas

Para una mayor descripción acerca de nuestras políticas contables significativas, véase nuestros Estados Financieros Anuales Auditados-Estimaciones y juicios contables críticos.

Resultados de las Operaciones para los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2025 y 2024

Resumen de Resultados (valores expresados en millones de pesos)

	Por el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025 2024
	(No auditados) 732.421 559.633 (532.075) (363.837)

Operaciones continuas
Ingresos por ventas
Costos operativos
Margen bruto	200.346 195.796
Gastos de comercialización	(53.555) (51.361) (62.094) (46.095) (3.895) (6.962) 475 814 (5.558) (1.156)
Gastos de administración
Costos de exploración y evaluación
Otros ingresos operativos
Otros egresos operativos
Resultado operativo	75.719 91.036
Ingresos financieros	11.050 10.928 (35.946) (50.106) (28.727) 25.541
Costos financieros
Otros resultados financieros netos
Resultado antes de resultado de inversiones a valor patrimonial proporcional y del impuesto a las ganancias	22.096 77.399

Resultado deinversiones a valorpatrimonialproporcional	8.603 652
Resultado antes del impuesto a las ganancias	30.699 78.051
Impuesto a las ganancias	(21.114) 162.873
Resultado del período de operaciones continuas	9.585 240.924
	(10.823) (34.028)
Operaciones discontinuas
Resultado del período	(1.238) 206.896

Los estados financieros son preparados en base a las partidas registradas en la moneda funcional (dólar estadounidense “USD”) y se convierten a la moneda de presentación del siguiente modo: (i) los activos y pasivos se convierten al tipo de cambio vigente al cierre de cada período y (ii) los resultados se convierten al tipo de cambio promedio de cada período.

El tipo de cambio (TC) del peso argentino respecto al dólar estadounidense en los períodos analizados fue el siguiente:

TC inicio del período TC cierre del período TC promedio del primer trimestre TC promedio del segundo trimestre	Período de seis meses finalizado el 30 de junio de	Período de seis meses finalizado el 30 de junio de
	2025 1.032,00 1.205,00 1.056,67 1.150,84	2024
		808,45 912,00 834,07 885,86

El presente análisis de variaciones se realizó considerando la moneda funcional.

El resultado operativo del período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025 ascendió a $75.719 millones (ganancia). La variación con el mismo período del ejercicio anterior se explica principalmente por: i) mayores cantidades despachadas de crudo, pese a menores cantidades despachadas de gas y un menor precio promedio de crudo y gas; ii) mayores depreciaciones ante el aumento de la producción de crudo y las inversiones y un incremento en la actividad de mantenimiento de pozos, los costos laborales y los cargos por almacenaje y transporte; y iii) menores cargos por créditos incobrables.

El resultado neto del periodo de seis meses finalizado el 30 de junio del 2025 arrojó una pérdida de $1.238 millones, comparado con una ganancia de $206.896 millones en el mismo período del año anterior. La variación se explica principalmente por: i) la variación del resultado operativo antes mencionada; ii) mayores resultados financieros negativos por diferencias de cambio sobre saldos en pesos argentinos y el resultado por tenencia de otras inversiones (negativo en el presente período versus un resultado positivo en el mismo período del año 2024), parcialmente compensado con menores costos financieros ante la variación del mix de monedas del endeudamiento a pesar del aumento del mismo para atender las inversiones en Los Toldos 2 Este; y iii) la variación del cargo por impuesto a las ganancias debido a la actualización de los saldos fiscales y su posterior conversión a dólares estadounidenses a efectos del cálculo del impuesto diferido. En el primer semestre de 2025 la inflación acumulada fue de 15,1%, mientras que la devaluación fue de 16,8% (en el primer semestre de 2024 la inflación acumulada fue de 79,8% y la devaluación fue de 12,8%); y iv) la variación del resultado de operaciones discontinuas dado que en el segundo trimestre del 2024 se reconoció una desvalorización sobre propiedades, planta y equipos.

Niveles de Producción y Precios Promedio de Venta de Gas y Petróleo

La siguiente tabla muestra la producción total de gas y petróleo y los precios promedio de venta de la Emisora en Argentina para los períodos indicados:

en Argentina para los períodos indicados:
	Por el período de
	seis meses el 30 de	finalizado junio de	Variación	%
	2025	2024
	(No auditados)
Producción en unidades equivalentes (*)	3.713	3.683	30	1%
(miles de m3 equivalentes de petróleo y gas)
Mercado interno	3.213	3.281	(68)	(2%)
Mercado externo	500	402	98	24%
Producción de petróleo	573	454	119	26%
Producción de gas	3.140	3.229	(89)	(3%)
Precios promedio venta
Crudo escalante (U$S / bbl)	62,37	79,33	(16,96)	(21%)
Crudo medanito (U$S / bbl)	67,19	75,52	(8,33)	(11%)
Gas (U$S/MMbtu)	3,50	3,57	(0,07)	(2,0%)
(*) Equivalencia volumétrica (1.000 m3de gas =	1 m3de petróleo)

Ingresos por ventas

Los ingresos de la Emisora se componen de la venta de gas proveniente de los yacimientos de las cuencas Neuquina y Noroeste, de crudo escalante proveniente de la cuenca Golfo San Jorge y de crudo medanito proveniente de la cuenca Neuquina.

Los ingresos por la venta de crudo escalante y medanito estuvieron sujetos a la variación de los precios internacionales. Las ventas del período fueron realizadas tanto al mercado de exportación como al mercado interno, a precios paridad de exportación acordados entre productores y refinadores.

Los precios de gas en los segmentos industrial, gas natural comprimido y de exportación, se pactaron entre las partes a través de negociaciones directas y fueron afectados por el momento del año en que se concretaron las entregas. En el caso de exportación, la Secretaría de Energía de la Nación estableció precios mínimos. Las ventas para el mercado residencial y de generación, se realizaron dentro del marco de lo establecido en el “Concurso Público Nacional – plan de reaseguro y potenciación de la producción federal de hidrocarburos, el autoabastecimiento Interno, las exportaciones, la sustitución de importaciones y la expansión del sistema de transporte para todas las cuencas hidrocarburíferas del país 2023-2028 dispuesto por el Decreto Nº 892/20 (con las modificaciones establecidas por el DNU 730/22) y la Resolución N° 317/2020 de la Secretaría de Energía de la Nación” (en adelante “Plan Gas.Ar”), con excepción de las subastas para suministro de gas interrumpible.

Asimismo, los ingresos por ventas de la Emisora en los períodos informados incluyen estímulos otorgados por el gobierno argentino en el marco del Plan Gas.AR.

La siguiente tabla muestra los ingresos derivados de las ventas de petróleo y gas (en millones de pesos):

Gas Crudo escalante Crudo medanito Crudo	Por el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025 2024 (No auditados) 496.521 404.084 35.596 34.499 235.523 155.873 271.119 190.372	Variación %
		92.437 23% 1.097 3% 79.650 51% 80.747 42%

Servicios	789 1.620 768.429 596.076 (36.008) (36.443) 732.421 559.633	(831) (51%)
		172.353 29%
De operaciones discontinuas		435 (1%)
Ingresos por ventas		172.788 31%

Los ingresos por ventas ascendieron a $732.421 millones, aumentando $172.788 millones respecto del mismo período del año anterior.

La producción de gas ascendió a 3.140 millones m[3] , siendo un 3% menor a la del mismo período del año anterior.

Los volúmenes de producción de crudo ascendieron a 573 mil m[3] (correspondiendo un 13% a crudo escalante y el 87% restante a crudo medanito), representando un aumento del 26% respecto del mismo período del año anterior, principalmente en el área Puesto Parada.

Los ingresos por venta de gas totalizaron $496.521 millones. La variación respecto al mismo período del año anterior se debe principalmente a la variación del tipo de cambio entre el peso argentino y el dólar estadounidense utilizado para convertir los estados financieros a moneda de presentación, parcialmente compensado por menores cantidades despachadas de gas y una disminución de los precios promedio de venta.

Los ingresos por venta de crudo escalante fueron de $35.596 millones. La variación respecto al mismo período del año anterior se debe principalmente a la variación del tipo de cambio entre el peso argentino y el dólar estadounidense utilizado para convertir los estados financieros a moneda de presentación y a un incremento de las cantidades despachadas de crudo, parcialmente compensando por una disminución de los precios promedio de venta. Los ingresos por venta de las áreas El Tordillo y La Tapera/Puesto Quiroga se exponen como operaciones discontinuas en el Estado de Resultados Intermedio Condensado por el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025 y 2024.

Los ingresos por venta de crudo medanito fueron de $235.523 millones. La variación respecto al mismo período del año anterior se debe principalmente a un aumento de las cantidades despachadas de crudo, parcialmente compensando por una disminución de los precios promedio de venta.

Costos operativos

La siguiente tabla muestra los principales componentes de los costos operativos de la Emisora para los períodos indicados (en millones de pesos):

Costos laborales Honorarios y servicios Operaciones de mantenimiento y servicios de pozos Depreciación de propiedades, planta y equipos Desvalorización de propiedades, planta y equipos Depreciación de activos por derecho de uso Acondicionamiento y almacenaje Regalías y otros impuestos Otros costos de producción, compras y consumos de stock De operaciones discontinuas Costos operativos	Por el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025 2024 (No auditados) (42.607) (27.122) (6.891) (3.667) (77.283) (54.370) (320.698) (213.471) - (34.079) (11.002) (7.578) (5.762) (4.205) (90.110) (69.268) (17.523) (14.092) (571.876) (427.852) 39.801 64.015 (532.075) (363.837)	Variación %
		(15.485) 57% (3.224) 88% (22.913) 42% (107.227) 50% 34.079 (100%) (3.424) 45% (1.557) 37% (20.842) 30% (3.431) 24%
		(144.024) 34%
		(24.214) (38%)
		(168.238) 46%

Los costos operativos totalizaron $532.075 millones en el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025. La variación respecto al mismo período del año anterior se debe a: i) un incremento de las depreciaciones de propiedades, planta y equipos como consecuencia del aumento de la producción de crudo y de las inversiones; ii) mayores actividades de mantenimiento de pozos; iii) mayores costos laborales; y iv) el cargo por desvalorización de propiedades, planta y equipos reconocido en el primer semestre de 2024 en el área El Tordillo y La Tapera – Puesto Quiroga, el cual se expone como operaciones discontinuas en el Estado de Resultados Intermedio Condensado al 30 de junio 2025 y 2024.

Gastos de comercialización

La siguiente tabla muestra los gastos de comercialización para los períodos indicados (en millones de pesos):

Impuestos y derechos Almacenaje y transporte Cargo de previsión para créditos incobrables Otros De operaciones discontinuas Gastos de comercialización	Por el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025 2024 (No auditados) (28.358) (20.922) (25.194) (14.001) (1.488) (19.078) (92) (95) (55.132) (54.096) 1.577 2.735 (53.555) (51.361)	Variación %
		(7.436) 36% (11.193) 80% 17.590 (92%) 3 (3%)
		(1.036) 2%
		(1.158) (42%)
		(2.194) 4%

Los gastos de comercialización en el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025 fueron de $53.555 millones. La variación respecto al mismo período del año anterior se debe principalmente a la variación del tipo de cambio entre el peso argentino y el dólar estadounidense utilizado para convertir los estados financieros a moneda de presentación y al incremento de los cargos por almacenaje y transporte en las áreas Fortín de Piedra, Los Toldos 1 Norte y Puesto Parada, lo cual fue parcialmente compensado por menores cargos por créditos incobrables, debido al cobro de ciertos créditos comerciales y el Plan Gas.Ar durante el 2024 con bonos soberanos cuyo valor de mercado resultó menor al valor nominal.

Gastos de administración

La siguiente tabla muestra los principales componentes de los gastos de administración de la Emisora para los períodos indicados (en millones de pesos):

Costos laborales Honorarios y servicios Depreciación de propiedades, planta y equipos Depreciación de activos por derecho de uso Impuestos Gastos de oficina Reembolsos de gastos De operaciones discontinuas Gastos de administración	Por el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025 2024 (No auditados) (40.097) (30.466) (12.960) (6.334) (2.544) (1.108) (1.447) (736) (6.815) (9.096) (8.672) (4.972) 10.148 5.930 (62.387) (46.782) 293 687 (62.094) (46.095)	Variación %
		(9.631) 32% (6.626) 105% (1.436) 130% (711) 97% 2.281 (25%) (3.700) 74% 4.218 71%
		(15.605) 33%
		(394) (57%)
		(15.999) 35%

Los reembolsos de gastos incluyen los cargos facturados por la Emisora por asistencia técnica y overhead y no son pasibles de asociación o prorrateo respecto de cada concepto antes detallado, sino con el conjunto de tareas que constituyen la función del operador.

Los gastos de administración para el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025 ascendieron a $62.094 millones. La variación respecto al mismo período del año anterior se debe principalmente al incremento de honorarios relacionados con asesoramientos de nuevos proyectos, depreciaciones de propiedades, planta y equipos por altas y de los costos laborales, lo cual fue parcialmente compensado por menores cargos relacionados con el Impuesto Para una Argentina Inclusiva y Solidaria (Impuesto PAIS), cuya vigencia finalizó en diciembre de 2024.

Costos de exploración y evaluación

Los costos de exploración y evaluación de un área y los costos de perforación de pozos exploratorios se activan inicialmente, hasta que se determina si existen reservas probadas que justifiquen su desarrollo comercial. En el caso de áreas exclusivamente exploratorias, estos costos incluyen estudios geológicos y demás costos directamente atribuibles a la actividad. Posteriormente, si se determina que los resultados no son exitosos, los mencionados costos se imputan al estado de resultados.

Los costos de exploración y evaluación ascendieron a $3.895 millones y $6.962 millones en el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025 y 2024, respectivamente. En ambos períodos incluyen principalmente estudios geológicos e inversiones no exitosas en la Cuenca Neuquina.

Resultados financieros netos

La siguiente tabla muestra los principales componentes de los resultados financieros de la Emisora para los períodos indicados (en millones de pesos):

Intereses ganados Ingresos financieros Intereses perdidos Costos financieros Resultado neto por diferencia de cambio Cambios en el valor razonable de los instrumentos derivados Resultados por operaciones de compra-venta con valores negociables () Resultado por tenencia de otras inversiones Otros resultados financieros netos Otros resultados financieros netos De operaciones discontinuas Resultados financieros netos*	Por el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025 2024 (No auditados) 11.146 11.059 11.146 11.059 (40.827) (53.391) (40.827) (53.391) (30.235) (3.773) (222) (392) 1.793 7.212 (232) 22.503 (331) (169) (29.227) 25.381 (58.908) (16.951) 5.285 3.314 (53.623) (13.637)	Variación %
		87 1%
		87 1%
		12.564 (24%)
		12.564 (24%)
		(26.462) 701% 170 (43%) (5.419) (75%) (22.735) (101%) (162) 96%
		(54.608) (215%)
		(41.957) 248%
		1.971 59%
		(39.986) 293%

(*) Corresponde a la liquidación de divisas provenientes de exportaciones en el marco de la Resolución N°

808/2023 de la Secretaría de Energía posteriormente prorrogada y el Decreto N° 28/2023.

Los resultados financieros netos arrojaron una pérdida de $53.623 millones. La variación respecto al mismo período del año anterior se debe principalmente a: i) un mayor cargo por diferencias de cambio sobre saldos

en pesos argentinos; ii) al resultado por tenencia de otras inversiones (negativo en el presente período versus un resultado positivo en el mismo período del año 2024); y iii) menores intereses perdidos producto del cambio de moneda de ciertas deudas financieras que generan en el presente período un menor costo de financiamiento, pese al incremento de la deuda para financiar las inversiones en Los Toldos 2 Este.

Impuesto a las ganancias

El cargo por impuesto a las ganancias ascendió a $21.114 millones (pérdida). La variación respecto al mismo período del año anterior se debe principalmente a las variaciones en ventas, costos y demás gastos antes comentados y la diferencia entre el ajuste por inflación fiscal y la devaluación del peso argentino frente al dólar estadounidense. En el primer semestre de 2025 la inflación acumulada fue de 15,1%, mientras que la devaluación fue de 16,8% (en el primer semestre de 2024 la inflación acumulada fue de 79,8% y la devaluación fue de 12,8%), lo que impacta en el cálculo del impuesto debido a la actualización de los saldos fiscales y su posterior conversión a dólares estadounidenses a efectos del cálculo del impuesto diferido.

Resultado del período

Debido a las explicaciones antes mencionadas, el resultado del período de seis meses finalizado al 30 de junio de 2025 ascendió a $1.238 millones (pérdida), comparado con $206.896 millones (ganancia) en el mismo período del 2024.

El resultado de operaciones continuas ascendió a $9.585 millones (ganancia) y $240.924 millones (ganancia) en el periodo de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025 y 2024, respectivamente.

En junio de 2025 Tecpetrol S.A. celebró un acuerdo con Crown Point Energía S.A. en virtud del cual Tecpetrol le transferirá: (i) su participación sobre las concesiones de explotación sobre las áreas “El Tordillo”, “La Tapera” y “Puesto Quiroga”; (ii) las concesiones de transporte de hidrocarburos sobre ciertos gasoductos y oleoductos; y (iii) su 4,2% de participación en Terminales Marítimas Patagónicas S.A. Los resultados asociados a dichas operaciones se exponen como operaciones discontinuas en el Estado de Resultados Intermedio Condensado, los cuales ascendieron a $10.823 millones (pérdida) y $34.028 millones (pérdida) por el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025 y 2024, respectivamente. La variación respecto al mismo período del año anterior se debe principalmente al cargo por desvalorización de propiedades, planta y equipos reconocido en el primer semestre de 2024 en el área El Tordillo y La Tapera – Puesto Quiroga como consecuencia principalmente de un incremento en los costos operativos y un rendimiento de los pozos menor al esperado, parcialmente compensado por una disminución en las ventas producto de menores precios de venta pese al aumento de las cantidades despachadas y a la variación del tipo de cambio entre el peso argentino y el dólar estadounidense utilizado para convertir los estados financieros a moneda de presentación .

Flujo de Efectivo (valores expresados en millones de pesos)

Efectivo y equivalentes de efectivo al inicio del período, neto de descubiertos en cuenta corriente Resultados financieros generados por el efectivo y equivalentes de efectivo Diferencias de conversión Efectivo y equivalentes de efectivo al cierre del período, neto de descubiertos en cuenta corriente Disminución del efectivo y equivalentes de efectivo Efectivo generado por actividades operativas Efectivo aplicado a actividades de inversión Efectivo generado por actividades de financiación	Por el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025 2024
	(No auditados) 48.254 3.673 (1.986) (74) 20.935 468 3.762 (18.988)
	(63.441) (23.055)
	190.043 73.583 (595.339) (240.355) 341.855 143.717

Disminución del efectivo y equivalentes de efectivo

(63.441) (23.055)

El efectivo neto generado por las actividades operativas en el periodo de seis meses del año 2025 y 2024 fue de $190.043 millones y $73.583 millones, respectivamente.

Durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025 y 2024 la Emisora ha contado con flujos de fondos provenientes de sus actividades ordinarias, del financiamiento bancario, préstamos otorgados por sociedades relacionadas y de la emisión de obligaciones negociables (ONs).

Al 30 de junio de 2025, las deudas bancarias y financieras de la Emisora ascienden a $1.073.275 millones y el patrimonio neto a $1.709.274 millones.

En el período de seis meses finalizado al 30 de junio de 2025 y 2024, la Emisora no ha distribuido dividendos.

Las inversiones en Propiedades, planta y equipos en el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025 ascendieron a $574.268 millones, siendo las más significativas las correspondientes al área Fortín de Piedra, Puesto Parada y Los Toldos II Este.

Descripción de la Deuda

La siguiente tabla resume los principales términos y condiciones de los préstamos corrientes y no corrientes de la Emisora pendientes al 30 de junio de 2025:

Préstamosy Bonos	Capital pendiente de pago al 30 de junio de 2025 (en millones de U.S.$)	Fecha de Emisión	Vencimiento
Contrato de préstamo sindicado I Obligaciones Negociables Clase 7 Obligaciones Negociables Clase 8 Obligaciones Negociables Clase 9 Obligaciones Negociables Internacionales Clase 10 Banco Santander Argentina S.A. Itaú Unibanco S.A. – Sucursal Nassau 1(1) Itaú Unibanco S.A. – Sucursal Nassau 2(1) Tecpetrol Internacional S.L.U. – Sucursal Uruguay Total			28 de abril de 2026 22 de abril de 2026 24 de octubre de 2027 24 de octubre de 2029 22 de enero de 2033 19 de enero de 2026 25 de septiembre de 2028 28 de septiembre de 2028 17 de abril de 2026
		17 de octubre de 2022 22 de abril de 2024 24 de octubre de 2024 24 de octubre de 2024 22 de enero de 2025 18 de enero de 2024 21 de marzo de 2025 27 de marzo de 2025 21 de abril de 2025
	92,3 120,0 67,4 80,5 400,0 60,0 35,6 19,1 2,0 876,9

Notas:

(1) El prestatario fue Tecpetrol S.A. – Gas y Petróleo de Neuquén S.A. – UT Planta Procesamiento Los Toldos (“UTE Los Toldos”).

Al 30 de junio de 2025, cumplimos los compromisos financieros de nuestros instrumentos de deuda.

Contrato de préstamo sindicado I

El 17 de octubre de 2022, suscribimos un contrato de préstamo sindicado con Itaú Unibanco S.A. – Sucursal de Nassau y Banco Santander S.A. por un importe de U.S.$300 millones, el cual fue desembolsado en su totalidad el día 28 de octubre de 2022. La amortización de capital se realiza en 13 cuotas trimestrales y consecutivas comenzando a partir del mes 6 desde la fecha del desembolso, venciendo la última cuota el día 28 de abril de 2026. El capital devenga intereses compensatorios en forma trimestral a una tasa Term SOFR más un margen de 2,15% por año. Los restantes términos y condiciones son los habituales para financiamientos de estas características. A la fecha de este Suplemento, este préstamo ha sido repagado en su totalidad.

Emisiones de obligaciones negociables en el marco del Programa:

• Obligaciones Negociables Clase 7:

El 22 de abril de 2024, la Emisora emitió las Obligaciones Negociables Clase 7 por un valor de U.S.$120 millones, con un precio de emisión del 100% y vencimiento el 22 de abril de 2026, a una tasa de interés fija del 5,98%. Los intereses serán pagaderos semestralmente y el capital es pagadero en su totalidad al vencimiento. Los fondos obtenidos por la emisión de las mencionadas ONs se utilizaron principalmente para inversiones en activos fijos, la integración de capital de trabajo y la refinanciación de pasivos.

• Obligaciones Negociables Clase 8:

Con fecha 24 de octubre de 2024, la Emisora emitió las Obligaciones Negociables Clase 8 por un valor de U.S.$67,4 millones, con un precio de emisión del 100%, con vencimiento el 24 de octubre de 2027, a una tasa de interés fija del 5%. Los intereses serán pagaderos semestralmente y el capital es pagadero en su totalidad al vencimiento. Los fondos obtenidos por la emisión de las mencionadas ONs se utilizaron principalmente para inversiones en activos fijos, la integración de capital de trabajo y la refinanciación de pasivos.

• Obligaciones Negociables Clase 9:

Con fecha 24 de octubre de 2024, la Emisora emitió las Obligaciones Negociables Clase 9 por un valor de U.S.$80,5, con un precio de emisión del 100%, con vencimiento el 24 de octubre de 2029, a una tasa de interés fija del 6,8%. Los intereses serán pagaderos semestralmente y el capital es pagadero en su totalidad al vencimiento. Los fondos obtenidos por la emisión de las mencionadas ONs se utilizaron principalmente para inversiones en activos fijos, la integración de capital de trabajo y la refinanciación de pasivos.

• Obligaciones Negociables Clase 10

El 22 de enero de 2025, la Emisora emitió las Obligaciones Negociables Clase 10 por un valor de U.S.$400 millones, con un precio de emisión de 100% y vencimiento el 22 de enero de 2033, a una tasa de interés fija del 7,625%. Los intereses serán pagaderos semestralmente y el capital es pagadero en 3 (tres) cuotas anuales consecutivas, 33% el 22 de enero de 2031, 33% el 22 de enero de 2032 y 34% el 22 de enero de 2033. Los fondos obtenidos por la emisión de las mencionadas ONs se utilizarán principalmente para inversiones en activos fijos, la integración de capital de trabajo y la refinanciación de pasivos.

Prefinanciación de exportaciones

• Banco Santander Argentina S.A.

Con fecha 18 de enero de 2024, la Emisora celebró un contrato de prefinanciación de exportaciones con Banco Santander Argentina S.A. por la suma de U.S.$60 millones, a una tasa fija, con pago de intereses semestrales y vencimiento el 19 de enero de 2026. El capital pendiente de pago al 27 de octubre de 2025 era de U.S.$17,22 millones. A la fecha de este suplemento, tenemos la intención de precancelar U.S.$3,14 millones de esta prefinanciación.

Contratos de préstamo

Itaú Unibanco S.A. – Sucursal Nassau 1

El 21 de marzo de 2025, UTE Los Toldos celebró un contrato de préstamo con Itaú Unibanco S.A. Sucursal Nassau por un monto de U.S.$35,6 millones, a una tasa SOFR más un margen, con pagos de intereses trimestrales y vencimiento el 25 de septiembre de 2028. El capital se cancelará en seis cuotas trimestrales, a partir del mes 27 (a partir del 25 de junio de 2027).

• Itaú Unibanco S.A. – Sucursal Nassau 2

El 27 de marzo de 2025, UTE Los Toldos celebró un contrato de préstamo con Itaú Unibanco S.A. Sucursal Nassau por un monto de U.S.$19,1 millones, a una tasa SOFR más un margen, con pagos de intereses trimestrales y vencimiento el 28 de septiembre de 2028. El capital se cancelará en seis cuotas trimestrales, a partir del mes 27 (a partir del 28 de junio de 2027).

• Tecpetrol Internacional S.L.U. – Sucursal Uruguay

El 21 de abril de 2025, celebramos un contrato de préstamo con Tecpetrol Internacional S.L.U. - Sucursal Uruguay por un monto de U.S.$2,35 millones, a tasa fija, con pagos de intereses semestrales y vencimiento el 17 de abril de 2026. El capital pendiente a la fecha de este Suplemento era de U.S.$1,95 millones.

Deuda contraída recientemente

Desde el 30 de junio de 2025, la Emisora ha contraído los siguientes acuerdos de deuda financiera:

• Itaú Unibanco S.A. – Sucursal Nassau 3

El 1 de julio de 2025, UTE Los Toldos celebró un contrato de préstamo con Itaú Unibanco S.A. Sucursal Nassau por un monto de U.S.$15,6 millones, a una tasa SOFR más un margen, con pagos de intereses trimestrales y vencimiento el 8 de enero de 2029. El capital se cancelará en seis cuotas trimestrales, a partir del mes 27 (a partir del 7 de octubre de 2027).

• Banco Ciudad de Buenos Aires

El 25 de julio de 2025 celebramos un contrato de prefinanciación de exportaciones con el Banco Ciudad de Buenos Aires por un monto de U.S.$30 millones a una tasa SOFR más un margen, con intereses y capital pagaderos al vencimiento el 23 de octubre de 2025. A la fecha del presente Suplemento dicha deuda se encuentra completamente cancelada.

• Contrato de préstamo sindicado 2

El 6 de agosto de 2025 celebramos un contrato de préstamo sindicado con Itaú Unibanco S.A. - Sucursal Nassau y Banco Bilbao Vizcaya Argentaria, S.A., por un monto de U.S.$270 millones. El contrato incluye un período de disponibilidad de seis meses a partir de la fecha de ejecución, durante el cual podemos solicitar desembolsos como resultado de la línea de crédito. A la fecha de este Suplemento, hemos solicitado un primer desembolso de U.S.$60 millones y un segundo desembolso de U.S.$40 millones. La amortización del capital se realizará en 13 cuotas trimestrales consecutivas a partir del mes 24 desde la fecha de ejecución, y la última cuota vencerá el 6 de agosto de 2030. El capital devenga intereses compensatorios trimestralmente a tasa SOFR más un margen. Las restantes condiciones son habituales en financiaciones de esta naturaleza. El saldo a la fecha del presente Suplemento es de U.S.$100 millones.

• Banco de Galicia y Buenos Aires S.A.

El 6 de agosto de 2025 celebramos un contrato de prefinanciación de exportaciones con Banco de Galicia y Buenos Aires S.A., por un monto de U.S.$150 millones. El contrato incluye un período de disponibilidad de seis meses a partir de la fecha de ejecución, durante el cual podemos solicitar desembolsos en virtud de la línea de crédito. A la fecha de este Suplemento, hemos solicitado un primer desembolso de U.S.$50 millones y un segundo desembolso de U.S.$25 millones. La amortización del capital se realizará en 13 cuotas trimestrales consecutivas a partir del mes 24 desde la fecha de ejecución, y la última cuota vencerá el 6 de agosto de 2030. El capital devenga intereses compensatorios trimestrales a una tasa fija. Los restantes términos y condiciones son habituales en financiamientos de esta naturaleza. El saldo a la fecha del presente Suplemento era de U.S.$75 millones.

• Industrial and Commercial Bank of China (Argentina) S.A.U.

El 6 de agosto de 2025, celebramos un contrato de prefinanciación de exportaciones con Industrial and Commercial Bank of China (Argentina) S.A.U., por un monto de U.S.$150 millones. El contrato incluye un período de disponibilidad de seis meses a partir de la fecha de ejecución, durante el cual podemos solicitar desembolsos en virtud de la línea de crédito. A la fecha de este Suplemento, hemos solicitado un primer desembolso de U.S.$50 millones y un segundo desembolso de U.S.$25 millones. La amortización del capital se realizará en 13 cuotas trimestrales consecutivas a partir del mes 24 desde la fecha de ejecución, y la última cuota vencerá el 6 de agosto de 2030. El capital devenga intereses compensatorios trimestrales a una tasa fija. Los restantes términos y condiciones son habituales en financiaciones de esta naturaleza. El saldo a la fecha de este Suplemento es de U.S.$75 millones.

• Banco Santander Argentina S.A.

El 6 de agosto de 2025 celebramos un contrato de prefinanciación de exportaciones con Banco Santander Argentina S.A., por un monto de U.S.$150 millones. El contrato incluye un período de disponibilidad de seis meses a partir de la fecha de ejecución, durante el cual podemos solicitar desembolsos en virtud de la línea de crédito. A la fecha de este Suplemento, hemos solicitado un primer desembolso de U.S.$50 millones. La amortización del capital se realizará en 13 cuotas trimestrales consecutivas a partir del mes 24 desde la fecha de ejecución, y la última cuota vencerá el 6 de agosto de 2030. El capital devenga intereses compensatorios trimestrales a una tasa fija. Los restantes términos y condiciones son habituales en financiaciones de esta naturaleza. El saldo a la fecha de este Suplemento es de U.S.$50 millones.

• BBVA Argentina S.A.

El 6 de agosto de 2025, celebramos un contrato de prefinanciación de exportaciones con BBVA Argentina S.A., por un monto de U.S.$30 millones. El contrato incluye un período de disponibilidad de seis meses a partir de la fecha de ejecución, durante el cual podemos solicitar desembolsos en virtud de la línea de crédito. A la fecha de este Suplemento, hemos solicitado un primer desembolso de U.S.$10 millones. La amortización del capital se realizará en 13 cuotas trimestrales consecutivas a partir del mes 24 desde la fecha de ejecución, y la última cuota vencerá el 6 de agosto de 2030. El capital devenga intereses compensatorios trimestrales a una tasa fija. Los restantes términos y condiciones son habituales en financiamientos de esta naturaleza. El saldo a la fecha de este Suplemento es de U.S.$10 millones.

• Itaú Unibanco S.A. – Sucursal Nassau 4

El 21 de agosto de 2025, UTE Los Toldos celebró un contrato de préstamo con Itaú Unibanco S.A. Sucursal Nassau por un monto de U.S.$4.8 millones, a una tasa SOFR más un margen, con pagos de intereses y vencimiento el 26 de febrero de 2029. El capital se cancelará en seis cuotas trimestrales, comenzando el mes 27 (a partir del 27 de noviembre de 2027).

• Itaú Unibanco S.A. – Sucursal Nassau 5

El 23 de septiembre de 2025, UTE Los Toldos celebró un contrato de préstamo con Itaú Unibanco S.A. Sucursal Nassau por un monto de U.S.$14,4 millones, a una tasa SOFR más un margen, con pagos de intereses y vencimiento el 26 de marzo de 2029. El capital se cancelará en seis cuotas trimestrales, comenzando el mes 27 (a partir del 26 de diciembre de 2027).

• Obligaciones Negociables Clase 11

El 16 de octubre de 2025 emitimos las Obligaciones Negociables Clase 11 por un valor nominal total de U.S.$114,5 millones a un precio de emisión del 100%. Las Obligaciones Negociables Clase 11 vencerán el 16 de octubre de 2027 y devengarán intereses a una tasa fija nominal anual de 6,50%. Los intereses serán pagados semestralmente y el capital será amortizado íntegramente en la fecha de vencimiento. Los fondos netos obtenidos por la emisión de las Obligaciones Negociables Clase 11 serán utilizados para inversiones en activos físicos, capital de trabajo, refinanciación de pasivos preexistentes, aportes de capital y/o financiamiento del giro comercial del negocio de la Emisora y/o de sus subsidiarias.

Acuerdos fuera de balance

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La Emisora no es parte de ningún acuerdo fuera de balance.

Capitalización y endeudamiento

De conformidad con el criterio interpretativo N°94 de la CNV, a continuación, se presenta información relativa a la capitalización y endeudamiento desde la presentación de los estados contables al 30 de junio de 2025 hasta la fecha de este Suplemento.

Cifras expresadas en millones de pesos	Para el período finalizado el 30 de junio de 2025	27 de octubre de 2025
Pagarés electrónicos	0	0
Cheques y diferidos (físicos y electrónicos)	0	0
Facturas de crédito	0	0
Cauciones	0	0
Deudas financieras bancarias	249.431	597.133
Obligaciones Negociables	804.907	1.122.779
Otras deudas de la Sociedad	2.350	2.798
Total	1.056.687	1.722.710

A la fecha del presente, la Sociedad no tiene previsto emitir pagarés electrónicos, cheques de pago diferido, cheques electrónicos, facturas de créditos u otorgar cauciones de manera significativa y que puedan afectar el cumplimiento de las obligaciones de la Sociedad.

Las cifras detalladas en el cuadro anterior no se encuentran auditadas. La Emisora asume la responsabilidad por las declaraciones realizadas en el Prospecto y/o en los respectivos Suplementos sobre la completitud en la divulgación de los riesgos involucrados y la situación actual de la Emisora, los cuales se basan en la información disponible y en las estimaciones razonables de la administración. No se han producido variaciones entre el 27 de octubre y la fecha del presente, que pudieran afectar significativamente la situación de endeudamiento de la Emisora.

El siguiente cuadro indica el vencimiento de capital de las obligaciones en los siguientes tramos desde el 30 de junio de 2025:

e junio de 2025:
Cifras expresadas en millones de pesos	Menos de 2 meses	Menos de 6 meses	Menos de 1 año	Mayor a 1 año
Pagarés electrónicos	0	0	0	0
Cheques y diferidos (físicos y electrónicos)	0	0	0	0
Facturas de crédito	0	0	0	0
Cauciones	0	0	0	0
Deudas financieras bancarias	27.808	27.808	127.915	65.900
Obligaciones Negociables	0	0	144.600	660.307
Otras deudas de la Sociedad	0	0	2.350	0

El siguiente cuadro indica el vencimiento de capital de las obligaciones en los siguientes tramos desde el 27 de octubre de 2025:

e octubre de 2025:
Cifras expresadas en millones de pesos	Menos de 2 meses	Menos de 6 meses	Menos de 1 año	Mayor a 1 año
Pagarés electrónicos	0	0	0	0
Cheques y diferidos (físicos y electrónicos)	0	0	0	0
Facturas de crédito	0	0	0	0
Cauciones	0	0	0	0
Deudas financieras bancarias	0	24.709	0	572.424
Obligaciones Negociables	0	172.200	0	950.579
Otras deudas de la Sociedad	0	2.798	0	0

Las cifras detalladas en los cuadros anteriores no se encuentran auditadas.

La relación de la deuda bancaria y financiera respecto del activo total, del pasivo total, del patrimonio neto y del resultado al 31 de diciembre de 2024 y del resultado al 30 de junio de 2025 fue de 22%, 55%, 38%, 181% y -44.715%, respectivamente.

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Al 27 de octubre de 2025, y manteniendo los valores del activo total, pasivo total, patrimonio neto y resultado al 31 de diciembre de 2024 y del resultado al 30 de junio de 2025, dichas relaciones respecto a la deuda bancaria y financiera a la fecha ascienden a 70%, 173%, 118%, 564% y -139.153%, respectivamente. El aumento/disminución en dichas relaciones en 47%, 117%, 80%, 383% y -94.438%, respectivamente, se debe a un incremento en el endeudamiento a la fecha del Suplemento, el cual se explica principalmente por la emisión de nuevas obligaciones negociables y tomas de préstamos bancarios, compensada parcialmente por cancelaciones de capital de obligaciones negociables y deudas bancarias.

Cabe destacar que el ratio entre la deuda bancaria y financiera y el resultado al 30 de junio de 2025 presenta un valor significativamente elevado y negativo, lo cual responde a una cuestión meramente matemática y no refleja una situación estructural de riesgo. Esta variación no obedece a un cambio estructural en la situación financiera de la sociedad, sino que responde a una distorsión matemática derivada de la comparación entre un monto relevante de deuda y un resultado contable negativo de escasa magnitud.

Información Adicional

Como Anexo I al presente Suplemento se ha incluido información financiera y operativa adicional en el contexto del documento que ha sido preparado en idioma inglés a los efectos de la emisión internacional de las Obligaciones Negociables, a los fines de mantener simetría de información y trato igualitario entre inversores. Véase “ Anexo A – Información Financiera y Operativa Adicional ” del presente Suplemento.

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INFORMACIÓN SOBRE EL NEGOCIO DE LA EMISORA

Resumen

Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2024, la producción promedio en las áreas operadas por la Emisora fue de 3.139 m3d de petróleo y 18.924 Mm3d de gas. Durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025, la producción promedio en las áreas operadas por la Emisora fue de 3.738 m3d de petróleo y 18.844 Mm3d de gas.

Historia

La Emisora inició sus actividades en 1981 cuando adquirió participaciones en tres áreas que eran propiedad de Yacimientos Petrolíferos Fiscales (“YPF”). Una de ellas era un área de exploración en la cual actuaba como operador, mientras que en las dos restantes áreas de producción la Emisora no actuaba como operador. La Emisora no tuvo éxito con su área de exploración y obtuvo escasos resultados de una de sus áreas de producción y por consiguiente vendió ambas áreas. Entre 1983 y 1990, los negocios de la Emisora se limitaron a su participación del 25% en Ramos, un área productora de petróleo y gas.

En 1989, en la medida en que se empezó a promover la participación del sector privado en la industria del petróleo y del gas en la Argentina, la Emisora analizó diversas oportunidades para adquirir propiedades petroleras y gasíferas y para efectuar ofertas respecto de áreas de exploración en la primera ronda del denominado Plan Houston impulsado por YPF. En septiembre de 1990 la Emisora adquirió, en una operación privada, una compañía que era titular de una concesión a perpetuidad sobre el área José Segundo.

La Emisora también tuvo éxito en septiembre de 1990 con las ofertas que efectuó para la obtención de concesiones respecto de 3 áreas marginales (Atamisqui, Atuel Norte y Agua Salada). Desde entonces, Tecpetrol ha adquirido participaciones en otras áreas, entre las que se destacan por su nivel de producción, las áreas El Tordillo en la Cuenca del Golfo de San Jorge (de la cual adquirió inicialmente un 23,75% en julio de 1991, un 19% adicional en octubre de 1991 y finalmente en mayo de 1996 adquirió un 9,38% restante lo cual la hacen poseedora del 52,13%), Aguaragüe en la Cuenca del Noroeste (adquirida en diciembre de 1992), con un 23%, y Los Bastos en la Cuenca Neuquina con un 100% (adquirida en 1991).

A su vez, en 1994 la Emisora comenzó un proceso de internacionalización expandiendo su negocio en distintos países de América Latina. Constituyó subsidiarias para la operación de distintos contratos de servicios petroleros, de explotación y de exploración, tanto en Venezuela como en Perú, Ecuador, Brasil y Colombia.

En Venezuela participó en dos convenios de servicios de operación, uno en las Áreas Quiamare-La Ceiba cuya participación fue cedida en el año 2003 y, el segundo en el Área Colón, en el cual Tecpetrol, a través de sociedades relacionadas, mantiene una participación minoritaria.

En Ecuador participó desde el año 1999 en un proyecto de Petroecuador para la explotación de petróleo y exploración del campo marginal Bermejo, el cual finalizó a mediados de 2019.

En la República del Perú, participó en los años 2000 y 2004, respectivamente, en un consorcio junto con otras empresas petroleras, con una participación del 10% en cada uno de ellos, un convenio con Perupetro S.A. para la explotación de hidrocarburos en los Bloques 88 y 56 del campo Camisea. Actualmente, la Sociedad mantiene una participación menor en las sociedades, sin perjuicio de que otras sociedades relacionadas a la Sociedad detentan el resto de la participación que originalmente tenía la misma.

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En el año 2004, se realizó una reorganización societaria creando una compañía holding basada en el Reino de España, Tecpetrol Internacional S.L., quedando todas las operaciones fuera de Argentina bajo el control de dicha compañía, como Perú, Colombia, México, Bolivia y Ecuador.

Asimismo, la Emisora mantenía hasta diciembre de 2015 una participación del 25,5% en Tecpetrol Colombia S.A.S., cuyo objeto es la exploración, explotación y venta de hidrocarburos, y participaba de dos yacimientos exploratorios en la prolífica Cuenca de los Llanos Orientales. En diciembre de 2015 Tecpetrol Colombia S.A.S decidió efectuar un aumento de capital y, al no ejercer la Emisora su derecho de preferencia en dicho aporte, su participación disminuyó a 0,24% en dicha fecha y luego volvió a disminuir a 0,149%. En septiembre de 2025, el Directorio de la Emisora aprobó la venta de esta participación a Tecpetrol Internacional.

En la República de Bolivia la Emisora, a través de su antigua subsidiaria Tecpetrol de Bolivia S.A. (“Tecpetrol Bolivia”), resultó adjudicataria en septiembre de 1997 de dos áreas de exploración licitadas por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (“YPFB”): Campero Oeste y Bloque Ipati. En el año 2000, Tecpetrol Bolivia, en su carácter de operador del bloque Campero Oeste, comunicó a YPFB la decisión de devolver la totalidad del área tras haber cumplido todo el compromiso de inversión cuyo monto ascendía a U.S.$2.1 millones. Adicionalmente, en diciembre de 2002, Tecpetrol Bolivia, operadora del bloque Ipati y titular del 100% del respectivo Contrato de Riesgo Compartido, firmó un acuerdo de farmout mediante el cual cedió el 80% de su participación junto con su rol de operador a Total Exploration & Production Bolivie Sucursal Bolivia (“Total”) y, por otro lado, Total cedió a Tecpetrol Bolivia el 20% de participación en el Bloque Aquio, ambos en etapa exploratoria. En 2013 Total cedió un 20% de participación en ambos yacimientos a GP Exploración y Producción S.L. Sucursal Bolivia y, en 2014, cedió un 10% de participación a YPFB Chaco S.A. Durante el ejercicio 2016 se inició la producción comercial en ambos yacimientos, alcanzándose un caudal de producción de 6,5 MMm3/d. Con fecha 23 de mayo de 2017 la Emisora vendió su participación en dichos yacimientos a Tecpetrol Internacional S.L.

Entre los años 2010 y 2016, la Sociedad negoció con las respectivas provincias la extensión del plazo de las concesiones de explotación en los diferentes yacimientos en los que participa. Se extendieron (i) hasta el 2027 las concesiones de explotación sobre las áreas ubicadas en la Cuenca del Golfo de San Jorge ( El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga ), (ii) para las áreas ubicadas en la Cuenca Neuquina, hasta el 2025, 2026 y 2027 ( Agua Salada, Los Bastos y Fortín de Piedra, respectivamente) y (iii) para las áreas ubicadas en la Cuenca Noroeste, hasta el 2026 y 2027 ( Ramos y Aguaragüe, respectivamente).

Adicionalmente, en diciembre de 2014 fue adjudicada a la Sociedad el derecho para explorar el área de Loma Ancha, situada en la zona de Vaca Muerta, en la Provincia de Neuquén. Se trata de un permiso exploratorio en el cual Tecpetrol, a través de una asociación con Gas y Petróleo del Neuquén S.A., como permisionario, tiene el 95% de participación y es el operador del área, y su socio, Gas y Petróleo del Neuquén S.A., el restante 5%. El 27 de julio de 2023 se publicó en el Boletín Oficial el Decreto N° 1407/23 de encuadramiento del bloque como Lote bajo Evaluación por un período de 3 años vigente desde diciembre de 2022 (vencimiento del segundo período exploratorio) hasta diciembre de 2025.

En adición, en el año 2016 fue adjudicada a la Sociedad la concesión para la explotación de hidrocarburos no convencionales en las zonas Fortín de Piedra y Punta Senillosa de la provincia de Neuquén, hasta el año 2051.

En abril de 2017, el Directorio de la Sociedad aprobó el Plan de Desarrollo de Fortín de Piedra 2017-2019. En febrero de 2018 se inauguró la ampliación de la planta de deshidratación de gas permitiendo deshidratar 6,5 millones m3/día, quedando en condiciones para su transporte y posterior tratamiento para la venta. Asimismo, en mayo de 2018 se finalizó la construcción de un ducto de gas con una extensión de 58 kilómetros y una capacidad de 18 millones de m[3] /día, permitiendo inyectar la producción de Fortín de Piedra en el sistema troncal de Transportadora de Gas del Norte S.A. (“TGN”) y de Transportadora de Gas del Sur S.A. (“TGS”). En agosto de 2018 se inauguró la primera fase de la Central Production Facilities (“CPF”), la cual actualmente cuenta con 3 módulos Dew Point con capacidad para el tratamiento de hasta 14,1 millones de m[3] /día de gas. Adicionalmente, en el mismo año 2018 se inauguró una planta de gas llamada Early Production Facility (“EPF”) que actualmente tiene capacidad de 6,2 millones de m3/día. Por otro lado, durante el segundo semestre de 2018 se puso en marcha el sistema de transferencia de agua de fractura, baterías y ductos.

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El 24 de enero de 2018 Tecpetrol S.A., junto a YPF S.A., constituyeron la sociedad “Oleoducto Loma Campana – Lago Pellegrini S.A.” (“OLCLP”), la cual tiene como objeto la construcción y explotación de un oleoducto para el transporte de la producción de petróleo crudo de los socios y de terceros, con ingreso localizado en la planta de tratamiento de crudo en el área Loma Campana (provincia del Neuquén) y salida en las instalaciones de Oleoductos del Valle S.A. (provincia de Río Negro). Tecpetrol S.A. era titular del 15% del capital de dicha sociedad e YPF S.A. del 85% restante; sin embargo, ambos socios tenían control conjunto sobre Oleoducto Loma Campana - Lago Pellegrini S.A., debido a que. según se establece en el Acuerdo de Accionistas, los socios designan la misma cantidad de miembros del Directorio y las decisiones sobre las cuestiones relevantes requieren el consentimiento unánime de las partes. El 31 de enero de 2019, a través de la Resolución N° 18/2019, la SE otorgó a YPF S.A. y a Tecpetrol S.A., con un porcentaje de participación de 85% y 15%, respectivamente, la concesión de transporte de petróleo crudo para el Oleoducto Loma Campana – Lago Pellegrini hasta agosto de 2052, cuya operación y mantenimiento quedarán a cargo de Oleoductos del Valle S.A.

En enero de 2025 Tecpetrol acordó con YPF S.A. -sujeto al cumplimiento de ciertas condiciones suspensivas y otras condiciones precedentes- la venta de su participación en OLCLP y celebró un acuerdo para la reserva de capacidad y la prestación del servicio de transporte a través del Oleoducto Vaca Muerta Sur – Tramo 1 por la capacidad comprometida de 2.500 M³/d y la capacidad adicional de hasta 2.000 M³/d adicionales a la capacidad comprometida, cuando Tecpetrol la solicite y por un plazo de 15 años. El precio de venta de la participación en OLCLP se acordó en la suma de U.S.$ 15 millones, de los cuales U.S.$ 13,6 millones serán compensados con la obligación de pago por parte de la Sociedad en virtud del acuerdo de servicios de transporte firme antes mencionado y U.S.$ 1,4 millones serán cancelados en efectivo. Esta transacción se cerró en junio de 2025.

El 20 de julio de 2018, las autoridades regulatorias de Argentina aprobaron la fusión entre Tecpetrol como sociedad absorbente y Americas Petrogas Argentina S.A. como sociedad absorbida. Como resultado, integramos los intereses de Americas Petrogas Argentina en varios yacimientos no convencionales en la cuenca Neuquina ( Los Toldos I Norte, Los Toldos I Sur, Los Toldos II Este y Loma Ranqueles ).

En agosto de 2018, la Emisora obtuvo un permiso de exploración y eventual explotación y desarrollo de hidrocarburos del área Gran Bajo Oriental, con una extensión de aproximadamente 2.500 km2 en la provincia de Santa Cruz (Cuenca del Golfo de San Jorge, resultando lindera con otras áreas operadas por la Emisora en la referida provincia), por un período exploratorio de tres años, prorrogable a opción de la Emisora una vez vencido. El mismo fue otorgado mediante Decreto N° 734/18, de fecha 14 de agosto de dicho año, emitido en el marco de la Licitación Pública Nacional e Internacional IESC- N° 06/18. En junio de 2022, se ejerció la opción de prórroga para un segundo período exploratorio. El 7 de junio de 2025 la Emisora informó a las autoridades de la Provincia de Santa Cruz su decisión de revertir el área del permiso al vencimiento del mismo.

El 26 de julio de 2019 la Emisora fue notificada por parte del Poder Ejecutivo de la Provincia del Neuquén del dictado del Decreto N° 1392/2019, a través del cual se otorgó la concesión de explotación no convencional de hidrocarburos para los yacimientos “Los Toldos I Norte” y “Los Toldos II Este”. Ambos yacimientos se encuentran ubicados en la porción Centro-Norte de la Cuenca Neuquina, estando el bloque “Los Toldos I Norte” emplazado en la ventana de gas, con una superficie total aproximada de 203 km², mientras que el bloque “Los Toldos II Este” tiene una superficie de 77 km² y se encuentra emplazado en la ventana de petróleo. Tecpetrol S.A. es el operador de ambos yacimientos y titular de una participación del 90% en cada una de las Uniones Transitorias constituidas a los fines de la explotación de las mismas, siendo Gas y Petróleo del Neuquén S.A. el titular del 10% restante en cada una de ellas. Las mencionadas concesiones de explotación se otorgaron por un plazo de treinta y cinco (35) años –pudiendo ser renovadas por períodos adicionales de diez (10) años cada uno, con un período inicial de Plan Piloto de tres (3) años.

En octubre de 2019 la Resolución 645/2019 de la SE otorgó a un consorcio de compañías del cual la Sociedad

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participa con un 10% (Eni Argentina Exploración y Explotación S.A. es el Operador y titular del 80 % y MITSUI & CO., LTD.; a través de su controlada Mitsui E&P Argentina S.A., del 10% restante), un permiso de exploración sobre el área MLO-124 ubicada en la Cuenca Marina Malvinas a 100 kilómetros aproximadamente de la costa de Tierra del Fuego. Las actividades que se completarán durante la Primera Fase del Período de Exploración consisten principalmente en un estudio geofísico 3D y otros estudios geofísicos potenciales. Debido a los atrasos en la obtención de las licencias ambientales para los contratos marítimos, en noviembre de 2021 se solicitó a la SE una suspensión de dos años de la primera fase del período de exploración. La SE concedió esta suspensión mediante la Resolución Nº 175/2022. Posteriormente, en 2025, se concedió una nueva prórroga por el mismo motivo, lo que dio lugar a que la primera fase del período de exploración se prorrogara hasta el 19 de abril de 2027. A más tardar dos meses antes de esta fecha, se debe notificar a la SE si la exploración continuará en la zona o si esta se revertirá por completo.

Durante el 2020 Tecpetrol participó y resultó adjudicatario de volúmenes de gas natural en el marco del “PLAN DE PROMOCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DEL GAS NATURAL ARGENTINO–ESQUEMA DE OFERTA Y DEMANDA 2020-2024” aprobado por el Decreto de Necesidad y Urgencia N° 892/2020 y en el Concurso Público Nacional convocado por la SE de la Nación mediante la Resolución N° 317/2020. Como resultado de dicho concurso, se adjudicó a Tecpetrol el total de las propuestas presentadas por la misma para el abastecimiento de gas a licenciatarias de distribución, CAMMESA e IEASA (actualmente ENARSA) por un plazo de 4 años –a partir de enero de 2021- por un total de 9.940.000 m³/día con más 2.000.000 m³/día para el período estacional de invierno.

Durante el 2021, en el marco de un contexto de recuperación de la economía global y aumentos de los precios internacionales de crudo y gas, Tecpetrol intensificó el nivel de actividad de sus operaciones con un importante incremento de las inversiones y la producción, promoviendo el respeto por los protocolos de prevención establecidos frente a la pandemia por COVID-19 y adaptándose a las nuevas condiciones de trabajo. Asimismo, durante dicho año Tecpetrol participó y resultó adjudicatario de volúmenes de gas natural en el marco del “PLAN DE PROMOCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DEL GAS NATURAL ARGENTINO–ESQUEMA DE OFERTA Y DEMANDA 2020-2024” aprobado por el Decreto de Necesidad y Urgencia N° 892/2020 y en el Concurso Público Nacional convocado por la SE mediante la Resolución N° 984/2021. Como resultado de dicho concurso, se adjudicó a Tecpetrol en forma parcial la propuesta presentada por la misma para el abastecimiento de gas a licenciatarias de distribución, CAMMESA e IEASA (actualmente ENARSA) desde mayo de 2022 hasta diciembre de 2024, por un total de 700.000 m³/día.

Durante el 2022, en el área Fortín de Piedra se incrementó la actividad de perforación, la cual se realizó en 1.331 etapas (6 etapas por día promedio), y se pusieron en marcha 22 pozos, con rama horizontal de aproximadamente 2.500 metros. Asimismo, se puso en producción un pozo perforado en un tercer horizonte (un nuevo nivel de navegación menos profundo dentro de Vaca Muerta), obteniéndose buenos resultados. En 2021 y 2022, perforamos y completamos tres pozos appraisal con objetivo de shale oil en el área Los Toldos II Este de Vaca Muerta.

En el área El Tordillo (provincia de Chubut) se incrementó la actividad de perforación, poniéndose en marcha 18 nuevos pozos. En el área La Tapera Puesto Quiroga (provincia de Chubut) se aprobó la baja de regalías de un 6% para los pozos nuevos que se perforen hasta julio 2027.

En diciembre de 2022 se obtuvo la Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos por 35 años del área Puesto Parada en la Provincia del Neuquén, que ocupa la parte norte del área Los Bastos, con una superficie aproximada de 159 km2. En dicha área se completaron dos pozos appraisal perforados con rama horizontal de 2.500 metros y con objetivo de Shale Oil en Vaca Muerta, en la etapa de ensayo actualmente. Adicionalmente, en dicho mes, en el marco del “PLAN DE REASEGURO Y POTENCIACIÓN DE LA PRODUCCIÓN FEDERAL DE HIDROCARBUROS, EL AUTOABASTECIMIENTO INTERNO, LAS EXPORTACIONES, LA SUSTITUCIÓN DE IMPORTACIONES Y LA EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE

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TRANSPORTE PARA TODAS LAS CUENCAS HIDROCARBURÍFERAS DEL PAÍS 2023-2028” aprobado el Decreto N° 892 de fecha 13 de noviembre de 2020, y su modificatorio Decreto N° 730 de fecha 11 de noviembre de 2022, Tecpetrol, participó del Concurso Público Nacional fuera convocado a través del Art. 1° de la Resolución N° 770 de fecha 11 de noviembre de 2022 de la SE para la adjudicación de volúmenes uniformes de gas natural provenientes de todas las cuencas productivas del país. En el marco de dicho concurso, Tecpetrol resultó adjudicatario de los siguientes volúmenes: i) bajo el inciso a) del artículo 1 del concurso (1) la extensión de los compromisos asumidos correspondientes a la Ronda 1 del Plan Gas.Ar por un volumen de 9.940.000 m³/d a un precio de U.S.$/MMbtu 3,618 y (2) la extensión de los compromisos asumidos correspondientes a la Ronda 3 del Plan Gas.Ar por un volumen de 700.000 m³/d a un precio de U.S.$/MMbtu 3,618; y ii) bajo el inciso b) del artículo 1 del Concurso (1) un volumen de 2.500.000 m³/d a un precio de U.S.$/MMbtu 3,268 correspondiente al “Gas Plano Julio”; (2) un volumen de 2.750.000 m³/d a un precio de U.S.$/MMbtu 3,784 correspondiente al “Gas de Pico 2024”; y (3) un volumen de 3.250.000 m³/d a un precio de U.S.$/MMbtu 3,559 correspondiente al “Gas de Pico 2025”.

En el año 2023: (i) en el área Aguaragüe se acordó con la provincia de Salta la extensión de las concesiones de explotación del área por un período de 10 años. Dicho acuerdo fue ratificado por el Decreto N° 543/23 emitido por el Poder Ejecutivo Provincial durante agosto de 2023. (ii) en Fortín de Piedra se perforaron 20 pozos de hasta 3.500 metros de rama horizontal y se pusieron en marcha 16 pozos, con muy buenas productividades; (iii) en Los Toldos I Norte se perforaron 4 pozos exploratorios con la finalidad de evaluar el potencial del área para un eventual desarrollo de shale gas y en Los Toldos II Este se terminaron 2 pozos appraisal con buenos resultados en shale oil; (iv) en Puesto Parada finalizó el ensayo de tres pozos appraisal con objetivo de shale oil en Vaca Muerta, obteniéndose buenos resultados; (v) en El Tordillo - La Tapera Puesto Quiroga se pusieron en marcha 15 nuevos pozos los cuales tuvieron un rendimiento menor al esperado; (vi) en diciembre de 2023 Tecpetrol S.A. ejerció el derecho de adquisición preferente en relación con el 33% de participación que Pluspetrol Energy S.A. (socio operador del área) posee en la concesión de explotación de hidrocarburos sobre el área Ramos y la concesión de transporte asociada. Durante enero de 2024 se suscribió el acuerdo de cesión de participación entre Pluspetrol Energy S.A. y Tecpetrol S.A. y se celebró el comité operativo donde se trató la futura designación de Tecpetrol como operador sucesor del área en reemplazo de Pluspetrol, una vez aprobada la cesión en los términos del artículo 72 de la Ley 17.319 por la Provincia de Salta. A la fecha de emisión del presente Suplemento, la aprobación de la cesión se encuentra pendiente por parte de las autoridades provinciales de Salta y el consentimiento de YPF S.A. Con fecha 6 de mayo de 2024 se publicó en el Boletín Oficial de la Provincia de Salta el Decreto Nº 214/24 por el cual se aprueba la mencionada transferencia, y con fecha 22 de mayo de 2024 nos hicimos cargo de la explotación del área.

En febrero de 2023, acordamos transferir a Alianza Petrolera S.A. los derechos y obligaciones emergentes de la concesión de explotación sobre el área Estancia La Mariposa, como también nuestra posición contractual en la UT Lago Argentino. Dicho acuerdo incluyó además nuestra renuncia y la de Alianza Petrolera Argentina S.A., como titulares de las concesiones de explotación, de las áreas Lomita de la Costa y Cerro Mangrullo. A la fecha de este Suplemento, la autorización por parte de la autoridad provincial de aplicación de la transferencia relativa a la concesión de Estancia La Mariposa se encuentra pendiente.

Durante 2024, creemos que hemos avanzado significativamente en el desarrollo de nuestros activos y en la evaluación de nuevos proyectos. Destacan los siguientes hitos para el año. Primero, perforamos 18 pozos con ramas horizontales de hasta 3.500 metros en Fortín de Piedra y pusimos en funcionamiento 21 pozos, cada uno con una excelente productividad. La producción acumulada de gas desde el inicio del desarrollo alcanzó los 28.320 millones de metros cúbicos, lo que equivale al consumo residencial de gas de Argentina durante tres años.

En Los Toldos II Este, perforamos dos pozos de ramas horizontales con resultados positivos, confirmando el potencial de shale oil del área. En Los Toldos I Norte, pusimos en funcionamiento cuatro pozos appraisal con resultados mejores a los esperados, lo que significó mejores perspectivas de desarrollo de la zona. También

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perforamos ocho pozos de desarrollo en Puesto Parada y ampliamos la planta de tratamiento para manejar una producción de 6.000 barriles por día. En Aguaragüe, perforamos dos pozos con resultados mixtos.

El 10 de marzo de 2025 firmamos un convenio de prórroga de la concesión de explotación del área de Agua Salada con la Secretaría de Estado de Energía y Medio Ambiente de la Provincia de Río Negro e YPF S.A. Este acuerdo entrará en vigencia al día siguiente de la publicación en el Boletín Oficial de la Provincia de Río Negro de la ley especial pertinente que lo ratifique y permanecerá vigente hasta el 6 de septiembre de 2035. Dicho convenio de prórroga fue ratificado por el Decreto 396/25 y por la Ley provincial 5781, publicados en el Boletín Oficial de la Provincia de Río Negro en mayo de 2025.

El perfeccionamiento de la Venta se encuentra sujeto al cumplimiento de ciertas condiciones, que incluyen:

(i) Obtención de la aprobación de las transferencias por parte de la Provincia de Chubut; y
(ii) Aprobación de la auditoría de cierre ambiental por la autoridad de control ambiental de la Provincia de Chubut y la aprobación del plan ambiental propuesto.

El precio de la transacción es de U.S.$49,3 millones, de los cuales U.S.$8,1 millones se pagarán como anticipo, y el saldo restante se pagará al cierre, sujeto a los ajustes de precios habituales. A la fecha de este Suplemento, la transacción no se ha cerrado.

También en junio de 2025, nos convertimos en accionistas de VMOS S.A., adquiriendo una participación del 8,1633% a través de un aporte de U.S.$30,4 millones. VMOS S.A. desarrolla el proyecto "Vaca Muerta Sur", que consiste en la construcción, desarrollo y manejo de un gasoducto de aproximadamente 437 kilómetros, que va desde Allen hasta Punta Colorada en la Provincia de Río Negro. La inversión estimada para el proyecto de VMOS S.A. es de U.S.$3.000 millones, que se financiarán principalmente a través de deuda externa y, en menor medida, aportes de capital. Esperamos tener una capacidad de transporte, almacenamiento y despacho acorde a nuestra participación societaria. Para el financiamiento del proyecto, nosotros y los demás accionistas transferimos nuestras acciones de VMOS S.A. a un fideicomiso para garantizar las obligaciones derivadas de los contratos de préstamo.

En agosto de 2025, presentamos una solicitud para adherirnos al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), creado por la Ley N° 27.742 y sus modificatorias y complementarias. Para ello, constituimos una UTE ( Unión Transitoria ) con Gas y Petróleo del Neuquén Sociedad Anónima, que actuará como vehículo de proyecto único (VPU) en virtud del inciso d) del artículo 170 de la Ley N° 27.742 para el desarrollo de un proyecto en el sector de gas y petróleo. Este proyecto implica la construcción y operación de una instalación de tratamiento y evacuación de petróleo y gas, con un objetivo inicial de alcanzar los 35.000 barriles por día en la primera fase, incluida la construcción de los oleoductos y gasoductos necesarios. Anticipamos expandir la capacidad a 70.000 barriles por día seis meses después de que la primera fase entre en funcionamiento. La inversión estimada es de entre 1.320 y 2.150 millones de dólares, y se espera que la construcción de la primera fase tome entre 25 y 30 meses.

Estrategia Comercial

Desde el inicio de sus operaciones en Argentina, la Sociedad se ha enfocado en la adquisición y el desarrollo de áreas hidrocarburíferas y reservas, en forma autónoma, o junto con socios locales e internacionales. Como parte del Grupo Techint, la Sociedad ha tenido acceso a recursos y tecnología que le ha permitido alcanzar niveles de eficiencia relativamente altos en sus operaciones y un nivel adecuado de rotación de reservas a la vez que incrementó su producción.

En los últimos años, su estrategia se centró en el desarrollo de hidrocarburos no convencionales en el área de Vaca Muerta. A tal fin, la Sociedad adquirió aproximadamente 202.000 acres netos, siendo Fortín de Piedra su área más importante.

El marco establecido a partir del acuerdo con los sindicatos petroleros y el anuncio del gobierno nacional sobre

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el estímulo al precio del gas, a inicios de 2017, junto con la disponibilidad de equipos y mano de obra calificada, alentaron a la Sociedad invertir en la primera fase para el desarrollo del área Fortín de Piedra.

Al 30 de junio de 2025, dicho plan consistía en la perforación de 179 pozos, la instalación de plantas de tratamiento de gas con capacidad para procesar hasta 24 millones de m3 por día, la construcción de un gasoducto de 36”/24” hasta Tratayén con una extensión de 58 km (que permitió conectar la producción de Fortín de Piedra al sistema troncal de transporte de TGN y TGS), la construcción de un oleoducto de 8” hasta Loma Campana con una extensión de 43 km, la participación en la construcción de un oleoducto de 18” y 88 km entre Loma Campana y la estación Lago Pellegrini, el desarrollo de una toma de agua en el Río Neuquén, y la instalación de 41 km de acueductos de distribución de agua y cerca de 100 km de ductos para recolectar la producción del yacimiento. Al 30 de junio de 2025, la Sociedad invirtió aproximadamente U.S.$4.100 millones en el desarrollo del área Fortín de Piedra. Las entregas de gas de Fortín de Piedra en el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025 promediaron los 16,7 millones de m3 por día, y en 2024 promediaron de 17,6 millones de m3 por día, alcanzando un pico de 24 millones de m3 por día, siendo uno de los principales yacimientos productores de gas del país.

El siguiente gráfico muestra las entregas promedio diarias de gas desde el inicio de nuestro desarrollo en Fortín de Piedra así como la evolución de las inversiones de capital:

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Actualmente, la estrategia consiste en continuar consolidando su liderazgo en la producción de shale gas y en incrementar significativamente la producción de shale oil . A tal fin, la Sociedad tiene la intención de desarrollar el Yacimiento Los Toldos II Este. Desde 2021 hasta el 31 de diciembre de 2024, se han perforado y completado siete pozos en Los Toldos II Este, con un total de 247 etapas de fractura a un ratio de 6.0 etapas por día. Hemos invertido más de U.S.$150 millones en el desarrollo de esta área. La producción de petróleo en 2024 promedió 223 m³ por día, alcanzando un promedio máximo de 346 m³ por día en mayo de 2024. En 2025, con el desarrollo completo lanzado, comenzaron las obras de construcción y el plan de perforación, comenzando con la perforación de un pozo inyector y 4 pozos de desarrollo, que serán fracturados más adelante este año.

Como parte de esta estrategia, presentamos una solicitud para adherirnos al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), creado por la Ley N° 27.742 y sus modificatorias y complementarias. Para ello, constituimos una UTE ( Unión Transitoria ) con Gas y Petróleo del Neuquén Sociedad Anónima, que actuará como vehículo de proyecto único (VPU) en virtud del inciso d) del artículo 170 de la Ley N° 27.742 para el desarrollo de un proyecto en el sector de gas y petróleo.

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El proyecto consistirá en la construcción y explotación de una instalación de tratamiento y evacuación de petróleo y gas. Nuestro objetivo es alcanzar un nivel de desarrollo de 35.000 barriles diarios en la primera fase, en la que esperamos incluir la construcción de los oleoductos y gasoductos necesarios. Proyectamos ampliar la capacidad de la instalación en 70.000 barriles diarios en los seis meses posteriores a que la fase inicial se torne operativa. La inversión estimada para este proyecto será de entre U.S.$1.320 y U.S.$2.150 millones, con una proyección de construcción de la primera fase entre 25 y 30 meses.

En línea con nuestra estrategia de focalizar el desarrollo de yacimientos no convencionales, en junio de 2025 celebramos un acuerdo con Crown Point Energía S.A., en virtud del cual acordamos transferir: (i) nuestras participaciones en las concesiones de explotación “El Tordillo”, “La Tapera” y “Puesto Quiroga” (que representan un 52,13347 % de nuestra participación); (ii) las concesiones de transporte de hidrocarburos para los gasoductos El Tordillo/Rada Tilly y El Tordillo-Gasoducto General San Martín, y los oleoductos El Tordillo/Caleta Córdova y El Tordillo/Puesto Quiroga; y (iii) nuestra participación del 4,2 % en Terminales Marítimas Patagónicas S.A. A la fecha de este Suplemento, la transacción no se ha cerrado, ya que aún quedan pendientes ciertas condiciones previas al cierre. Véase “ Factores de Riesgo Adicionales: No podemos garantizar que se cumplan las condiciones necesarias para la Venta”.

Para más información, véase “ Información sobre la Emisora-Descripción de las actividades y negociosEstrategia societaria ” del Prospecto.

Estrategias Competitivas

La Sociedad cree que su estrategia comercial se sustenta en las siguientes fortalezas:

Posicionamiento Estratégico en Vaca Muerta y Liderazgo en el Desarrollo No Convencional : La Sociedad ha adquirido habilidades y conocimientos que le otorgan una ventaja competitiva para posicionarse en proyectos a largo plazo en el sector no convencional de la región. Vaca Muerta es una de las mayores áreas de shale ( shale oil y shale gas ) del mundo, con características técnicas similares a las áreas más productivas ya desarrolladas en los Estados Unidos. Actualmente, cuenta con cinco concesiones para la explotación de hidrocarburos no convencionales en Vaca Muerta: Fortín de Piedra; Los Toldos I Norte; un 10% en Los Toldos I Sur (operado por Pluspetrol Cuenca Neuquina S.R.L. – antes denominada ExxonMobil Exploration Argentina S.R.L.); Los Toldos II Este y Puesto Parada, además de un permiso de exploración en un área no convencional: Loma Ancha.
Desempeño operativo sin igual : La Sociedad ha incrementado su productividad en yacimientos maduros mediante la utilización de las tecnologías más eficientes, logrando una mayor recuperación de reservas. Desde que asumió operaciones de las diferentes áreas, la Sociedad también viene invirtiendo consistentemente en actividades de exploración y análisis de reservorios para incorporar nuevas reservas, buscando mantener la eficiencia de costos y minimizar el impacto ambiental de sus operaciones. Por último, utilizando las más modernas tecnologías en comunicaciones y sistemas informáticos, la Sociedad se esfuerza continuamente por mejorar los procesos, incrementando la confiabilidad de los mismos y reduciendo los costos y el impacto ambiental.
Miembro del Grupo Techint: La Sociedad forma parte del Grupo Techint, compuesto por compañías con operaciones en varios países del mundo. Estas compañías son líderes globales o regionales en sus sectores y tienen profundas raíces en las comunidades donde operan. Cada una tiene sus propios objetivos y estrategias, pero comparten una filosofía de compromiso a largo plazo con el desarrollo local, la calidad y la tecnología. Con más de 75 años de actividad y presencia en 5 continentes, emplean a más de 74.000 empleados permanentes, desarrollando actividades variadas que incluyen la producción de tubos de acero, productos planos de acero, la provisión de servicios de ingeniería, construcción y gestión de proyectos, entre otros servicios y áreas de manufactura.

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Control por parte de Tecpetrol International, S.L.U.: La sociedad controlante, con sede en España, posee una diversificada cartera de activos de exploración y producción en toda América Latina. Además, ha establecido una sólida reputación por su gestión financiera disciplinada, sustentada en balances sólidos y bajos índices de apalancamiento. Al 31 de diciembre de 2024, la producción propia promedio diaria de Tecpetrol International S.L.U. alcanzó aproximadamente 200.000 bpe.
Integración: La Sociedad participa en la exploración y explotación de petróleo y gas en Argentina, mientras que sus sociedades relacionadas tienen una participación no controlante en el negocio de transporte y distribución de petróleo y gas (es decir, su controlante, Tecpetrol International S.L.U., que, a su vez, posee participaciones en TGN, TGM y Litoral Gas S.A. en Argentina).
Dirección con Experiencia: El equipo de dirección de la Sociedad está compuesto por personal altamente comprometido con una sólida trayectoria y experiencia en la industria. En exploración y producción, cuenta con un grupo de profesionales altamente calificados en geociencias, quienes evalúan proyectos, estrategias de exploración, selección de locaciones, propuestas de perforación y reacondicionamientos, tomando decisiones que implican riesgos. Este equipo tiene amplia experiencia en las cuencas petroleras de América Latina y en metodologías de trabajo para operar en cualquier área.
Experiencia en la Industria: Fundada en la década de 1980, la Sociedad tiene una larga trayectoria en exploración y producción de petróleo y gas. La inversión en tecnología y la mejora continua son los dos pilares sobre los cuales ha consolidado su crecimiento sostenido como productora y alcanzado sus objetivos operativos. Mediante el uso de las tecnologías más eficientes en exploración, estudios de reservorios, perforación y producción, ha logrado aumentar la productividad en las áreas operadas, controlar costos operativos y minimizar el impacto ambiental de sus operaciones.
Sólido Balance y Desempeño Operativo: Mantiene un balance sólido con un apalancamiento conservador, al mismo tiempo que crece significativamente y genera flujos de caja confiables y de bajo riesgo. Los ingresos provenientes de su producción de petróleo y gas le permiten mantener una posición financiera sólida.
Desarrollo de Recursos Humanos y Compromiso con la Comunidad: Su prioridad es impulsar un crecimiento sostenible mediante el desarrollo de una fuerza laboral calificada, comprometida y experimentada en sus operaciones diversas. La sólida inversión en capacitación da cuenta de su compromiso con este objetivo. Además, considerando el bienestar de las comunidades cercanas a sus operaciones, lleva a cabo un programa de desarrollo sostenible que fomenta la autonomía, la toma de decisiones y la creación de redes con organizaciones gubernamentales, no gubernamentales y otras instituciones.
Seguridad, Ambiente y Salud: la Sociedad tiene como objetivo prioritario proteger la integridad física de su personal y la de terceros, logrando al mismo tiempo una adecuada conservación del medio ambiente, en conformidad con la legislación aplicable e implementando las mejores prácticas para beneficio de las comunidades, sus empleados y la Sociedad.
Transición Energética: La Sociedad cree en la importancia de crear valor a largo plazo, combinando sostenibilidad económica y ambiental en un mercado energético en rápido movimiento, con el objetivo de aportar a una reducción significativa de la huella de carbono.

El Grupo Techint

Somos controlados por Tecpetrol Internacional, S.L.U., y somos miembro de un grupo de compañías conocido como Grupo Techint (el “Grupo Techint”), que comprende un conjunto de empresas operativas distribuidas alrededor del mundo. Las actividades de las empresas integrantes del Grupo Techint incluyen la producción de tubos de acero (Tenaris), productos planos de acero (Ternium), la prestación de servicios de ingeniería, construcción y administración de proyectos (Techint Ingeniería y Construcción), petróleo y gas (Tecpetrol), y otras ramas de servicios y manufacturas (Humanitas y Tenova). Dichas empresas, al 31 de diciembre de

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2024, conforme la última información disponible, contaban con más de 74.000 empleados y durante el año concluido a dicha fecha tuvieron ingresos totales de aproximadamente U.S.$36.300 millones.

Durante más de 75 años de actividad, el Grupo Techint ha evolucionado, aprovechando la vasta experiencia adquirida en áreas como la siderúrgica, construcción de infraestructuras complejas, diseño y construcción de plantas y maquinaria industriales, tecnologías para las industrias de metales y minería, la exploración y producción de petróleo y gas y las instalaciones de salud orientadas a la investigación.

En todo momento, las empresas han mantenido un profundo compromiso con la eficiencia, calidad, integridad y respeto por el valor de las personas, promoviendo la salud y la seguridad entre los empleados, cuidando la huella de las operaciones en el medio ambiente, estableciendo relaciones transparentes y constructivas con las comunidades locales y estableciendo relaciones a largo plazo con clientes y proveedores. Hoy en día, las empresas del Grupo Techint están activas en un pequeño número de industrias claramente circunscritas, donde tienen una importancia global o regional:

Tenaris es un proveedor líder de tubos de acero y servicios relacionados, principalmente para el sector energético como así también para algunas otras aplicaciones industriales. Tenaris es una empresa que cotiza en la Bolsa de Nueva York (NYSE:TS) desde el año 2002, con una capitalización al 16 de septiembre de 2025 de aproximadamente U.S.$19.200 millones de dólares estadounidenses.
Ternium es un proveedor líder de productos aceros planos en América Latina, con instalaciones de fabricación y procesamiento de acero, y con centros de servicio y distribución a lo largo de América. Ternium es una empresa que cotiza en la Bolsa de Nueva York (NYSE: TX) desde el año 2006, con una capitalización al 16 de septiembre de 2025 de aproximadamente U.S.$6.800 millones;
Techint Ingeniería y Construcción lleva a cabo, desde el diseño hasta la ejecución, proyectos de alta complejidad en los sectores de Petróleo y Gas, Energía, Plantas Industriales, Refinerías, Plantas Petroquímicas, Minería e Infraestructura y Construcción.
Tenova es un socio mundial para soluciones innovadoras, fiables y sostenibles en metales y minería, que diseña tecnologías y desarrolla servicios que ayudan a reducir los costes, ahorrar energía, limitar el impacto medioambiental y mejorar las condiciones de trabajo;
• Tecpetrol se dedica a la exploración, producción, transporte y distribución de hidrocarburos, así como la generación de energía en varios países de América;
Humanitas promueve, implementa y administra iniciativas de atención de la salud, investigación y la enseñanza.

Adicionalmente, Exiros es una empresa del Grupo Techint que ofrece una amplia gama de servicios de abastecimiento a muchas de las empresas mencionadas, con ingresos anuales de U.S.$14.000 millones y U.S.$5.900 millones en compras de materias primas para sus clientes.

La siguiente tabla presenta los principales números del Grupo Techint:

		GRUPO TECHINT – Información Consolidada
		Para los períodos finalizados el 31 de diciembre de
	2024	2023 2022 2021	2020
		(en millones de U.S.$ y número de empleados
Ingresos	36.278	38.386 33.550 27.138	17.452
Empleados Permanentes	74.372	78.497 59.555 55.834	51.956

Ninguna entidad del Grupo Techint garantiza nuestras obligaciones o compromisos.

Zonas de producción de petróleo y gas

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A continuación, se muestra un mapa de las áreas en las que participa la Emisora agrupándolas por cuenca:

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El siguiente cuadro contiene un detalle de las áreas petrolíferas y gasíferas operadas por Tecpetrol como así también las áreas en las que Tecpetrol participa como socio no operador, agrupadas por segmento (i) Segmento Cuenca Neuquina y (ii) Segmento Cuenca del Noroeste, Cuenca del Golfo de San Jorge y Cuenca Marina Malvinas, indicándose asimismo sus respectivas participaciones, fecha de vencimiento de la concesión/permiso, reservas auditadas probadas y producción diaria promedio neta por área:

Cuenca	Socios	Participación	Fecha Vencimiento Permiso/Concesión	Reservas Audit al 31 de diciem (10)	adas Probadas bre de 2024(5) (11) Gas (MMm3)	Producción Dia en	ria Promedio Neta 2024 Gas (Mm3/d)
						Petróleo (m3/d)
				Petróleo (Mm3)
CUENCA NEUQUINA
Fortín de Piedra Punta Senillosa Loma Ancha(9) Puesto Parada(8) Los Bastos Los Toldos I Norte Los Toldos II Este Agua Salada Los Toldos I Sur	- - Tecpetrol SA (Operator) GyP de Neuquén - - Tecpetrol SA (Operator) GyP de Neuquén Tecpetrol SA (Operator) GyP de Neuquén Tecpetrol SA (Operator) YPF SA Pluspetrol Cuenca Neuquina S.R.L. (Operator) Tecpetrol SA GyP de Neuquén YPF SA Tecpetrol SA (Operator) Pampa Energía SA CGC SA Ledesma SA Tecpetrol SA (Operator) YPF SA	100,00% 10000% 95,00% 5,00% 100,00% 100,00% 90,00% 10,00% 90,00% 10,00% 70,00% 30,00% 80,00% 10,00% 10,00% 53,00% 23,00% 15,00% 5,00% 4,00% 58,00% 42,00%	01/07/2051 01/07/2051 15/12/2025(1) 01/11/2057 10/01/2026 10/05/2054 10/05/2054 06/09/2035(12) 24/10/2052	3.260 5 - 2.211 8 86 444 23 5	91.660 89 - 179 16 68 132 70 10	1.268 8 - 196 29 173 200 143 4	15.837 106 - 29 52 149 36 488 8
CUENCA DEL NOROESTE
Aguaragüe(7) Ramos CUENCA DEL GOLFO DE SAN JORGE			13/11/2037(2) 21/01/2026(14)	51 12	342 140	33 40	89 454

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Fecha Vencimiento Permiso/Concesión 14/11/2047(3) 05/08/2047(3) 07/06/2025	Reservas Audit al 31 de diciem (10)	adas Probadas bre de 2024(5) (11) Gas (MMm3) 123 28 —	Producción Dia en	ria Promedio Neta 2024 Gas (Mm3/d) 68 19 —
			Petróleo (m3/d) 387 50 —
	Petróleo (Mm3) 1.543 147 —

19/04/2027(4)	—	—	—	—

Notas :

(1) En julio de 2023, la provincia de Neuquén aprobó el encuadramiento del área Loma Ancha como “Lote bajo Evaluación” en los términos de los Decretos Provinciales N° 3124/2004 y 1447/2012, por un plazo de 3 años a partir del 15 de diciembre de 2022, lo que significa que titular de una concesión de exploración puede continuar evaluando el potencial desarrollo de un área de manera previa a declarar su viabilidad comercial, conforme lo establece el Decreto 1447/2012 de la provincia de Neuquén.

(2) En agosto de 2023, la provincia de Salta ratificó mediante Decreto del Poder Ejecutivo Provincial la extensión de las concesiones de explotación del área Aguaragüe y San Antonio Sur por un período de 10 años.

(3) En septiembre de 2014, firmamos un contrato con Pampa Energía S.A., YPF S.A. y Petrominera Chubut SE para la operación de esos yacimientos por 20 años más a partir de 2027, sujeto al cumplimiento de ciertas condiciones entre las que se incluyen invertir 200 millones de dólares adicionales en el área. A la fecha del presente Suplemento, estas condiciones ya se han cumplido y las inversiones están en proceso de certificación y reconocimiento por la Provincia de Chubut.

(4) Debido a los atrasos en la obtención de las licencias ambientales para los contratos marítimos, en noviembre de 2021 se solicitó a la SE una suspensión de dos años de la primera fase del período de exploración. La SE concedió esta suspensión mediante la Resolución Nº 175/2022. Posteriormente, en 2025, se concedió una nueva prórroga por el mismo motivo, lo que dio lugar a que la primera fase del período de exploración se prorrogara hasta el 19 de abril de 2027. A más tardar dos meses antes de esta fecha, se debe notificar a la SE si la exploración continuará en la zona o si esta se revertirá por completo.

(5) En el caso de áreas no operadas por nosotros (Los Toldos I Sur y MLO-124), se presentan las estimaciones internas de la Sociedad.

(6) El 7 de junio de 2025 la Emisora informó a las autoridades de la Provincia de Santa Cruz su decisión de revertir el área del permiso al vencimiento del mismo.

(7) Incluye las reservas de San Antonio Sur.

(8) Auditadas junto a Los Bastos, a diciembre de 2022.

(9) No auditadas por Gaffney, Cline & Asociados.

(10) Los valores indicados representan los volúmenes restantes de la participación de Tecpetrol antes de deducir las regalías.

(11) Las reservas probadas incluyen reservas desarrolladas y no desarrolladas.

(12) El 10 de marzo de 2025, Tecpetrol S.A., la Secretaría de Energía y Medio Ambiente de la Provincia de Río Negro e YPF S.A. acordaron prorrogar la concesión de explotación del área de Agua Salada hasta el 6 de septiembre de 2035. Dicho convenio de prórroga fue ratificado por el Decreto 396/25 y la Ley provincial 5.781, publicadas en el Boletín Oficial de la Provincia de Río Negro en mayo de 2025.

(13) En junio de 2025, celebramos un acuerdo con Crown Point Energía S.A. relativo a la venta de nuestras participaciones en determinadas concesiones de petróleo y gas, activos de transporte relacionados y una participación minoritaria en Terminales Marítimas Patagónicas S.A. A la fecha de este Suplemento, la transacción no se ha cerrado. Para mayor información, véase “ Factores de Riesgo Adicionales: No podemos garantizar que se cumplan las condiciones necesarias para la Venta”.

(14) El 28 de julio de 2025, junto con el Ministro de Producción y Desarrollo Sostenible de la Provincia de Salta e YPF S.A., firmamos un convenio de prórroga de la concesión de explotación del área Ramos, que extiende la concesión hasta el 21 de enero de 2036. La prórroga entrará en vigor al día siguiente de la publicación en el Boletín Oficial de la Provincia de Salta del Decreto Provincial que ratifique el acuerdo. A la fecha de este Suplemento, dicho Decreto no ha sido promulgado ni publicado.

Segmento Cuenca Neuquina

A continuación, se detallan las áreas operadas y no operadas por la Sociedad en esta cuenca indicando los pozos en producción al 30 de junio de 2025 y 31 de diciembre de 2024, así como la evolución de la producción diaria promedio neta en el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025 y en los últimos tres años finalizados el 31 de diciembre de 2024, 2023 y 2022:

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Cuenca Area	Pozos en producción a Jun 25	Pozos en producción a Dic 24				Prod	ucción Diaria Promedio Ne	ta
			20	25 (6 meses)		2024		2023			2022
			Petróleo (m3/d)	Gas (Mm3/d)	Promedio total (m3eqd) Petróleo (m3/d)	Gas (Mm3/d)	Total promedio (m3eqd) Petróleo (m3/d)	Gas (Mm3/d) *()**	Total promedi o (m3eqd)	Petróleo (m3/d)	Gas (Mm3/d) *()**	Total promedio (m3eqd)
NEUQUINA Fortín de Piedra Loma Ancha Puesto Parada Los Toldos I Sur Los Toldos II Este Los Toldos I Norte Los Bastos Punta Senillosa Agua Salada Nota:-	160 - 31 3 4 4 21 21 45	121 0 21 3 2 4 19 21 49	1.334 - 786 4 214 252 23 7 95	15.806 - 65 10 45 257 51 112 335	17.141 1.268 - - 851 196 13 4 259 200 509 173 74 29 119 8 430 143	15.837 - 29 8 36 149 52 106 488	17,105 1.068 - — 225 262 13 2 236 239 322 — 82 34 114 11 630 154	16.937 — 32 5 14 — 60 132 472	18.005 — 293 7 253 — 94 144 626	871 — 13 5 30 — 102 17 176	16.815 — 1 14 — — 81 166 522	17.686 — 14 19 30 — 184 183 698

(*) Entregas de Gas a 9300 Kcal/m3.

Actualmente, la principal área de esta cuenca en la cual la Emisora ha concentrado el foco de sus inversiones es Fortín de Piedra, ubicada en la ventana de Wet Gas de la formación de Vaca Muerta. Al 30 de junio de 2025, hemos invertido aproximadamente U.S.$4.100 millones en el desarrollo del área Fortín de Piedra, correspondientes a trabajos de perforación y facilities .

A la fecha de este Suplemento, nuestras principales inversiones en esta cuenca se han concentrado en Fortín de Piedra (gas húmedo) y, en menor medida, en otros proyectos de shale oil, como el desarrollo de Puesto Parada (petróleo) y el appraisal de Los Toldos I Norte (gas húmedo) y Los Toldos II Este (petróleo), entre otros. Sin embargo, recientemente hemos iniciado el desarrollo a gran escala del área de Los Toldos II Este, y actualmente esperamos que nuestras principales inversiones en los próximos años se concentren en dicha área.

Áreas de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Convencionales.

Agua Salada

Tecpetrol es titular, junto con YPF S.A., de los derechos y obligaciones asociados a la concesión de explotación sobre el Área Agua Salada, ubicada en la Provincia de Río Negro. Tecpetrol es la compañía operadora y representante del consorcio de empresas compuesto por las titulares de la concesión de explotación. La misma fue otorgada mediante Decreto del Poder Ejecutivo Nacional N° 1.759/1990.

El 10 de marzo de 2025, Tecpetrol S.A., la Secretaría de Energía y Medio Ambiente de la Provincia de Río Negro e YPF S.A. acordaron prorrogar la concesión de explotación del área de Agua Salada hasta el 6 de septiembre de 2035. Dicho convenio de prórroga fue ratificado por el Decreto 396/25 y la Ley provincial 5781, publicados en el Boletín Oficial de la Provincia de Río Negro en mayo de 2025.

En el área Agua Salada (provincia de Río Negro), se perforaron, de acuerdo a los compromisos asumidos en la extensión de la concesión, dos pozos exploratorios que serán realizados durante 2026 y 2027, y ocho restauraciones desde 2025 hasta 2028.

Los Bastos

Tecpetrol es titular de la totalidad de los derechos y obligaciones asociados a la concesión de explotación de hidrocarburos convencional sobre el área Los Bastos, ubicada en la Provincia del Neuquén. La mencionada concesión de explotación fue otorgada mediante Decreto del Poder Ejecutivo Nacional N° 42/1991, y prorrogado mediante Decreto del Poder Ejecutivo de la Provincia del Neuquén N° 834/2010, hasta el año 2026. Con la perforación y completación del pozo Ppar.X-2 se cubrió la totalidad de los compromisos asumidos en la prórroga de la concesión, la inversión se encuentra en proceso de certificación y reconocimiento por parte de la provincia de Neuquén.

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En el área de Los Bastos (provincia de Neuquén) se obtuvo en julio de 2016 la concesión de explotación de hidrocarburos no convencionales para el área Punta Senillosa (yacimiento Punta Senillosa y Las Chivas), y en diciembre de 2022 la concesión de explotación de hidrocarburos no convencionales en el área Puesto Parada.

Operaciones en Áreas de Exploración y Explotación de Hidrocarburos No Convencionales.

Fortín Piedra

Tecpetrol es titular de la totalidad de los derechos y obligaciones correspondientes a la concesión de explotación de hidrocarburos no convencionales sobre el Área Fortín de Piedra ubicada en la Provincia del Neuquén. La referida concesión fue otorgada mediante Decreto del Poder Ejecutivo de la Provincia del Neuquén N° 1.055/2016. Con anterioridad al otorgamiento de dicha concesión de explotación no convencional, los derechos de Tecpetrol relativos al Área Fortín de Piedra, se encontraban enmarcados en los términos de una concesión de explotación de hidrocarburos convencional, otorgada mediante Decreto del Poder Ejecutivo Nacional N° 1.283/92, prorrogada mediante Decreto del Poder Ejecutivo Provincial N° 834/2010 (para mayor información respecto de la actividad de la Emisora en dicha área, véase “ Capítulo V. Información Sobre La Emisora - c) Descripción de las actividades y negocios. Negocios de la Emisora – Vaca Muerta ” del Prospecto. Conforme lo dispuesto por el artículo 35bis de la Ley N° 27.007, la concesión de explotación de hidrocarburos no convencional fue otorgada por un plazo de 35 años, desde el año 2016.

Con fecha 23 de agosto de 2017, luego de haber cumplido los requisitos correspondientes, y haber obtenido la aprobación del plan de inversión por parte del Ministerio de Energía, Servicios Públicos y Recursos Naturales de la Provincia del Neuquén a través de la Resolución N° 240/17 de ese organismo, la Emisora solicitó la adhesión al Programa de Estímulo a las Inversiones en Desarrollos de Producción de Gas Natural proveniente de Reservorios No Convencionales (el Programa) para la concesión de explotación sobre el área Fortín de Piedra.

La adhesión de Tecpetrol S.A. al Programa, en su carácter de concesionario de explotación no convencional sobre el área Fortín de Piedra, fue debidamente aprobada el 3 de noviembre de 2017.

Al 30 de junio de 2025, se han perforado más de 179 pozos. Actualmente, Fortín de Piedra es la mayor zona productora de gas de esquisto de Argentina, con una producción que alcanza picos de 24 millones de m3/d.

Punta Senillosa

Tecpetrol es titular de la totalidad de los derechos y obligaciones correspondientes a la concesión de explotación de hidrocarburos no convencionales sobre el Área Punta Senillosa, ubicada en la Provincia del Neuquén. La referida concesión fue otorgada mediante Decreto del Poder Ejecutivo de la Provincia del Neuquén N° 1.054/2016. La mencionada concesión de explotación sobre el Área Punta Senillosa fue otorgada en los términos de los artículos 27, 27bis y 35 de la Ley N° 17.319 (modificada según la Ley N° 27.007), sobre una porción del área hidrocarburíferas Los Bastos, respecto de la cual Tecpetrol ostentaba con anterioridad al otorgamiento de dicha concesión de explotación no convencional una concesión de explotación de hidrocarburos convencional, otorgada mediante Decreto del Poder Ejecutivo Nacional N° 1.283/92, prorrogada mediante Decreto del Poder Ejecutivo Provincial N° 834/2010.

Conforme lo dispuesto por el artículo 35bis de la Ley N° 27.007, la concesión de explotación de hidrocarburos no convencional fue otorgada por un plazo de 35 años, desde el año 2016.

Los Toldos I Norte y Los Toldos II Este

El 26 de julio de 2019 la Emisora fue notificada por parte del Poder Ejecutivo de la Provincia de Neuquén del dictado del Decreto N° 1392/2019, a través del cual se otorgó la concesión de explotación no convencional de hidrocarburos para los yacimientos “Los Toldos I Norte” y “Los Toldos II Este”. Ambos yacimientos se encuentran ubicados en la porción Centro-Norte de la Cuenca Neuquina, estando el bloque “Los Toldos I Norte” emplazado en la ventana de gas, con una superficie total aproximada de 203 km², mientras que el bloque

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“Los Toldos II Este” tiene una superficie de 77 km² y se encuentra emplazado en la ventana de petróleo. Tecpetrol S.A. es el Operador de ambos yacimientos y titular de una participación del 90% en cada una de las Uniones Transitorias constituidas a los fines de la explotación de las mismas, siendo Gas y Petróleo del Neuquén S.A. el titular del 10% restante en cada una de ellas. Las mencionadas concesiones de explotación se otorgaron por un plazo de treinta y cinco (35) años –pudiendo ser renovadas por períodos adicionales de diez (10) años cada uno- con un período inicial de Plan Piloto de tres (3) años posteriormente extendido a cinco (5) años para la concesión de explotación no convencional sobre el bloque “Los Toldos I Norte” y cuatro (4) años para la concesión de explotación no convencional sobre el bloque “Los Toldos II Este”.

A fin de concretar los objetivos del Plan Piloto, en el área Los Toldos I Norte se perforaron 4 pozos exploratorios con la finalidad de evaluar el potencial del área para un eventual desarrollo del shale gas y en Los Toldos II Este se terminaron 5 pozos appraisal con buenos resultados en shale oil.

Loma Ancha

Tecpetrol es titular del 95% de los derechos y obligaciones en la Unión Transitoria “Gas y Petróleo del Neuquén S.A. – Tecpetrol S.A. ´Área Loma Ancha´ Unión Transitoria”, constituida para la exploración y eventual explotación de hidrocarburos en el Área Loma Ancha, ubicada en la Provincia del Neuquén. Los derechos de exploración y eventual explotación sobre el Área Loma Ancha fueron otorgados a favor de Tecpetrol mediante Decreto del Poder Ejecutivo Provincial N° 2.791/2014, en el marco del Concurso Público N° 01/2014 Cuarta Ronda, convocado por Gas y Petróleo del Neuquén S.A.

La empresa Gas y Petróleo del Neuquén es titular del restante 5% de los derechos y obligaciones en la mencionada Unión Transitoria. Siendo, adicionalmente, Gas y Petróleo del Neuquén S.A., titular de los derechos de exploración y eventual explotación sobre el Área Loma Ancha.

El plazo total del período de exploración es de siete (7) años, contados desde el año 2014, divididos en un primer período de cuatro (4) años, un segundo período de tres (3) años y una prórroga de un (1) año.

En el ejercicio 2018, se ha realizado la terminación y puesta en marcha de un pozo exploratorio de 1500 metros de rama horizontal y en 2022 se perforó un segundo pozo exploratorio de 1500 metros de rama horizontal para completar los compromisos del segundo período de exploración.

Tecpetrol S.A. asume el 100% de los costos e inversiones durante la etapa de exploración a partir de un acuerdo con su socio Gas y Petróleo del Neuquén S.A.

En septiembre de 2022 Tecpetrol S.A. y GyP de Neuquén solicitaron el encuadramiento del área como Lote bajo Evaluación en los términos de los Decretos Provinciales N° 3124/2004 y 1.447/2012, por un plazo de 5 años a partir del 15 de diciembre de 2022. El 27 de julio de 2023 se publicó en el Boletín Oficial el Decreto N° 1407/23 de encuadramiento del bloque como Lote bajo Evaluación por un período de tres (3) años vigente desde diciembre de 2022 (vencimiento del segundo período exploratorio) hasta diciembre de 2025.

Puesto Parada

El 27 de diciembre de 2022 la Emisora fue notificada por parte del Poder Ejecutivo de la Provincia de Neuquén del dictado del Decreto N° 2552/2022, a través del cual se otorgó a la Sociedad la concesión de explotación no convencional de hidrocarburos para el área ¨Puesto Parada (“La Concesión de Explotación”).

El área “Puesto Parada” surge de una readecuación del área “Los Bastos” en la Cuenca Neuquina, ubicada al norte de Senillosa, en la ventana del petróleo de Vaca Muerta en el límite sur, con una superficie total aproximada de 159 km².

La Concesión de Explotación se otorgó por un plazo de treinta y cinco (35) años, con un período inicial de Plan Piloto de tres (3) años. El Plan Piloto totaliza una inversión aproximada de U.S.$65 millones.

Concesiones de transporte

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Mediante Resolución N° 101/2018 del Ministerio de Energía y Recursos Naturales de la Provincia de Neuquén, ratificado por Decreto Provincial N° 1440/18, se otorgó a la Sociedad, en los términos del artículo 41 de la Ley 17.319 una concesión de transporte de gas natural de aproximadamente sesenta kilómetros (60km) de extensión, desde el área Fortín de Piedra hasta la conexión con el Gasoducto Centro Oeste, operado por Transportadora de Gas del Norte Sociedad Anónima, con conexión adicional al sistema operado por Transportadora de Gas del Sur Sociedad Anónima.

Por otra parte, el 24 de enero de 2018 Tecpetrol S.A. junto a YPF S.A., constituyeron la sociedad “Oleoducto Loma Campana – Lago Pellegrini S.A.”, la cual tenía como objeto la construcción y explotación de un oleoducto para el transporte de la producción de petróleo crudo de los socios y de terceros, con ingreso localizado en la planta de tratamiento de crudo en el área Loma Campana (provincia del Neuquén) y salida en las instalaciones de Oleoductos del Valle S.A. (provincia de Río Negro). Tecpetrol S.A. era titular del 15% del capital de dicha sociedad e YPF S.A. del 85% restante; sin embargo, ambos socios tienen control conjunto sobre Oleoducto Loma Campana - Lago Pellegrini S.A., debido a que, según se establece en el Acuerdo de Accionistas, los socios designan la misma cantidad de miembros del Directorio y las decisiones sobre las cuestiones relevantes requieren el consentimiento unánime de las partes. El 31 de enero de 2019, a través de la Resolución N° 18/2019 la Secretaría de Gobierno de Energía le otorgó a YPF S.A. y a Tecpetrol S.A., con un porcentaje de participación de 85% y 15%, respectivamente, la concesión de transporte de petróleo crudo para el Oleoducto Loma Campana – Lago Pellegrini hasta agosto de 2052. Los socios subcontrataron para la operación y mantenimiento a Oleoductos del Valle S.A. En abril de 2019, la Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria de la sociedad Oleoducto Loma Campana – Lago Pellegrini S.A. aprobó un aporte en efectivo de la Emisora y la capitalización de los créditos que YPF S.A. y la Emisora mantenían con Oleoducto Loma Campana – Lago Pellegrini S.A. por un total de $ 868,3 millones, manteniendo YPF S.A. y Tecpetrol S.A. su participación en el capital de dicha sociedad. En mayo de 2019 se realizó el aporte en efectivo y no quedan saldos pendientes de ser ingresados.

En enero de 2025 Tecpetrol acordó con YPF S.A. -sujeto al cumplimiento de ciertas condiciones suspensivas y otras condiciones precedentes- la venta de su participación en OLCLP y celebró un acuerdo para la reserva de capacidad y la prestación del servicio de transporte a través del Oleoducto Vaca Muerta Sur – Tramo 1 por la capacidad comprometida de 2.500 m³/d y la capacidad adicional de hasta 2.000 m³/d adicionales a la capacidad comprometida, cuando Tecpetrol la solicite y por un plazo de 15 años. El precio de venta de la participación en OLCLP se acordó en la suma de U.S.$ 15 millones, de los cuales U.S.$ 13,6 millones serán compensados con la obligación de pago por parte de la Sociedad en virtud del acuerdo de servicios de transporte firme antes mencionado y U.S.$ 1,4 millones serán cancelados en efectivo. Esta transacción se cerró en junio de 2025.

Segmento Cuenca del Noroeste, Cuenca del Golfo de San Jorge y Cuenca Marina Malvinas

El presente segmento se encuentra dividido entre la Cuenca del Golfo de San Jorge, la Cuenca Noroeste y la Cuenca Marina Malvinas.

Cuenca del Golfo de San Jorge

Ubicada en las provincias de Chubut y Santa Cruz, en esta Cuenca la Emisora opera las áreas de El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga y Gran Bajo Oriental.

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El crudo extraído en esta cuenca, de tipo Escalante, es comercializado tanto en el mercado doméstico como en el de exportación.

A continuación, se detallan las áreas operadas por la Emisora en esta Cuenca indicando los pozos en producción al 30 de junio de 2025, 31 de diciembre de 2024, así como la evolución de la producción diaria promedio neta en el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025 y en los últimos tres años finalizados el 31 de diciembre de 2024, 2023 y 2022:

Cuenca Área	Pozos en producción a Jun 25	Pozos en producción a Dic 24				Prod	ucción Diaria Promedio Ne	ta
			20	25 (6 meses)		2024		2023		2022
			Petróleo (m3/d)	Gas (Mm3/d)	Total promedio (m3eqd) Petróleo (m3/d)	Gas (Mm3/d)	Total promedio (m3eqd) Petróleo (m3/d)	Gas (Mm3/d) *()**	Total promedio (m3eqd) Petróleo (m3/d)	Gas (Mm3/d) *()**	Total promedio (m3eqd)
GOLFO DE SAN JORGE El Tordillo La Tapera- Puesto Quiroga Nota:-	269 9	269 8	365 29	110 4	500 387 59 50	68 19	455 504 69 40	100 0	604 596 40 10	92 0	688 10

(*) Entregas de Gas a 9300 Kcal/m3.

El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga

La principal área de esta Cuenca es El Tordillo, la cual se encuentra ubicada a aproximadamente 22 km de la ciudad de Comodoro Rivadavia en la Provincia del Chubut y tiene una superficie de aproximadamente 117 km[2] .

Tecpetrol es cotitular de los derechos y obligaciones asociados a las concesiones de explotación sobre las Áreas El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga, todas ellas ubicadas en la Provincia del Chubut. Asimismo, Tecpetrol es el representante y operador de las Uniones Transitorias “Tecpetrol S.A. – Petrobras Argentina S.A. – YPF S.A. – Petrominera Chubut S.E. El Tordillo Unión Transitoria”, y “Tecpetrol S.A. – Petrobras Argentina S.A. – YPF S.A. – Petrominera Chubut S.E. La Tapera y Puesto Quiroga Unión Transitoria”, las que actualmente son propiedad de las empresas Tecpetrol, YPF, Crown Point Energía S.A. y Petrominera Chubut en los porcentajes de participación descriptos anteriormente.

La concesión de explotación sobre el Área El Tordillo fue otorgada mediante Decreto del Poder Ejecutivo Nacional N° 1.211/1991, y sus enmiendas por Decreto Nacional N° 2.135/1991. Asimismo, la titularidad de los derechos y obligaciones de Tecpetrol en las concesiones de explotación sobre las áreas La Tapera y Puesto Quiroga fue otorgada mediante Decreto del Poder Ejecutivo Nacional N° 1.954/1994.

El plazo original de las concesiones de explotación sobre las áreas El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga fue prorrogado hasta el año 2027, mediante el Acuerdo para la Implementación de un Compromiso de Actividad e Inversiones en Áreas Hidrocarburíferas de la Provincia del Chubut, de fecha 21 de agosto de 2013, ratificado por Ley Provincial VII N° 65, publicada en el Boletín Oficial de la Provincia del Chubut de fecha 2 de octubre de 2013, otorgándose la extensión de esta concesión de explotación hasta el 2027. El acuerdo de extensión implicó el pago de un bono inicial y luego pagos mensuales del 4% sobre el valor de la producción en boca de pozo. Adicionalmente, se asumieron compromisos de perforación, perforación de pozos de desarrollo, pozos exploratorios y realizar erogaciones en costos, gastos e inversiones relacionados con el cuidado y protección del medio ambiente. El acuerdo con la provincia prevé que, finalizado el período de la concesión de explotación actual en 2027, y sujeto al previo cumplimiento de determinadas condiciones (entre las que se incluye ejecutar una inversión adicional de U.S.$ 200 millones), se continuará con la explotación del área por 20 años adicionales, es decir, hasta el 2047, mediante un acuerdo de asociación de Tecpetrol e YPF con Petrominera Chubut. A la fecha de este Suplemento, hemos cumplido con el compromiso de inversión de U.S.$200 millones y estamos a la espera de la certificación de la Provincia de Chubut.

En junio de 2025, suscribimos un acuerdo con Crown Point Energía S.A. para la transferencia de: (i) nuestras

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participaciones en las concesiones de explotación de “El Tordillo”, “La Tapera” y “Puesto Quiroga” (lo que representa el 52,13347%); (ii) las relativas concesiones de transporte de hidrocarburos; y (iii) nuestro 4,2% de participación en Terminales Marítimas Patagónicas S.A. (conjuntamente, la “Venta”):

El perfeccionamiento de la Venta se encuentra sujeto al cumplimiento de varias condiciones importantes, que pueden no cumplirse como se espera, o no cumplirse en absoluto. Estas condiciones incluyen:

(i) Obtención de la aprobación de las transferencias por parte de la Provincia de Chubut; y
(ii) Aprobación de la auditoría de cierre ambiental y del plan ambiental propuesto por la autoridad de control ambiental de la Provincia de Chubut.

Estancia La Mariposa, Lomita de la Costa y Cerro Mangrullo

Tecpetrol es cotitular de los derechos y obligaciones correspondientes a las concesiones de explotación sobre los lotes Estancia La Mariposa, Lomita de la Costa y Cerro Mangrullo, ubicados en la Provincia de Santa Cruz. Asimismo, Tecpetrol es el representante y operador de la UT Lago Argentino, compuesta por las empresas Tecpetrol, Alianza Petrolera Argentina S.A. y Fomento Minero de Santa Cruz S.E., a través de las cuales se lleva adelante la explotación de los referidos lotes.

Las concesiones de explotación de hidrocarburos sobre los lotes mencionados fueron otorgadas a través de las siguientes normas, a saber: (i) la concesión sobre el lote Estancia La Mariposa, mediante Decretos Provinciales N° 373/2008 y 1.171/2008, (ii) la concesión sobre el lote Lomita de la Costa, mediante Decreto Provincial N° 1.181/2008, y (iii) la concesión sobre el lote Cerro Mangrullo, mediante Decretos Provinciales N° 165/2012 y N° 512/2015.

En febrero de 2023, Tecpetrol acordó transferir a Alianza Petrolera S.A. los derechos y obligaciones emergentes de la concesión de explotación sobre el área Estancia La Mariposa, como también la posición contractual de Tecpetrol en la UT Lago Argentino. Dicho acuerdo incluyó además nuestra renuncia y la de Alianza Petrolera Argentina S.A., como titulares de las concesiones de explotación, de las áreas Lomita de la Costa y Cerro Mangrullo y. A la fecha de este Prospecto, la autorización por parte de la autoridad provincial de aplicación de la transferencia relativa a la concesión de Estancia La Mariposa se encuentra pendiente.

Gran Bajo Oriental

El 14 de agosto de 2018, se publicó en el Boletín Oficial de la Provincia de Santa Cruz el Decreto N° 734/18, a través del cual, en el marco de la Licitación Pública Nacional e Internacional IESC-N° 06/18, se otorgó a la Emisora un permiso de exploración y eventual explotación y desarrollo de hidrocarburos del área “Gran Bajo Oriental” de la Provincia de Santa Cruz, la cual consta de una superficie aproximada de 2.536,24 km², y que resulta lindera con otras áreas operadas por la Emisora en dicha provincia.

El referido permiso consta de un período exploratorio de tres años (prorrogable por un año), con la posibilidad de acceder a un segundo período exploratorio de tres años (prorrogable por cuatro años). En junio de 2022 se ejerció la opción de ingresar al referido segundo período exploratorio. A la fecha de este Suplemento, no hay compromisos pendientes que correspondan al segundo período exploratorio de Gran Bajo Oriental. El 7 de junio de 2025 la Emisora informó a las autoridades de la Provincia de Santa Cruz su decisión de revertir el área del permiso al vencimiento del mismo.

Concesiones de transporte

A los fines de la evacuación de la producción de su titularidad correspondiente a las Áreas El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga, Tecpetrol es cotitular de las concesiones de transporte de hidrocarburos otorgadas

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mediante Decisiones Administrativas del Jefe de Gabinete de Ministros N° 538/1998 (Concesión de Transporte de Petróleo Crudo desde el Área El Tordillo hasta la Terminal Marítima Caleta Córdova, ambas de la Provincia del Chubut), N° 112/1996 (Concesión de Transporte de Gas Natural desde el Área El Tordillo hasta Rada-Tilly, ambas de la Provincia del Chubut) y N° 374/1999 (Concesión de Transporte de Gas Natural desde el Área El Tordillo hasta Gasoducto General San Martín, ambas de la Provincia del Chubut), mediante el Decreto N° 3.124/2011 (Concesión de Transporte de Gas Natural desde el Área Estancia La Mariposa hasta el Gasoducto General San Martín, ambas de la Provincia de Santa Cruz), y mediante Ley Provincial VII, N° 65 (Concesión de Transporte de Gas Natural desde el Área Puesto Quiroga hasta el Área El Tordillo, ambas de la Provincia de Chubut).

El plazo de las concesiones de transporte es de 35 años, las que fueron prorrogadas por un plazo de 10 años cada una de ellas a partir de sus respectivos vencimientos, mediante el Acuerdo para la Implementación de un Compromiso de Actividad e Inversiones en Áreas Hidrocarburíferas de la Provincia del Chubut, de fecha 21 de agosto de 2013, ratificado todo ello también por Ley Provincial VII N° 65, publicada en el Boletín Oficial de la Provincia de Chubut de fecha 2 de octubre de 2013. La vigencia de las concesiones de transporte fue prorrogada por un plazo de 10 años a partir de sus respectivas fechas de vencimiento hasta el 5 de noviembre de 2043, 11 de julio de 2041, 17 de octubre de 2044 y 1 de octubre de 2048, respectivamente.

Cuenca del Noroeste

Ubicadas en las provincias de Salta y Jujuy, la Emisora participa en dos áreas en esta Cuenca: Aguaragüe, la cual es operada por nosotros.

A continuación, se detallan las áreas operadas por la Emisora en esta Cuenca indicando los pozos en producción al 30 de junio de 2025, 31 de diciembre de 2024, así como la evolución de la producción diaria promedio neta en el período de 6 meses finalizado el 30 de junio de 2025 y en los últimos tres años finalizados el 31 de diciembre de 2024, 2023 y 2022:

Cuenca Área	Pozos en producción a Jun 25	Pozos en producción a Dic 24					Prod	ucción Diari	a Promedio Ne	ta
			20	25 (6 meses)			2024			2023			2022
			Petróleo (m3/d)	Gas (Mm3/d)	Total Promedi (m3eqd)	o Petróleo (m3/d)	Gas (Mm3/d)	Total Promedio (m3eqd)	Petróleo (m3/d)	Gas (Mm3/d) *()**	Total Promedio (m3eqd)	Petróleo (m3/d)	Gas (Mm3/d) *()**	Total Promedio (m3eqd)
NOROESTE Aguaragüe Ramos
			32 36	105 404		9 33 0 40	89 454		34 18			0 37 3 19
	23 9	24 9			31 64			123 494		46 195	8 21		41 210	78 229

Nota:-

(*) Entregas de Gas a 9300 Kcal/m3.

Aguaragüe (y área San Antonio Sur)

Tecpetrol es el operador y representante de la Unión Transitoria “YPF S.A. – Petrobras Argentina S.A. – Tecpetrol S.A. – Mobil Argentina SA – Compañía General De Combustibles SA – Ledesma S.A.A.I. – Aguaragüe Unión Transitoria” (en la actualidad compuesta por las empresas YPF S.A., Tecpetrol S.A., Pampa Energía S.A.-sociedad absorbente de Petrobras Argentina S.A., Ledesma SAAI y Compañía General de Combustibles S.A.) constituida en los términos del Concurso Público Internacional 14- 280/92 para la asociación con YPF S.A. en la exploración, explotación y desarrollo del área Aguaragüe. Los términos de la asociación con YPF S.A. en su carácter de concesionario, incluida la aprobación a los términos del Contrato de Unión Transitoria, fueron aprobados por Decreto del Poder Ejecutivo Nacional N° 2446/1992.

En el marco de las tareas de exploración llevadas a cabo en el área Aguaragüe, mediante decisión Administrativa del Jefe de Gabinete de Ministros N° 81/1998 se otorgó a favor de YPF S.A., y como parte de las actividades correspondientes a la UT Aguaragüe, una concesión de explotación sobre el lote San

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Antonio Sur. La concesión de explotación sobre el área Aguaragüe fue prorrogada por un plazo adicional de 10 años, a partir de su vencimiento en el año 2017, mediante decreto Provincial N° 3.694/2012.

Los porcentajes de participación de las empresas integrantes de la UT Aguaragüe (que incluye aquellos correspondientes a la concesión de explotación sobre el lote San Antonio Sur) son los siguientes: Tecpetrol 23%; YPF S.A. 53%; Pampa Energía S.A. 15%; Compañía General de Combustibles S.A. 5%; Ledesma S.A.A.I. 4%.

Con una superficie de aproximadamente 2.585 km2 (incluyendo San Antonio Sur), los pozos en esta área son de los más profundos y complejos que se pueden encontrar en la Argentina llegando a tener 5.200 metros de profundidad. Tecnología de última generación, como ser la perforación de ramas laterales, se utiliza para optimizar su producción.

El 5 de noviembre de 2018, el Secretario de Energía de la Provincia de Salta hizo lugar a la propuesta formulada por Tecpetrol S.A. y Pampa Energía S.A. autorizando a transferir 1.335,88 Unidades de Trabajo desde el área Río Colorado hacia el área colindante Aguaragüe.

En febrero de 2023 se acordó con la provincia de Salta la extensión de las concesiones de explotación del área por un período de 10 años, la cual fue ratificada mediante la publicación en el Boletín Oficial del decreto 543/23 emitido por el Poder Ejecutivo Provincial durante agosto de 2023, venciendo las mismas en noviembre de 2037 y en noviembre de 2034, respectivamente.

En 2024, para cumplir con los compromisos firmados en febrero de 2023, se perforaron dos pozos y se repararon tres pozos.

Ramos

Tecpetrol es titular de un porcentaje de participación no operado en los derechos y obligaciones sobre la concesión de explotación de hidrocarburos otorgada sobre el Área Ramos, mediante Decreto del Poder Ejecutivo Nacional N° 90/1991, a favor de las empresas Pluspetrol Energy S.A., YPF S.A. y Tecpetrol.

En diciembre de 2023 Tecpetrol S.A. ejerció el derecho de adquisición preferente en relación con el 33% de participación que Pluspetrol Energy S.A. (socio operador del área) posee en la concesión de explotación de hidrocarburos sobre el área Ramos y la concesión de transporte asociada. Durante enero de 2024 se suscribió el acuerdo de cesión de participación entre Pluspetrol Energy S.A. y Tecpetrol S.A. y se celebró el comité operativo donde se trató la futura designación de Tecpetrol como operador sucesor del área en reemplazo de Pluspetrol, una vez aprobada la cesión en los términos del artículo 72 de la Ley 17.319 por la Provincia de Salta. Con fecha 6 de mayo de 2024 se publicó en el Boletín Oficial de la Provincia de Salta el Decreto Nº 214/24 por el cual se aprueba la mencionada transferencia, y con fecha 22 de mayo de 2024 nos hicimos cargo de la explotación del área.

El 28 de julio de 2025, junto con el Ministro de Producción y Desarrollo Sostenible de la Provincia de Salta e YPF S.A., firmamos un convenio de prórroga de la concesión de explotación del área Ramos, que extiende la concesión hasta el 21 de enero de 2036. La prórroga entrará en vigor al día siguiente de la publicación en el Boletín Oficial de la Provincia de Salta del Decreto Provincial que ratifique el acuerdo. A la fecha de este Suplemento, dicho Decreto no ha sido promulgado ni publicado.

Concesiones de transporte

A los fines de la evacuación de la producción de su titularidad correspondiente a las Áreas Aguaragüe, San Antonio Sur y Ramos, Tecpetrol es cotitular de las concesión de transporte otorgadas mediante Decisión Administrativa del jefe de Gabinete de Ministros N° 424/1999 (Concesión de Transporte de Petróleo Crudo desde el lote San Antonio Sur hasta Balbuena, ambos de la Provincia de Salta) y mediante Decreto del Poder Ejecutivo N° 90/1991 (Concesión de Transporte del Oleoducto desde el Yacimiento Ramos hasta Balbuena ambos de la Provincia de Salta), así como también de la Concesión de Transporte de gas natural desde el área Ramos hasta la localidad de Cornejo otorgada mediante Decisión Administrativa 60/96, la Concesión de

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Transporte de gas natural desde el Lote San Antonio Sur hasta la localidad de Ballivián otorgada mediante Decisión Administrativa 81/1998.

El plazo de las concesiones de transporte es de 35 años, prorrogable por períodos de 10 años adicionales en forma previa a su vencimiento.

Cuenca Marina Malvinas

En octubre de 2019 la Resolución 645/2019 de la SE otorgó a un consorcio del cual la Emisora participa con un 10% (Eni Argentina Exploración y Explotación S.A. es el Operador y titular del 80 % y MITSUI & CO., LTD, a través de su controlada Mitsui E&P Argentina S.A., del 10% restante), un permiso de exploración sobre el área MLO-124 ubicada en la cuenca marina Malvinas Este a 100 kilómetros aproximadamente de la costa de Tierra del Fuego. Las actividades que se completarán durante los cuatro años de la Primera Fase del Período de Exploración consisten principalmente en un estudio geofísico 3D y otros estudios geofísicos potenciales. Derivado de las demoras en el otorgamiento de las licencias ambientales para los contratos costa afuera (off-shore), en noviembre de 2021 se solicitó a la SE una suspensión de plazos de 2 años de la mencionada Primera Fase del Período de Exploración, la que fue otorgada mediante Resolución N° 175/2022 de la SE. Posteriormente, en 2025, se concedió una nueva prórroga por el mismo motivo, lo que dio lugar a que la primera fase del período de exploración se prorrogara hasta el 19 de abril de 2027. A más tardar dos meses antes de esta fecha, se debe notificar a la SE si la exploración continuará en la zona o si esta se revertirá por completo.

Vaca Muerta

Con más de 7.4 millones de acres, 300 TCF (trillones de pies cúbicos) de recursos gasíferos y 16 mil millones de barriles técnicamente recuperables de petróleo de esquisto bituminoso y condensado, de acuerdo a un artículo de la Administración de la Información Energética de los Estados Unidos de fecha 5 de diciembre de 2024, Vaca Muerta es una de las áreas de shale (petróleo de esquisto o shale oil y gas de lutita o shale gas ) más grandes del mundo. Vaca Muerta representa más del 70% de la producción de gas natural de Argentina (alcanzando el 74% en los primeros nueve meses de 2024), y sus características técnicas son similares a los mejores campos ya desarrollados en los Estados Unidos de América. Su ubicación en la Provincia del Neuquén, Río Negro, Mendoza, y La Pampa, con agua abundante y lejos de concentraciones urbanas ofrece condiciones de explotación que contribuyen a un desarrollo competitivo.

El Cono Sur de América (Chile, Argentina, Uruguay y Brasil) es una región crecientemente deficitaria en energía y el gas natural es el combustible ideal para suplir dicho déficit. Importado como gas natural licuado (“GNL”) desde diversos orígenes, marca un precio de mercado relativamente alto que viabiliza la inversión de desarrollo del yacimiento, que puede transformarse en la solución para revertir el desbalance. La calidad del recurso permite asumir que en el mediano plazo, será posible además desarrollar el potencial de Vaca Muerta a precios competitivos con otras regiones del planeta.

Argentina no escapaba a la realidad de la región y su déficit energético se había agravado. El esfuerzo inversor se concentraba en la explotación convencional y en gas de baja permeabilidad o de arenas compactas ( tight) , con potencial acotado, mientras que los recursos gasíferos significativos estaban en Vaca Muerta.

De acuerdo con la experiencia registrada en las cuencas de shales de los Estados Unidos de América —que tienen varias ventanas de fluidos— las áreas más rentables en aquel contexto de precios se encuentran en la franja de wet gas .

El desarrollo de gas de Vaca Muerta genera actividad en toda la cadena de valor de bienes y servicios asociada a la producción de hidrocarburos y permite contar con energía en condiciones competitivas para favorecer el desarrollo económico e industrial de Argentina y lograr el autoabastecimiento energético.

En línea con estos conceptos, en los últimos años la Emisora se posicionó como uno de los principales titulares de áreas en la ventana de wet gas, dry gas y petróleo en dicha formación, totalizando aproximadamente 202.000 acres netos. El área más promisoria es Fortín de Piedra, con 61.000 acres, sobre la

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cual en julio de 2016 la Emisora obtuvo su concesión para la explotación no convencional hasta el 2051. A la fecha Tecpetrol posee cinco concesiones para la explotación de hidrocarburos no convencionales en Vaca Muerta: Fortín de Piedra (en desarrollo); Los Toldos I Norte; el 10% en Los Toldos I Sur (operado por Pluspetrol Cuenca Neuquina S.R.L. – antes denominada ExxonMobil Exploration Argentina S.R.L.); Los Toldos II Este y Puesto Parada, más un permiso de exploración en áreas no convencionales: Loma Ancha.

El siguiente mapa ilustra la ubicación de los activos de la Emisora en Vaca Muerta:

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Al comienzo del año 2017, el marco establecido a partir del acuerdo con los sindicatos petroleros y el anuncio del Gobierno Nacional sobre el estímulo al precio del gas, junto con la disponibilidad de equipos y mano de obra calificada, alentó a la Emisora a comprometer la inversión de la primera fase del área Fortín de Piedra, un proyecto exigente, muy complejo técnicamente y que requirió de una gran coordinación por parte de todos los actores involucrados. En menos de dos años, y tras haber invertido más de U.S.$2.000 millones, el campo alcanzó entregas de gas en el pico invernal que representaban el 13% de todas las entregas locales nacionales y más del 20% de las entregas de la cuenca neuquina, convirtiéndose Tecpetrol en el mayor productor de gas no convencional del país.

En ocho años de trabajo y aprendizaje en el desarrollo de hidrocarburos no convencionales, durante los cuales se han construido más de 179 pozos con un total de más de 7.300 etapas de fracturación, se ha producido una mejora en los tiempos de perforación de 35 días por pozo a menos de 20 días por pozo. Al mismo tiempo, la longitud lateral de los pozos horizontales ha aumentado de 1.500 metros (4.921,26 pies) a 3.500 metros (11.482,94 pies). Además, se ha mejorado la eficacia de la fracturación de tres etapas al día a picos de hasta diez etapas por día.

En febrero de 2024, los yacimientos de Fortín de Piedra alcanzaron un TCF de producción, convirtiéndose así en uno de los pocos yacimientos en alcanzar este nivel de producción acumulada en el país y el más rápido en hacerlo.

Al 30 de junio de 2025, la Compañía llevaba invertidos en Fortín de Piedra aproximadamente U.S.$4.100 millones, y sus entregas de gas en el pico de invierno representaban el 15% de las entregas nacionales y el 20% de las entregas de la cuenca neuquina. Desde 2021 hasta el 31 de diciembre de 2024, antes de que se iniciara el desarrollo completo, perforamos y completamos siete pozos en Los Toldos II Este. En 2025 iniciamos el programa de perforación para el desarrollo completo, tal y como se ha descrito anteriormente.

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Desde 2021 hasta el 30 de junio de 2025, hemos invertido más de U.S.$319 millones en el desarrollo de esta zona. La producción de petróleo durante los primeros seis meses de 2025 fue de un promedio de 238 metros cúbicos diarios, alcanzando un pico promedio de 315 metros cúbicos diarios en abril de 2025.

Compromisos de inversión

Compromisos de Inversión: La Emisora posee al 30 de junio de 2025 los siguientes compromisos de inversión en las áreas en que participa:

Área	Compromisos de inversión pendientes
Tordillo y La Tapera- Puesto Quiroga	Para la extensión del área por 20 años a partir del año 2027 se acordó la inversión adicional de USD 200 millones hasta el 31 de diciembre de 2026, la cual fue ejecutada (*).
Aguaragüe	Ejecución de 1 workover y 2 abandonos de pozos durante 2023. Perforación de 2 abandonos de pozos a realizarse en 2025. Reprocesamiento de sísmica en Río Pescado (**)
MLO-124	Adquisición y procesamiento de sísmica antes de octubre de 2025.
Los Bastos	Inversiones exploratorias por U.S.$ 4,96 millones a realizarse hasta el año 2026 fuera del lote de explotación, las cuales fueron ejecutadas (***).

(*) A la fecha de este Suplemento, las inversiones se encuentran en proceso de certificación y reconocimiento por parte de la Provincia del Chubut.

(**) A la fecha de este Suplemento, las inversiones se encuentran en proceso de certificación y reconocimiento por parte de la provincia de Salta.

(***) A la fecha de este Suplemento, las inversiones fueron ejecutadas y se encuentran en proceso de certificación y reconocimiento por parte de la provincia del Neuquén.

Reservas

Las reservas totales de petróleo y gas natural, auditadas por un tercero independiente, Gaffney, Cline & Asociados, sobre la base de la información provista por la Emisora, al 31 de diciembre de 2024, 2023 y 2022, son las que se detallan a continuación:

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Al 31 de diciembre de

	2024			2023			2022
Petróleo (Mm3)	Gas (MMm3)	Total (Mm3eq)	Petróleo (Mm3)	Gas (Mm3)	Total (Mm3eq)	Petróleo (Mm3)	Gas (Mm3)	Total (Mm3eq)
23 51 1.543 3.260 — 147 — 8 2.211 86 5 444 — 5 12	70 342 123 91.660 — — 28 — — 16 179 68 10 132 — — 89 140	Total de Reservas Probadas (P1)de Tecpetrol %(1) 94 57 151 208 61 393 73 431 504 54 1.666 1.887 196 2.083 2.702 94.920 3.715 97.452 101.167 4.223 — — — — — — 176 166 1 167 97 — — — — — — 24 13 28 41 74 2.390 165 27 192 — 155 — — — — 15 7 14 21 10 575 430 85 515 — — — — — — — 94 26 276 302 31 152 11 133 144 17					241 169 273 76.858 — 2 — 65 — — 21 — — 319 188	302 223 2.975 81.081 — 99 — 139 — — 31 — — 350 205
7.796	92.858	100.654	6.550	98.794	105.344	7.269	78.136	85.405

Notas:-

(*) En el caso de áreas no operadas por nosotros, se presentan las estimaciones internas de la Sociedad. No operamos el área Ramos durante el 2022 y el 2023; desde el 2024, operamos esa área y las reservas reportadas reflejan este cambio.

(1) Los valores indicados representan los volúmenes restantes de la participación de Tecpetrol antes de deducir las regalías.

(2) Incluye las reservas de San Antonio Sur.

(3) Auditadas junto a Los Bastos, a diciembre de 2022.

(4) No auditadas por Gaffney, Cline & Asociados.

Las reservas están clasificadas conforme a la unificación de las metodologías usadas por la “SPE” (Society of Petroleum Engineers) y por el “WPC” y otras. Todas las estimaciones de reservas son realizadas en base a la información aportada por los propios ingenieros, geólogos y geofísicos de Tecpetrol y auditadas por un auditor independiente.

Para mayor información, véase la sección “ V. Información sobre la emisora-c) Descripción de las actividades y negocios-Negocios societarios- Reservas Probadas de cada área a la participación de Tecpetrol ” del Prospecto.

Regalías

En virtud de lo establecido por la Ley de Hidrocarburos N° 17.319 y normas complementarias, los titulares de concesiones de explotación y exploración se encuentran obligados al pago de regalías a las autoridades gubernamentales donde extraen hidrocarburos (tanto nacionales como provinciales). Las regalías se abonan sobre la producción de petróleo crudo y gas, valorizada sobre la base de los precios efectivamente obtenidos en la comercialización de dichos hidrocarburos, menos deducciones previstas en la legislación, tales como transporte, almacenaje y tratamiento, entre otras. El porcentaje de regalías que pagamos sobre la producción valorizada asciende a un 12%, y se abona entre un 1% o un 4% adicional en ciertas concesiones que han sido prorrogadas. En el caso de los permisos de exploración, dicho porcentaje asciende al 15%.

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Adicionalmente, con anterioridad a la vigencia de la Ley 27.007, al momento de acordar los términos de las prórrogas para determinadas concesiones de explotación, la Sociedad acordó con las respectivas autoridades concedentes, bajo determinadas condiciones, el pago de determinados cánones extraordinarios de producción, así como aportes extraordinarios.

El costo por las regalías, cánones de producción y aportes extraordinarios abonados originados en las concesiones ubicadas en Argentina se expone dentro de Costos Operativos en los Estados Financieros de la Emisora.

Se presenta a continuación el detalle por área de las alícuotas de regalías y porcentajes adicionales descriptos precedentemente:

				Alícuota	Alícuota
Cuenca	Provincia	Área	Concepto	Crudo, Condensado y Gasolina	Gas
CUENCA NEUQUINA	Neuquén	Los Bastos	Regalías	12,00%	12,00%
	Neuquén	Los Bastos	Canon Extraordinario	3,00%	3,00%
	Neuquén	Punta Senillosa	Regalías	12,00%	12,00%
	Neuquén	Punta Senillosa	Canon Extraordinario (*)	3,00%	3,00%
	Neuquén	Punta Senillosa	Regalías - CENCH	12,00%	12,00%
	Neuquén	Fortín de Piedra	Regalías	12,00%	12,00%
	Neuquén	Fortín de Piedra	Canon Extraordinario (*)	3,00%	3,00%
	Neuquén	Fortín de Piedra	Regalías - CENCH	12,00%	12,00%
	Neuquén	Los Toldos II Este	Regalías - CENCH	12,00%	12,00%
	Neuquén	Los Toldos I Sur	Regalías – CENCH	12,00%	12,00%
	Neuquén	Puesto Parada	Regalías	12,00%	12,00%
	Neuquén	Puesto Parada	Canon Extraordinario (*)	3,00%	3,00%
	Neuquén	Puesto Parada	Regalías - CENCH	12,00%	12,00%
	Río Negro	Agua Salada	Regalías	12,00%	12,00%
	Río Negro	Agua Salada	Canon Extraordinario	3,00%	3,00%

Nota:

(*) aplicable únicamente a los pozos que entraron en producción antes del otorgamiento de la concesión de explotación no convencional de hidrocarburos (CENCH) y/o a los pozos que se especifican en los acuerdos de las CENCH.

				Porcentaje	Porcentaje
Cuenca	Provincia	Área	Ítem	Crudo, Condensado y Petróleo	Gas
CUENCA NOROESTE / CUENCA GOLFO SAN	Chubut	El Tordillo	Regalías	12,00%	12,00%
	Chubut	El Tordillo	Contribución especial	4,00%	4,00%
	RGE Chubut	El Tordillo	Petrominera	1,00%	1,00%
	JO Chubut	La Tapera	Regalías	12,00%	12,00%
	Chubut	La Tapera	Contribución especial	4,00%	4,00%
	Chubut	La Tapera	Petrominera	1,00%	1,00%

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Chubut	Puesto Quiroga	Regalías	12,00%	12,00%
Chubut	Puesto Quiroga	Contribución especial	4,00%	4,00%
Chubut	Puesto Quiroga	Petrominera	1,00%	1,00%
Chubut	Puesto Quiroga - Incremental	Regalías	6,00%	6,00%
Chubut	Puesto Quiroga - Incremental	Contribución especial	4,00$	4,00%
Chubut	Puesto Quiroga - Incremental	Petrominera	1,00%	1,00%
Salta	Aguaragüe	Regalías	12,00%	12,00%
Salta	Aguaragüe	Contribución especial	3,00%	3,00%
Salta	Ramos	Regalías	12,00%	12,00%

Ventas de Petróleo y Gas Natural

La siguiente tabla muestra la producción total de gas y petróleo y los precios promedio de venta de la Emisora en Argentina para los ejercicios indicados:

	Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2024 2023 2022 7.281 6.892 6.757 6.509 6.085 5.993 772 807 764 920 854 688 6.361 6.038 6.069 74,86 76,34 94,10 74,31 70,75 75,20 3,75 3,74 3,81	Variación % 24/23 23/22 24/23 23/22
		389 135 6% 2% 424 92 7% 2% (35) 43 (4)% 6% 66 166 8% 24% 323 (31) 5% (1%) (1,48) (17,76) (2)% (19%) 3,56 (4,45) (4,45)% (6%) 0,01 (0,07) (0,07)% (2%)
Producción en unidades equivalentes (*)
(miles de m3 de petróleo y gas)

Mercado interno
Mercado externo

Producción de petróleo (miles de m3)
Producción de gas (millones de m3)

Precios promedio venta

Crudo escalante (U.S.$ / bbl)
Crudo medanito (U.S.$ / bbl)
Gas (U.S.$/MMbtu)

(*) Equivalencia volumétrica (1.000 m[3] de gas = 1 m[3] de petróleo)

Las políticas energéticas y regulatorias que rigen el mercado de hidrocarburos en Argentina nos han permitido mantener nuestro rol activo en el mercado interno de petróleo y gas natural y en el mercado de exportación de petróleo. Actualmente no estamos desarrollando operaciones de cobertura del riesgo futuro del precio del petróleo.

Petróleo

El rol activo que tiene la Sociedad en el mercado externo ha permitido mantener un alto porcentaje de exportaciones durante 2024. Durante el 2024 se mantuvo el desdoblamiento de precios entre el mercado local e internacional, con precios en el mercado local generalmente inferiores a la paridad de exportación. Para lo resta del año 2025, se espera que los precios internacionales se vean afectados por la evolución del petróleo

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de referencia “Brent”, mientras que los precios del mercado interno, además de las referencias internacionales, se podrían ver afectados por factores políticos y macroeconómicos.

La Sociedad no cuenta con acuerdos de venta a largo plazo, siendo habitual la venta de la producción disponible en cada mes, con 2 o 3 meses de anticipación. Actualmente las ventas al mercado doméstico son pagaderas en dólares o en pesos al tipo de cambio vendedor publicado por el Banco de la Nación Argentina el día hábil anterior a la fecha de pago, y las exportaciones son pagaderas en dólares en el exterior. La Emisora cuenta con un plazo de 20 días desde la fecha de embarque del petróleo o 5 días desde la fecha en que se le realiza el pago para ingresar al país el contravalor en pesos de los cobros recibidos en el exterior.

Desde comienzos de 2021, se mantuvo vigente la alícuota de derechos de exportación reglamentada a través del Decreto 488/2020 (la alícuota es del 0% si el precio internacional es igual o inferior a U.S.$45 por barril, del 8% si el precio internacional es igual o superior a U.S.$60 por barril, y un valor variable que se incrementa linealmente entre 0% y 8% si el precio internacional se encuentra entre U.S.$45 y U.S.$60 por barril), aplicando la alícuota máxima del 8% para todas las exportaciones de hidrocarburos.

En diciembre de 2023, el Decreto 28/2023 estableció que el contravalor de las exportaciones de petróleo crudo deberá ingresarse al país en divisas y/o negociarse, un ochenta por ciento (80%) a través del Mercado Libre de Cambios (MLC) debiendo el exportador, por el veinte por ciento (20%) restante, concretar operaciones de compraventa con valores negociables adquiridos con liquidación en moneda extranjera y vendidos con liquidación en moneda local.

En abril de 2025, el Decreto 269/2025 derogó el Decreto 28/2023, restableciendo así la normativa según la cual el contravalor de las exportaciones de petróleo crudo se rige por lo dispuesto en el Decreto 609/2019.

Gas Natural

La producción de gas natural proviene de los siguientes yacimientos:

los yacimientos de la Cuenca noroeste: Aguaragüe, San Antonio Sur y Ramos;
los yacimientos en la Cuenca neuquina: Agua Salada, Los Bastos, Punta Senillosa, Los Toldos I Sur, Los Toldos I Norte y Fortín de Piedra;
el yacimiento de la Cuenca del Golfo San Jorge: El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga.

La Emisora comercializa el gas natural producido en el mercado local a través de los siguientes segmentos de demanda:

Licenciatarias de Distribución: la comercialización para este segmento tiene como destino el abastecimiento de la Demanda Prioritaria conformada por los Usuarios Residenciales y Comerciales, el cual se encuentra, desde enero de 2021 y por el término de ocho años, parcialmente contractualizado con los Productores de gas natural a raíz de la implementación del “PLAN DE REASEGURO Y POTENCIACIÓN DE LA PRODUCCIÓN FEDERAL DE HIDROCARBUROS, EL AUTOABASTECIMIENTO INTERNO, LAS EXPORTACIONES, LA SUSTITUCIÓN DE IMPORTACIONES Y LA EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSPORTE PARA TODAS LAS CUENCAS HIDROCARBURÍFERAS DEL PAÍS 2023-2028” en adelante Plan Gas.Ar. Tecpetrol participó y se adjudicó volúmenes para suministrar a este segmento en las distintas rondas del Plan Gas Ar. y para ello hemos suscripto un contrato con las Licenciatarias del Servicio de Distribución como con Energía Argentina Sociedad Anónima (ENARSA).
Generación de Energía Eléctrica: la comercialización para el abastecimiento de la demanda de Centrales Termoeléctricas se realiza a través de CAMMESA quien es la que concentra el abastecimiento del hidrocarburo para este segmento: (i) con contratos en firme entre Productores y CAMMESA, derivados de la implementación del Plan Gas.Ar, los cuales tienen vigencia desde enero de 2021 y por el término de ocho años y (ii) con acuerdos de venta en condición interrumpible cuyo precio máximo es el de referencia (Anexo Resolución SE N° 354/2020) entre por un lado Productores y/o Comercializadores y por otro lado CAMMESA, los que surgen como resultado de un concurso de precios para la compra de gas en condiciones interrumpibles a través de Mercado Electrónico del Gas S.A. (“MEGSA”) en forma mensual.

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Estaciones de GNC: la comercialización para el suministro de la demanda del mercado de estaciones de GNC se realiza, principalmente, mediante acuerdos de provisión de gas libremente pactados con los Comercializadores de Gas, con precios atados al precio de la nafta súper.
Industrial: el abastecimiento de la demanda industrial se realiza mediante acuerdos de provisión de gas libremente pactados tanto con Industrias como con Comercializadores de Gas y con plazos de vigencia habitualmente de un año de duración, aunque en los últimos años se han realizado acuerdos con plazos de vigencia de hasta 5 años, además de acuerdos de suministro en condición interrumpible por plazos menores.
Mercado Externo: el abastecimiento del mercado de exportación se realiza principalmente mediante acuerdos de provisión de gas en condición firme de corto plazo (período estacional) en uso de los cupos de exportación otorgados por la Secretaría de Recursos Hidrocarburíferos a los productores adjudicatarios del Plan Gas.Ar. Adicionalmente, también existen acuerdos de exportación de gas en condición interrumpible. Los mismos, tanto firmes como interrumpibles, deben ser aprobados por la Secretaría de Recursos Hidrocarburíferos antes de poder ser comercializados.

Los principales clientes de Tecpetrol son las empresas de la Organización Techint Siderca S.A.I.C. y Ternium Argentina S.A., otras industrias como DOW Argentina, Río Tinto (Minera del Altiplano S.A. y Sales de Jujuy S.A.), Compañía MEGA S.A., Galileo Technologies S.A., y vendedores de gas como Energy Consulting Services S.A., Natural Energy S.A., Metroenergía S.A., Energía Sudamericana S.A., Camuzzi Energía S.A., entre otros. Además, la compañía comercializa el gas con destino a la generación eléctrica a través de CAMMESA. Con relación a la demanda de gas residencial, la compañía tiene acuerdos de venta con la mayoría de las Distribuidoras de Gas Natural y con ENARSA. En cuanto al mercado de exportación, se cuentan entre sus principales clientes a Enel Generación Chile S.A., Colbún S.A., GM Holdings S.A. y Shell Chile S.A. Durante el período comprendido entre enero y diciembre de 2024, los ingresos de Tecpetrol correspondieron aproximadamente en un 20% a usuarios industriales y comercializadores de gas natural, 3% a usuarios de GNC, 43% a licenciatarias del servicio de distribución, un 25% a generadoras de energía eléctrica, y un 9% a clientes de exportación.

Transporte

Petróleo

El transporte de petróleo crudo de la mayor cuenca productiva del país (Cuenca Neuquina) se realiza principalmente por oleoductos. El sistema de oleoductos consta de una red de oleoductos interconectados que unen dicha cuenca con la terminal marítima en Puerto Rosales, donde se puede almacenar y embarcar a buques para su exportación, transportar hacia otra terminal o hacia alguna de las refinerías argentinas ubicadas sobre la costa del Río de La Plata, con el puerto de Concepción en Chile, con las refinerías de Luján de Cuyo, Plaza Huincul y Puerto Galván.

Asimismo, para el transporte de petróleo crudo de otras cuencas productivas, existen seis terminales marítimas en Río Cullen, San Sebastián (ambas en la provincia de Tierra del Fuego), Caleta Olivia, Punta Loyola (ambas en la provincia de Santa Cruz), Caleta Córdova (en la Provincia del Chubut). Adicionalmente, en Puerto Rosales (en la provincia de Buenos Aires), se descarga el petróleo proveniente del sur.

La normativa actual permite que las empresas que requieren acceso a cualquiera de las redes de oleoductos puedan construir y operar los oleoductos para acceder a dichas redes. En la Cuenca Neuquina la Emisora entrega su petróleo en la cabecera de Bombeo Loma Campana, y en las estaciones de bombeo La Escondida, Auca Mahuida, Huantraico y Challacó, que luego es transportado hasta Puerto Rosales por oleoductos para su posterior transporte a refinerías locales o con fines de exportación. Por otra parte, el petróleo procedente del norte es exportado a refinerías extranjeras en el mercado de la región de América del Sur o en el mercado doméstico. El petróleo de la Cuenca del Golfo San Jorge es transportado por oleoductos hasta las terminales marítimas de Caleta Córdova y Caleta Olivia, para su embarque en buques tanque, ya sea para su transporte hacia otra terminal, a refinerías locales o con fines de exportación.

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La Emisora, al igual que otros productores del sector privado, conserva una capacidad de almacenamiento en cada yacimiento, suficiente para almacenar entre dos y cinco días de producción, lo que ha sido suficiente para continuar las operaciones de extracción de petróleo sin reducir la producción (por ejemplo, cuando las redes de oleoductos no se encuentran disponibles debido a los requerimientos de mantenimiento o emergencias transitorias). La Emisora no es propietaria de ningún buque-cisterna o vehículos tanque, pero sí participa en diversas concesiones de transporte de petróleo y de gas natural por ductos, obtenidas en su carácter de concesionario y productor de hidrocarburos.

En Terminales Marítimas Patagónicas S.A., empresa que tiene a cargo la operación de las terminales marítimas de Caleta Córdova y Caleta Olivia, la Emisora participa con un 4,2% del consorcio que opera estas terminales marítimas. Los concesionarios y sus participaciones son las siguientes: Pan American Energy Ibérica S.L. (31,71%), YPF S.A. (33,15%), Enap Sipetrol S.A. (13,79%), Total Austral S.A. (7,35%) y otras compañías productoras con el resto. Las tarifas de embarque y almacenaje de crudo están reguladas y de acuerdo a la normativa se actualizan cada cinco años.

El sistema de oleoductos de Oleoductos del Valle S.A. (“Oldelval”) de 1.200 km de longitud transporta el crudo de la cuenca neuquina hasta Puerto Rosales, Puesto Hernández y hasta la refinería de Plaza Huincul. Tecpetrol posee actualmente una participación del 2,1% en el consorcio. Otros productores de la cuenca que tienen participación en este sistema de oleoductos son: Pluspetrol Cuenca Neuquina S.R.L. (anteriormente denominada ExxonMobil Exploration Argentina S.R.L.), Pampa Energía S.A., Pluspetrol S.A., Pan American Energy Ibérica S.L., Chevron Argentina S.R.L. e YPF S.A. Las tarifas de transporte de esta red para su capacidad open access que están vigentes son reguladas y de acuerdo con la normativa se actualizan cada cinco años.

En enero de 2025 Tecpetrol acordó con YPF S.A. - la venta de su participación del 15% en OLCLP y celebró un acuerdo para la reserva de capacidad y la prestación del servicio de transporte a través del Oleoducto Vaca Muerta Sur – Tramo 1. Esta transacción se cerró en junio de 2025.

Durante 2022, la Sociedad participó del Concurso Abierto N°1/2022 de Oldelval y del Concurso Abierto N° OTE 1-2022 de Oiltanking Ebytem, mediante los cuales obtuvo un incremento en la capacidad proyectada de transporte, almacenaje y embarque, que se encuentran alineadas con las proyecciones de incrementos de producción.

En marzo de 2025, como parte de la ampliación de su sistema de transporte, Oldelval puso a disposición 50.000 metros cúbicos adicionales de capacidad diaria, de los cuales 3.066 metros cúbicos diarios (que representan el seis por ciento del total), nos corresponden a nosotros. En junio de 2025, la ampliación en curso de la terminal marítima de Puerto Rosales alcanzó su punto máximo cuando Oiltanking Ebytem puso en funcionamiento un nuevo muelle para la carga de petróleo crudo en buques de tamaño Suezmax. El proyecto de ampliación continúa, con nuevos aumentos de la capacidad de almacenamiento.

Gas

Existen en Argentina seis Gasoductos Troncales o Principales: el Gasoducto Norte (Campo Durán, Salta a Buenos Aires), el Gasoducto Sur o San Martín (Tierra del Fuego a Buenos Aires) y cuatro Gasoductos de Neuquén a Buenos Aires (el NEUBA I, el NEUBA II y el Centro Oeste). Las redes de gasoductos en Argentina eran de propiedad de Gas del Estado ("GdeE") con anterioridad a su privatización en 1992. Durante el año 2023 se construyó el gasoducto “Gasoducto Presidente Néstor Kirchner” (denominado en la actualidad como

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Gasoducto Perito Francisco Pascasio Moreno) de propiedad de ENARSA, conectando la ciudad de Tratayén con el sistema de transporte operado por TGS en la ciudad de Saliqueló, Provincia de Buenos Aires, el que permite transportar gas natural de la cuenca neuquina hacia Buenos Aires y cuenta actualmente con una capacidad de transporte de 21 millones de m3/d.

La Emisora comercializa el gas natural en los puntos de ingreso a los gasoductos de TGN y TGS y la contratación de la capacidad de transporte es, en general, a cargo de los clientes finales o de los intermediarios que les suministran dicho servicio. La producción proveniente de las áreas de explotación Aguaragüe y Ramos, de la Cuenca Noroeste, ingresa por el Gasoducto Norte, con algún volumen menor que ingresa en el gasoducto de Refinor; el gas de las áreas Los Bastos, Agua Salada, Punta Senillosa y Puesto Parada, de la Cuenca Neuquina, por el Gasoducto NEUBA I (operado por TGS); el gas de Los Toldos I Sur ingresa por el Gasoducto Vaca Muerta Sur (operado por TGS) que inyecta luego en el NEUBA II; el gas producido en el área Fortín de Piedra, también de la Cuenca Neuquina, tiene la posibilidad de ingresar tanto en el Gasoducto Centro Oeste (operado por TGN) como en el NEUBA II (operado por TGS) gracias a acuerdos de transporte celebrados con YPF y TGS (por el Gasoducto Vaca Muerta Sur) como así también a través de su ducto propio; y el gas producido en el área El Tordillo, de la Cuenca del Golfo de San Jorge, es inyectado en el Gasoducto San Martín (operado por TGS).

La Emisora, como se mencionó en el párrafo anterior, llevó a cabo la construcción de un gasoducto que vincula el área Fortín de Piedra (shale gas) con los gasoductos Centro Oeste y NEUBA II, el cual se puso en operación en mayo de 2018.

Las capacidades de transporte en los gasoductos troncales de la zona del Neuquén son las siguientes: 44,4 MMm3/d en los gasoductos NEUBA I y II en el tramo comprendido entre Neuquén y Bahía Blanca, y de 32,5 MMm3/d en el Centro Oeste en el primer tramo hasta la derivación a Chile. La exportación de gas natural a Chile proveniente de la Cuenca Neuquina se realiza por medio de los gasoductos Gas Andes y Gasoducto del Pacífico, mientras que la exportación a Brasil se efectúa a través de Transportadora de Gas del Mercosur (“TGM”) y a Uruguay se realiza a través de Gasoducto Cruz del Sur y Petrouruguay.

El servicio de transporte de gas natural es prestado sobre una base abierta y no discriminatoria a cualquier usuario de gas que tenga las instalaciones adecuadas e idoneidad técnica para recibirlo y cumpla con los requisitos mínimos de volúmenes. Las tarifas de estos contratos son reguladas y poseen mecanismos de actualización administrados por la autoridad regulatoria: ENARGAS.

Temas ambientales

Las operaciones de la Compañía están sujetas a una gran variedad de leyes y reglamentaciones relativas al eventual impacto que sus operaciones generan en el ambiente, como la eliminación o remediación de suelos y/o aguas contaminadas con residuos peligrosos o tóxicos, especificaciones que deben cumplir las emisiones de gas y descarga de efluentes industriales, y el efecto del ambiente en la salud y la seguridad, entre otros aspectos. Así pues, Tecpetrol realizó y seguirá realizando actividades para dar cumplimiento a la normativa aplicable. En Argentina, las autoridades locales, provinciales y nacionales están adoptando una actitud más rigurosa en lo que atañe a cumplir y hacer cumplir el marco normativo ambiental aplicable. Asimismo, desde 1992, Argentina viene implementando reglamentaciones que exigen que las operaciones de la industria E&P cumplan con normas ambientales más estrictas. Dichas reglamentaciones establecen el marco general de los requisitos de protección ambiental, incluidas multas y sanciones por incumplimiento.

La promulgación de los artículos 41 y 43 de la Constitución Nacional, con sus respectivas modificatorias introducidas en 1994, como también de nuevas leyes federales, provinciales y municipales, tuvo por efecto fortalecer el marco legal en materia de daños ambientales. Los órganos legislativos y gubernamentales han adoptado una actitud más rigurosa al exigir el cumplimiento de la normativa en materia ambiental, incrementando las sanciones por incumplimiento de las mismas.

Conforme a los artículos 41 y 43 de la Constitución Nacional, en su versión vigente, todos los habitantes del suelo argentino tienen tanto el derecho a un ambiente seguro y limpio, como la responsabilidad de preservarlo.

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La principal obligación de toda persona que haya provocado un daño ambiental es remediar ese daño, de acuerdo con lo previsto en la normativa aplicable. El Gobierno Argentino establece las normas mínimas para la protección del ambiente, y las provincias y municipalidades establecen normas y reglamentaciones específicas.

Las operaciones de la Compañía se ven influenciadas por las leyes y reglamentaciones federales, provinciales y municipales que rigen en materia de gestión ambiental en Argentina. Estas leyes y reglamentaciones definen normas que rigen determinados aspectos de la calidad ambiental, establecen sanciones y otras responsabilidades por incumplimiento de la normativa aplicable, y establecen obligaciones de remediar el daño causado en determinadas circunstancias.

En líneas generales, la Compañía se encuentra alcanzada por las siguientes leyes federales en materia ambiental (incluidas sus respectivas reglamentaciones):

Constitución Nacional (artículos 41 y 43);
Ley General del Ambiente N° 25.675;
Ley de Gestión Integral de Residuos Industriales y de Actividades de Servicio N° 25.612;
Ley de Residuos Peligrosos N° 24.051;
Ley de Preservación de Recursos del Aire N° 20.284;
Ley de Gestión Ambiental de Aguas N° 25.688;
Ley de Gestión y Eliminación de Policlorobifenilos N° 25.670;
Código Penal;
Código Civil y Comercial, que establece las normas generales del derecho de daños; y
Ley Nacional de Hidrocarburos N° 27.007.

Estas normas abordan cuestiones ambientales, incluyendo restricciones a las operaciones de hidrocarburos, investigación y limpieza de sustancias peligrosas, seguridad e higiene en el lugar de trabajo, reclamos de indemnización por daños y perjuicios a los recursos naturales, y responsabilidad por eventuales hechos en incumplimiento a la normativa en cuestión. Asimismo, estas leyes requieren, habitualmente, el cumplimiento de reglamentaciones, registros, inscripciones y permisos asociados, que ante su incumplimiento disponen la imposición de apercibimientos, sanciones y/o multas.

Adicionalmente, la Compañía está sujeta a muchas otras normas y reglamentaciones provinciales y municipales, incluyendo aquellas relacionadas al venteo de gas, derrames de petróleo, abandono de pozos, entre otras.

Tecpetrol está comprometida a cuidar el ambiente en todas las áreas en las que opera, como también la salud y la seguridad de sus empleados y contratistas, directa o indirectamente involucrados en las actividades de exploración y producción que lleva a cabo. Este compromiso se hace extensivo también a las comunidades vecinas directamente afectadas por sus actividades.

La Compañía considera que esta política es parte integral de sus actividades y, por lo tanto, se esmera y ocupa por exigir su cumplimiento en todos los niveles de la organización.

En forma previa a todo nuevo proyecto, se realizan los Estudios de Impacto Ambiental correspondientes y se obtienen las licencias y permisos aplicables, en cumplimiento de la legislación vigente, y se realiza un estricto seguimiento del cumplimiento en el campo de las medidas de manejo ambiental establecidas en los mismos.

A la fecha del presente Suplemento, continuamos con la implementación y actualización del Sistema de Gestión de Seguridad, Ambiente y Salud, y con la estandarización de sus Normas y Procedimientos Corporativos, destacándose la emisión del Procedimiento de “Conservación Ambiental” – herramienta que provee a las Operaciones una aproximación novedosa, más clara y sistemática a los asuntos ambientales.

En cuanto a la energía, en 2024, la electricidad autogenerada abarcó principalmente las necesidades operativas, lo que supone una reducción significativa de la adquisición de energía a terceros. El consumo total de energía

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durante las operaciones fue de 8.453.313 GJ, lo que supone un ascenso del 5% respecto a 2023, que fue de 8.077.184 GJ.

Las actividades de producción de gas natural y petróleo requirieron 1,05 GJ/m3 de producción, frente a 1,03 GJ/m3 equivalentes en 2023, debido a un incremento del consumo energético en E&P Convencional, mientras que la producción se incrementó 2,6%. Como se observó en años anteriores, en las operaciones no convencionales, el consumo de energía por unidad de producción es significativamente menor que en la producción convencional (0,40 GJ/m3 frente a 4,33 GJ/m3 en 2024).

Con respecto a las emisiones de gases de efecto invernadero (“GEI”) a la fecha, continuamos con la implementación de iniciativas de gestión y reducción de GEI en nuestras operaciones en Argentina, involucrando al personal propio y contratistas en temas de emisiones, con el fin de mitigar el impacto de las emisiones resultantes de la actividad de la empresa. Es importante destacar que estas iniciativas son el resultado de varios talleres que tuvieron lugar en nuestras distintas instalaciones operativas a lo largo del país, con más de 90 participantes que aportaron 320 de dichas iniciativas, de las cuales 80 han sido catalogadas como “quick win”. Muchas de esas propuestas corresponden a iniciativas relacionadas de carácter tecnológico, entre las que destacan las siguientes: (i) mejoras de la eficiencia energética, (ii) optimización de procesos y/o recursos, y (iii) planificación y diseño. Las fuentes donde se originan las mayores emisiones -y donde apuntan las iniciativas elegidas- son el transporte, las fugas, el venteo de gases no quemados, los moto-generadores y los motores en general (diésel, gas natural).

En la Cuenca Neuquina, implementamos un programa de “Campeones” de GEI, liderado por personal profesional que trabaja con 14 iniciativas que surgieron de los talleres locales. A la fecha del presente Suplemento, cuatro de esas iniciativas ya se han implementado, y tanto las mediciones directas como las indirectas están aumentando; el resto de las iniciativas están en etapa de desarrollo. Una de las iniciativas a destacar es la mitigación digital de la ventilación de gas, donde el gas producido se utiliza como energía eléctrica para alimentar centros de computación instalados en el campo Los Toldos II Este. En la Cuenca del Golfo de San Jorge, con la ejecución de varias iniciativas, logramos una reducción significativa de GEI en menos de un año. Seis generadores eléctricos fueron reemplazados por equipos más eficientes, lo que llevó a un ahorro en el consumo de gas de 10.000 m3/día, entre otras medidas de mejora en El Tordillo.

En general, las operaciones no convencionales tienen una huella de emisiones de GEI medida por unidad de producción que es menor que la generada en la producción convencional (0,07 t CO2/m3 frente a 0,32 t CO2/m3 en 2024).

En relación con la gestión del agua, reconocemos la importancia de la conservación del agua y estamos dedicados a su preservación. Para lograr esto, evaluamos regularmente nuevas opciones y mejoras para aumentar el reciclaje de agua de diversas fuentes naturales en todas sus actividades, incluidas redes superficiales, subterráneas y municipales. Desde 2023, el objetivo ha sido identificar estrategias y desarrollar planes de acción para aumentar la reutilización del agua en un 5% en comparación con el período anterior, un objetivo que se sostiene a la fecha.

Respecto a la flora y fauna, promovemos la conservación del hábitat y la biodiversidad a través de acciones para prevenir, mitigar y/o corregir impactos no deseados. En todas nuestras operaciones, realizamos estudios de impacto ambiental y monitoreo ambiental, tanto para estudiar la ubicación de nuevas instalaciones como para gestionar las actuales.

Continuamos trabajando en la revegetación asistida de hábitats, tanto en la Cuenca del Golfo San Jorge como en la Cuenca Neuquina. Dadas sus características climáticas y naturales, los proyectos más extendidos para esta revegetación asistida son el arado del suelo y la producción de plántulas, para devolver e incrementar la capa de vegetación de las áreas en las que intervenimos. En la Cuenca del Golfo San Jorge, se llevó a cabo una experiencia de rescate en más de 6.625 individuos vegetales. Como resultado del trabajo realizado en 2024, fue posible implantar 10.750 nuevos individuos, incluidas plántulas producidas en los propios viveros y las plántulas rescatadas. En la Cuenca Neuquina, gracias a los esfuerzos realizados, en 2023 y 2024 80 hectáreas han sido replantadas de manera asistida, debido a la escarificación (labranza) de trazas de tuberías y de las ubicaciones.

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Nuestras instalaciones ocupan solo el 1% de las extensiones bajo concesión y no se ve afectada ningún área protegida.

Política en materia de Relaciones con la Comunidad

La Emisora colabora activamente con las comunidades cercanas a sus operaciones, contribuyendo con el desarrollo sostenible de la población y sus instituciones en las áreas de educación, salud, deporte, cultura y promoción social. Realiza y apoya programas de relacionamiento en comunidades y escuelas vecinas a sus yacimientos, comprometiendo tanto a su personal como a la población de la zona en el desarrollo de los mismos, buscando facilitar la autonomía y la toma de decisiones, creando redes con organizaciones gubernamentales, no gubernamentales y otras instituciones.

El plan de gestión social incluye principalmente diversos programas de educación, desarrollo sustentable, fortalecimiento y revalorización cultural, capacitación laboral y salud. Todos estos programas se planifican a partir de un diagnóstico preciso de la situación que se desea mejorar con un desarrollo técnico claro y eficiente. Desde el inicio de toda vinculación comunitaria se ofrece un espacio de diálogo, de escucha y de consulta, consensuando el saber colectivamente. Asimismo, esa metodología también contribuye al fortalecimiento de la capacidad organizativa, empodera los roles de liderazgo tradicionales y fomenta acciones donde se prioriza el interés colectivo por sobre el beneficio particular.

A continuación, se mencionan algunos de los programas de Relaciones con la Comunidad y Gestión Social del Negocio llevados a cabo por la Emisora entre el 31 de diciembre de 2024, 2023 y el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025, agrupados de acuerdo al área de acción. Los valores están expresados en dólares estadounidenses al porcentaje de participación de la Emisora.

Programas de Relaciones con la Comunidad (Educación – Fortalecimiento cultural – Inclusión Social y Sostenibilidad – Salud) ........................................................... Gestión Social del Negocio ......................................................................................... Total Invertido en Gestión Social ...............................................................................	Por el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025 Para el período finalizado el 31 de diciembre de 2024 Para el período finalizado el 31 de diciembre de 2023 Valores en % de Tecpetrol	Por el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025 Para el período finalizado el 31 de diciembre de 2024 Para el período finalizado el 31 de diciembre de 2023 Valores en % de Tecpetrol	Para el período finalizado el 31 de diciembre de 2023
	521.899 325.309 847.208	(en U.S.$) 1.181.225 130.187 1.311.412	380.485 1.145.582
			1.526.067

Durante 2024, implementamos programas educativos orientados a fortalecer las capacidades técnicas de los beneficiarios, a fin de posibilitar su acceso al empleo en nuestra industria de acuerdo a la demanda proyectada por el desarrollo de distintos proyectos operativos, especialmente en Neuquén-Vaca Muerta.

Durante el período, apoyamos y entregamos una variedad de iniciativas sociales, educativas y culturales en la región de la Cuenca Neuquina, incluyendo:

Lanzamiento del GenEra Neuquén: Desarrollado por Tecpetrol y Vista Energy en colaboración con el gobierno de la Provincia de Neuquén, este programa tiene como objetivo desarrollar las habilidades técnicas de jóvenes y adultos, anticipándose al crecimiento previsto de la industria energética en la región. Las actividades incluyeron cursos profesionales, prácticas en laboratorios, sesiones de capacitación y visitas a instalaciones. Hasta la fecha, 1.583 beneficiarios han recibido más de 83.000 horas de capacitación en 18 escuelas de 10 localidades.
Gen Técnico: Iniciativa en curso para mejorar las habilidades técnicas y profesionales en colaboración con instituciones locales.

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Además de nuestros programas educativos y técnicos, apoyamos iniciativas culturales y comunitarias clave en la región, como el patrocinio de la Fiesta Nacional de la Confluencia en Neuquén, la donación de una bomba contra incendios forestales para el Parque Nacional Lanín y la prestación de asistencia tras las inundaciones de Bahía Blanca. También concluimos el proyecto juvenil RAMPA, organizamos una exposición de artes visuales en el MNBA-Nqn con PROA y apoyamos el Festival de Cine Infantil, al que pudieron acceder 280 niños de la localidad.

Política de Planeamiento

La Sociedad realiza un proceso de planeamiento a corto, mediano y largo plazo. La Sociedad formula un presupuesto anual, patrimonial, económico y financiero, el cual es utilizado a los fines del control de las inversiones, los costos operativos, los de estructura y los niveles de producción. Simultáneamente existen presupuestos estructurados por áreas en las cuales la Sociedad actúa como operador, con el fin de reflejar el objetivo formulado por cada consorcio o unión transitoria, en las cuales están representados los distintos socios que componen cada uno de ellos. Estos presupuestos están integrados, en los períodos que son comunes, con el presupuesto general de la Sociedad.

Adicionalmente, existe un control de detalle, cuya responsabilidad de ejecución corresponde a un project leader, de cada una de las inversiones en pozos de exploración, de producción y facilidades, en general. De esta manera se controla la evolución del programa de la inversión, en detalle, y el cumplimiento de los plazos de ejecución.

Las reuniones de control de costos, niveles de producción, inventarios, costos de estructura e inversiones, se realizan al menos una vez al mes alternativamente en las oficinas centrales o en cada yacimiento, con la participación de los funcionarios ejecutivos de la Sociedad.

Política de Seguros

Es política de la compañía cubrir ciertos riesgos relacionados con la actividad, siguiendo los parámetros habituales de la industria en la que opera y otros generales que pudieren responder a obligaciones legales o convenidos en el mercado. En este sentido, contratamos seguros con aseguradoras de primer nivel que, en caso de ser necesario, retrocesionan los riesgos con reaseguradores con calificación crediticia de S&P/Fitch de al menos A- y Moody’s Aa3.

Entre los seguros facultativos más importantes podemos mencionar los de Responsabilidad Civil frente a terceros (incluyendo la que resulta de su Responsabilidad como Empleador), Daños Materiales, Rotura de Maquinaria y Descontrol de Pozos. Para la póliza de Daños Materiales se consideran amparados aquellos bienes (muebles e inmuebles) propios o de terceros por los que Tecpetrol tiene responsabilidad contractual, actuando en forma complementaria o subsidiaria si aplicasen seguros más específicos.

Si bien los costos y condiciones de los seguros tienen vigencia anual, ante oportunidades de mercado podríamos optar por contratos de mayor plazo.

Tecpetrol considera que las coberturas contratadas son adecuadas, alineándose con las políticas de riesgos de las demás empresas del ramo que operan en el país tanto en lo que respecta a esquemas de transferencia de riesgos como control de contratistas.

Política de Abastecimientos

La Dirección de Supply Chain tiene a su cargo la gestión de compra de materiales y equipos, la contratación de obras y servicios, la operación de los almacenes de materiales, gestión de la arena y la logística de abastecimiento, para ofrecer a las operaciones soluciones de alto valor agregado, combinando mejores prácticas operativas, uso de nuevas tecnologías para la mejora continua de los procesos y compromiso con la transparencia en la gestión de la cadena de suministro

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Es política de la Dirección optimizar la relación costo/calidad en las compras y contrataciones, establecer relaciones a largo plazo con proveedores estratégicos y procurar el desarrollo de proveedores locales de las áreas en las que opera. Para ello cuenta con un área específica de Gestión de Proveedores cuyo objetivo es proporcionar un enfoque sistemático y proactivo para calificar, evaluar y desarrollar proveedores con el fin de mejorar continuamente nuestra lista de proveedores poniendo especial foco en seguridad y calidad. Durante 2024, el 97,4% de nuestras compras y contrataciones fueron realizadas a proveedores locales.

La Dirección tiene sede en Buenos Aires, Argentina y oficinas regionales en Neuquén, Chubut y Salta. La gestión de Abastecimientos se lleva a cabo en todas sus oficinas siguiendo procedimientos estipulados por la dirección de la Emisora y es auditada periódicamente por auditores internos de la Organización Techint y por auditores externos.

Entre los principales proveedores de la Emisora se encuentran empresas locales e internacionales tales como: Tenaris, Schlumberger, Nabors, Weatherford, San Antonio, Techint Compañía Técnica Internacional S.A.C.I., Marbar, Prodeng, Calfrac, entre otras.

Recursos Humanos

Hemos desarrollado un programa llamado +Diversidad, ya que estamos convencidos de que la diversidad nos aporta valor añadido al respetar y promover las características que diferencian a cada empleado. +Diversidad se basa en cinco pilares: LGBTQ+; culturas nacionales; generaciones; discapacidad; y género.

Las dos tablas siguientes muestran información relativa a nuestro personal al 30 de junio de 2025 y durante los últimos tres años finalizados el 31 de diciembre de 2024, 2023 y 2022, agrupados por área operativa, y el número de empleados afiliados a sindicatos.

Función Dirección/Presidencia Tecpetrol Dirección/Presidencia Tecpetrol Asistencia Asistencia Comunicaciones Comunicaciones Auditoría Auditoría Planeamiento Planeamiento Recursos Humanos Recursos Humanos Áreas Corporativas Áreas Corporativas Administración y Finanzas IT Supply Chain Transición Energética Transición Energética G&P, Desarrollo Negocio / Comercial G&P, Desarrollo Negocio / Comercial Comercial Comercial Desarrollo Negocio	Jun. 25 Número de empleados % total de empleados 7 0,80 % 7 0,80 % 14 1,60% 14 1,60% 5 0,57% 5 0,57% 5 0,57% 5 0,57% 28 3,20% 28 3,20% 50 5,72% 50 5,72% 211 24,14% 10 1,14% 70 8,01% 81 9,27% 50 5,72% 8 0,92% 8 0,92% 0 0,00% 0 0,00% 18 2,06% 18 2,06% 8 0,92%	Dic. 24 Dic. 23 Dic. 22 Número de empleados % total de empleados Número de empleados % total de empleados Número de empleados % total de empleados 7 0,86 % 6 0,80 % 5 0,70 % 7 0,86 % 6 0,80 % 5 0,70 % 13 1,59 % 13 1,72 % 14 1,95 % 13 1,59 % 13 1,72 % 14 1,95 % 5 0,61 % 5 0,66 % 4 0,56 % 5 0,61 % 5 0,66 % 4 0,56 % 5 0,61 % 5 0,66 % 5 0,70 % 5 0,61 % 5 0,66 % 5 0,70 % 28 3,43 % 25 3,32 % 28 3,89 % 28 3,43 % 25 3,32 % 28 3,89 % 46 5,63 % 37 4,91 % 34 4,73 % 46 5,63 % 37 4,91 % 34 4,73 % 199 24,36 % 185 24,54 % 181 25,17 % 8 0,98 % 7 0,93 % 6 0,83 % 69 8,45 % 69 9,15 % 67 9,32 % 75 9,18 % 62 8,22 % 64 8,90 % 47 5,75 % 47 6,23 % 44 6,12 % 23 2,82 % 17 2,25 % 18 2,50 % 23 2,82 % 17 2,25 % 18 2,50 % 0 0,00 % 0 0,00 % 1 0,14 % 0 0,00 % 0 0,00 % 1 0,14 % 17 2,08 % 17 2,25 % 17 2,36 % 17 2,08 % 17 2,25 % 17 2,36 % 7 0,86 % 8 1,06 % 7 0,97 %
	Número de empleados	Número de empleados
	7 7 14 14 5 5 5 5 28 28 50 50 211 10 70 81 50 8 8 0 0 18 18 8	7 7 13 13 5 5 5 5 28 28 46 46 199 8 69 75 47 23 23 0 0 17 17 7

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Jun. 25 Función Número de empleados % total de empleados Desarrollo Negocio 8 0,92% Salud, Seguridad y Medioambiente 5 0,57 % Salud, Seguridad y Medioambiente 5 0,57 % E&P 477 54,58% E&P 1 0,11% GNL & LGN 20 2,29% Relaciones Laborales y Security 2 0,23 % Operaciones & Argentina Convencional 108 12,36% Perforación & Finalización 81 9,27% Exploración y Desarrollo 63 7,21% Cuenca Neuquina & Vaca Muerta 202 23,11% Programa JP Pool 38 4,35% JP Pool 38 4,35% TOTAL ................................. 874 100% Afiliaciones Sindicales	Dic. 24 Dic. 23 Dic. 22 Número de empleados % total de empleados Número de empleados % total de empleados Número de empleados % total de empleados 7 0,86 % 8 1,06 % 7 0,97 % 5 0,61 % 5 0,66 % 4 0,56 % 5 0,61 % 5 0,66 % 4 0,56 % 433 53,00 % 411 54,51 % 385 53,55 % 1 0,12 % 1 0,13 % 1 0,14 % 3 0,37 % 3 0,40 % 1 0,14 % 2 0,24 % 2 0,27 % 2 0,28 % 114 13,95 % 99 13,13 % 97 13,49 % 77 9,42 % 74 9,81 % 75 10,43 % 60 7,34 % 63 8,36 % 62 8,62 % 176 21,54 % 169 22,41 % 147 20,45 % 29 3,55 % 20 2,65 % 16 2,23 % 29 3,55 % 20 2,65 % 16 2,23 % 817 100 % 754 100 % 719 100% Junio 2025 2024 2023 2022 .. 30 34 34 35 .. 10 10 9 7 0 0 0 0 .. 11 12 0 0 1 1 1 1 .. 52 57 44 43	Dic. 24 Dic. 23 Dic. 22 Número de empleados % total de empleados Número de empleados % total de empleados Número de empleados % total de empleados 7 0,86 % 8 1,06 % 7 0,97 % 5 0,61 % 5 0,66 % 4 0,56 % 5 0,61 % 5 0,66 % 4 0,56 % 433 53,00 % 411 54,51 % 385 53,55 % 1 0,12 % 1 0,13 % 1 0,14 % 3 0,37 % 3 0,40 % 1 0,14 % 2 0,24 % 2 0,27 % 2 0,28 % 114 13,95 % 99 13,13 % 97 13,49 % 77 9,42 % 74 9,81 % 75 10,43 % 60 7,34 % 63 8,36 % 62 8,62 % 176 21,54 % 169 22,41 % 147 20,45 % 29 3,55 % 20 2,65 % 16 2,23 % 29 3,55 % 20 2,65 % 16 2,23 % 817 100 % 754 100 % 719 100% Junio 2025 2024 2023 2022 .. 30 34 34 35 .. 10 10 9 7 0 0 0 0 .. 11 12 0 0 1 1 1 1 .. 52 57 44 43	Dic. 24 Dic. 23 Dic. 22 Número de empleados % total de empleados Número de empleados % total de empleados Número de empleados % total de empleados 7 0,86 % 8 1,06 % 7 0,97 % 5 0,61 % 5 0,66 % 4 0,56 % 5 0,61 % 5 0,66 % 4 0,56 % 433 53,00 % 411 54,51 % 385 53,55 % 1 0,12 % 1 0,13 % 1 0,14 % 3 0,37 % 3 0,40 % 1 0,14 % 2 0,24 % 2 0,27 % 2 0,28 % 114 13,95 % 99 13,13 % 97 13,49 % 77 9,42 % 74 9,81 % 75 10,43 % 60 7,34 % 63 8,36 % 62 8,62 % 176 21,54 % 169 22,41 % 147 20,45 % 29 3,55 % 20 2,65 % 16 2,23 % 29 3,55 % 20 2,65 % 16 2,23 % 817 100 % 754 100 % 719 100% Junio 2025 2024 2023 2022 .. 30 34 34 35 .. 10 10 9 7 0 0 0 0 .. 11 12 0 0 1 1 1 1 .. 52 57 44 43
Sindicato del Personal Jerárquico y Profesional del Petróleo y Gas Privado de Neuquén, Río Negro y La Pampa. ................................................................................ Sindicato del Personal Jerárquico y Profesional del Petróleo y Gas Privado de la Patagonia Austral ................. Sindicato del Personal Jerárquico y Profesional del Petróleo y Gas Privado de Salta, Jujuy y Formosa Federación Argentina Sindical de Petróleo, Gas y Biocombustibles ................................................................. Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Chubut. Total..................................................................................
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Competencia

La Emisora también está expuesta a competencia en plataformas de perforación y la disponibilidad de los equipos relacionados. Por lo general, cuando los precios del gas natural son altos, aumenta la demanda de plataformas, suministros, servicios, equipos y mano de obra de perforación, pudiendo generar escasez o incrementos en los costos de equipos, servicios y personal de perforación. Remítase a “ Capítulo VI. Factores de Riesgo-Riesgos relacionados con Argentina – Riesgos relacionados con el negocio de petróleo y gas – La industria del petróleo y del gas está sujeta a riesgos económicos y operativos específicos” de este Suplemento.

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Política de Dividendos

La Emisora no tiene una política de dividendos determinada. La distribución de dividendos de la Emisora dependerá, entre otras cosas, de los resultados de sus operaciones, los requerimientos de inversión, las posibilidades y costos de financiación de los proyectos de inversión, la cancelación de obligaciones, las restricciones legales y contractuales existentes, las perspectivas futuras y cualquier otro factor que el directorio de la Emisora considere relevante.

Pueden declararse y pagarse dividendos legalmente sólo por ganancias líquidas y realizadas.

De acuerdo con el Art. 20° del Estatuto de la Emisora, las ganancias realizadas y líquidas de la Emisora se destinan: a) 5%, hasta alcanzar el 20% del capital social para el fondo de reserva legal; b) a remuneración del Directorio y del Consejo de Vigilancia en su caso; c) a las reservas voluntarias o previsiones que la asamblea decida constituir; d) el remanente que resultare se repartirá como dividendo de los accionistas, cualquiera sea su clase.

El directorio somete a consideración y aprobación de la asamblea de accionistas anual ordinaria los estados financieros de la Emisora correspondientes al ejercicio anterior, conjuntamente con el informe que sobre ellos emite la comisión fiscalizadora. En un período de 72 días contados desde el cierre del ejercicio, se debe celebrar una asamblea de accionistas ordinaria para aprobar los estados financieros y determinar el destino del resultado del ejercicio.

Política de Transparencia

En el marco de una serie de iniciativas con fines de fortalecer nuestro sistema de normas internas y fomentar relaciones más abiertas y transparentes con nuestros empleados, clientes, proveedores, colaboradores e instituciones con las cuales nos comprometimos, hemos decidido la implementación de: (i) un Código de Conducta al que todos los empleados de la empresa deben adherirse, cualquiera sea su nivel jerárquico o área de expertise. Este Código provee las herramientas y mecanismos necesarios para garantizar la transparencia e integridad en el abordaje de los asuntos que puedan impactar la administración de la empresa, con el objetivo de mantener una eficiente estructura operativa; y (ii) una Política de Conducta en los Negocios, que describe los principios y procedimientos designados para asegurar el cumplimiento del Código de Conducta y con varias normas nacionales e internacionales que prohíben prácticas de corrupción y soborno, como la U.S. Foreign Corrupt Practices Act (FCPA) y la Convención para Combatir el Cohecho de Servidores Públicos Extranjeros en Transacciones Comerciales Internacionales de la OCDE.

Procesos legales de la Sociedad

Somos parte de diversos juicios y demandas de carácter civil, tributario, comercial y laboral que se nos iniciaron con motivo de nuestras actividades. Aunque no podemos dar ninguna garantía sobre cómo se resolverán finalmente estos asuntos, nuestro Directorio opina, en base a la información disponible en estos momentos y a lo consultado con los asesores legales externos, que el desenlace de estas demandas y acciones legales, en forma aislada o en conjunto, no tendrá un efecto significativo, que exceda el alcance de las previsiones que tenemos constituidas para cubrir las pérdidas que podrían generarse de estos juicios, en nuestra situación financiera, flujos de fondos o resultados de operaciones.

Estas previsiones ascienden al 30 de junio de 2025 a un monto total de U.S.$1,0 millones. Destacamos que la Sociedad registra previsiones para afrontar situaciones contingentes que podrían originar obligaciones para la Sociedad, en la medida en que sean probables y puedan ser cuantificadas razonablemente. Registramos una previsión para contingencias cuando existe alta posibilidad de incurrir en costos futuros y dichos costos pueden ser estimados razonablemente. Nuestro equipo directivo, con la asistencia de nuestros asesores jurídicos, estimaron el monto de tales previsiones basados en la información disponible y en las suposiciones y métodos que se consideran apropiados. Las estimaciones son periódicamente revisadas y ajustadas a medida que se obtiene información adicional. A medida que el avance de los reclamos se hace más definido, pueden surgir cambios en las estimaciones de costos futuros, que podrían tener efectos materiales sobre nuestra condición

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financiera y el resultado de las operaciones. No obstante, el resultado de estos procesos podría diferir considerablemente de los montos estimados apartados.

Sin perjuicio de los procesos legales mencionados en nuestros estados financieros, somos parte de otros juicios que son menos significativos que los arriba indicados, los cuales se explican en las Notas a nuestros estados financieros. También podríamos ser parte de otros juicios dentro del giro normal de nuestros negocios, tales como los reclamos por daños materiales de bienes de terceros en los que se encuentran nuestros yacimientos, reclamos por lesiones personales o reclamos laborales de empleados y contratistas anteriores y actuales y de otros reclamos de proveedores y terceros.

Políticas de Inversiones y de Financiamiento

La estrategia financiera de la Emisora busca mantener recursos financieros adecuados y acceso a facilidades de crédito para financiar sus operaciones. La Emisora cuenta con flujos de fondos derivados de sus operaciones, así como también financiamiento de diversas fuentes, entre ellas bancos comerciales nacionales e internacionales, acceso a mercados de capitales locales e internacionales, entre otros, y préstamos otorgados por sociedades relacionadas.

La Emisora tiene una estrategia conservadora en el manejo de su liquidez, que consiste en mantener una parte sustancial de sus fondos en efectivo, fondos líquidos e inversiones de corto plazo.

La Emisora busca mantener un adecuado nivel de endeudamiento sobre el total del patrimonio neto considerando la industria y los mercados en los que opera. La Emisora no tiene que cumplir con requerimientos externos de mantenimiento de capital.

Política en materia de cuestiones ambientales, sanitarias y de seguridad

La Emisora considera que esta política es parte integral de sus actividades y, por lo tanto, se esmera y ocupa por exigir su cumplimiento en todos los niveles de la organización.

Dentro de nuestra área de influencia, nuestro objetivo prioritario es conducir sus operaciones protegiendo la integridad física de su personal y la de terceros, logrando al mismo tiempo una adecuada conservación del ambiente, en conformidad con la legislación aplicable e implementando las mejores prácticas para beneficio de las comunidades, empleados y la empresa. Operar de una manera segura es la principal prioridad en la gestión y constituye un valor en la organización.

Tecpetrol ha definido su Política de Seguridad, Ambiente y Salud (“SAS”), la cual se encuentra firmada por la máxima autoridad de la compañía.

Los principios fundamentales incluidos en dicha Política son:

Todas las lesiones y enfermedades ocupacionales pueden prevenirse, como así también los incidentes que impacten sobre el ambiente.
Las prácticas seguras son responsabilidad de todos y cada uno de los integrantes del personal de la empresa y resultan una condición de empleo y contratación.
El entrenamiento y la capacitación son la base para mejorar en forma continua los aspectos de Seguridad, Ambiente y Salud en las operaciones, involucrando a todas las partes interesadas.
Las operaciones de la empresa deben estar en conformidad con la legislación vigente en Seguridad, Ambiente y Salud, y con aquellos compromisos voluntariamente asumidos, relacionados a estos aspectos.

Para la realización de sus operaciones, Tecpetrol contrata empresas de las cuales espera y exige los más altos estándares y procedimientos en materia de Seguridad, Ambiente y Salud, alineados en su totalidad con la política y principios de Tecpetrol.

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Tecpetrol dirige sus operaciones aplicando una mejora progresiva en Seguridad, Ambiente y Salud, proveyendo los recursos necesarios para ello y con la visión de lograr los más altos niveles operativos de la industria. Partiendo de estos compromisos, se utiliza un Sistema de Gestión de Seguridad, Ambiente y Salud ("Sistema de Gestión SAS”) cuyo objetivo es proveer un marco adecuado de actuación para la gestión SAS de todas las áreas operativas de Tecpetrol, desde la etapa de exploración hasta el cierre y desmantelamiento de los activos en toda la cadena de valor y el ciclo de vida de los negocios. Las evidencias de su cumplimiento han sido auditadas por un ente externo donde se concluyó además su alineación con las normas internacionales de referencia en la materia.

La parte superior de la jerarquía del Sistema de gestión SAS está conformada por la Visión, la Política SAS y los “principios SAS” (compromiso y liderazgo, gestión del riesgo y mejora continua). La parte inferior de la jerarquía la conforman los estándares, procedimientos y prácticas operativas, que aseguran la implementación de los controles. Los componentes comunes a todo el sistema (documentación, capacitación y entrenamiento, comunicación, auditorías, entre otros) se describen como herramientas transversales del Sistema de Gestión SAS.

El compromiso y convencimiento de la Dirección para liderar el proceso y de cada uno de los colaboradores de la empresa es uno de los principios SAS fundamentales. El principio SAS de mejora continua implica tanto la implantación del sistema como el aprendizaje continuo de la organización, el seguimiento del desempeño, y la participación activa de todas las personas.

El principio SAS de gestión de los riesgos permite un enfoque sistemático y coherente a la evaluación, mitigación y control de los mismos, reduciendo la probabilidad de consecuencias adversas (lesiones, impactos ambientales, daño a los activos, entre otros) mientras provee oportunidades de mejorar la confiabilidad, los beneficios y la eficiencia de las operaciones. Dentro del sistema, la gestión de los riesgos es una parte integral de prácticamente todos los procesos y al mismo tiempo es central para la toma de decisiones.

La implementación del Sistema de Gestión SAS mencionado ha permitido alcanzar a Tecpetrol índices de seguridad comparables con los más altos parámetros internacionales. Desde 2020, no ha habido víctimas mortales resultantes de una lesión relacionada con el trabajo o lesiones graves resultantes de accidentes relacionados con el trabajo, ni entre personal propio de la empresa ni entre trabajadores de empresas contratistas.

En forma previa a todo nuevo proyecto, se realizan los Estudios de Impacto Ambiental correspondientes, en cumplimiento de la legislación vigente y se realiza un estricto seguimiento del cumplimiento en campo de las medidas de manejo ambiental establecidas en los mismos.

En los diseños de instalaciones, se aplican buenas prácticas de la industria y se incorporan las mejoras identificadas en las Evaluaciones de Riesgo Ocupacional y de Procesos.

En 2024, seguimos obteniendo resultados positivos en materia de seguridad. No se registraron accidentes fatales, ni entre los empleados ni entre los contratistas. Tampoco se notificaron casos de enfermedades profesionales. Por otro lado, al igual que en 2023, se produjeron 15 incidentes registrables, tres de los cuales provocaron días perdidos.

Se continuó con la estandarización, revisión y actualización de las normas y procedimientos que conforman el Sistema de Gestión SAS, centrándose en el Sistema de Permisos de Trabajo y la Norma Corporativa de Gestión Ambiental. Se implementaron nuevas mejoras en el software de gestión, incorporando herramientas automatizadas que estandarizan la clasificación de eventos relacionados con la seguridad de los procesos, así como mejoras en los indicadores utilizados para monitorear las acciones derivadas de los estudios de riesgo.

En Argentina, continuamos implementando diversas iniciativas para reducir los riesgos operativos. Por ejemplo, en la Cuenca Neuquina, se continuó con el fortalecimiento de competencias técnicas y de seguridad -donde se impartieron más de 2.150 horas de capacitación tanto a personal de la compañía como a contratistas, la implementación del programa SKILL HSE, con más de 750 participantes de 11 empresas contratistas, talleres de prevención de riesgos laborales - un total de tres sesiones con la participación de 52 delegados de

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seguridad de 30 contratistas diferentes-, y la certificación de Nivel 1 para 26 miembros de brigadas, lo que contribuye a la preparación ante emergencias en instalaciones críticas.

Tras la puesta en marcha de una nueva plataforma de perforación, se capacitó a más de 60 personas diariamente, acumulando más de 40 horas de capacitación, con el objetivo de estandarizar los criterios de trabajo, los procedimientos y las matrices de actividades técnicas y de HSE críticas.

Se firmó un acuerdo de asistencia mutua con siete empresas operadoras en la zona de Añelo para brindar apoyo en caso de un evento de fuerza mayor.

En la Cuenca del Golfo de San Jorge, se llevó a cabo un simulacro a gran escala en colaboración con otros operadores de la zona. Se renovaron e instalaron señales de seguridad en todas las baterías, plantas, tuberías y caminos.

Se llevaron a cabo auditorías de cumplimiento de HSE en todos los lugares de trabajo y bases de los contratistas presentes en el campo, junto con auditorías del sistema de gestión para los contratistas más críticos. Se realizaron talleres como parte de las campañas Reglas de Oro y Liderazgo en Seguridad, con el objetivo de reforzar y mantener a todos los empleados y contratistas informados de los requisitos de seguridad en las actividades más críticas.

En la Cuenca del Noroeste, se llevó a cabo una Campaña de Liderazgo en Seguridad, con más de 180 participantes. Se realizaron Talleres sobre Seguridad de Procesos en todas las instalaciones del área.

Compromiso Ético

La Emisora promueve activamente y se compromete profundamente con una cultura corporativa basada en la transparencia, integridad, comportamiento ético y el cumplimiento regulatorio. Nuestros equipos de liderazgo y gestión asumen un rol vital en la defensa y transmisión de estos principios, que guían el desarrollo de nuestro objeto social y que constituyen los valores fundamentales de la Emisora. Nuestro compromiso con una gestión abierta y transparente es parte de nuestro legado y una fuente esencial de ventaja competitiva.

En línea con este compromiso, nos enorgullece participar del "Pacto Global" de las Naciones Unidas, una iniciativa que promueve la responsabilidad social corporativa. A través de esto, nos comprometemos a cumplir con diez principios dirigidos a la protección de los derechos humanos, asegurando justos estándares laborales, preservar el ambiente y prevenir la corrupción y el soborno.

Consecuentemente, la Emisora ha establecido un “Código de Conducta” que refleja las mejores prácticas en ética, cumplimiento regulatorio y transparencia. También se refuerza la protección de los datos personales, se promueve la competencia económica transparente y justa y el cuidado del ambiente. Es importante destacar que ninguna forma de acoso, trabajo infantil o explotación en cualquiera de sus modalidades es tolerada en nuestras operaciones.

Adicionalmente, nuestra Política de Conducta Empresarial establece los principios y procedimientos necesarios para cumplir con el Código de Conducta así como también con las diversas leyes nacionales e internacionales anticorrupción. Para llevar adelante esto, la Emisora ha implementado un Programa de Cumplimiento de Conducta Empresarial, un marco integral basado en riesgos que refleja los principios, estándares, políticas y procedimientos de la empresa relacionados con el soborno y ética empresarial. Este programa define cómo la Emisora interactúa con los funcionarios públicos, entidades gubernamentales, entidades públicas y privadas, terceros, socios comerciales y empleados.

Estas políticas, junto a otras como el “Código de Conducta para Proveedores”, “Política de Conflicto de Intereses y No Concurrencia”, la “Política de Ambiente Libre de Acoso y Discriminación”, y las “Reglas de Prevención de la Corrupción en Concursos, Procesos Licitatorios y otras Interacciones con el Sector Público”, entre otras políticas internas de la empresa, constituyen la base de las relaciones con los accionistas de la Emisora, miembros del Directorio, sus empleados y terceros. Establecen los lineamientos y estándares de integridad y transparencia que guían nuestra conducta, creando valor y cuidando la reputación de la Emisora.

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MARCO REGULATORIO

La industria del gas y petróleo en la Argentina

Reseña

La industria argentina del petróleo y el gas está regulada por (i) la Ley de Hidrocarburos Nº 17.319, promulgada en 1967, y modificada por la Ley Nº 26.197, promulgada en 2007, y la Ley Nº 27.007, promulgada en 2014, que estableció el marco legal básico para la exploración y producción de petróleo y gas natural; y (ii) la Ley N° 24.076, denominada la “Ley de Gas Natural”, del año 1992, que estableció las bases para la desregulación de las industrias del transporte y distribución del gas natural y creó el ENARGAS. Asimismo, mediante la Ley N° 27.742 denominada “Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos” (en adelante, “Ley Bases”), publicada el 8 de julio de 2024 en el Boletín Oficial, se introdujeron modificaciones a la Ley de Hidrocarburos y la Ley del Gas.

El 28 de mayo de 2022 se publicó el Decreto N° 277/2022 (reglamentado por el Decreto N° 484/2022, publicado en el Boletín Oficial el 16 de agosto de 2022), mediante el cual se crearon los regímenes de acceso a divisas para la producción incremental de petróleo (“RADPIP”) y de gas natural (“RADPIGN”) y el régimen de promoción de empleo, trabajo y desarrollo de proveedores regionales y nacionales (“RPEPNIH”). Dicho Decreto principalmente flexibiliza el acceso al MLC a los beneficiarios que incrementen la producción de gas y/o petróleo, y que para poder acceder al RADPIP y al RADPIGN, se deben cumplir con los siguientes requisitos: (i) estar inscriptos en el registro de empresas petroleras de la Secretaría de Energía; (ii) adherir al régimen; (iii) obtener una producción incremental de crudo o niveles de inyección incremental de gas natural; (iv) cumplir con el RPEPNIH; y (v) ser adjudicatario, y cumplir con las obligaciones previstas, en el Plan Gas.Ar. Los beneficiarios de dichos regímenes tendrán acceso al MLC para el pago de capital e intereses de pasivos comerciales o financieros con el exterior, incluyendo pasivos con sociedades vinculadas no residentes y para el pago de utilidades y dividendos que correspondan a estados financieros cerrados y auditados y/o la repatriación de inversiones directas de no residentes. El acceso al MLC bajo este régimen no podrá quedar sujeto al requisito de conformidad previa del BCRA, en caso de que la norma cambiaria así lo estableciera, y que los beneficios de acceso a divisas que se obtengan por adherir al RADPIP y/o al RADPIGN serán tomados a cuenta y oportunamente descontados de otros beneficios. Respecto al RPEPNIH, se controlarán los planes de desarrollo de proveedores que aseguren la integración regional y nacional, y que el 16 de enero de 2023 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución N° 13/2023 de la Secretaría de Energía aprobando las condiciones generales de los regímenes de acceso a divisas creados por el mencionado Decreto 277/22. Para mayor información, véase “ Tipos de Cambio y Regulaciones Cambiarias ” de este Suplemento.

Exploración y Producción

Permisos y Concesiones

En virtud de la Ley de Hidrocarburos (y sus modificatorias), las autoridades federales y/o provinciales competentes pueden otorgar permisos de exploración luego de la presentación de licitaciones. El titular de un permiso de exploración posee el derecho exclusivo de llevar a cabo las operaciones necesarias o adecuadas para la exploración de petróleo y gas dentro del área especificada en el permiso Los permisos de exploración abarcarán áreas cuya superficie no exceda de 100 unidades y los que se otorguen sobre la plataforma continental no podrán superar las 150 unidades y pueden tener una vigencia de hasta 11 años, 13 años o 14 años, para la exploración convencional, la exploración no convencional y la exploración en la plataforma continental y en el mar territorial, respectivamente.

En caso de que el titular de un permiso de exploración descubra cantidades de petróleo o gas que sean comercialmente explotables, tendrá el derecho de obtener una concesión de explotación exclusiva por 25, 30 o 35 años para la producción y el desarrollo de este petróleo y gas (depende de cómo se pretendan extraer esos hidrocarburos mediante el uso de métodos convencionales o no, de los depósitos hidrocarburíferos con determinadas características de permeabilidad específicas, de si están situados en el continente o en la plataforma continental o mar territorial). El Poder Ejecutivo, ya sea nacional o provincial, según corresponda,

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podrá establecer plazos diferentes de hasta un máximo de 10 años respecto de los previstos, de manera fundada y motivada, justificando el apartamiento de los plazos originales. Las concesiones de explotación y de transporte otorgadas antes de la sanción de la Ley de Bases seguirán rigiéndose, hasta su vencimiento, por los plazos establecidos en el marco legal vigente al momento de la aprobación de esta ley.

En virtud de la Ley N° 26.197, la facultad de prorrogar las vigencias de los permisos y concesiones existentes y nuevas fue puesta a cargo de los gobiernos de las provincias donde se encuentre el yacimiento en cuestión (y del gobierno nacional respecto de yacimientos mar adentro que sobrepasen las 12 millas náuticas). Al momento del vencimiento del permiso y/o concesión (incluyendo sus eventuales prórrogas), las provincias tienen el derecho de conferir nuevos permisos y/o concesiones relacionadas con los yacimientos en cuestión. En caso de que se acceda a una concesión de explotación antes del vencimiento del permiso de exploración, el período restante de tiempo de dicho permiso puede ser convertido y agregado a la correspondiente concesión de explotación.

Una concesión de explotación también confiere al titular el derecho de conducir todas las actividades necesarias o adecuadas para la producción del petróleo y gas, siempre que dichas actividades no interfieran con las actividades de otros titulares de permisos de exploración o concesiones de explotación. Una concesión de explotación permite que el titular obtenga una concesión de transporte para el petróleo y gas producido. Ver el punto “ Concesiones de Transporte de Hidrocarburos líquidos ” más abajo.

Los permisos de exploración y las concesiones de explotación generalmente requieren que los titulares lleven a cabo todas las obras necesarias para buscar o extraer hidrocarburos racional y económicamente explotables con el uso de técnicas adecuadas y que realicen las inversiones especificadas.

Canon y Regalías

En virtud de la Ley de Hidrocarburos y sus modificatorias, los titulares de un permiso de exploración deben pagar anualmente y por adelantado al Poder Ejecutivo Nacional o provincial, según corresponda, un canon por cada kilómetro cuadrado o fracción, conforme a la siguiente escala:

Primer período: El monto equivalente en pesos de cero coma cincuenta (0,50) barriles de petróleo por kilómetro cuadrado.
Segundo período: El monto equivalente en pesos de dos (2) barriles de petróleo por kilómetro cuadrado.
Prórroga: El monto equivalente en pesos a quince (15) barriles de petróleo por kilómetro cuadrado.

Asimismo, los titulares de una concesión de explotación pagarán anualmente y por adelantado al Poder Ejecutivo Nacional o provincial, según corresponda, el monto equivalente en pesos de diez (10) barriles de petróleo por kilómetro cuadrado o fracción abarcado por el área.

Los cánones a pagar se ajustarán tomando como referencia el precio promedio del barril de petróleo, basado en la cotización del ‘ICE Brent Primera Línea’. Este precio promedio corresponderá al observado durante el primer semestre del año anterior al que se efectúa la liquidación.

El tipo de cambio a utilizar para la liquidación del canon será el correspondiente a dólares estadounidenses divisa vendedor del Banco de la Nación Argentina vigente el día hábil anterior al de efectivo pago.

Asimismo, la Ley Bases modificó el régimen de regalías. Estableció que el concesionario de explotación pagará mensualmente al concedente -en concepto de regalía sobre el producido y efectivamente aprovechado de los hidrocarburos líquidos y gaseosos- el porcentaje determinado en el proceso de adjudicación. Para los contratos vigentes a la fecha de sanción de la Ley Bases, la regalía será la que se haya convenido con el Poder Ejecutivo Nacional o provincial, según corresponda.

El Poder Ejecutivo Nacional o provincial, según corresponda, podrá reducir la regalía hasta el 5%, teniendo en cuenta la productividad, condiciones y ubicación de los pozos.

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Finalmente, establece que las alícuotas de regalías serán el único mecanismo de ingresos sobre la producción de hidrocarburos que percibirán las jurisdicciones titulares del dominio de los hidrocarburos, en su carácter de concedentes.

Para aquellas concesiones otorgadas antes de la aprobación de la Ley Bases deberán abonar sobre el valor en boca de pozo de la producción de petróleo crudo y de los volúmenes de gas natural vendidos una regalía del 12%, y un porcentaje en concepto de canon extraordinario en ciertas concesiones que han sido prorrogadas.

Asimismo, la Resolución de la SE N° 435/2004 (modificada por la Resolución N° 68/2024), que regula ciertos aspectos relativos a la información que deben suministrar los permisionarios de exploración y concesionarios de explotación a los efectos del pago de las regalías, prevé que en caso de que el titular de una concesión asigne producción de crudo para otros procesos de industrialización en sus plantas, deberá acordar con las autoridades provinciales o con la SE, según corresponda, sobre el precio de referencia a ser utilizado a los fines del cálculo de las regalías. Adicionalmente, mediante Resolución N° 571/19 de la ex Secretaría de Gobierno de Energía de la Nación (modificada por la Resolución N° 35/2021 de la Secretaría de Energía), se instruyó a los transportistas para que establezcan una metodología de compensación, denominada banco de calidad, que indirectamente podría afectar los ajustes que realicen los titulares de permisos o concesiones al liquidar sus regalías.

Reversiones de Áreas

Al vencimiento del plazo de una concesión de explotación o al momento de su efectiva resolución, todos los pozos de petróleo y de gas, más las instalaciones y el equipamiento operativo y de mantenimiento, retornan a la provincia donde se ubica la reserva o al gobierno nacional en el caso de reservas bajo jurisdicción federal (es decir, ubicadas sobre la plataforma continental sobrepasando las 12 millas náuticas mar adentro), sin ningún tipo de compensación.

Transporte y procesamiento de Hidrocarburos

La Ley Bases modifica el régimen de concesiones de transporte para dar lugar a un régimen de autorizaciones de transporte y habilitaciones de procesamiento otorgadas por el Poder Ejecutivo o la autoridad provincial, según corresponda. Las concesiones de transporte otorgadas con anterioridad a la sanción de Ley Bases continuarán rigiéndose conforme las condiciones dispuestas en su otorgamiento.

Los aspectos salientes del nuevo régimen introducido por la Ley Bases son los siguientes:

Las autorizaciones de transporte confieren el derecho de transportar hidrocarburos y sus derivados por medios que requieran instalaciones permanentes, pudiéndose construir y operar a tal efecto oleoductos, gasoductos, poliductos, plantas de almacenaje y de bombeo o compresión; obras portuarias, viales y férreas; infraestructuras de aeronavegación y demás instalaciones y accesorios necesarios para el buen funcionamiento del sistema, con sujeción a la legislación general y normas técnicas vigentes.
Las autorizaciones de transporte serán otorgadas por el Poder Ejecutivo Nacional o provincial, según corresponda, a las personas que reúnan los requisitos previstos en el Artículo 5 de la Ley de Hidrocarburos; la autoridad de aplicación nacional llevará un registro de los autorizados para transportar y los habilitados a procesar hidrocarburos.
El titular de una concesión de explotación tendrá derecho a una autorización de transporte de sus hidrocarburos. Sin perjuicio de ello, en el caso que dispongan la construcción de obras permanentes para el transporte de hidrocarburos que excedan los límites de alguno de los lotes concedidos, estarán obligados a obtener una autorización de transporte, ajustándose a las condiciones y requisitos respectivos. Cuando las instalaciones permanentes no rebasen los límites de los lotes de la concesión, la autorización será facultativa y será otorgada en las mismas condiciones que la concesión de explotación.

Las autorizaciones otorgadas a los referidos concesionarios de explotación serán otorgadas y prorrogadas por plazos equivalentes a aquellos otorgados para las concesiones de explotación

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vinculadas a las autorizaciones de transporte. Vencidos los plazos, las instalaciones pasarán al dominio del Estado Nacional o provincial, según corresponda, sin gravamen alguno y de pleno derecho. En los casos de cesión de una autorización de transporte otorgada en virtud de lo dispuesto en el párrafo precedente, los autorizados podrán solicitar prórrogas por un plazo de diez (10) años de duración cada una de ellas, siempre que hayan cumplido con sus obligaciones y se encuentren transportando hidrocarburos al momento de solicitar la prórroga.

Los titulares de proyectos y/o instalaciones para el acondicionamiento, separación, fraccionamiento, licuefacción y/o cualquier otro proceso de industrialización de hidrocarburos podrán solicitar una autorización de transporte de hidrocarburos y/o sus derivados a la autoridad hasta sus instalaciones de industrialización y desde las mismas hasta los centros y/o instalaciones de ulteriores procesos de industrialización o comercialización. Estas autorizaciones no estarán sujetas a plazo.
Las concesiones de transporte otorgadas con anterioridad a la sanción de la Ley Bases se regirán por los términos y condiciones de su otorgamiento.
Las autorizaciones de transporte y las habilitaciones de procesamiento en ningún caso implicarán un derecho de exclusividad para quien realiza la actividad.
Mientras las instalaciones tengan capacidad vacante y no existan razones técnicas que lo impidan, los autorizados estarán obligados a transportar los hidrocarburos de terceros sin discriminación de personas y al mismo precio para todos en igualdad de circunstancias. Si una persona es titular de capacidad de transporte y no la usara, la misma debe ser puesta a disposición de terceros para su utilización; pero siempre subordinado a las necesidades del propio autorizado a transportar. Los autorizados a transportar hidrocarburos no podrán realizar actos que impliquen competencia desleal ni abuso de su posición dominante en el mercado.
Quienes fueren habilitados a procesar hidrocarburos deberán procesar los hidrocarburos de terceros hasta un máximo del cinco por ciento (5%) de la capacidad de sus instalaciones siempre que no se comprometa la seguridad del proceso, que las partes arriben a un acuerdo por el servicio a prestar y que el solicitante se haga cargo de los costos asociados a la conexión a la planta. Dicho porcentaje podrá ser incrementado: (i) por acuerdo de partes en cualquier momento y/o; (ii) por la autoridad de aplicación una vez transcurridos cuatro (4) años desde la habilitación comercial de la planta y en caso de persistir la capacidad remanente u ociosa de la planta. Si se tratare de plantas de procesamiento de combustible líquido, el servicio de procesamiento incluirá el servicio de almacenaje. Estas previsiones no resultarán aplicables a las unidades de proceso que integran complejos de refinación y sus instalaciones de almacenamiento vinculadas, a las plantas de licuefacción de gas natural ni a las autorizaciones de transporte de hidrocarburos otorgadas a los titulares de dichas plantas de licuefacción.
La autoridad de aplicación nacional o provincial, según corresponda, establecerá normas de coordinación y complementación de los sistemas de transporte.

Los respectivos gobiernos provinciales poseen la misma facultad respecto de concesiones de transporte cuyas trazas comiencen y terminen dentro de una misma jurisdicción provincial y que no tengan como destino directo la exportación.

Asimismo, bajo el Decreto N° 115/2019, publicado en el Boletín Oficial el 8 de febrero de 2019, se estableció la posibilidad de que los titulares de las concesiones de transporte de hidrocarburos líquidos que se otorguen a partir de la entrada en vigencia del mismo, así como los titulares de concesiones de transporte de hidrocarburos líquidos otorgadas con anterioridad a su entrada en vigencia - respecto del volumen de las ampliaciones de capacidad de sus instalaciones efectuadas con posterioridad a su entrada en vigencia -, podrán celebrar contratos de reserva de capacidad en firme con aquellos cargadores que estén interesados.

El titular de una autorización de transporte tiene el derecho de:

Transportar hidrocarburos y sus derivados

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Construir y operar tuberías para petróleo y gas, instalaciones de almacenamiento, estaciones de bombeo, plantas compresoras, caminos, vías y las demás instalaciones y el equipamiento necesario para la eficaz operación de un sistema de tuberías.

Las autorizaciones de transporte y las habilitaciones de procesamiento en ningún caso implicarán un derecho de exclusividad para quien realiza la actividad.

El titular de una autorización de transporte se encuentra obligado a transportar hidrocarburos para terceros sin discriminación alguna, por el pago de una tarifa. Esta obligación, sin embargo, se aplica a productores de petróleo y gas sólo en la medida que los titulares de las concesiones dispongan de capacidad excedente y se encuentren expresamente subordinados a los requisitos de transporte del titular de la autorización de transporte. Las tarifas de transporte se encuentran sujetas a la aprobación de la Subsecretaría de Hidrocarburos para los ductos de petróleo y del ENARGAS para los gasoductos.

(i) Distribución y transporte de gas natural

Por su parte, la Ley de Gas Natural reglamenta la distribución y el transporte de gas natural, considerándolos como servicios públicos. La Ley de Gas Natural tiene como objetivo: (i) proteger los intereses de los usuarios de gas; (ii) promover un mercado competitivo; (iii) regular la venta, el transporte y la distribución de gas natural; (iv) asegurar el abastecimiento suficiente del mercado interno; (v) establecer tarifas justas; (vi) promover la inversión a largo plazo; y (vii) asegurar el transporte y la distribución eficaz y segura.

Las habilitaciones para el transporte y distribución de gas natural serán otorgadas por un plazo de 35 años desde la fecha de su adjudicación. Con una anterioridad no menor de 18 meses a la fecha de finalización de una habilitación, el ENARGAS, a pedido del prestador respectivo, llevará a cabo una evaluación de la prestación del servicio por el mismo a los efectos de proponer al Poder Ejecutivo nacional la renovación de la habilitación por un período adicional de 20 años.

Toda la capacidad de transporte de gas en gasoductos, excepto por aquella que corresponda a evacuación de producción propia del concesionario en virtud de los artículos 28 y 43 de la Ley de Hidrocarburos, se encuentra sujeta a dicho régimen regulado.

El sistema de transmisión de gas se divide actualmente en dos sistemas, principalmente en función de su geografía (los sistemas de gasoductos troncales norte y sur), diseñados para darle a ambos sistemas acceso a las fuentes de gas y a los principales centros de demanda en Buenos Aires y sus alrededores. Estos sistemas son operados por dos empresas transportadoras. Además, el sistema de distribución se divide en nueve distribuidoras regionales, entre las que se incluyen dos distribuidoras que abastecen el área del Gran Buenos Aires.

En el caso de gasoductos que se construyan o amplíen a futuro, los transportistas puedan negociar libremente sus contratos de transporte con productores en los términos del artículo 28 de la Ley de Hidrocarburos, limitando el régimen regulado a la capacidad de transporte no comprometida en tales contratos.

(ii) Concesiones de transporte de hidrocarburos líquidos

En lo que respecta al transporte de hidrocarburos líquidos, por medio de la Resolución de la Secretaría de Energía N° 643/2022, publicada con fecha 14 de septiembre de 2022, en uso de las facultades otorgadas mediante Decreto N° 574/2022 de fecha 2 de septiembre del referido año, se prorrogó por el plazo de 10 años, a partir del 14 de noviembre de 2027, la concesión de transporte de hidrocarburos correspondiente a los oleoductos troncales de acceso a Allen y del oleoducto Allen-Estación Puerto Rosales de titularidad de Oldelval, y su respectiva ampliación denominada Medanito-Puesto Hernández. Todo ello, de conformidad con los condicionamientos y requisitos fijados en la respectiva norma citada.

Asimismo, mediante Resolución N° 875/2022 de la Secretaría de Energía, publicada con fecha 30 de diciembre de 2022, según los términos y condiciones allí fijados, se prorrogó a partir del 14 de noviembre de 2027, y por el plazo de DIEZ (10) años, la concesión de transporte de la Estación de Bombeo y la Terminal Marítima de

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Puerto Rosales de titularidad de Oiltanking Ebytem S.A. (OTE S.A.), y su respectiva ampliación, denominada Puerto Rosales – Puerto Galván.

Finalmente, por medio de la Resolución N° 219/2024, la Secretaría de Energía aprobó la tarifa máxima aplicable a los cargadores por el servicio de transporte de hidrocarburos líquidos efectuado a través del Oleoducto “Sierras Blancas – Allen”, cuya traza atraviesa las provincias de Neuquén y Río Negro, en el valor de U.S.$6,92 por metro cúbico. Se espera que esta tarifa mantenga su vigencia por 5 años desde la publicación de la Resolución en el Boletín Oficial, que tuvo lugar el 20 de agosto de 2024.

Las empresas concesionarias transportistas no podrán cobrar tarifas superiores a las aprobadas en la referida resolución, y deberán informar, anualmente, durante el mes de junio, las tarifas efectivamente aplicadas a sus cargadores, y deberán presentar los contratos de transporte celebrados.

Reglamentación específica del mercado para petróleo, gas y GLP (Gas Licuado de Petróleo)

Petróleo

Exportaciones e importaciones de Petróleo

El 4 de septiembre de 2018, el Poder Ejecutivo Nacional dictó el Decreto N° 793/2018, disponiendo un derecho de exportación del 12% sobre productos básicos con un tope de $4 por cada dólar para todos los productos primarios de exportación, mientras que para el resto de los productos ese tope era de $3 por cada dólar.

La Ley Bases dispone el libre comercio internacional de hidrocarburos. De esta manera, los permisionarios, concesionarios, refinadores y/o comercializadores podrán exportar hidrocarburos y/o sus derivados libremente sujetos a la no objeción del Poder Ejecutivo Nacional quien, a tales efectos y, entre otros aspectos, deberá considerar:

los requisitos habituales vinculados al acceso de los recursos técnicamente probados; y
que, en caso de ocurrir, la objeción por parte de la Secretaría de Energía, la cual sólo podrá ser ejercida dentro de los 30 (treinta) días de ejercido el derecho de exportación, esté fundada por motivos técnica o económicamente en la seguridad del suministro. Transcurrido dicho plazo, la Secretaría de Energía no podrá realizar objeción alguna.

Con respecto a las importaciones, hasta el 31 de diciembre de 2024 en un 3% la alícuota de la tasa de estadística que grava operaciones de importación para consumo, excepto respecto a la mercadería originaria del MERCOSUR o a aquella negociada en acuerdos preferenciales negociados por Argentina.

Gas Natural

Comercialización de Gas Natural

La Ley de Gas Natural regula la distribución y el transporte de gas natural considerando ambas actividades como servicios públicos e intenta: (i) proteger los intereses de los usuarios de gas; (ii) promover un mercado competitivo; (iii) regular la venta, transporte y distribución de gas natural; (iv) asegurar el suficiente abastecimiento del mercado interno; (v) establecer tarifas justas; (vi) promover la inversión a largo plazo; y (vii) asegurar el transporte y distribución eficaz y segura.

Asimismo, la Ley de Gas Natural prohíbe que las empresas de transporte adquieran o vendan gas natural; también prohíbe ciertas formas de copropiedad entre transportistas, distribuidores y minoristas para no permitirles a ellos ni a sus afiliadas controlar más de un tipo de esas entidades.

Las restricciones impuestas por el gobierno nacional luego del año 2002 sobre la operación del libre mercado ocasionaron una disminución de las inversiones en exploración y desarrollo mientras que la demanda de gas natural se incrementó en gran medida mientras la economía se recuperaba.

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El 16 de febrero de 2004, el Decreto del Poder Ejecutivo N° 180/2004 introdujo reformas sustanciales al marco legal. Este Decreto (i) constituyó un fondo fiduciario para las inversiones relacionadas con la expansión de las instalaciones de transporte y distribución de gas natural; (ii) creó el Mercado Electrónico del Gas (“MEG”) para las ventas diarias de gas al contado; (iii) adoptó medidas para mejorar la eficacia del mercado de gas natural; (iv) aprobó un mecanismo para interrumpir el abastecimiento cuando las empresas de distribución observaran determinadas restricciones en el sistema; (v) autorizó a la SE para crear categorías de consumidores ordenando que compraran el gas directamente de los productores; y (vi) fijó obligaciones de información para compradores y vendedores de gas natural en relación con sus respectivas operaciones comerciales, requeridas como condición para obtener la autorización para inyectar y transportar cualquier volumen de gas natural en el sistema de transporte. De acuerdo con el Decreto N° 180/04, todas las ventas diarias de gas natural al contado deben ser comercializadas a través del MEG.

Para la comercialización de gas natural con destino a abastecer la demanda de generación de energía eléctrica, la Resolución 95/2013 de la Secretaría de Energía centraliza la gestión comercial y el despacho de combustibles en la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (“CAMMESA”).

Con fecha 7 de noviembre de 2018 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución N° 70/2018 de la SE, modificatoria de la Resolución N° 95/2013 de la Secretaría de Energía, por la que se faculta a los Agentes Generadores, Cogeneradores y Autogeneradores del MEM a contratar el abastecimiento de combustible propio para la generación de energía eléctrica. Además, la referida Resolución establece que los costos de generación con combustible propio se valorizarán de acuerdo con el mecanismo de reconocimiento de los Costos Variables de Producción reconocidos por CAMMESA.

Cabe mencionar que, con la finalidad de fomentar la producción de gas natural, el Gobierno adoptó diferentes programas de estímulo en los últimos años.

En el año 2020, el Gobierno lanzó el “Plan De Promoción De La Producción Del Gas Natural Argentino– Esquema De Oferta Y Demanda 2020-2024”, aprobado por Decreto de Necesidad y Urgencia N° 892/2020. Este régimen reguló la comercialización a mediano plazo del gas natural por parte de las empresas productoras de hidrocarburos, por una parte, y las Licenciatarias del Servicio de Distribución de gas natural, IEASA (actualmente ENARSA) y CAMMESA, por la otra.

Dicho esquema de comercialización ha sido luego ampliado y modificado en los términos de lo dispuesto bajo el Plan de Reaseguro y Potenciación de la Producción Federal de Hidrocarburos, el Autoabastecimiento Interno, las Exportaciones, la Sustitución de Importaciones y la Expansión del Sistema de Transporte para todas las Cuencas Hidrocarburíferas del País 2023-2028, aprobado por Decreto de Necesidad y Urgencia N° 730/2022.

Se proporcionan detalles de ambos programas a continuación:

Plan de promoción de la producción del Gas Natural Argentino–esquema de oferta y demanda 2020-2024 (Plan Gas.Ar)

Mediante Decreto de Necesidad y Urgencia N° 892/20, el Poder Ejecutivo declaró de interés público nacional y como objetivo prioritario la promoción de la producción del gas natural argentino y aprobó el “Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino Esquema de Oferta y Demanda 2020-2024”.

El Plan contempla como objetivos: viabilizar inversiones en producción de gas natural con el objetivo de satisfacer las necesidades de hidrocarburos del país con el producido de sus propios yacimientos; proteger los derechos de los usuarios actuales y futuros del servicio de gas natural; promover el desarrollo de agregado nacional en la cadena de valor de toda la industria gasífera; mantener los puestos de trabajo en la cadena de producción de gas natural; sustituir importaciones de Gas Natural Licuado (GNL) y el consumo de combustibles líquidos por parte del sistema eléctrico nacional; coadyuvar con una balanza energética superavitaria y con el desarrollo de los objetivos fiscales del Gobierno; generar certidumbre de largo plazo en los sectores de producción y distribución de hidrocarburos; otorgar previsibilidad en el abastecimiento a la demanda prioritaria y al segmento de generación eléctrica de fuente térmica; establecer un sistema

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transparente, abierto y competitivo para la formación del precio del gas natural compatible con los objetivos de política energética establecidos por el Poder Ejecutivo Nacional.

En el marco de dicho Decreto, con fecha 20 de noviembre de 2020 la Secretaría de Energía emitió la Resolución Nº 317/2020 que convocó a un Concurso Público Nacional para la adjudicación de un volumen de gas natural base total de 70.000.000 m3/día por cuatro años a partir de enero de 2021 y un volumen adicional por cada uno de los períodos invernales de los años 2021 a 2024 inclusive.

Las condiciones particulares de suministro, que incluyen la cláusula de Deliver or Pay (diaria) del 100% de la capacidad contratada y de Take or Pay (mensual) del 75% de la capacidad contratada, los modelos de planes de inversión a ser presentados por las empresas oferentes, los términos del compromiso de incremento de contrataciones nacionales y planes a ser presentados por los oferentes a tales fines, y los términos de la renuncia que debían presentar las empresas que oportunamente hubieran adherido al Programa Res. 46/17, para poder participar en el concurso referido en el párrafo precedente, y que ésta, sujeta a la vigencia y validez del mencionado Plan, consistía en renunciar a reclamar, ya sea en sede administrativa, judicial, extrajudicial y/o arbitral, en la República Argentina, en el extranjero y/o en el ámbito internacional -incluyendo reclamos de conformidad con tratados con disposiciones de promoción y protección de inversiones extranjeras-, en relación con cualquier cuestión vinculada a solicitudes de pago bajo el Programa Res. 46/17 por volúmenes entregados a partir del inicio de las entregas bajo el Plan que excedan la proyección mensual de producción incluida (curva original) considerada en la aprobación de la adhesión de los proyectos de titularidad de la Sociedad al Programa Res. 46/17.

El 2 de diciembre de 2020, se publicó en el Boletín Oficial la Resolución No. 354/2020 de la Secretaría de Energía, estableciendo los parámetros para la actuación de CAMMESA dentro del Plan Gas.Ar:

(a) define cuáles serán los volúmenes “firmes” de gas para CAMMESA; y

(b) instruye a CAMMESA a realizar la asignación de los cupos de gas natural para su consumo en generación térmica de acuerdo a cierto orden de prioridad de despacho.

Esta resolución estableció también los nuevos precios máximos de PIST, para cada cuenca, para la producción de gas natural no incluida en el Plan Gas.Ar.

A través de la Resolución SE N° 403/2022, publicada en el Boletín Oficial el 28 de mayo de 2022, la Secretaría de Energía determinó la adecuación de los precios de gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) de los contratos o acuerdos de abastecimiento vigentes celebrados en el marco del Plan Gas.Ar (en todas sus rondas), que serían de aplicación para los consumos de gas realizados a partir del día 1° de junio de 2022.

Adjudicación en el marco “Plan de reaseguro y potenciación de la producción federal de hidrocarburos, el autoabastecimiento interno, las exportaciones, la sustitución de importaciones y la expansión del sistema de transporte para todas las cuencas hidrocarburíferas del país 2023-2028”

El “Plan de reaseguro y potenciación de la producción federal de hidrocarburos, el autoabastecimiento interno, las exportaciones, la sustitución de importaciones y la expansión del sistema de transporte para todas las cuencas hidrocarburíferas del país 2023-2028” fue aprobado por el DNU N° 730/2022 de fecha 11 de noviembre de 2022 (modificatorio del anterior Decreto 892/2020).

Entre los fundamentos del Plan, se enumeran:

(a) consolidar el bloque de volumen plano de poco más de 70 MM m3/d adjudicado mediante las Rondas 1 y 3 del Plan Gas.Ar;

(b) conformar demanda para volúmenes incrementales que puedan evacuarse en uso de la nueva capacidad de transporte a instalarse en el sistema, en particular para las obras a realizarse en el marco del Programa Transport.Ar (Resolución SE N° 67/2022);

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(c) procurar la máxima utilización de la capacidad de transporte disponible desde las cuencas Noroeste y Austral (que a los efectos de este Plan comprende la producción on shore y off shore de las provincias del Chubut, de Santa Cruz y de Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur) con producción nacional, con el objetivo prioritario de sustituir importaciones de Gas Natural Licuado (GNL) y el consumo de combustibles líquidos por parte del sistema eléctrico nacional.

El Plan se asienta en la participación voluntaria por parte de las empresas productoras, prestadoras del servicio público de distribución y subdistribución que hagan adquisiciones en forma directa de las empresas productoras y de CAMMESA.

Contempla los siguientes objetivos:

a) Viabilizar inversiones en producción de gas natural con el objetivo de satisfacer las necesidades de hidrocarburos del país con el producido de sus propios yacimientos.
b) Proteger los derechos de los usuarios actuales y futuros del servicio de gas natural.
c) Promover el desarrollo de agregado nacional en la cadena de valor de toda la industria gasífera.
d) Mantener los puestos de trabajo en la cadena de producción de gas natural.
e) Sustituir importaciones de Gas Natural Licuado (GNL) y el consumo de combustibles líquidos por parte del sistema eléctrico nacional.
f) Coadyuvar con una balanza energética superavitaria y con el desarrollo de los objetivos fiscales del Gobierno.
g) Generar certidumbre de largo plazo en los sectores de producción y distribución de hidrocarburos.
h) Otorgar previsibilidad en el abastecimiento a la demanda prioritaria y al segmento de generación eléctrica de fuente térmica.
i) Establecer un sistema transparente, abierto y competitivo para la formación del precio del gas natural, compatible con los objetivos de política energética establecidos por el Poder Ejecutivo Nacional.

Asimismo, el Decreto N° 730 (modificatorio del Decreto N° 892/2020) faculta a la Secretaría de Energía a instrumentar el esquema de abastecimiento de volúmenes, plazos y precios máximos de referencia de gas natural en el PIST aplicable a los contratos o acuerdos de abastecimiento que entre oferentes y demandantes se celebren en el marco del Plan, y que garanticen la libre formación y transparencia de los precios conforme la Ley N° 24.076.

De este modo, el esquema a instrumentar incorpora las siguientes pautas, criterios y condiciones elementales:

a) Volumen: es establecido por la Secretaría de Energía, a efectos de garantizar el óptimo abastecimiento de la demanda y conforme la capacidad de transporte. Puede ser ampliado para los sucesivos períodos y/o para los volúmenes a incluir en los plazos que eventualmente se extienda el plan.
b) Plazo: se extiende hasta el año 2028 inclusive. Este plazo puede ser ampliado por la Secretaría de Energía en función de la evaluación de la situación en el mercado de gas.
c) Exportaciones: pueden ofrecerse a las empresas productoras participantes condiciones preferenciales de exportación en condición firme durante el período estacional de verano y/o de invierno, sobre la base de las estimaciones de oferta y demanda que efectúe la Secretaría de Energía.
d) Precio mínimo de exportación: la autoridad de aplicación establece en cada oportunidad un precio mínimo que deberán respetar las autorizaciones de exportación. Dicho precio constituirá el precio

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comercial razonable conforme a lo dispuesto en el artículo 6º de la Ley N° 17.319.

e) Procedimiento de oferta y demanda: los contratos particulares resultantes del esquema son negociados mediante un mecanismo de concurso público, licitación y/o procedimiento similar, a ser diseñado por la Secretaría de Energía, que garantice los más altos estándares de concurrencia, igualdad, competencia y transparencia
f) Valor agregado nacional y planes de inversión: el diseño, instrumentación y ejecución de estos programas por parte de las empresas productoras cumplirá con el principio de utilización plena y sucesiva, local, regional y nacional de las facilidades en materia de empleo, provisión directa de bienes y servicios por parte de Pymes y empresas regionales, así como de bienes, procesos y servicios de industria, tecnología y trabajo nacional.
g) Misceláneas: se prevén otros aspectos que, a criterio de la Secretaría de Energía, resulten conducentes a los efectos de garantizar la seguridad de abastecimiento de gas natural desde el punto de vista de la previsibilidad de la oferta y la garantía de tarifas justas, razonables y asequibles para la demanda.

Se plantea un esquema competitivo: desde la Secretaría de Energía se convoca a la firma de contratos directos entre productores, por un lado, y la demanda prioritaria (licenciatarias de distribución y/o subdistribuidoras) como la demanda de usinas térmicas (con CAMMESA), por el otro.

El precio del gas en el PIST surge de la concurrencia en el mercado; en un marco de libre competencia, sujeto a las condiciones que fija el Estado para asegurar los objetivos de la iniciativa, tales como la obligación de invertir para reducir el declino de la producción. Se fija un precio tope a los efectos de fomentar un nuevo nivel para el gas en el PIST que incorpore la curva de eficiencia de los últimos años.

Dependiendo de la instancia, los productores deben comprometerse a lograr una curva de producción por cuenca que garantice el sostenimiento y/o aumento de los niveles actuales y/o reducir los declinos, o bien comprometerse a realizar un determinado proyecto de inversión y a comercializar la producción asociada al mismo, en los términos que prevea la autoridad de aplicación en la reglamentación del esquema. En cualquiera de los casos, en una actividad con declino geológico, ello implica un volumen de inversión significativo que - a la vez- tracciona los niveles de empleo.

A los efectos de reconocer prioridad para la inyección en períodos con excedentes de oferta, se efectúa, en primera instancia, un ordenamiento de las rondas por orden cronológico (partiendo de la más antigua a la más reciente), y dentro de cada ronda tendrán prioridad quienes oferten los precios más competitivos. De esta manera, se favorece la eficiencia en las asignaciones y se respeta el ordenamiento temporal de los compromisos.

Se otorga prioridad para exportar en condición firme parte del volumen total de exportación, a aquellos Productores Firmantes que presenten precios más competitivos y/o que aporten mayor volumen en las Rondas, de manera tal que ello redunde en un ahorro fiscal para el Estado Nacional. Esta medida pretende seguir con el desarrollo del mercado de exportación a los países vecinos e incentivar la concurrencia en las futuras Rondas.

La Secretaría de Energía define, con la asistencia del ENARGAS, en caso de que se la requiera, y a partir del precio resultante en las Rondas para el gas en el PIST, cuáles son los niveles de subsidio en el precio del gas y el traslado (pass through) del costo a la demanda prioritaria vía contratos de las Licenciatarias de Distribución y/o Subdistribuidoras. De esta manera, la autoridad de aplicación establece el contenido de la política pública de subsidios con el fin de proteger a los segmentos vulnerables de la población. De allí que esta iniciativa tenga en cuenta tanto los precios requeridos para el desarrollo sostenible de la producción de gas en todas las cuencas de nuestro país, como los niveles tarifarios (y de subsidio) asociados que están relacionados con la demanda prioritaria.

El 10 de enero de 2023 fue publicada en el Boletín Oficial la Resolución N° 6/2023 de la Secretaría de Energía (modificada por la Resolución N° 113/2023 y 41/2024), mediante la cual determinó la adecuación de los

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precios de gas natural en el PIST de los contratos o acuerdos de abastecimiento vigentes celebrados en el marco del “Plan de Reaseguro y Potenciación de la Producción Federal de Hidrocarburos, el Autoabastecimiento Interno, las Exportaciones, la Sustitución de Importaciones y la Expansión del Sistema de Transporte para todas las Cuencas Hidrocarburíferas del País 2023-2028” (Plan Gas.Ar), aplicable a los consumos de gas realizados a partir del 1° de marzo de 2023 y 1° de mayo de 2023, respectivamente, conforme surge del Anexo que integra la resolución.

Asimismo, instruye a ENARSA, a las empresas productoras y a las distribuidoras y/o subdistribuidoras de gas natural por redes que hayan celebrado contratos o acuerdos de abastecimiento en el marco del Plan Gas.Ar., para que, en el plazo de 5 días corridos de la publicación de la presente, o el hábil siguiente, adecuen dichos instrumentos conforme a lo establecido en la resolución, y sean presentados en dicho plazo a la Secretaría de Energía y al ENARGAS.

Por último, en el 2024, por medio de las resoluciones N° 93/2024, 191/2024, 232/2024, 284/2024 se actualizó el precio de gas en el PIST y se estableció que el precio sea trasladado a los usuarios finales en relación con los contratos o acuerdos de abastecimiento vigentes en el marco del Plan Gas.Ar. Asimismo, se ordenó a ENARSA y a aquellas empresas que hayan celebrado contratos o acuerdos de abastecimiento en el marco del Plan Gas.Ar a adecuar los instrumentos conforme a los precios dispuestos y presentarlos ante la SE y ENARGAS.

Nuevo Régimen de Promoción de Inversiones para la Exportación

El 7 de abril de 2021, el Poder Ejecutivo dictó el Decreto N° 234/2021 (el “Régimen de Fomento”), modificado por el Decreto N° 836/2021, que establece un nuevo régimen de promoción de inversiones para las exportaciones, con el objetivo, entre otros, de incrementar las exportaciones de bienes y promover el desarrollo económico sostenible. El Ministerio de Economía y el Ministerio de Desarrollo Productivo serán las autoridades de aplicación del Régimen de Fomento.

El Régimen de Fomento incluye inversiones para nuevos proyectos productivos en, entre otras, las actividades forestales, mineras, hidrocarburíferas, manufactureras y agroindustriales, así como la ampliación de las unidades de negocio existentes, que requieran inversión para aumentar su producción. Los beneficios del régimen no aplican a commodities como trigo, maíz, soja y biodiesel, entre otros. Si bien los entes reguladores podrán incluir y/o excluir actividades del Régimen de Fomento, el Decreto establece que no se afectarán los derechos adquiridos.

Los requisitos son los siguientes:

Pueden presentarse tanto personas jurídicas como físicas, residentes o no residentes
Presentación de un "Proyecto de Inversión para la Exportación" consistente en una inversión directa mínima de cien millones de dólares americanos (U.S.$100.000.000)
Los beneficiarios deberán cumplir con los términos y condiciones de los proyectos presentados y aprobados por los reguladores.
No podrán postularse al Régimen de Fomento las personas físicas y jurídicas cuyos representantes o directores hayan sido condenados por ciertos delitos con penas de prisión y/o inhabilitación por un tiempo determinado, (ii) las personas físicas y jurídicas que tengan deudas tributarias o previsionales vencidas e impagas, o a las que se les haya impuesto el pago de impuestos, tasas, multas o recargos por resolución judicial o administrativa firme en materia aduanera, cambiaria, tributaria o previsional, y (iii) las personas que hayan incumplido, sin justificación, sus obligaciones en relación con otros regímenes de promoción.

Una vez verificados los requisitos pertinentes, la autoridad de aplicación aprobará el proyecto y emitirá un "Certificado de Inversión en Exportación" a los efectos de acceder a los beneficios establecidos por el Régimen de Promoción, que tendrá una duración de 15 años.

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Los beneficiarios que participen del Régimen de Fomento podrán aplicar hasta el 20% de los ingresos en moneda extranjera obtenidos por las exportaciones relacionadas con el proyecto a (i) pago de capital e intereses de deudas financieras o comerciales con el exterior, (ii) pago de dividendos y (iii) repatriación de inversiones directas de no residentes. No obstante, este beneficio no superará un máximo anual equivalente al 25% del importe bruto de las divisas liquidadas por dicho beneficiario a través del mercado de divisas para financiar el desarrollo del proyecto. Para estimar el monto bruto de las divisas liquidadas por el beneficiario en el Mercado Cambiario para financiar el proyecto, no se tomarán en cuenta los flujos de divisas provenientes de las exportaciones.

Por su parte, se establecen beneficios adicionales según el grado de la inversión en los proyectos incluidos en el Régimen de Fomento.

Los beneficios del Régimen de Fomento cesarán (i) al vencimiento del plazo de utilización, (ii) en determinados casos, cuando el beneficiario deje de tener capacidad para desarrollar la actividad motivo del proyecto de inversión, según lo establecido en el régimen aplicable, o (iii) si el beneficiario incumple sus obligaciones bajo este Régimen de Promoción sin justificación.

La Ley de Solidaridad Social y Reactivación Productiva

El 23 de diciembre de 2019, el Gobierno argentino promulgó la Ley de Solidaridad que declaró la emergencia pública en materia económica, financiera, fiscal, administrativa, previsional, tarifaria, energética, sanitaria y social.

La Ley de Solidaridad facultó al Poder Ejecutivo Nacional a:

(I) Mantener las tarifas de electricidad y gas natural que estén bajo jurisdicción federal por un plazo máximo de hasta 180 días a partir de la vigencia de la ley (desde el 23 de diciembre de 2019);

El 19 de junio de 2020, a través del Decreto 543/2020, el Poder Ejecutivo Nacional extendió el congelamiento de tarifas establecido en la Ley de Solidaridad por un plazo adicional de 180 días desde la finalización del plazo anterior. Todo esto con el objetivo de reducir la carga tarifaria de los hogares y las empresas durante el 2020.

A través del Decreto 1020/2020, de fecha 16 de diciembre de 2020, el congelamiento de tarifas impuesto por la Ley de Solidaridad es extendido por un plazo adicional de 90 (noventa) días desde la finalización del plazo establecido por el Decreto 543/2020, o hasta que los nuevos cuadros tarifarios transitorios entren en vigor, lo que ocurra primero.

(II) Iniciar un proceso de renegociación de la revisión tarifaria integral vigente o iniciar una revisión de carácter extraordinario, en los términos de las leyes 24.065, ley 24.076 y demás normas concordantes, por un plazo máximo de hasta 180 días a partir de la vigencia de la ley. Las provincias fueron también invitadas a adherirse a estas políticas.

En este sentido, el Decreto N° 1020/2020, de fecha 16 de diciembre de 2020, determinó el inicio de la renegociación de la revisión tarifaria integral vigente correspondiente a las prestadoras de los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural que estén bajo jurisdicción federal, en el marco de lo establecido en el artículo 5° de la Ley de Solidaridad. Si bien el Decreto N° 1020/2020 estableció que el término de la renegociación no podía exceder los dos (2) años desde su emisión, mediante el Decreto N° 815/2022 el plazo fue prorrogado por un año adicional a partir de su vencimiento.

(III) Intervenir administrativamente el ENARGAS y el ENRE por el término de un año.

A través del Decreto N° 278/2020, el Poder Ejecutivo Nacional intervino el ENARGAS hasta el 31 de diciembre de 2020, nombrando un interventor y definiendo sus respectivos poderes y autoridades. Además, de forma efectiva desde la entrada en vigor del decreto, los miembros vigentes del Directorio

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de ENARGAS fueron suspendidos de sus funciones hasta tanto el ENARGAS dejé de estar intervenido. La intervención del ENARGAS fue objeto de sucesivas prórrogas (a través de los Decretos N° 1020/2020, 871/2021 y 815/2022), y continúa vigente: el 18 de diciembre de 2023, mediante el Decreto de Necesidad y Urgencia N° 55/2023, el Poder Ejecutivo Nacional dispuso la intervención de ENRE y ENARGAS a partir del 1° de enero de 2024 y hasta la designación de nuevos miembros del Directorio. El 29 de diciembre de 2023, la Resolución 5/2023 de la Secretaría de Energía fue publicada en el Boletín Oficial, la cual designó al Ing. Carlos Alberto María Casares como Interventor del ENARGAS.

Mediante el Decreto N° 332/2022, publicado en el Boletín Oficial el 16 de junio de 2022, el Poder Ejecutivo estableció, a partir del mes de junio de 2022, un régimen de segmentación de subsidios a usuarios residenciales de los servicios públicos de energía eléctrica y gas natural por red, con el objeto de lograr valores de energía razonables y susceptibles de ser aplicados con criterios de justicia y equidad distributiva. El régimen de segmentación se basa en la categorización de los usuarios residenciales de dichos servicios en 3 grupos, según el nivel de ingresos conjunto de los habitantes del hogar: mayores (Nivel 1), menores (Nivel 2) y medios (Nivel 3). La autoridad de aplicación del régimen de segmentación es la Secretaría de Energía.

El 29 de abril de 2023 se publicó en el Boletín Oficial el Decreto N° 250/2023 que ratificó las adendas a los acuerdos transitorios de renegociación del régimen tarifario de transición para la adecuación transitoria de la tarifa de gas natural suscriptas con las empresas mencionadas. Esto último permitió la entrada en vigencia de los nuevos cuadros tarifarios conforme Resolución ENARGAS N° 196/2023, la cual refleja los incrementos diferenciales por categoría acordados en la tarifa de Distribución, que arrojan un incremento promedio del 105%. Esta resolución además contempla los incrementos otorgados en la tarifa de transporte, así como los precios de gas vigentes desde el 1 de marzo de 2023 conforme la Resolución SE N° 6/2023.

El 15 de diciembre de 2023 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución N° 704/2023 del ENARGAS, mediante la cual se convocó a Audiencia Pública N° 104 con el objeto de poner a consideración:

La adecuación transitoria de las tarifas del servicio público de transporte de gas natural (confr. Dec. N° 1020/20 y Dec. N° 815/22);
La adecuación transitoria de las tarifas del servicio público de distribución de gas por redes (confr. Dec. N° 1020/20 y Dec. N° 815/22);
El traslado a tarifas del precio de gas comprado en los términos del Numeral 9.4.2. de las Reglas Básicas de la Licencia de Distribución;
La determinación de un índice de actualización mensual para las tarifas del servicio público de transporte de gas natural y del servicio público de distribución de gas por redes;
El tratamiento de la incidencia del costo del flete y/o transporte de Gas Licuado de Petróleo (GLP) respecto de las localidades abastecidas con gas propano/butano indiluido por redes;
El tratamiento de la incidencia del precio del gas en el costo del gas natural no contabilizado (GNNC); 7. La reversión del Gasoducto Norte - criterios de tarificación y asignación de capacidad.

La audiencia fue convocada para el 8 de enero de 2024.

Por Resolución ENARGAS N° 52/2024, publicada en el Boletín Oficial el 15 de febrero de 2024, el Ente resolvió:

Declarar la validez de la Audiencia Pública N° 104;
Hacer saber que la aprobación de las tarifas transitorias que resulten de los análisis pertinentes en los términos de la Ley N° 24.076, su Decreto Reglamentario, las Reglas Básicas de la Licencia de Transporte y Distribución, conforme el objeto de la Audiencia Pública N° 104, tendrá lugar dentro de los treinta (30) días hábiles administrativos de publicada la presente;
Hacer saber que la “Determinación de un índice de actualización mensual para las tarifas del servicio público de transporte de gas natural y del servicio público de distribución de gas por redes”, conforme al objeto de la Audiencia Pública N° 104, será objeto de análisis adicionales, considerando las cuestiones sustantivas y adjetivas del mecanismo de readecuación, y sus resultados se darán a conocer dentro de los noventa (90) días hábiles administrativos de publicada la presente;

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Hacer saber que el tratamiento de la incidencia del Gas Natural no Contabilizado (GNNC) y el costo de flete y/o transporte de Gas Licuado de Petróleo (GLP) respecto de las localidades abastecidas por gas propano/butano indiluido por redes, conforme al objeto de la Audiencia Pública N° 104, será evaluado en oportunidad de la Revisión Quinquenal Tarifaria ordenada por el Decreto N° 55/2023; sin perjuicio de los ajustes propios del margen de distribución en los términos del artículo 2° de la presente;
Hacer saber que los criterios definitivos para la Reversión del Gasoducto Norte - de tarificación y asignación de capacidad-, conforme al objeto de la Audiencia Pública N° 104, serán establecidos en oportunidad de la Revisión Quinquenal Tarifaria ordenada por el Decreto N° 55/2023.

Decretos de Necesidad y Urgencia N° 55/2023, 1023/2024 y 370/2025 – Emergencia del sector energético nacional

Mediante el DNU N° 55/2023, publicado en el Boletín Oficial el 18 de diciembre de 2023, el Poder Ejecutivo Nacional declaró la emergencia en los segmentos de generación, transporte y distribución de energía eléctrica, así como en el transporte y distribución de gas natural bajo jurisdicción federal. La emergencia y sus acciones asociadas estuvieron vigentes hasta el 31 de diciembre de 2024.

El DNU instruye a la Secretaría de Energía para elaborar, poner en vigencia e implementar un programa de acciones necesarias. El objetivo es establecer mecanismos de sanción de precios en condiciones de competencia, mantener en términos reales los niveles de ingresos y cubrir las necesidades de inversión para garantizar la prestación continua de los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural.

Asimismo, se determinó el inicio de la revisión tarifaria para las prestadoras de servicios de transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural. La entrada en vigencia de los cuadros tarifarios resultantes no podrá exceder de 31 de diciembre de 2024.

El DNU establece que, hasta tanto culmine el proceso de revisión tarifaria, podrán aprobarse adecuaciones transitorias de tarifas y ajustes periódicos, propendiendo a la continuidad y normal prestación de los servicios públicos involucrados, a cuenta de lo que resulte de la revisión tarifaria.

El DNU también dispuso la intervención de ENRE y ENARGAS a partir del 1° de enero de 2024 y hasta la designación de nuevos miembros del Directorio. La Secretaría de Energía tiene la facultad de designar a los interventores del ENRE y del ENARGAS. Entre sus facultades, los interventores tendrán a su cargo la realización del proceso de revisión tarifaria. Cabe señalar que, con fecha 16 de julio de 2024, por medio de la Resolución N° 175/2024 (prorrogada por la Resolución N° 212/2024 publicada el 14 de agosto de 2024), la Secretaría de Energía convocó a Concurso Abierto de Antecedentes y Oposición para la designación de los miembros del Directorio del ENARGAS.

Mediante el DNU, el PEN invitó a las provincias a coordinar con la Secretaría de Energía las acciones de emergencia necesarias para asegurar la prestación de servicios de distribución eléctrica en sus jurisdicciones.

El 20 de noviembre de 2024, se publicó en el Boletín Oficial el Decreto N° 1023/2024, mediante el cual el Poder Ejecutivo Nacional prorrogó hasta el 9 de julio de 2025 la emergencia del Sector Energético Nacional, que había sido declarada por el DNU N° 55/2023. Esta prórroga afecta los segmentos de generación, transporte y distribución de energía eléctrica bajo jurisdicción federal, así como el transporte y distribución de gas natural.

Por último, el Decreto 370/2025 (publicado en el Boletín Oficial de Argentina el 2 de junio de 2025) prorrogó hasta el 9 de julio de 2026 el estado de emergencia declarado por el Decreto 55/2023 y extendido por el Decreto 19/2024. Se mantiene la intervención de ENARGAS hasta esa fecha o hasta que se constituya y entre en funcionamiento el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad, creado por el artículo 161 de la Ley de Bases N° 27.742.

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Decreto de Necesidad y Urgencia N° 70/2023 – Bases para la Reconstrucción de la Economía Argentina

Mediante el DNU N° 70/2023, publicado en el Boletín Oficial el 21 de diciembre de 2023, el Poder Ejecutivo Nacional declaró la emergencia pública en materia económica, financiera, fiscal, administrativa, previsional, tarifaria, sanitaria y social hasta el 31 de diciembre de 2025.

El DNU N° 70/2023 establece que el Estado Nacional promoverá y asegurará la vigencia efectiva, en todo el territorio nacional, de un sistema económico basado en decisiones libres, adoptadas en un ámbito de libre concurrencia, con respeto a la propiedad privada y a los principios constitucionales de libre circulación de bienes, servicios y trabajo. Para cumplir ese fin, se dispondrá la más amplia desregulación del comercio, los servicios y la industria en todo el territorio nacional y quedarán sin efecto todas las restricciones a la oferta de bienes y servicios, así como toda exigencia normativa que distorsione los precios de mercado, impida la libre iniciativa privada o evite la interacción espontánea de la oferta y de la demanda.

En lo que respecta a la industria gasífera, el DNU faculta a la Secretaría de Energía a redeterminar la estructura de subsidios vigentes a fin de asegurar a los usuarios finales el acceso al consumo básico y esencial de gas natural según las Leyes N° 17.319 y 24.076, sus complementarias, modificatorias y reglamentarias.

Se establece que dicho beneficio deberá considerar principalmente un porcentaje de los ingresos del grupo conviviente, en forma individual o conjunta para la energía eléctrica y el gas natural, a ser establecido por la reglamentación. A los efectos de calcular el costo de los consumos básicos, se considerarán las tarifas vigentes en cada punto de suministro. A los efectos de implementar la segmentación de la asignación de subsidios a los usuarios de servicios públicos de gas natural por red.

Se faculta a la Secretaría de Energía a definir los mecanismos específicos que materialicen la asignación y efectiva percepción de los subsidios por parte de los usuarios, determinando los roles y tareas que desempeñarán de manera obligatoria los distintos actores públicos, empresas concesionarias, y otros actores o agentes que integren los sistemas del servicio público de que se trate, en su carácter de responsables primarios.

El Decreto N° 465/2024, publicado en el Boletín Oficial el 28 de mayo de 2024, la SE determinó la reestructuración de los regímenes de subsidios a la energía de jurisdicción nacional, a fin de asegurar una transición gradual, ordenada y previsible hacia un esquema que permita: (i) trasladar a los usuarios los costos reales de la energía; (ii) promover la eficiencia energética; y (iii) asegurar a los usuarios residenciales vulnerables, el acceso al consumo indispensable de energía eléctrica, gas por redes y gas envasado. Se estableció un Período de Transición hacia Subsidios Energéticos Focalizados que se extenderá desde el 1 de junio hasta el 30 de noviembre de 2024.

Asimismo, la Resolución 91/2024 publicada en el Boletín Oficial el 5 de junio de 2024, estableció que, durante el Período de Transición, es decir desde el 1º de junio hasta el 30 de noviembre de 2024, para los consumos de gas natural por red, se extienden a los usuarios incluidos en el Nivel 2, los topes de consumo establecidos para los usuarios del Nivel 3. La resolución dispuso que los consumos realizados por encima de los “ consumos base ” se considerarán “ consumos excedentes ” a los efectos de la bonificación y las tarifas.

Ley 27.742 de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos

El 8 de julio de 2024 se publicó en el Boletín Oficial, la Ley Bases mediante la cual se introdujeron modificaciones a la Ley de Gas Natural y a la Ley de Hidrocarburos.

Entre las modificaciones principales a la Ley de Hidrocarburos, se encuentran:

Se incluyen las actividades de procesamiento y almacenamiento de hidrocarburos dentro del régimen regulatorio;
Se establece como objetivo principal la optimización de las ganancias obtenidas de la explotación de los recursos;
Se eliminan las restricciones a la exportación de hidrocarburos y se introduce la libertad de comercialización y exportación de hidrocarburos y derivados, prohíbe la intervención del mercado y

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fijación de precios en el mercado interno.

Se permite la reconversión de las concesiones de explotación convencional a no convencional hasta el 31 de diciembre de 2028;
Se definen requisitos específicos para la licitación y se elimina la posibilidad de prórroga en las concesiones de explotación;
Se modifica el canon a cargo de los concesionarios y permisionarios;
Se modifica el régimen de regalías, con excepción de las concesiones ya adjudicadas;
Se modifican las concesiones de transporte por el régimen de autorizaciones de transporte y almacenaje, y habilitaciones de procesamiento de hidrocarburos.
Se permite la presentación de sociedades extranjeras en concursos públicos para la obtención de permisos y concesiones, entre otras.
Se limita fuertemente la intervención de empresas estatales en las actividades reguladas por la ley de hidrocarburos.

Entre las modificaciones principales a la Ley de Gas Natural, se encuentran:

Se elimina la necesidad de obtener autorización previa para importar gas natural.
Se elimina la limitación con respecto a no afectar el abastecimiento del mercado interno. El Gas Natural Licuado tendría un régimen especial, en donde se garantizan condiciones firmes de exportación una vez autorizadas, no pudiendo ser modificadas.
Se extienden las licencias correspondientes a los servicios de transporte y distribución de gas natural de un plazo de 10 a 20 años.
Se crea el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad, que reemplazará al ENRE y el ENARGAS y asumirá sus funciones.

El 28 de noviembre de 2024, a través del dictado del Decreto 1057/2024, el Poder Ejecutivo reglamentó los Capítulos I (“ Hidrocarburos. Modificaciones a la ley 17.319 ”) y II (“ Gas natural. Modificaciones a la ley 24.076 ”) de la Ley Bases.

El Decreto Nº 1057/2024 describe los procedimientos de exportación, incluido el mantenimiento del Registro de Contratos de Operaciones de Exportación, e introduce el procedimiento de objeción previsto en el artículo 6 modificado de la Ley de Hidrocarburos. Las objeciones podrán basarse en la falta de disponibilidad de hidrocarburos y/o sus derivados o en la existencia y/u ocurrencia de variaciones imprevistas y significativas en precios de mercado interno. La SE podrá fundadamente objetar total o parcialmente exportaciones debido a variaciones significativas e imprevistas en los precios de los hidrocarburos en el mercado interno, en forma temporaria y hasta que dicha situación haya finalizado. La objeción de la SE en los términos deberá sustentarse en estudios y análisis técnico-económicos, y las proyecciones deberán permitir una adecuada evaluación del alcance de la exportación en cuestión y su incidencia en las condiciones de seguridad del suministro del mercado interno. La seguridad del suministro en el mercado interno comprende la disponibilidad de hidrocarburos y/o sus derivados en volumen, calidad y condiciones económicas comerciales razonables para el abastecimiento de las necesidades del mercado interno, incluyendo las fuentes y costos de importación de hidrocarburos y combustibles alternativos.

Por el Decreto N° 451/2025, el Poder Ejecutivo Nacional aprobó el texto ordenado de la Ley N° 24.076 y sus modificaciones. Principalmente, la reglamentación actualiza las referencias en el texto legal a las autoridades regulatorias del sector (es decir, la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía y el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad), y realiza otros ajustes formales.

Por el Decreto N° 452/2025, el Poder Ejecutivo Nacional dispuso la constitución del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad, conforme lo previsto en el artículo 161 de la Ley de Bases. El Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad funcionará en el ámbito de la Secretaría de Energía y llevará a cabo todas las medidas necesarias para cumplir con las misiones y funciones asignadas por las Leyes N° 24.076 y 24.065 al ENARGAS y al ENRE, respectivamente.

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Exportaciones de Gas Natural y Prioridades para la Oferta Interna

De conformidad con lo establecido por la Ley de Hidrocarburos y la Ley de Gas Natural, las exportaciones de gas se encuentran sometidas a la previa aprobación de la SE a fin de asegurar que el abastecimiento interno no se vea afectado.

En marzo de 2004, la SE dictó la Resolución N° 265/04 y adoptó medidas tendientes a asegurar el correcto abastecimiento de gas natural al mercado local y regular sus consecuencias sobre los precios mayoristas de electricidad. Entre las medidas adoptadas, se encontraban:

la suspensión de todas las exportaciones de excedentes de gas natural;
la suspensión de las aprobaciones automáticas de solicitudes para exportar gas natural;
la suspensión de todas las solicitudes para nuevas autorizaciones para exportar gas natural presentadas en ese entonces o en el futuro ante la SE; y
la autorización a la Subsecretaría de Combustibles para crear un plan de racionalización de las exportaciones de gas y la capacidad de transporte.

La SE obligó a los productores a tener como primera prioridad en sus inyecciones de gas natural a las tuberías de determinados consumidores preferenciales y ordenó a las empresas de transporte garantizar estas prioridades a través de la asignación de la capacidad de transporte. En general, estas reglamentaciones subordinaron todas las exportaciones de gas natural a la previa entrega de volúmenes de gas natural que fueran suficientes para satisfacer la demanda del mercado interno.

Por medio del Decreto 893/2016, publicado en el Boletín Oficial el 26 de julio de 2016 se estableció un esquema particular de autorizaciones de exportaciones temporarias de gas, destinadas a asistencia en situaciones de emergencia y aquéllas en que sea necesario utilizar infraestructura de países vecinos para facilitar el transporte de gas natural al mercado interno argentino.

Los procedimientos para autorizaciones de exportación de gas natural, sobre base firme e interrumpible, intercambios operativos y acuerdos de asistencia.

El 14 de julio de 2019 la ex Secretaría de Gobierno de Energía emitió la Resolución N° 417/2019 (derogada por la Resolución N° 360/2021), la cual (i) reemplazó los procedimientos para obtener permisos de exportación establecidos por la Resolución No. 104/2018, por un nuevo procedimiento establecido en dicha Resolución; (ii) encargó a la Subsecretaría de Hidrocarburos y Combustibles con: (a) la regulación de los mecanismos de sustitución de energía, a ser usados también para las exportaciones de gas natural bajo condición firme, (b) la elaboración y aprobación de un procedimiento operativo de exportaciones de gas natural, aplicable a los exportadores de gas natural, que se utilizará en caso de que estuviese en riesgo la seguridad del abastecimiento interno; y (c) otorgar permisos de exportación mediante la emisión de un certificado pertinente.

La Resolución N° 360/2021 de la Secretaría de Energía derogó la Resolución N° 417/2019 y estableció el Procedimiento de Autorización de Exportaciones de Gas Natural para las exportaciones de gas natural a las que se refiere el Artículo 3° de la Ley Nº 24.076, y derogó la Resolución No. 417/2019 y la Disposición SSHyC N° 284/2019. En el marco de la referida Resolución N° 360/2021 se contempla el régimen de exportaciones asociado al “PLAN DE PROMOCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DEL GAS NATURAL ARGENTINO–ESQUEMA DE OFERTA Y DEMANDA 2020-2024”.

Mediante la Resolución N° 774/2022 de la SE, se modificó la Resolución N° 360/2021, en tanto se aprobó un nuevo “Procedimiento de Autorización de Exportaciones de Gas Natural”.

Por otra parte, la Secretaría de Energía, mediante Nota N° NO-2021-122308354-APN-SE#MEC habilitó de manera extraordinaria exportaciones de gas natural en firme desde la Cuenca Neuquina por un volumen de hasta 5 MM m3/día para el período comprendido entre 1° de enero y 30 de abril de 2022, inclusive.

El aumento en el precio percibido por los productores de gas natural, por el “Plan Gas” y el Programa de Estímulo a las Inversiones en Desarrollos de Producción de Gas Natural proveniente de Reservorios No

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Convencionales y por el aumento en los precios domésticos de gas, atrajo inversiones en proyectos de gas upstream y revirtió la caída en la producción de gas de los últimos años. Este proceso permitió a la Argentina reducir las importaciones de gas natural e incluso exportar volúmenes de gas en los meses de verano, cuando la demanda estacional doméstica es más baja. Variadas reformas en el mercado de gas apuntaron a regular la oferta de gas para asegurar que la oferta se encuentre con la demanda prioritaria. Esta estructura es conocida como “el acuerdo de productores”, la cual divide a la demanda en las siguientes: (i) demanda prioritaria (residencial), (ii) gas natural comprimido, (iii) plantas industriales y energéticas, (iv) exportaciones. Cada segmento paga un precio diferente por el gas, siendo los segmentos industriales y de exportación los únicos segmentos con precios de mercado que flotan libremente.

Exportación de gas

En cuanto a los derechos de exportación a los que están sometidas las exportaciones de gas natural, al igual que para las exportaciones de petróleo crudo, el derecho de exportación de Hidrocarburos había sido creado mediante la Ley 25.561 en el año 2002, facultando al Poder Ejecutivo Nacional a establecer la alícuota correspondiente, todo ello por un plazo de 5 años.

Luego, con fecha 23 de diciembre de 2019, se publicó la Ley 27.541 de Ley Solidaridad Social y Reactivación Productiva en el Marco de la Emergencia Pública, la cual facultó nuevamente al Poder Ejecutivo Nacional a fijar derechos de exportación cuya alícuota no podrá superar el 33% del valor imponible o del precio oficial FOB de la mercadería que se exporte. Esta facultad podrá ser ejercida hasta el 31 de diciembre de 2021.

Esa misma ley -respecto de ciertas mercaderías y supuestos- prohíbe superar determinadas alícuotas de derechos de exportación. Entre otros, ello se presenta en los siguientes casos: (i) 15% para aquellas mercancías no sujetas a derechos de exportación al 2 de septiembre de 2019 o gravadas al 0% a esa fecha; (ii) 5% del valor imponible o del precio oficial FOB para bienes industriales y para la exportación de servicios; y (iii) 8% del valor imponible o del precio oficial FOB para hidrocarburos y minería.

El 18 de mayo de 2020 se dictó el Decreto N° 488/2020 que establece que los derechos de exportación de hidrocarburos para las Posiciones Arancelarias NCM detalladas en el Anexo de esa norma, se fijarán de acuerdo con lo siguiente: (i) 0% cuando el precio internacional de referencia (aquel publicado el último día hábil de cada mes por la Secretaría de Energía para el “ICE BRENT PRIMERA LÍNEA”, considerando para ello, el promedio de las últimas 5 cotizaciones publicadas por el “PLATTS CRUDE MARKETWIRE” bajo el encabezado “Futures Settlements”) sea menor o igual a U.S.$45/barril, (ii) 8% cuando el referido precio internacional de referencia sea superior o igual a U.S.$60 / barril; y (iii) cuando el referido precio internacional resulte superior a U.S.$45/barril e inferior a U.S.$60/barril, la alícuota del derecho de exportación se determinará mediante una fórmula de ajuste progresivo de la alícuota del derecho de exportación desde 0 al 8%. El Decreto N° 488/2020 dejó sin efecto toda otra norma que se oponga a lo mencionado en su Artículo 8 (en relación con los derechos de exportación aplicables a los hidrocarburos).

Por último, la Ley Bases establece que las exportaciones de gas natural deberán ser reglamentadas por el Poder Ejecutivo Nacional, debiéndose considerar las disposiciones del artículo 6 de la Ley de Hidrocarburos. Allí, se dispone que: (i) los permisionarios y concesionarios tienen el dominio sobre los hidrocarburos que extraigan y, consecuentemente, pueden transportarlos, comercializarlos, industrializarlos y comercializar sus derivados libremente, (ii) el Poder Ejecutivo no puede intervenir o fijar los precios de comercialización en el mercado interno, y (iii) los permisionarios, concesionarios, refinadores y/o comercializadores pueden exportar hidrocarburos y/o sus derivados libremente, sin objeción de la SE.

GLP (Gas Licuado de Petróleo)

La Ley N° 26.020 sancionada el día 9 de marzo de 2005 (modificada por Decreto 297/2005 y Ley N° 26.314), establece el marco legal para la industria y la comercialización del GLP, que deberá hacerse cumplir por la SE. Esta ley regula las actividades de producción, embotellamiento, transporte, almacenamiento, distribución y comercialización del GLP en la Argentina y declara a estas actividades como de interés público, con vistas al aseguramiento de un abastecimiento regular, confiable y razonable de GLP para los segmentos de ingresos más bajos que no tienen acceso a la red de distribución de gas natural.

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La Ley N° 26.020 incluye a todas las partes de la producción, distribución, transporte, servicios y ventas de GLP en toda la Argentina.

Esta ley establece el principio del libre acceso a la industria y al mercado de GLP, así como también la libre importación de GLP y ciertas restricciones sobre las exportaciones, las cuales únicamente pueden ser autorizadas si el abastecimiento interno no se ve afectado. La Disposición N° 168/05 de la Subsecretaría de Combustibles dispone que las empresas que deseen exportar GLP primero deben obtener una autorización de la SE. En primer lugar, las empresas con intención de exportar GLP deben probar que la demanda local ha sido satisfecha o que han realizado ofertas para vender GLP a nivel local y éstas han sido rechazadas.

Mediante el Inciso b) del Artículo 7° de la Ley N° 26.020, se estableció como objetivo para la regulación de la industria y comercialización de GLP garantizar el abastecimiento del mercado interno de GLP, como así también, el acceso al producto a granel por parte de los consumidores del mercado interno, a precios que no superen los de paridad de exportación.

Asimismo, la Autoridad de Aplicación debe fijar precios de referencia, los que serán publicados y propenderán a que los sujetos activos tengan retribución por sus costos eficientes y una razonable rentabilidad.

El Decreto Nº 470/2015, del 30 de marzo de 2015, creó el Programa Hogares con Garrafas (HOGAR), cuyo reglamento fue aprobado mediante la Resolución N.º 49/2015. En virtud de este marco normativo, la Secretaría de Energía (SE) tiene la responsabilidad de determinar los volúmenes de GLP destinados al programa, así como de fijar los precios máximos de referencia y las compensaciones correspondientes.

Para el año 2024, la Resolución Nº 11/2024, del 9 de febrero de 2024, establece que, hasta tanto se adopten las medidas necesarias para que el precio del GLP al consumidor final refleje los costos económicos reales de la actividad en todas sus etapas, los aportes y cupos del Programa HOGAR continuarán siendo asignados trimestralmente por la SE, manteniendo la metodología vigente. Esta resolución aprobó los cupos y aportes para el período comprendido entre enero y marzo de 2024.

Posteriormente, la Resolución Nº 216/2024, publicada en el Boletín Oficial el 19 de agosto de 2024, aprobó la asignación de aportes y cupos de GLP para el trimestre de abril a junio de 2024.

El Decreto 446/2025 (publicado en el Boletín Oficial de Argentina el 3 de julio 2025) introduce cambios sustanciales en la regulación de la industria del gas licuado de petróleo (GLP) en Argentina, principalmente mediante la modificación de varios artículos clave de la Ley N° 26.020, tales como:

Limitación de la intervención estatal: El rol de la Secretaría de Energía se restringe principalmente a la supervisión en materia de seguridad, en lugar de una regulación económica u operativa amplia;
Simplificación del ingreso al mercado: Se elimina la autorización previa para nuevas plantas o ampliaciones; los operadores solo deben presentar la documentación requerida, aplicándose la regla de silencio positivo si la autoridad no responde en un plazo de diez días hábiles;
Liberalización del comercio: Se liberalizan la importación y exportación de GLP, requiriendo únicamente el cumplimiento de la normativa vigente y, para las exportaciones, un plazo de siete días para que el Estado objete si está en riesgo el abastecimiento interno;
Intercambio y uso de envases: El decreto establece mecanismos para el libre intercambio y uso de envases de gas entre los participantes del mercado, incluyendo la creación de un pool de envases de uso común y la participación obligatoria en sistemas de intercambio;
Prohibición de cláusulas de exclusividad: Se prohíbe a los fraccionadores imponer obligaciones de exclusividad o de compra a los comercializadores, declarando absolutamente nulas dichas cláusulas contractuales.

Lineamientos para un Plan de Transición Energética al 2030 y 2050.

El 1 de noviembre de 2021 fue publicada en el Boletín Oficial la Resolución N° 1036/2021 de la Secretaría de Energía, que aprobó los “Lineamientos para un Plan de Transición Energética al 2030”.

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Estos lineamientos enumeran seis objetivos de política económica para caracterizar una estructura productiva que sea (i) inclusiva, (ii) dinámica, (iii) estable, (iv) federal, (v) soberana y (vi) sostenible.

Asimismo, se desarrollan diferentes escenarios energéticos y sus impactos sobre las trayectorias de emisiones del sector. También se incorporan dos escenarios de oferta de energía eléctrica, así como los requerimientos de inversiones de cada uno. En ambos escenarios se busca mitigar el impacto de las emisiones, y se plantea una implementación activa de políticas de eficiencia energética residenciales y en transporte.

Los escenarios surgen de la combinación de políticas tanto de demanda como de oferta. Desde el punto de vista de la demanda se plantean políticas en dos aspectos: por un lado en el sector transporte, con una trayectoria tendencial en cuanto al incremento del parque y la motorización de los mismos, incluido una penetración de vehículos eléctricos y, por otra parte, un incremento en el parque que utiliza gas natural, como GNC y GNL, dependiendo del modo de transporte.

Por el lado de la demanda de electricidad y gas natural, se presentan dos escenarios, uno tendencial donde se plantean las políticas de eficiencia existentes, y por el otro desde una mejora de eficiencia en el uso energético tanto en la demanda de gas como eléctrica.

En cuanto a la oferta, se plantean dos posibles escenarios. El primero implica mayores requerimientos de petróleo y gas natural con una participación en la generación de las energías renovables del 20% en la matriz eléctrica al 2030 (REN 20). En el segundo, se supone mayor requerimiento de gas natural y relativamente menores requerimientos de petróleo junto con una mayor participación de las energías renovables en la generación eléctrica alcanzando el 30% (REN 30).

El 7 de julio de 2023 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución N° 517/2023, que aprobó el “Plan Nacional de Transición Energética al 2030”.

Para elaborar el Plan, se asumieron una serie de presupuestos y condiciones de aquí al 2030: crecimiento del producto bruto interno del 2% anual de largo plazo; incremento de la demanda eléctrica del 1,5% interanual, y de gas natural, en alrededor del 1,1%; crecimiento de la demanda de combustibles del 2,3% interanual; crecimiento de la producción de gas natural para consumo local entre 2,4% y 3%, y de la producción de petróleo, entre 3,4% y 6%; reducción de la participación de generación térmica del 59% al 35% (no obstante, contempla 3000 MW de la futura licitación próxima a ser convocada).

El Plan propone una serie de metas cuantitativas (por ejemplo, no exceder la emisión neta de 349 millones de tCO2 para toda la economía; reducir al menos un 8% de la demanda energética; superar el 50% de renovables en la generación eléctrica; ampliar la red de transmisión eléctrica de alta tensión; etc.) y metas cualitativas (crear condiciones propicias para el desarrollo local de la cadena de valor de tecnologías de energía limpia; crear nuevos puestos de trabajo locales y sostenibles en el sector; reducir la pobreza energética; facilitar una transición energética justa).

El Plan considera nueve líneas estratégicas y un eje transversal de gobernanza institucional. Se desarrollarán medidas para descarbonizar el sistema energético argentino y aumentar la resiliencia climática de manera justa, inclusiva y sostenible.

Las nueve líneas estratégicas son: eficiencia energética, energía limpia en emisiones de gases de efecto invernadero, gasificación, desarrollo de capacidades tecnológicas nacionales, resiliencia del sistema energético, federalización del desarrollo energético, desarrollo del hidrógeno bajo en emisiones, movilidad sostenible y transición justa e inclusiva.

Dentro de la gobernanza institucional se incluyen cuatro áreas de acción: (i) actualización y adecuación normativa; (ii) articulación multinivel y multiactoral; (iii) fortalecimiento de capacidades; (iv) procesos de planificación.

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Para el cumplimiento de estas metas, el Plan estima que se requerirá una inversión relevante por un total aproximado de 86,642 MM U.S.$, por parte del sector privado y/o público.

El 7 de julio de 2023 también se publicó la Resolución N° 518/2023, que aprobó los “Lineamientos y Escenarios para la Transición Energética a 2050”. Estos lineamientos consideran tres escenarios denominados “base”, “optimista” y “ambicioso”. Los tres escenarios comparten una evolución similar hasta el año 2030 y, desde allí, se diferencian.

El documento propone 10 lineamientos estratégicos para una política energética sostenible para la transición a 2050: gobernanza institucional, eficiencia energética, energía baja en emisiones de GEI, gasificación, desarrollo de capacidades tecnológicas nacionales, resiliencia del sistema energético, federalización del desarrollo energético, desarrollo de hidrógeno bajo en emisiones, movilidad sostenible y transición justa e inclusiva.

En línea con lo establecido en los Planes de Transición Energética, la Secretaría de Energía dictó la Resolución SE N° 970/2023, publicada en el Boletín Oficial el 1 de diciembre de 2023, mediante la cual creó el “Programa Nacional de Medición y Reducción de las Emisiones Fugitivas Derivadas de las Actividades de Exploración y Producción de Hidrocarburos”. Los objetivos centrales del programa son:

a) Promover acciones tendientes a la detección, medición, cuantificación y validación de las emisiones fugitivas en las instalaciones y componentes asociados a las actividades de exploración y producción de hidrocarburos objeto de esta norma.
b) Organizar y sistematizar la información obtenida a partir de las mediciones de las emisiones fugitivas en la industria.
c) Propiciar la implementación de planes de mitigación y reducción de emisiones de fugitivas derivadas de la actividad hidrocarburífera.

Los sujetos obligados por la Resolución SE N° 970/2023 son las personas físicas y/o jurídicas que lleven a cabo actividades de exploración y/o producción de hidrocarburos en el país. Estos deben presentar ante la Subsecretaría de Hidrocarburos de la Secretaría de Energía un Plan Anual de Medición de Emisiones Fugitivas, de conformidad con la reglamentación que se dicte a tal efecto. Asimismo, deben presentar un Plan Integral, a 5 años, de reducción y/o captación de emisiones fugitivas, de conformidad con la reglamentación que se dicte al efecto. A tal fin, los sujetos obligados deben implementar medidas concretas, priorizando la eficiencia y aprovechamiento del recurso gas, y la reducción y/o captación de emisiones.

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DIRECCIÓN DE LA EMISORA

La administración de la Compañía está a cargo de un Directorio, de conformidad con lo dispuesto en su Estatuto Social, la Ley General de Sociedades y la Ley de Mercado de Capitales.

El Estatuto Social de la Sociedad establece que el Directorio puede estar compuesto por no menos de tres (3) y no más de cinco (5) miembros titulares, cada uno de los cuales es elegido por la asamblea Ordinaria de Accionistas, que podrá nombrar a uno o varios miembros suplentes. Los Directores duran en sus cargos por el término de un ejercicio, pudiendo ser reelectos indefinidamente.

En la actualidad, el Directorio está formado por cinco (5) miembros titulares y por dos (2) Directores suplentes designados por dicha asamblea en su reunión de fecha 18 de marzo de 2025.

El 11 de julio de 2025, nuestro directorio aceptó la renuncia del Sr. Juan José Mata a su posición como director de Tecpetrol. En la misma reunión, el directorio designó al Sr. Jorge Perczyk como director suplente para completar la vacancia hasta la próxima Asamblea Ordinaria, en la que serán considerados los estados financieros finalizados al 31 de diciembre de 2025.

Salvo por nuestro Estatuto Social no existen otros acuerdos que tengan que ver con nuestra administración y dirección.

De acuerdo con nuestro Estatuto y con las leyes argentinas, el Directorio debe reunirse al menos una vez cada tres meses. El quórum se constituye con la mayoría de los integrantes del Directorio y sus resoluciones se toman con el voto afirmativo de la mayoría de los Directores asistentes. En caso de empate, resuelve el Presidente del Directorio o la persona que lo reemplace en una determinada reunión.

De acuerdo con el artículo 59 de la Ley General de Sociedades, los directores son responsables de desempeñar sus funciones con la lealtad y la diligencia de un buen hombre de negocios. Los directores son solidariamente responsables ante la Compañía, los accionistas y terceros por mal desempeño de sus funciones, por violar las leyes, los estatutos sociales o las reglamentaciones, si hubiera, así como por los daños y perjuicios causados por fraude, abuso de autoridad o culpa de acuerdo con el artículo 274 de la Ley General de Sociedades. Las siguientes prohibiciones y obligaciones se consideran como parte integrante del deber de lealtad de un director: (i) la prohibición de utilizar los activos de la Compañía y la información confidencial para fines privados; (ii) la prohibición de sacar ventaja, o de permitir que otros saquen ventaja, por acción u omisión, de las oportunidades comerciales de la compañía; (iii) la obligación de ejercer las facultades otorgadas por el directorio únicamente para fines pretendidos por la ley, los estatutos sociales o las resoluciones de los accionistas y del Directorio; y (iv) la obligación de adoptar cuidados extremos de modo tal que el Directorio, directa o indirectamente, no actúe contra los intereses de la Compañía. Un director debe informar al Directorio y al Consejo de Vigilancia cualquier conflicto de intereses que pudiera tener en una determinada operación, y deberá abstenerse de votar en tal decisión.

Por otra parte, la Ley de Mercado de Capitales confiere a los miembros del directorio dos deberes adicionales: (i) deberes relacionados con la oferta pública de nuestros valores negociables, en virtud de los cuales los directores deben informar a la CNV todo acontecimiento o circunstancia relacionada con la compañía que pueda tener un efecto sustancial en la suscripción de sus títulos valores o en el curso de las respectivas negociaciones; y (ii) el deber de mantener el secreto, lo que implica que los directores (además de otros funcionarios o empleados relevantes) deben guardar estricta confidencialidad y abstenerse de negociar con nuestros valores negociables, en caso de tener acceso a información confidencial relacionada con la Compañía que, por su importancia, pueda afectar el precio de nuestros valores negociables.

Un Director no será responsable por las decisiones tomadas en una reunión de Directorio siempre que exprese su oposición en forma escrita e informe tal circunstancia al Consejo de Vigilancia. Para que sean efectivas, estas precauciones deben adoptarse antes del surgimiento de cualquier reclamo o de que se entablen acciones legales contra ese director. La aprobación por parte de los accionistas de la Compañía de una decisión del director da por concluida la responsabilidad del director por su decisión, a menos que los accionistas titulares de un 5% o más del capital social de la Compañía objetaran tal aprobación, o que la decisión hubiera sido

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tomada en violación de las leyes o de los estatutos sociales. Con la mayoría de los votos de nuestros accionistas, podremos iniciar procesos legales contra los directores. Si dicho proceso no fuera iniciado dentro del plazo de tres meses contados a partir de la resolución de la asamblea aprobando la iniciación de dicho proceso, cualquier accionista podrá promover la acción en representación y por cuenta de la empresa.

a) Directorio

En el presente apartado se detallan las previsiones estatutarias que regulan la composición y funcionamiento del Directorio de la Emisora, así como la normativa legal aplicable.

El siguiente cuadro detalla los miembros del Directorio y del Consejo de Vigilancia de la Emisora designados mediante Asamblea Ordinaria y Extraordinaria de accionistas celebrada el 8 de marzo de 2025, todos los cuales son residentes en Buenos Aires, Argentina, el año en que fueron designados y la posición que actualmente ocupa cada uno de ellos dentro de la Emisora.

Apellido(1)	Nombre(1)	DNI	CUIT/CUIL	Cargo	Fecha Designación(2)	Vigencia(2)
Markous	Ricardo Miguel	11.960.136	20119601364	Presidente	18/03/2025	31/12/2025
Ferreiro	Ricardo Raúl	17.441.718	20174417181	Vicepresidente	18/03/2025	31/12/2025
Lapalma	Mario Cesar	14942659	20149426591	Director Titular	18/03/2025	31/12/2025
Gugliuzza	Claudio Gabriel	18.140.856	20181408562	Director Titular	18/03/2025	31/12/2025
Perczyk	Jorge	16.131.200	20161312003	Director Titular(iii)	18/03/2025	31/12/2025
Mantilla	Fernando Jorge	23.469.555	20234695550	Director Suplente	18/03/2025	31/12/2025
Martínez Mosquera	Marcelo Germán	10.155.432	20101554326	Director Suplente	18/03/2025	31/12/2025

Nota:

(i) “No independientes” conforme con las Normas CNV. (ii) Los miembros integrantes del Directorio y del Consejo de Vigilancia, durarán en sus funciones por el término estatutario y/o hasta la celebración de la próxima Asamblea Ordinaria que considere el quincuagésimo quinto ejercicio a finalizar el 31 de diciembre de 2025.

(iii) El Sr. Perczyk fue nombrado director suplente en la asamblea de fecha 18 de marzo de 2025. En ocasión de la renuncia del Sr. Juan José Mata, fue designado como director en reunión de Directorio de fecha 11 de julio de 2025.

A continuación, se detallan los miembros del Directorio de la Emisora, fecha de nacimiento, antecedentes profesionales, la posición que actualmente ocupa cada uno de ellos dentro de la Emisora y otros cargos que han ocupado.

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Cargo y Nombre	Antecedentes profesionales y otros cargos	Fecha de nacimiento
Presidente:
Ricardo Miguel Markous	Ingeniero civil, graduado en la Universidad de Buenos Aires, (UBA), con domicilio constituido en Pasaje Carlos M. Della Paolera 297/299, piso 16°, CABA. En 1988 obtuvo un Máster in Management de la Escuela de Negocios de la Universidad de Stanford. Desde 1980 a la fecha, ha ocupado diversos cargos en la Organización Techint. En la actualidad se desempeña como, Presidente de Tecpetrol S.A. y de Tecpower S.A., Vicepresidente de Tecpetrol Investments S.L.U.	14/08/1956
Vicepresidente:
Ricardo Raul Ferreiro	Nacido el 17 de enero de 1965, el Sr. Ferreiro es ingeniero mecánico graduado en la Universidad Nacional de la Plata, su domicilio constituido es Pasaje Carlos M. Della Paolera 297/299, piso 16°, CABA. Desde 1992 ha ocupado diversos cargos gerenciales y de dirección en Latinoamérica con responsabilidad sobre activos de E&P y G&P, con una activa participación en las cámaras de energía en dichos países. Entre 2006 y 2015 fue CEO de Transportadora de Gas del Perú, y a partir de 2015 ejerció la función de Director Región Norte de Tecpetrol, con responsabilidades por las operaciones de E&P y G&P en México, Colombia, Venezuela y Ecuador. Actualmente se desempeña como Presidente de E&P. En la actualidad se desempeña como Presidente de Techgen S.A. de C.V., Vicepresidente de Tecpetrol de Bolivia S.A., y Director Titular de Pardaliservices S.A. y de Consorcio Shushufindi S.A.	17/01/1965
Directores Titulares:

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Mario Cesar Lapalma	Se graduó de Contador Público de la Universidad Nacional de La Plata (mayo 1986), su domicilio constituido es en Pasaje Carlos M. Della Paolera 297/299, piso 16°, CABA. Comenzó en Auditoría Central de la Organización Techint (octubre 1985), siendo luego Jefe de Contabilidad en Aceros Revestidos SA, Jefe de Planeamiento y Control de Gestión en Techint International Const. Corp (Tenco), Jefe de Nómina, Gerente de Administración de Personal y Gerente de Desarrollo, Reclutamiento, Capacitación y Relaciones con la Comunidad en Siderar SAIC (hoy Ternium Argentina SA). En 2001fue designado Gerente de Gestión de la Información de Recursos Humanos en Tenaris, liderando los proyectos de sistemas de gestión (México, Brasil, Argentina, Italia), y participó del proceso de reingeniería global del área. En 2003 asumió la Gerencia de Gestión Administrativa y desde 2019 gestiona la Dirección de Coordinación Administrativa y Corporativa de la Organización Techint, teniendo a cargo temas contables, societarios, compliance y tax planning. Asimismo, en 2020 sumó a sus funciones la de Business Conduct Compliance Officer (BCCO) de Techint Investments Internacional SLU y sus subsidiarias. Desde 2021, ocupa la posición Director Senior de Administración y Contabilidad, con funciones contables, societarios, compliance y tax planning y la administración de Sociedad Anónima de Mandatos y Administración SA. Desarrolló actividad docente en la Facultad de Ciencias Económicas de la UNLP en la cátedra de Auditoría y Control Interno (1986-92). Es miembro del Consejo de Contabilidad y Auditoría de la Cámara de Sociedades y de la Comisión de Reporte Integrado de la Universidad de San Andrés. Actualmente es Presidente de Santma Inversora S.A. y de Sociedad Anónima de Mandatos y Administración S.A., Director Titular de Tecpetrol S.A., Ternium Argentina S.A., Santa María S.A.I.F., Santa María Investments Holdings S.A., Techint Compañía Técnica Internacional S.A.C.I. y Director Suplente de Ferroexpreso Pampeano S.A.C. y de Compañía Inversora Ferroviaria S.A.I.F.	27/01/1963
Claudio Gabriel Gugliuzza	Contador Público de la Universidad de Bs As (julio 1988) con domicilio constituido en Pasaje Carlos M. Della Paolera 297/299, piso 16°, CABA. Tuvo diversos cargos en la Organización Techint iniciando en auditoría operativa en julio 1988, en Tubos de Acero de México (desde planeamiento económico hasta Director de Administración y Finanzas). A partir del 2002 y hasta el 2012 trabajó en Tenaris. Fue Director de Administración de la red comercial de Tenaris, Director Cono Sur (Arg, Uy y Brasil), Director de Planeamiento, Director de Tax Planning y Compliance. Desde el 2012 y hasta julio 2019 trabajó en Ternium, siendo Director de Administración de Siderar y sociedades de Ternium en Uruguay, Director de Tax planning y compliance corporativo. Fue miembro del Comité de auditoría de Usiminas. Además, desde hace muchos años es Director de varias sociedades argentinas y extranjeras de la Organización Techint. Desde agosto del 2019 hasta marzo de 2021 fue Director corporativo de administración y Finanzas South América en Santa María y Director corporativo de RRHH en Argentina. Desde el 2014 preside la Obra Social Aceros Paraná y actualmente se desempeña como Director General de Áreas Corporativas de Tecpetrol S.A. Adicionalmente, ocupa los cargos de Presidente de Tecpetrol Servicios S.L., Tecpetrol Internacional S.L., Suizum - Servicios de Consultoría S.L. (Unipersonal); de Director Titular en Techenergy Ventures S.A., Servicios Libertador S.L., Techenergy Lithium S.A., Tecpetrol Investments S.L.U., y Tecpower S.A., y es Director Suplente de Gasinvest S.A. y Transportadora de Gas del Norte S.A.	25/04/1966

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Jorge Perczyk	Ingeniero Industrial graduado de la Universidad de Buenos Aires y tiene un posgrado en Administración de Empresas por la Universidad de Bridgeport, Connecticut, con domicilio constituido en Pasaje Carlo M. Della Paolera 297/299, piso 16°, CABA. Ocupó varios cargos en el Grupo Techint y actualmente es el Director de Planificación, Presidente de Transportadora Gas del Mercosur S.A., Director de Gasinvest, Transportadora de Gas del Norte S.A. y de Techenergy Lithium S.A.	02/01/1963
Directores Suplentes:
Fernando Jorge Mantilla	Abogado por la Universidad Católica de Buenos Aires. Comenzó su carrera en el Departamento de Legales del Grupo Techint en 1996. Ocupó diversos cargos en el directorio de empresas argentinas y extranjeras del grupo. Desde julio de 2016 se desempeña como Director de Legales del Grupo Techint.	10/07/1973
Marcelo Germán Martínez Mosquera	Ingeniero graduado en la Universidad de Buenos Aires con domicilio constituido en Pasaje Carlo M. Della Paolera 297/299, piso 16°, CABA. A lo largo de 30 años dentro de la Organización Techint ha ejercido el cargo de Presidente del Directorio en Dapetrol S.A., Gasinvest S.A., Tecgas Argentina S.A. y Litoral Gas S.A., de Vicepresidente en Tibsa Inversora S.A., y Director titular de Transportadora Gas del Mercosur S.A. y deTransportadorade Gas del Norte S.A.	26/10/1952

b) Funcionarios ejecutivos

Los principales funcionarios ejecutivos de la Emisora son los siguientes:

Nombre	Cargo	Fecha de Nacimiento.
Ricardo Markous	Director General(CEO) yPresidente	14.08.1956
RicardoRaúl Ferreiro	Presidente deE&P	17.01.1965
Claudio Gabriel Gugliuzza	Presidente de Áreas Corporativas	25.04.1966
JorgePerczyk	DirectordePlaneamiento y Controlde Gestión	02.01.1963
AndreaCostantinoRocca	Presidente deTransición Energética	02.09.1983
María Laura Garcia	Directora de Recursos Humanos	07.12.1971
Vilma Bettini	Directora de Auditoría	13.06.1962
Fernando Pardo	Director de Cumplimiento de Conducta Empresarial	14.09.1971
Mariano Picasso	Director Sr. de Desarrollo de Negocios	27.08.1967
Federico Sameghini	Director Sr. de Medio Ambiente, Seguridad y Salud	28.03.1978
Leopoldo Macchia	Vicepresidente Comercial	07.12.1975

A continuación, se agrega una breve síntesis biográfica de los principales funcionarios ejecutivos de la Emisora que no forman parte del Directorio:

María Laura Garcia: Nacida el 7 de diciembre de 1971. Ingeniera Industrial graduada en la Universidad Nacional de Cuyo, Mendoza, Argentina. MBA on International Management graduada en el Stüttgart Institute of Management and Technology, Stüttgart Universität, Alemania. Actualmente ocupa el cargo de Directora

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de Recursos Humanos en Tecpetrol S. A.

Andrea Costantino Rocca : Nacido el 02 de septiembre de 1983. Doctor en Economía graduado en Universidad Bocconi (Milán, Italia). Posee un MBA de Columbia University . Actualmente ocupa el cargo de Presidente de Transición Energética de Tecpetrol S.A.

Vilma Bettini: Nacida el 13 de junio de 1962. Licenciada en Sistemas, graduada en la Facultad de Ingeniería de la UBA. Actualmente ocupa el cargo de Directora Ejecutiva de Auditoría en Tecpetrol S.A.

Fernando Adrián Pardo: Nacido el 14 de septiembre de 1971. Contador Público Nacional se graduó en la Universidad de Buenos Aires y realizó la Certificación Internacional de Auditoría Interna (CIA). Actualmente ocupa el cargo de Director de Cumplimiento de Conducta Empresarial en Tecpetrol S.A.

Mariano Picasso: Nacido el 26 de agosto de 1967. Ingeniero Industrial de la Universidad de Buenos Aires. Posee un Postgrado en Administración de Empresas en el Massachussetts Institute of Technology (USA). Actualmente ocupa el cargo de Director Sr. de Desarrollo de Negocios.

Federico Sameghini: Nacido el 28 de marzo de 1978. Ingeniero Ambiental de la Universidad Católica Argentina (UCA). Posee un Postgrado de Economía Ambiental de la UCEMA. Actualmente ocupa el cargo de Director Sr. de Medio Ambiente, Seguridad y Salud.

Leopoldo Macchia: Nacido el 7 de diciembre de 1975. Ingeniero Industrial del Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA). Posee un Máster en Administración de Empresas (MBA) en el INSEAD de Francia y un Postgrado de Especialización en Gas Natural en la Universidad de Buenos Aires (UBA). Actualmente ocupa el cargo de Vicepresidente Comercial de Tecpetrol S.A.

c) Consejo de Vigilancia

Los Estatutos Sociales de la Emisora prevén un Consejo de Vigilancia (el "Consejo de Vigilancia") integrado por tres accionistas, cada uno de los cuales es elegido por la Asamblea Ordinaria de Accionistas, y duran en sus cargos por el término de un ejercicio. El Consejo de Vigilancia tiene a su cargo velar por que todas las actividades de la Emisora se realicen conforme a la ley aplicable.

A continuación, se incluye un detalle de los miembros titulares del Consejo de Vigilancia:

Nombre(1)	Antecedentes profesionales y otros cargos	Fecha de nacimiento	Fecha de Vencimiento del mandato
Ricardo Juan Pedro Soler	Licenciado en Administración de Empresas graduado en la Universidad Católica Argentina. Posee un Master in Science of Management de la escuela de Negocios de la Universidad de Stanford.	19/04/1951	31.12.2025

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Andrea Susana Barbagelata	Contadora Pública egresada de la Facultad de Ciencias Económicas – UBA. Certificación del Programa Director de Empresas Cotizantes (DICA) del Instituto de Gobernanza Empresarial y Pública (IGEP), Certificación en Ética y Compliance – Asociación Argentina de Ética y Compliance (AAEC) y UCEMA y “Formación de Formadores en NIIF” por la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas (FACPCE). Síndica e integrante del Consejo de Vigilancia de empresas incluidas en el régimen de oferta pública (Ternium Argentina, TGN y Tecpetrol) y en el ámbito IGJ. Consultora asociada en temas de Sostenibilidad/ESG. Miembro titular del Comité de Auditoría del Consejo Elaborador de Normas de Contabilidad y Auditoría (CENCyA) de la FACPCE y del Grupo Permanente de Sostenibilidad del Grupo Latinoamericano de Emisores de Normas de Información Financiera (GLENIF). Miembro del IADA (Instituto Argentino de Docentes de Auditoría) e integrante de diversas comisiones de estudio del CPCECABA. Consultora y capacitadora en temas de Sustentabilidad, Prevención de LA/FT y Compliance. Docente de posgrado en temas de Prevención de Lavado de Activos. Además, ha escrito en colaboración distintos trabajos técnicos enfocados en el área de sustentabilidad.	31/07/1967	31.12.2025
Pablo Rodolfo Stampalia	Ingeniero Industrial graduado en la Universidad de Buenos Aires. Posee un Posgrado en Desarrollo Directivo en IAE.	12/08/1960	31.12.2025

Notas:

(1) Los integrantes del Consejo de Vigilancia de la Emisora revisten el carácter de independientes conforme a las pautas fijadas en el artículo 11, Sección III, Capítulo III, Título II de las Normas de la CNV.

d) Remuneración

La Asamblea de Accionistas de la Emisora determina la remuneración de los miembros del Directorio, con sujeción a los límites previstos por el Artículo 261 de la Ley General de Sociedades. Todos los años, la Emisora celebra una asamblea de accionistas dentro de los cuatro meses posteriores a la fecha de cierre del ejercicio económico para evaluar sus estados financieros anuales y determinar la remuneración a pagar a sus directores, entre otros asuntos.

El artículo 261 de la Ley General de Sociedades establece que la remuneración máxima que por todo concepto pueden recibir los directores, incluyendo salarios y demás remuneraciones por el desempeño de tareas técnicas y administrativas permanentes, no podrá superar el 25% de las ganancias netas correspondientes a dicho ejercicio. Ese monto máximo se reduce al 5% si la Emisora no distribuye dividendos a sus accionistas y se incrementa mediante una distribución proporcional hasta alcanzar el límite del 25% una vez distribuidas las ganancias totales del ejercicio económico. Si el desempeño de comisiones especiales o de tareas técnicas y administrativas por uno o varios directores así lo amerita, en caso de no existir ganancias netas o ser éstas exiguas, la asamblea de accionistas podrá decidir aprobar expresamente que la remuneración a pagar exceda los mencionados límites, debiéndose incluir para ello ese asunto en el orden del día de la asamblea en cuestión.

Al 31 de diciembre de 2024, la Asamblea Ordinaria y Extraordinaria de accionistas celebrada el 18 de marzo de 2025, aprobó las sumas de aproximadamente $ 166.000.000 en concepto de honorarios totales a pagar a los Directores y al Consejo de Vigilancia de la Emisora.

A la fecha de este Suplemento, la Emisora no ofrece planes de jubilación a sus directores y funcionarios ejecutivos en el marco de sus programas de beneficios.

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e) Programa de Beneficios de Empleados

Con excepción de los programas descriptos a continuación, la Emisora no posee planes y/o programas de beneficios para sus empleados:

Programas de beneficio por retiro y otros.

La Emisora tiene vigentes dos programas de beneficios bajo la modalidad de “beneficios definidos no fondeados” y “otros beneficios a largo plazo” que se otorgan con posterioridad al retiro y durante el ejercicio laboral, los cuales son registrados siguiendo los lineamientos de las normativas contables vigentes.

Las principales premisas actuariales consideran una tasa de descuento del 7% y del 5,7% promedio y una tasa de incremento salarial del 2% y 3% respectivamente.

El pasivo correspondiente a estos programas se encuentra reconocido al valor presente de la obligación al cierre del ejercicio, el cual es calculado por actuarios independientes, al menos una vez al año, utilizando el método de “Unidad de crédito proyectada”. Al 31 de diciembre de 2024, 2023 y 2022 el pasivo reconocido bajo NIIF asciende a U.S.$20.949.780, U.S.$16.322.078 y U.S.$20.170.799, respectivamente, y se expone dentro del rubro “Beneficios para empleados” en nuestros Estados Financieros Anuales Auditados, no existiendo deuda exigible al cierre del respectivo ejercicio fiscal.

El cargo a ganancias y pérdidas calculado ascendió a U.S.$7.962.084, U.S.$8.744.807 y U.S.$5.958.829 para los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2024, 2023 y 2022, respectivamente.

Programa de retención e incentivo a largo plazo de empleados

Tecpetrol Investments S.L.U. (anteriormente Tecpetrol International S.A., controlante indirecta de la Emisora) tiene vigente un programa de retención e incentivos a largo plazo para ciertos directivos de algunas subsidiarias. Conforme a este programa, los beneficiarios de Tecpetrol recibirán un número de unidades valuadas al valor en libros del Patrimonio Neto Consolidado por acción de Tecpetrol Investments S.L.U. (excluyendo la participación no controlante).

Las unidades son devengadas en un período de cuatro años y Tecpetrol pagará la compensación equivalente a las unidades asignadas luego de transcurrido un período establecido que, de acuerdo a las condiciones del plan otorgado, contempla dos períodos diferenciados de rescate: (i) 10 años a la fecha de recepción, con opción por parte del empleado de solicitarlas a partir del séptimo año y (ii) 7 años de la fecha de recepción o bien, en ambos casos, cuando el mismo quede desvinculado de Tecpetrol. Los pagos se realizarán al valor de libros del último Patrimonio Neto Consolidado por acción atribuible a los accionistas de Tecpetrol Investments S.L.U. al momento del pago. Los beneficiarios recibirán también importes en efectivo equivalentes al dividendo pagado por acción, cada vez que Tecpetrol Investments pague un dividendo en efectivo a sus accionistas.

Al 31 de diciembre de 2024, 2023 y 2022 el pasivo reconocido asciende a U.S.$ 17.483.754 y U.S.$17.078.218 y U.S.$19.602.998, respectivamente, y se expone dentro del rubro “Programas de beneficios al personal” de nuestros Estados Financieros Anuales Auditados, no existiendo deuda exigible al cierre del ejercicio.

El cargo a ganancias y pérdidas ascendió a U.S.$5.310.084, U.S.$6.028.659 y U.S.$6.302.330, en los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2024, 2023 y 2022, respectivamente.

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ESTRUCTURA DE LA EMISORA, ACCIONISTAS PRINCIPALES Y TRANSACCIONES CON PARTES RELACIONADAS

Resumen

A la fecha de este Suplemento, el capital social de la Emisora es de $4.436.448.068 dividido en la siguiente forma: 3.106.342.422 (tres mil ciento seis millones trescientos cuarenta y dos mil cuatrocientas veintidós) acciones ordinarias escriturales “A”, y 1.330.105.646 (mil trescientos treinta millones ciento cinco mil seiscientas cuarenta y seis) acciones ordinarias escriturales “B”.

Todas las acciones en circulación se encuentran totalmente integradas. A continuación, se detalla la composición accionaria actual:


Accionista	Clase	Cantidad de Acciones	Porcentaje de Capital

Tecpetrol Internacional S.L.U	A	2.928.275.448	66,0050%
Tecpetrol Internacional S.L.U	B	1.330.105.646	29,9813%
Tecpetrol Investments S.L.U.	A	178.066.962	4,0137%
Andrea S. Barbagelata	A	4	0,0000001 %
Ricardo J.P. Soler	A	4	0,0000001 %
Pablo R. Stampalia	A	4	0,0000001 %
Total	-	4.436.448.068	100,00%

A la fecha de este Suplemento, estamos controlados directamente por Tecpetrol Internacional S.L., que posee el 95,9863% de nuestro capital social. Tecpetrol Internacional S.L. es una sociedad debidamente constituida conforme a las leyes españolas, inscripta en el Registro Mercantil de Madrid en el tomo 20.485, Folio 31, Sección 8, Hoja M-362494, inscripción 1ª, e inscripta bajo los términos del art. 123 de la Ley N° 19.550 en el Registro Público de Comercio de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, dependiente de la Inspección General de Justicia, el 1° de marzo de 2005 bajo el N° 293, del Libro 57, Tomo B de Estatutos Extranjeros.

Tecpetrol Internacional S.L. se encuentra controlada al 100% por Tecpetrol Investments S.L., sociedad legalmente constituida conforme a las leyes españolas, que, a su vez, se encuentra indirectamente controlada por San Faustin S.A. (en adelante “San Faustin”), una Societé Anonyme radicada en Luxemburgo.

Rocca & Partners Stichting Administratiekantoor Aandelen San Faustin, una fundación privada ubicada en Países Bajos (Fundación) (“R&P STAK”) mantiene acciones con voto de San Faustin en número suficiente para controlar San Faustin.

No existen personas o grupo de personas controlantes de R&P STAK.

a) Transacciones con partes relacionadas

Durante los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2024, 2023 y 2022 se habían perfeccionado las siguientes transacciones con sociedades relacionadas:

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Ingresos por ventas Otras sociedades relacionadas Compras de bienes y servicios Otras sociedades relacionadas Oleoducto Loma Campana - Lago Pellegrini S.A. Reembolsos de gastos Otras sociedades relacionadas Ingresos por Intereses Otras sociedades relacionadas Costos de Intereses Tecpetrol Internacional S.L.U. Tecpetrol Internacional S.L.U. Sucursal Uruguay Otras sociedades relacionadas Otros ingresos Otras sociedades relacionadas	Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2024 2023 2022
	(valores expresados en U.S.$)
	79.828.161 103.065.193 62.254.738 (225.612.666) (308.083.011) (246.083.712) (1.936.440) (1.468.857) (1.422.803)
	(227.549.106) (309.551.868) (247.506.515)
	4.732.110 4.666.149 3.702.998 502.534 378.347 1.678.546 (45.095) - (1.030.713) (331.998) (25.392) - (198.158) (1.791.775) (479.848)
	(575.251) (1.817.167) (1.510.561)
	— 996.000 1.994.932

Durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025 y 2024, las siguientes transacciones fueron realizadas con sociedades vinculadas:

Ingresos por ventas Otras sociedades relacionadas Compras de bienes y servicios Otras sociedades relacionadas Oleoducto Loma Campana - Lago Pellegrini S.A. Reembolsos de gastos Otras sociedades relacionadas Ingresos por Intereses Otras sociedades relacionadas Costos de Intereses Tecpetrol Internacional S.L.U. Sucursal Uruguay Otras sociedades relacionadas	Por los períodos de seis meses finalizados el 30 dejunio de	Por los períodos de seis meses finalizados el 30 dejunio de
	2025 2024 (No auditados) (en U.S.$) 53.586.934 41.107.678 (192.665.510) (124.165.959) (828.548) (936.830) (193.494.058) (125.102.789) 2.596.220 2.036.301 15.502 188.656 (29.209) (225.617) (81.167) (90.435) (110.376) (316.052)	2024
		(125.102.789)
		2.036.301 188.656 (225.617) (90.435)
		(316.052)

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DESCRIPCIÓN DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES

A continuación, se resumen los principales términos y condiciones de las Obligaciones Negociables. Dado que se trata de un resumen, es posible que no contenga toda la información que es importante para el Inversor Calificado. La presente sección está calificada en su totalidad por el Contrato de Fideicomiso en virtud del cual se emitirán las Obligaciones Negociables y, en consecuencia, en caso de existir contradicción entre todos aquellos términos expuestos en el presente resumen y aquellos descriptos en el Contrato de Fideicomiso, prevalecerá el Contrato de Fideicomiso.

A continuación, se describen las obligaciones negociables no subordinadas (las “Obligaciones Negociables”). Las obligaciones negociables serán emitidas por Tecpetrol S.A. (“Tecpetrol”) de conformidad con un contrato de fideicomiso a ser celebrado en la Fecha de Emisión (el “Contrato de Fideicomiso”) entre Tecpetrol S.A., en carácter de emisora; The Bank of New York Mellon, como fiduciario (el “Fiduciario”), co-agente de registro, agente de pago y agente de transferencia y Banco Santander Argentina S.A. como agente de registro, agente de pago argentino, agente de transferencia argentino y representante del fiduciario en Argentina. Las obligaciones negociables están sujetas a las disposiciones del Contrato de Fideicomiso. Los Tenedores gozarán de todos los derechos que surjan del Contrato de Fideicomiso, quedarán obligados por dichas disposiciones, estando disponible el mencionado Contrato de Fideicomiso, tanto en el domicilio de la Emisora, como en los domicilios del Fiduciario y del Representante del Fiduciario en Argentina, que se informan en el Suplemento.

Se entenderá que cualquier referencia a la “Emisora” que se haga en esta sección corresponde a Tecpetrol, en su carácter de emisora, y no incluye a sus subsidiarias. Salvo cuando el contexto indique lo contrario, toda referencia a las “obligaciones negociables” es una referencia a las obligaciones negociables emitidas originalmente en la Fecha de Emisión y a las Obligaciones Negociables Adicionales, si hubiere.

Las obligaciones negociables serán emitidas en una transacción privada que no está sujeta a los requisitos de registro de la ley de Títulos Valores Estadounidense. Véase “ Restricciones a la Transferencia ”. La Emisora no tendrá la obligación ni tiene actualmente la intención de ofrecer las obligaciones negociables a cambio de obligaciones negociables registradas conforme la Ley de Títulos Valores de los EE. UU. o de registrar, de cualquier otro modo, las obligaciones negociables para reventa conforme dicha Ley. El Contrato de Fideicomiso no estará comprendido por el alcance de la Ley de Contratos de Fideicomiso de 1939 de los EE. UU. ( U.S. Trust Indenture Act of 1939 ), y sus modificaciones; ni se rige por las disposiciones de dicha ley. En consecuencia, los términos de las obligaciones negociables incluyen solo aquellos especificados en el Contrato de Fideicomiso.

Asimismo, se ha presentado una solicitud para el listado de las obligaciones negociables en BYMA y para la negociación en A3 Mercados (el mercado extrabursátil argentino). Las obligaciones negociables constituirán obligaciones negociables simples no convertibles en acciones en virtud de la Ley de Obligaciones Negociables de la República Argentina, se emitirán de conformidad con dicha ley, la Ley de Mercado de Capitales y su decreto reglamentario N°471/2018, con sus modificatorias y complementarias, las normas emitidas por la CNV de conformidad con la Resolución General Nº622/2013, con sus modificatorias y complementos, y cualquier otra ley o reglamentación aplicable; gozarán de los beneficios dispuestos en dichas leyes y estarán sujetas a sus requisitos de procedimiento.

Se considerará que el Tenedor registrado de una obligación negociable es, a todos los efectos, el titular de dicha obligación negociable. Solo los Tenedores registrados tendrán derechos en virtud del Contrato de Fideicomiso. Tal como se describe en la sección “Forma de las Obligaciones Negociables, Compensación y Liquidación”, las obligaciones negociables serán emitidas inicialmente en forma global y, salvo como se especifica en dicha sección, The Depository Trust Company (“DTC”), o quien éste designe, será el único Tenedor registrado de las obligaciones negociables.

A continuación se ofrece un resumen de las principales disposiciones del Contrato de Fideicomiso, que no pretende ser completo y cuyos términos deben entenderse por referencia a los contenidos en dicho contrato. Dado que se trata de un resumen, es posible que no contenga toda la información relevante para los inversores. Los inversores deben leer el Contrato de Fideicomiso en su totalidad porque él, y no este resumen, es el que define sus derechos como Tenedores.

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Las definiciones de algunos de los términos utilizados en esta descripción se encuentran detalladas bajo el título “Ciertas Definiciones”. Los términos en mayúscula definidos en “Ciertas Definiciones” se utilizan a lo largo de este documento conforme dicha definición.

Generalidades

Las obligaciones negociables:

constituirán obligaciones quirografarias no subordinadas de la Emisora;
tendrán igual rango en cuanto a su derecho de pago que cualquier otra Deuda No Subordinada de la Emisora, ya sea presente o futura;
tendrán rango mayor en cuanto a su derecho de pago que cualquier otra Deuda Subordinada de la Emisora, ya sea presente o futura, si hubiere;
estarán subordinadas a cualquier Deuda garantizada de la Emisora, ya sea presente o futura, hasta el valor de los activos que garantizan dicha Deuda; y
estarán subordinadas a cualquier Deuda u otro pasivo, ya sea presente o futuro, inclusive cuentas a pagar, de las Subsidiarias de la Emisora.

La Emisora informará en el Aviso de Resultados el monto de endeudamiento pendiente, de los cuales ningún Endeudamiento habría sido Endeudamiento garantizado, al 30 de junio de 2025, sobre una base ajustada después de dar comienzo a la oferta de las obligaciones negociables y el uso de los fondos de las mismas conforme se describe en la sección “Destino de los Fondos”.

Obligaciones Negociables Adicionales

Cuando lo considere oportuno, sujeto a los compromisos establecidos a continuación y con la previa autorización de la CNV, la Emisora podrá (sin necesidad de obtener el consentimiento previo de los Tenedores de las obligaciones negociables en circulación) crear y emitir obligaciones negociables adicionales (en adelante, “Obligaciones Negociables Adicionales”) cuyos términos serán sustancialmente los mismos que los términos de las obligaciones negociables emitidas en la Fecha de Emisión (con excepción del precio de emisión, la fecha de emisión y la primera fecha de pago de intereses). Todas las Obligaciones Negociables Adicionales se consolidarán y formarán una única clase junto con las obligaciones negociables emitidas en la Fecha de Emisión; de modo que, entre otras cosas, los Tenedores de Obligaciones Negociables Adicionales podrán votar junto con los Tenedores de las obligaciones negociables emitidas en la Fecha de Emisión como una única clase; sin embargo, las Obligaciones Negociables Adicionales no podrán emitirse con el mismo CUSIP, ISIN u otro número de identificación que las obligaciones negociables en circulación a menos que dichas Obligaciones Negociables Adicionales sean fungibles con las obligaciones negociables en circulación a los efectos del impuesto federal sobre la renta de los EE.UU.

Capital, Vencimiento e Intereses

El capital de las Obligaciones Negociables será amortizado conforme se informe en el Aviso de Resultados. Las Obligaciones Negociables vencerán en la fecha que sea oportunamente informada en el Aviso de Resultados, salvo que sean rescatadas con anterioridad de conformidad con los términos de las obligaciones negociables. Véase “Rescate Opcional” a continuación.

En el caso de cualquier rescate parcial o recompra de las Obligaciones Negociables, la reducción del saldo de capital de las Obligaciones Negociables se aplicará para reducir a prorrata el pago programado de las cuotas restantes de capital. En caso de emisión de Obligaciones Negociables Adicionales, los porcentajes de las cuotas pendientes de capital se ajustarán a prorrata.

La Emisora emitirá obligaciones negociables por denominaciones mínimas de U.S.$1.000 y múltiplos enteros de U.S.$1.000 por encima de dicha suma. Esta oferta requerirá un monto de suscripción mínimo de U.S.$10.000. Las obligaciones negociables no gozarán de los beneficios de ningún fondo de amortización obligatorio.

Las obligaciones negociables devengarán intereses a una tasa fija respecto del monto de capital pendiente de pago. La Tasa de Interés será determinada por la Emisora conjuntamente con los Compradores Iniciales de

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conformidad con el procedimiento previsto en “Plan de Distribución” del Suplemento, y será informada mediante el Aviso de Resultados y serán pagaderos por semestre vencido en las fechas de pago de intereses que serán informadas mediante la publicación del Aviso de Resultados. Los intereses sobre las obligaciones negociables se devengarán a partir de la última fecha de pago de intereses; o, si no se han pagado intereses, desde la Fecha de Emisión (inclusive). Se computarán intereses sobre una base de un año de 360 días compuesto por 12 meses de 30 días cada uno.

Los pagos de capital e intereses se realizarán a favor de las personas que sean Tenedores registrados el día inmediatamente anterior a la fecha de pago correspondiente, sea o no un Día Hábil.

Los pagos de las Obligaciones Negociables Cartulares se efectuarán en la oficina o agencia del agente de pago en la ciudad de Nueva York, salvo que la Emisora decida pagar los intereses mediante cheque enviado a los domicilios declarados de los Tenedores registrados. Los pagos a los Tenedores de Obligaciones Negociables Globales se efectuarán a DTC de acuerdo con sus procedimientos aplicables.

Montos Adicionales

Todos los pagos realizados por o en representación de la Emisora o sus sucesores (en adelante denominados individualmente el “Pagador”) de conformidad o en relación con las obligaciones negociables, estarán libres de retenciones o deducciones por o en concepto de cualquier impuesto, arancel, gravamen, tasa u otra carga gubernamental (inclusive multas, intereses u otras deudas relacionadas) (en adelante, denominados conjuntamente los “Impuestos”) presentes o futuros, aplicados, fijados, gravados, cobrados o determinados por o en nombre de (1) Argentina o cualquiera de sus subdivisiones políticas o Autoridades Gubernamentales con autoridad para fijar impuestos; (2) cualquier jurisdicción desde o mediante la cual se realice el pago de las obligaciones negociables por parte del Pagador o en su representación, o cualquier subdivisión política o autoridad gubernamental de dicha jurisdicción con autoridad para fijar impuestos; (3) una vez realizada alguna de las transacciones descriptas en la sección “Ciertos Compromisos; Restricciones a la Fusión, Consolidación y Venta de Activos”, la Jurisdicción Calificada a Efectos de una Fusión conforme a la cual se constituyó la Emisora o la Sociedad Absorbente o Resultante (según sea el caso) (o cualquier subdivisión política o autoridad de dicha jurisdicción) con autoridad para fijar impuestos; o (4) cualquier otra jurisdicción conforme a la cual se constituya el Pagador, conduzca sus negocios o resida a los efectos impositivos, o cualquier subdivisión política o Autoridad Gubernamental de dicha jurisdicción con autoridad suficiente para fijar impuestos (cada una de estas jurisdicciones especificadas en los puntos (1), (2), (3) y (4) denominadas individualmente una “Jurisdicción Fiscal Correspondiente”); salvo que la retención o deducción de dichos impuestos sea exigida por ley o resulte necesaria en virtud de la interpretación o implementación impositiva de dicha ley.

Si, en cualquier momento, debiera realizarse una deducción o retención de Impuestos aplicados por una Jurisdicción Fiscal Correspondiente sobre un pago realizado en relación con las obligaciones negociables, inclusive pagos de capital, prima, si hubiere, precio de rescate o intereses, el Pagador pagará (junto con dichos pagos) aquellos montos adicionales (en adelante, “Montos Adicionales”) que sean necesarios de forma tal que los montos netos a ser recibidos por los Tenedores luego de la deducción o retención (incluyendo deducciones o retenciones aplicables a sumas adicionales exigibles bajo esta sección) en relación con dichos Impuestos sean equivalentes a los montos que hubiera recibido cada Tenedor respecto de dichos pagos de no haber existido dicha retención o deducción; sin embargo, no se pagarán Montos Adicionales con respecto a:

(a) Impuestos que no se habrían fijado de no ser por la existencia de un nexo (presente o pasado) entre el Tenedor o titular beneficiario de la obligación negociable (o entre un fiduciario, fiduciante, beneficiario, miembro, socio o accionista del Tenedor o titular beneficiario si éste fuera un patrimonio, representante, fideicomiso, sociedad de responsabilidad limitada, asociación o sociedad anónima) y la Jurisdicción Fiscal Correspondiente (distinto de la mera titularidad de la obligación negociable o la recepción del pago respectivo);
(b) cualquier Impuesto al patrimonio, a la herencia, a las donaciones, al valor agregado, sobre bienes muebles, a las ventas, al uso, impuestos sobre productos o servicios específicos, a la transferencia o cualquier otro Impuesto similar aplicado con respecto a dicho pago;
(c) Impuestos fijados, pagaderos o vencidos en razón de la presentación de obligaciones negociables definitivas para el pago (cuando se requiera dicha presentación) más de 30 días después de la última de las siguientes fechas: a (i) la fecha en la que venció el pago y (ii) si la suma total a ser pagada no

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hubiese sido recibida por el Fiduciario en, o antes de, dicha fecha de vencimiento, la fecha en la que, en el caso de que la suma total hubiese sido recibida, la notificación sobre dicho evento hubiese sido enviada por el Fiduciario a los Tenedores; salvo por Montos Adicionales con respecto a Impuestos que habrían sido fijados si el Tenedor hubiera presentado la obligación negociable para el pago durante dicho período de 30 días;

(d) Impuestos fijados o retenidos debido a la falta de cumplimiento por parte del Tenedor o titular beneficiario de la obligación negociable (en la medida que esté legalmente facultado a proceder a dicho cumplimiento), cuando la Emisora así lo hubiere solicitado por escrito, de cualquier certificación, identificación, información, documentación u otros informes cuando (1) dicho cumplimiento sea exigido por una ley, tratado, disposición, o práctica administrativa de la Jurisdicción Fiscal Correspondiente como un prerrequisito para la exención o reducción de la tasa de deducción o retención de dichos Impuestos; y (2) la Emisora haya notificado al Tenedor o titular beneficiario con al menos 30 días de anticipación que estará obligado a cumplir dichos requisitos;
(e) Impuestos pagaderos a través de otros mecanismos distintos de la retención o deducción de los pagos sobre las obligaciones negociables;
(f) Impuestos establecidos conforme las secciones 1471-1474 del Código Tributario de los EE. UU., las disposiciones del Tesoro de los EE. UU. y cualquier otro lineamiento oficial pertinente (ley de cumplimiento tributario de cuentas extranjeras, Foreign Account Tax Compliance Act , FATCA), cualquier acuerdo intergubernamental celebrado en relación con FATCA o cualquier ley, regulación o lineamiento oficial promulgado en cualquier jurisdicción que implemente o se relacione con FATCA, leyes similares conforme a la legislación pertinente en otra jurisdicción o dicho otro acuerdo intergubernamental;
(g) Impuestos gravados o aplicables a pagos realizados a favor de contribuyentes argentinos sujetos a las normas de ajuste por inflación, de conformidad con el Título VI de la Ley de Impuesto a las Ganancias de Argentina; o
(h) cualquier Impuesto, en la medida en que el Emisor haya determinado, sobre la base de información obtenida directamente del contribuyente o de terceros, que dichos Impuestos se aplican debido a (i) la residencia del contribuyente no argentino en una jurisdicción que no sea una jurisdicción cooperante ( jurisdicción cooperante ) o designada de otro modo como jurisdicción no cooperante ( jurisdicción no cooperante ), según se define en el Artículo 24 del Decreto No. 862/19, modificado entre otros por el Decreto Nº 603/2024, o (ii) los fondos invertidos se originen o estén vinculados a una jurisdicción que no sea una jurisdicción cooperante o designada de otro modo como jurisdicción no cooperante, en cada caso según lo determine la legislación o reglamentación argentina aplicable;
(i) cualquier combinación de las situaciones ya mencionadas.

Tampoco se pagarán Montos Adicionales en relación con pagos a cualquier Tenedor que sea un fiduciario, una asociación, una sociedad de responsabilidad limitada (S.R.L.) o cualquier otra persona excepto el titular beneficiario del pago, en la medida en que el beneficiario o fiduciante en relación con dicho fiduciario, miembro de la asociación o socio de la S.R.L. o el titular beneficiario del pago no tendría derecho a los Montos Adicionales si el beneficiario, fiduciante, miembro o titular beneficiario fuere tenedor directo de las obligaciones negociables.

La Emisora deberá pagar a su vencimiento cualquier impuesto de sellos, tasa de justicia, impuesto documentario o cualquier impuesto interno o sobre los bienes, cargas o gravámenes similares emergentes en cualquier jurisdicción con motivo del otorgamiento, entrega o registro de las obligaciones negociables, el Contrato de Fideicomiso y cualquier documentación relacionada, excluyendo aquellos impuestos, cargas o tributos similares aplicados por cualquier jurisdicción fuera de Argentina o Nueva York.

Si un Pagador abonare el impuesto a bienes personales en relación con las obligaciones negociables en circulación, hemos decidido renunciar a cualquier derecho que podría correspondernos conforme la legislación argentina de solicitar, a los Tenedores o titulares directos de las obligaciones negociables, el reembolso de cualquier suma abonada. Véase “Régimen Impositivo Argentino.”

Las obligaciones de pago de Montos Adicionales mencionadas anteriormente permanecerán vigentes con posterioridad a la rescisión, anulación o cancelación del Contrato de Fideicomiso y con posterioridad a

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cualquier transferencia de las obligaciones negociables (o cualquier participación en ellas) realizada por un inversor.

Si en el Contrato de Fideicomiso, en esta descripción o en las obligaciones negociables se hiciere una mención, en cualquier contexto a: (1) el pago del capital, prima (si hubiere) o intereses; (2) precio de rescate o de compra en relación con el rescate o compra de las obligaciones negociables; o (3) cualquier otro monto pagadero conforme las obligaciones negociables o en relación con ellas, se considerará que dicha mención también se refiere a los Montos Adicionales que puedan resultar pagaderos de acuerdo con lo establecido en el Contrato de Fideicomiso o en las obligaciones negociables.

Recompras

La Emisora o sus Afiliadas podrán, en cualquier momento, comprar las obligaciones negociables en el mercado abierto. La Emisora o sus Afiliadas no tendrán derecho a voto en relación con tales obligaciones negociables en las asambleas de Tenedores de obligaciones negociables; y dichas obligaciones negociables no serán consideradas en circulación a los efectos del cálculo del quórum en las asambleas. La Emisora o sus Afiliadas no podrán volver a emitir o recomprar las obligaciones negociables que hayan comprado, sino de conformidad con todas las leyes aplicables correspondientes.

Rescate Opcional

Rescate Opcional con Prima Compensatoria

Previo a la fecha que se indique en el Aviso de Resultados (la “Primera Fecha de Llamado a Rescate”), la Emisora podrá rescatar, a su sola opción, en su totalidad o parcialmente, en cualquier momento o en algún momento, las Obligaciones Negociables, al precio de rescate de capital (expresado como porcentaje del monto de capital y redondeado a tres decimales) equivalente al mayor entre (1) el 100% del monto de rescate de capital de las Obligaciones Negociables y (2) la suma del valor actual en dicha fecha de rescate del (i) precio de rescate de dichas obligaciones negociables que se informe en el Aviso de Resultados, más ii) todos los intereses exigidos hasta la Primera Fecha de Llamado a Rescate (excluyendo los intereses devengados y no pagados hasta la Primera Fecha de Llamado a Rescate), descontados hasta la fecha de rescate sobre una base semestral (considerando un año de 360 días compuesto por 12 meses de 30 días cada uno) a la Tasa del Tesoro más los puntos base, en cada caso más los intereses devengados y no pagados hasta, pero excluyendo, la fecha de rescate.

“Tasa del Tesoro” significa, con respecto a cualquier fecha de rescate, el rendimiento determinado por la Emisora de conformidad con los dos párrafos siguientes.

La Tasa del Tesoro será determinada por la Compañía con posterioridad a las 4:15 p.m., hora de la Ciudad de Nueva York (o con posterioridad a aquella hora en la que los rendimientos sobre los títulos del gobierno de los Estados Unidos son publicados diariamente por la Junta de Gobernadores del Sistema de la Reserva Federal), el tercer día hábil anterior a la fecha de rescate en base al o a los rendimientos para el último día que aparezcan luego de dicha hora en dicho día en el anuncio de estadísticas más reciente publicado por la Junta de Gobernadores del Sistema de la Reserva Federal designado como “Tasas de Interés Seleccionadas (Diario) – H.15” (o cualquier designación o publicación que lo suceda) (“H.15”) bajo el título “títulos del gobierno de los Estados Unidos – Vencimientos constantes del Tesoro – Nominal” (o cualquier título o encabezamiento que lo suceda) (“H.15 TCM”). Al determinar la Tasa del Tesoro, la Compañía deberá seleccionar, según corresponda: (1) el rendimiento para el vencimiento constante del Tesoro en H.15 exactamente igual al período comprendido entre la fecha de rescate y la Primera Fecha de Llamado a Rescate (la “Vida Residual”); o (2) en caso de no existir dicho vencimiento constante del Tesoro en H.15 exactamente igual a la Vida Residual, los dos rendimientos – un rendimiento correspondiente al vencimiento constante del Tesoro en H.15 inmediatamente inferior a la Vida Residual y un rendimiento correspondiente al vencimiento constante del Tesoro en H.15 inmediatamente mayor a la Vida Residual – y se interpolarán hasta la Primera Fecha de Llamado a Rescate en forma lineal (utilizando el número real de días), utilizando dichos rendimientos y redondeando el resultado a tres decimales; o (3) en caso de no existir dicho vencimiento constante del Tesoro en H.15 inferior o mayor a la Vida Residual, el rendimiento para el único vencimiento constante del Tesoro en H.15 más cercano a la Vida Residual. A efectos de este párrafo, se considerará que el o los vencimientos

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constantes del Tesoro en H.15 aplicables tienen una fecha de vencimiento igual al número pertinente de meses o años, según corresponda, de dicho vencimiento constante del Tesoro a partir de la fecha de rescate.

Si el tercer día hábil anterior a la fecha de rescate, H.15 TCM ya no estuviera publicada, la Compañía calculará la Tasa del Tesoro en base a la tasa anual igual al rendimiento semestral equivalente al vencimiento a las 11:00 a.m., hora de la Ciudad de Nueva York, el segundo día hábil anterior a dicha fecha de rescate, del título del Tesoro de los Estados Unidos con vencimiento en la Primera Fecha de Llamado a Rescate o con vencimiento en la fecha más próxima a la Primera Fecha de Llamado a Rescate, según corresponda. En caso de no existir un título del Tesoro de los Estados Unidos con vencimiento en la Primera Fecha de Llamado a Rescate pero sí dos o más títulos del Tesoro de los Estados Unidos con una fecha de vencimiento equidistante de la Primera Fecha de Llamado a Rescate, uno con una fecha de vencimiento anterior a la Primera Fecha de Llamado a Rescate y otro con una fecha de vencimiento posterior a la Primera Fecha de Llamado a Rescate, la Compañía deberá seleccionar el título del Tesoro de los Estados Unidos con una fecha de vencimiento anterior a la Primera Fecha de Llamado a Rescate. En caso de existir dos o más títulos del Tesoro de los Estados Unidos con vencimiento en la Primera Fecha de Llamado a Rescate o dos o más títulos del Tesoro de los Estados Unidos que cumplen con los criterios de la oración anterior, la Compañía deberá seleccionar entre estos dos o más títulos del Tesoro de los Estados Unidos, el título del Tesoro de los Estados Unidos cuyo valor de negociación más se aproxime al valor par en base al promedio de los precios de compra y venta para dichos títulos del Tesoro de los Estados Unidos a las 11:00 a.m., hora de la Ciudad de Nueva York. Al determinar la Tasa del Tesoro de conformidad con los términos de este párrafo y de los párrafos precedentes, el rendimiento semestral al vencimiento del título del Tesoro de los Estados Unidos correspondiente se basará en el promedio de los precios de compra y venta (expresado como un porcentaje del monto de capital) a las 11:00 a.m., hora de la Ciudad de Nueva York, de dicho título del Tesoro de los Estados Unidos, redondeado a tres decimales.

Los actos y determinaciones de la Emisora al determinar el precio de rescate serán concluyentes y vinculantes para todos los fines, en ausencia de error manifiesto. El Fiduciario no tendrá obligación alguna de calcular o verificar el cálculo de cualquier precio de rescate o de cualquiera de sus componentes.

Rescate Opcional sin Prima Compensatoria

En cualquier momento y cuando se considere oportuno o después de la Primera Fecha de Llamado a Rescate, la Emisora podrá optar por rescatar las obligaciones negociables (en todo o en parte) dando aviso a los Tenedores de las Obligaciones Negociables con no menos de 10 y no más de 60 días de antelación. Se deberán abonar los precios de rescate (expresados como porcentajes del monto de capital) que se informe en el Aviso de Resultados, más intereses devengados y pendientes de pago, si hubiere, hasta la fecha de rescate (exclusive), si se rescataren durante un período de 12 meses a partir de los años que se indiquen en el Aviso de Resultados.

Rescate Opcional con Fondos de Ofertas de Acciones

En cualquier momento hasta la fecha que se indique en la Primera Fecha de Llamado a Rescate, la Emisora podrá, en una o más oportunidades, y dando aviso a los Tenedores de las Obligaciones Negociables con no menos de 10 y no más de 60 días de antelación, optar por rescatar hasta un 35 % del monto del capital total de las Obligaciones Negociables (inclusive cualquier Obligación Negociable Adicional) a un precio de rescate del monto de capital de las obligaciones negociables que será informado en el Aviso de Resultados, más intereses devengados y pendientes de pago (incluso Montos Adicionales, si hubiere) hasta la fecha de rescate (exclusive), con los fondos netos en efectivo resultantes de una o más Ofertas de Acciones; siempre que:

(1) inmediatamente después de producido el rescate, continúen en circulación obligaciones negociables por un monto de capital total equivalente a al menos el 65 % del monto de capital total de las obligaciones negociables emitidas en la primera Fecha de Emisión; y
(2) el rescate ocurra dentro de los 90 días desde la fecha de cierre de la Oferta de Acciones.

“ Oferta de Acciones ” será cualquier oferta pública o privada en efectivo, que tenga lugar con posterioridad a la Fecha de Emisión, de Acciones Calificadas de la Emisora o cualquier otra Subsidiaria Restringida de la Emisora (en la medida en que los fondos resultantes de las Ofertas de Acciones se aporten al capital ordinario de la Emisora o sus Subsidiarias Restringidas).

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Rescate Opcional debido a Evento Fiscal

Las obligaciones negociables podrán ser rescatadas, a nuestra discreción, en todo pero no en parte, y en cualquier momento, mediante notificación cursada a los Tenedores de las obligaciones negociables con no menos de 10 y no más de 60 días de antelación (notificación que será irrevocable) a un precio de rescate equivalente al monto de capital de las obligaciones negociables más intereses devengados y Montos Adicionales, si hubiere, hasta la fecha establecida para el rescate (exclusive) si (i) determinamos que, como resultado de una modificación o enmienda a las leyes (o regulaciones o resoluciones promulgadas de conformidad con las leyes) de Argentina, o luego de consumada alguna de las transacciones descriptas en la sección “Ciertos Compromisos; Restricciones a la Fusión, Consolidación y Venta de Activos”, de la Jurisdicción Calificada a Efectos de una Fusión conforme la cual se constituyó la Emisora o la Sociedad Absorbente o Resultante, según sea el caso, o cualquier subdivisión política o autoridad fiscal de dicha jurisdicción que afecte el régimen impositivo, o cualquier modificación en la posición oficial relacionada con la aplicación o interpretación de dichas leyes, regulaciones o disposiciones (inclusive, entre otros, sentencias emitidas por una autoridad judicial competente), cuya modificación, enmienda, aplicación o interpretación entre en vigor en o después de la fecha de emisión de dichas obligaciones negociables o, con respecto a un hecho tal ocurrido con respecto a una Jurisdicción Calificada a Efectos de una Fusión, la fecha de cualquier operación descripta en “—Ciertos Compromisos—Restricción a la Fusión, Consolidación y Venta de Activos”, hemos pagado o estaremos obligados a pagar Montos Adicionales con respecto a dichas obligaciones negociables por encima de los montos que estábamos obligados a pagar antes de dicho hecho de conformidad con sus términos, y (ii) no podemos evitar esta obligación mediante la aplicación de medidas comercialmente razonables disponibles. La fecha fijada para el rescate no podrá ser anterior a la última fecha viable en la cual podríamos realizar el pago sin estar obligados a efectuar la retención o deducción o a pagar dichos Montos Adicionales. Con anterioridad al envío de cualquier notificación de rescate de las obligaciones negociables conforme lo antedicho, entregaremos al Fiduciario un Certificado de un Funcionario acreditando que no podemos eludir nuestra obligación de pagar Montos Adicionales mediante la aplicación de medidas comercialmente razonables disponibles. También presentaremos un dictamen de un asesor legal o auditor independiente (de prestigio reconocido) que indique que estaríamos obligados a pagar los Montos Adicionales debido a modificaciones en la legislación fiscal, como se describe en la cláusula (i) anterior. El Fiduciario aceptará el certificado y el dictamen como prueba suficiente de cumplimiento de las condiciones precedentes establecidas en las cláusulas (i) y (ii) anteriores, y esto será definitivo y vinculante para los Tenedores de las obligaciones negociables.

Procedimientos para el Rescate Opcional

Las notificaciones de rescate deberán cursarse en la forma descripta en la sección “Notificaciones” con no menos de 10 y no más de 60 días de antelación a la fecha de rescate y deberán ser dirigidas a los Tenedores de las obligaciones negociables a ser rescatadas.

Sujeto a la satisfacción de todas las condiciones, las obligaciones negociables llamadas a rescate vencerán en la fecha establecida para el rescate. La Emisora deberá pagar el precio de rescate por las obligaciones negociables junto con los intereses devengados y pendientes de pago hasta la fecha de rescate exclusive. Con posterioridad a la fecha de rescate (inclusive), las obligaciones negociables no devengarán más intereses, siempre que la Emisora haya depositado con los agentes de pago los fondos en concepto de precio de rescate correspondiente de conformidad con el Contrato de Fideicomiso. Una vez rescatadas las obligaciones negociables por parte de la Emisora, las obligaciones negociables rescatadas serán canceladas.

En caso de rescate de un número inferior al total de las obligaciones negociables, las obligaciones negociables sujetas a rescate deberán ser rescatadas, en la medida que sea posible conforme la ley aplicable y las normas bursátiles, a prorrata y de acuerdo con los procedimientos operativos de DTC, en denominaciones mínimas de U.S.$1.000 de monto de capital y múltiplos enteros de U.S.$1.000 por encima de dicha suma. Ante la presentación de una obligación negociable rescatada parcialmente, el Tenedor recibirá una nueva obligación negociable con un monto de capital equivalente a la porción de la obligación negociable no rescatada. Sujeto a lo establecido en el párrafo siguiente, una vez que se haya enviado la notificación de rescate a los Tenedores, las obligaciones negociables llamadas a rescate vencerán y serán pagaderas en la fecha de rescate y al precio de rescate, y a partir de la fecha de rescate, las obligaciones negociables rescatadas dejarán de devengar intereses, a menos que la Emisora incumpla en el pago del precio de rescate.

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El rescate o la notificación de rescate podrá, a opción de la Emisora, estar sujeta a una o más condiciones precedentes (con excepción de las disposiciones contempladas en la sección “Rescate Opcional debido a Evento Fiscal”, en cuyo caso será irrevocable) y en los supuestos de rescate con los fondos resultantes de una Oferta de Acciones, deberá realizarse antes de la culminación de la Oferta de Acciones pertinente.

Evento de Cambio de Control

Si ocurriere un Cambio de Control, cada Tenedor tendrá el derecho de solicitar que la Emisora compre, en todo o en parte (en múltiplos enteros de U.S.$1.000) las obligaciones negociables a un precio de compra en efectivo equivalente al 101,0 % del monto de capital de las obligaciones negociables, más Montos Adicionales e intereses devengados y pendientes de pago a la fecha de compra (exclusive) (sujeto al derecho de los Tenedores de registro en la fecha de registro pertinente de recibir los intereses vencidos en las fechas de pago de intereses correspondientes) (el “Pago por Cambio de Control”).

Dentro de un plazo de 30 días posterior a la fecha en que se produzca un Cambio de Control, la Emisora enviará una notificación a cada Tenedor, con copia al Fiduciario, que incluirá una descripción de la/s transacción/es que constituyen el Evento de Cambio de Control y una oferta de compra de las obligaciones negociables como se describió anteriormente (una “Oferta por Cambio de Control”) de conformidad con las disposiciones establecidas en la sección “Notificaciones.” La Oferta por Cambio de Control deberá establecer, entre otras cosas, la fecha de compra (la “Fecha de Pago por Cambio de Control”), que deberá fijarse en no menos de 30 ni más de 60 días desde la fecha de entrega de la notificación, salvo que la ley establezca otra cosa.

El Día Hábil inmediatamente anterior a la Fecha de Pago por Cambio de Control, la Emisora deberá, en la medida que sea lícito, depositar en el agente de pago aplicable un monto igual al Pago por Cambio de Control por todas las obligaciones negociables o partes de ellas, debidamente ofrecidas en virtud de la Oferta de Cambio de Control.

En la Fecha de Pago por Cambio de Control, la Emisora deberá, en la medida en que la ley lo permita:

(a) aceptar para el pago todas las obligaciones negociables o partes de las obligaciones negociables que se ofrezcan debidamente en virtud de la Oferta por Cambio de Control;
(b) entregar, por sí o por terceros, al Fiduciario las obligaciones negociables aceptadas junto con un Certificado de un Funcionario que indique el monto de capital pendiente de pago de las obligaciones negociables a ser rescatadas por la Emisora.

El agente de pago deberá inmediatamente entregar a cada Tenedor de obligaciones negociables debidamente entregadas el Pago por Cambio de Control por dichas obligaciones negociables, y el Fiduciario deberá inmediatamente autenticar y entregar (o realizar la anotación en cuenta) a cada Tenedor una obligación negociable nueva por monto de capital equivalente a la porción no rescatada de las obligaciones negociables entregadas, si hubiere.

Si solo se comprare una parte de la obligación negociable en virtud de la Oferta por Cambio de Control, se emitirá una obligación negociable nueva por un valor equivalente a la porción de la obligación negociable no comprada en nombre del Tenedor de dicha obligación negociable al momento de la cancelación de la obligación negociable inicial (o se realizarán los ajustes correspondientes al monto y participaciones en una Obligación Negociable Global, según corresponda); quedando establecido que el monto de capital restante de la obligación negociable de dicho Tenedor no podrá ser inferior a U.S.$1.000 y deberá ser por múltiplos enteros de U.S.$1.000 por encima de dicho monto.

La Emisora no tendrá la obligación de realizar una Oferta por Cambio de Control si (1) un tercero realiza la Oferta por Cambio de Control en una forma, momento y en cumplimiento de los requisitos establecidos en el Contrato de Fideicomiso aplicables a una Oferta por Cambio de Control realizada por la Emisora, y compra todas las obligaciones negociables entregadas válidamente y no retiradas conforme dicha Oferta por Cambio de Control; o (2) se cursa notificación de rescate por todas las obligaciones negociables en circulación de conformidad con el Contrato de Fideicomiso, tal como se describe en la sección “Rescate Opcional”, a menos que exista un incumplimiento en el pago del precio de rescate correspondiente.

Sin perjuicio de cualquier disposición en contrario contenida en el presente, podrá realizarse una Oferta por Cambio de Control con anterioridad a un Cambio de Control, condicionada al acaecimiento del Cambio de

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Control, si existe un contrato definitivo para el Cambio de Control al momento en que se realiza la Oferta por Cambio de Control.

Otras Deudas de la Emisora, ya sean presentes o futuras, podrán contener prohibiciones respecto del acaecimiento de hechos que puedan constituir un Cambio de Control o exigir que dicha Deuda sea recomprada ante un Cambio de Control. Asimismo, el ejercicio por parte de los Tenedores de su derecho a solicitarle a la Emisora que recompre las obligaciones negociables ante el acaecimiento de un Cambio de Control podría dar lugar a un incumplimiento conforme a dicha Deuda aun cuando el Cambio de Control en sí mismo no lo haga.

La capacidad de la Emisora de pagar efectivo a los Tenedores de obligaciones negociables luego del acaecimiento de un Cambio de Control podría verse limitada por sus recursos financieros existentes en ese momento. Si ocurriere un Cambio de Control, la Emisora podría no contar con fondos suficientes disponibles para realizar el Pago por Cambio de Control, cuando corresponda, en relación con todas las obligaciones negociables que entreguen los Tenedores dispuestos a aceptar la Oferta por Cambio de Control. Cuando la Emisora deba comprar obligaciones negociables en circulación en virtud de una Oferta por Cambio de Control, la Emisora espera poder recurrir a financiamiento externo en la medida en que no tenga fondos disponibles para cumplir con sus obligaciones de compra. Sin embargo, es posible que la Emisora no pueda obtener el financiamiento necesario para completar la Oferta por Cambio de Control. Además, esta característica de la compra en razón de un Evento de Cambio de Control puede, en ciertas circunstancias, tornar más dificultosa o desalentadora la venta o toma de control de la Emisora y, en consecuencia, dar lugar a la remoción de la gerencia titular de la Emisora. Los Tenedores no tendrán derecho a exigirle a la Emisora que compre sus obligaciones negociables en casos de otras adquisiciones, recapitalizaciones, compras apalancadas o transacciones de similar naturaleza que no constituyan un Evento de Cambio de Control.

Uno de los eventos que constituye un Cambio de Control conforme el Contrato de Fideicomiso es la disposición de “todos o prácticamente todos” los activos de la Emisora en determinadas circunstancias. Este término varía según los hechos y circunstancias de la transacción. En consecuencia, en determinados casos es dudoso si una transacción particular representa una disposición de “todos o prácticamente todos” los activos de una Persona. Si los Tenedores decidieren exigirle a la Emisora que compre sus obligaciones negociables y la Emisora impugnare dicha elección, no podemos asegurar de qué forma interpretarán los tribunales la legislación de Nueva York y más específicamente dicha frase en determinadas circunstancias.

La Emisora deberá cumplir con los requisitos de la Regla 14e-1 de la Ley de Títulos Valores Estadounidense y cualquier otra ley o regulación aplicable en materia de títulos valores en relación con la compra de las obligaciones negociables en virtud de una Oferta por Cambio de Control. Si las disposiciones de cualquier ley o regulación en materia de títulos valores estuviesen en conflicto con las disposiciones relacionadas con el Cambio de Control incluidas en el Contrato de Fideicomiso, la Emisora deberá cumplir con las leyes y regulaciones en materia de títulos valores y esto no será interpretado como un incumplimiento de sus obligaciones emergentes del Contrato de Fideicomiso. Si resultare ilícita la realización de la Oferta por Cambio de Control en determinada jurisdicción, la Emisora no estará obligada a realizar dicha oferta en esa jurisdicción y esto no será interpretado como un incumplimiento de sus obligaciones emergentes del Contrato de Fideicomiso.

La obligación de la Emisora de realizar la Oferta por Cambio de Control podrá ser dispensada o modificada en cualquier momento con el consentimiento escrito de los Tenedores de obligaciones negociables que representen la mayoría simple del monto de capital de las obligaciones negociables en circulación.

Ciertos Compromisos

Limitaciones para Incurrir en Deuda Adicional.

(1) La Emisora no Incurrirá, y no dispondrá ni permitirá que ninguna Subsidiaria Restringida, directa o indirectamente, incurra en ninguna Deuda (incluyendo Deuda Incurrida), sujeto a las siguientes excepciones:

La Emisora y sus Subsidiarias Restringidas podrán Incurrir en Deuda si, al momento e inmediatamente luego de dar efecto, proforma al Incurrimiento (lo que implica la inclusión de tal Incurrimiento como deuda ya incurrida por el tomador de la misma), y la aplicación de los fondos netos provenientes de la misma, el Ratio de Cobertura de Intereses no sea inferior a 2.00:1.00 y el Ratio de Apalancamiento no sea mayor a 3.50:1.00;

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(2) Sin perjuicio de la cláusula (1) mencionada anteriormente, la Emisora y las Subsidiarias Restringidas, según corresponda, podrán, en cualquier momento, Incurrir en la siguiente Deuda (en adelante, “Deuda Permitida”):
(a) Deuda relacionada con las obligaciones negociables (con excepción de las Obligaciones Negociables Adicionales);
(b) otra Deuda de la Emisora y las Subsidiarias Restringidas pendiente de pago a la Fecha de Emisión, salvo Deuda descripta de otra forma bajo cualquier cláusula de la presente definición de Deuda Permitida;
(c) Obligaciones de Cobertura asumidas de buena fe por la Emisora y las Subsidiarias Restringidas en operaciones de cobertura y no con fines especulativos;
(d) Deuda de la Emisora con una Subsidiaria Restringida, o Deuda de una Subsidiaria Restringida adeudada a la Emisora o a otra Subsidiaria Restringida; considerando, sin embargo, que
- (i) se entenderá que cualquier transferencia o emisión posterior de Capital Social o cualquier otro hecho con motivo del cual una Subsidiaria Restringida deje de ser una Subsidiaria Restringida, o cualquier transferencia posterior de dicha Deuda (salvo a la Emisora o a una Subsidiaria Restringida) constituye, en cada caso, un Incurrimiento de Deuda por parte de la emisora respectiva; y
- (ii) si la Emisora fuere el obligado de dicha Deuda, dicha Deuda deberá estar expresamente subordinada al pago previo, en su totalidad y en efectivo, de todas las obligaciones relacionadas con las obligaciones negociables;
(e) Deuda Subordinada y Deuda Subordinada con Intereses Diferidos de la Emisora;
(f) Deuda que consista en Garantías de cualquier Deuda permitida bajo el inciso (e) de esta cláusula (2);
(g) Deuda de la Emisora o cualquier Subsidiaria Restringida derivada del pago por parte de un banco u otra institución financiera de un cheque, letra de cambio u otro instrumento de naturaleza similar (inclusive descubiertos intra-día pagados por completo al cierre de las operaciones el mismo día en que se Incurrieron) girado contra fondos insuficientes en el curso ordinario de los negocios; siempre que dicha Deuda se salde dentro de los 5 Días Hábiles de la fecha en la que se Incurrió;
(h) Deuda Incurrida en relación con Financiación de Proyectos;
(i) Deuda relacionada con indemnizaciones por despido, reclamos por indemnizaciones laborales, obligaciones de pago relacionadas con beneficios en materia de seguridad social o salud, seguro de desempleo u otras obligaciones de autoseguro para los empleados, cartas de crédito, aceptaciones bancarias, obligaciones de pago relacionadas con primas de seguro u obligaciones similares, depósitos en garantía, garantías de cumplimiento, de ejecución, cauciones, fianzas de apelación, garantías de licitaciones, garantías aduaneras u otras de similar naturaleza y obligaciones de reembolso (o cartas de crédito relacionadas con los supuestos antedichos, sustitutivas de ellos o relacionadas con los mismos); en cada caso, Incurrida en el giro ordinario de los negocios por (o en la medida que lo exijan las Autoridades Gubernamentales correspondientes en virtud de las operaciones de la Emisora o cualquier Subsidiaria Restringida;
(j) Deuda originada en razón de cartas de crédito, aceptaciones bancarias, garantías de cumplimiento, fianzas de apelaciones, cauciones, garantías aduaneras u otras de similar naturaleza y obligaciones de reembolso, Incurrida por la Emisora o cualquier Subsidiaria Restringida en el giro ordinario de los negocios que garantice el cumplimiento de obligaciones contractuales o de licencia de la Emisora o Subsidiaria Restringida (en cada caso, salvo cuando se trate de una obligación de devolver un crédito); o Incurrida en razón del financiamiento de primas de seguro en el giro ordinario de los negocios;
(k) Deuda Refinanciada respecto de:

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(i) Deuda (excepto Deudas hacia la Emisora o cualquier Subsidiaria de la Emisora) Incurrida en virtud de la cláusula (1) mencionada anteriormente (quedando entendido que no se Incurre ninguna Deuda pendiente de pago en la Fecha de Emisión conforme a la cláusula (1)); o
(ii) Deuda Incurrida conforme a las cláusulas (a), (b), (c), (j), (k), (l), (m), y (o) (excluyendo Deuda hacia la Emisora o cualquier Subsidiaria de la Emisora);
(l) Deuda Incurrida, siempre que luego de dar un efecto proforma al Incurrimiento de la misma (lo que implica la inclusión de tal Incurrimiento como deuda ya incurrida por el tomador de la misma) y a las transacciones relacionadas; (i) la Emisora pudiera Incurrir en al menos U.S.$1 de Deuda conforme a la cláusula (1) mencionada anteriormente; o (ii) el Ratio de Cobertura de Intereses no sea inferior al Ratio de Cobertura de Intereses vigente inmediatamente antes de las transacciones, y el Ratio de Apalancamiento no sea superior al Ratio de Apalancamiento vigente inmediatamente antes de dichas transacciones;
(m) Deuda emergente de contratos de la Emisora o cualquier Subsidiaria Restringida que establezcan garantías habituales, indemnizaciones, obligaciones relacionadas con compromisos de pagos futuros u otros ajustes del precio de compra; o en cada caso, obligaciones similares, Incurridas o asumidas en relación con la adquisición o disposición de un negocio, activos, Persona o el Capital Social de una Subsidiaria (excepto Garantías de Deuda Incurrida por una Persona que adquiera o disponga de dicho negocio o activos o dicha Subsidiaria para financiar dicha adquisición o disposición); siempre que :
- (i) dicha deuda no esté reflejada en los estados contables de la Emisora o cualquier Subsidiaria Restringida (a los efectos de este inciso (i), las obligaciones contingentes incluidas en las notas a los estados contables y no reflejadas en el estado de situación patrimonial no se considerarán parte del estado de situación patrimonial), y
- (ii) la responsabilidad máxima de la Emisora y las Subsidiarias Restringidas en relación con toda dicha Deuda no podrá en ningún momento superar el producido bruto, incluyendo el producido no monetario (siendo el valor de mercado de dicho producido no monetario medido al momento de su recepción y sin dar efecto a cualquier cambio posterior en el valor), efectivamente recibido por la Emisora y las Subsidiarias Restringidas en relación con dicha disposición;
(n) Deuda en virtud de uno o más Financiamientos Permitidos de Cuentas a Cobrar, cuyo monto de capital total combinado no supere el mayor entre U.S.$100,0 millones (o su equivalente en otras monedas) y el 5,0% de los Activos Totales Consolidados pendiente de pago en cualquier momento;
(o) Deuda (incluidas las Obligaciones de Arrendamiento Financiero) de la Emisora o de una Subsidiaria Restringida contraída con el fin de financiar la compra, el arrendamiento, la construcción o la mejora de cualquier propiedad, planta o equipo utilizado o que se vaya a utilizar en la actividad de la Emisora o de dicha Subsidiaria Restringida y contraída en la Fecha de Emisión o después de esta, y simultáneamente con la fecha de dicha compra, arrendamiento o finalización de la construcción o mejora de la propiedad (y cualquier refinanciación de la misma), o en un plazo máximo de 180 días a partir de dicha fecha, la fecha de dicha compra, arrendamiento o finalización de la construcción o mejora de la propiedad (y cualquier refinanciamiento de la misma) en un monto de capital pendiente total que, en cualquier momento pendiente, cuando sumado al monto de capital de todas las demás deudas contraídas de conformidad con esta cláusula (i) y entonces pendientes, no excederá el mayor de U.S.$150 millones y el 5.0 % de los Activos Totales Consolidados, calculado al final del último trimestre fiscal que finalice antes de la fecha de dicha Incurrencia y después de dar efecto proforma a la transacción;
(p) Deuda en virtud de una o más líneas de crédito o financiamiento de capital de trabajo por un monto de capital que no supere el mayor de (x) U.S.$150,0 millones (o su equivalente en otras monedas) y (y) 5,0% de los Activos Totales Consolidados pendiente de pago en cualquier momento;
(q) Deuda de la Emisora o cualquier Subsidiaria Restringida con la SE o cualquier otra Autoridad Gubernamental involucrada en los mercados de energía o petróleo y gas de Argentina; y

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(r) Deuda contraída por la Emisora o cualquier Subsidiaria Restringida por un monto de capital total que, junto con todas las Deudas de la Emisora y las Subsidiarias Restringidas pendientes a la fecha de Incurrimiento de dicha Deuda (excepto Deudas permitidas conforme los incisos (a) a (q) anteriores o la cláusula (1)), no superen el mayor de los siguientes valores: (i) U.S.$350,0 millones (o su equivalente en otra moneda), o (ii) 12,5 % de los Activos Totales Consolidados.
(3) Con el fin de determinar el cumplimiento (y el monto de capital pendiente de pago) de cualquier Deuda específica Incurrida conforme este compromiso:
- (a) se computará una sola vez el monto de capital pendiente de pago de cualquier ítem de Deuda;
- (b) en el caso de que un ítem de Deuda cumpla con los requisitos establecidos en las cláusulas (1) o (2) anteriores o más de una de las categorías de Deuda Permitida descriptas en las cláusulas (2)(a) a (q), la Emisora podrá, a su exclusivo criterio, dividir y clasificar (o en cualquier momento reclasificar) dicho ítem de Deuda de forma tal que cumpla con este compromiso; y
- (c) No será necesario que la Deuda permitida conforme a este compromiso sea permitida solamente por referencia a una disposición que autorice dicha Deuda, sino que puede estar permitida en parte por dicha disposición y en parte por otra u otras disposiciones de esta cláusula que autoricen dicha Deuda.
(4) Sin perjuicio de lo antedicho, la Emisora no podrá Incurrir en Deuda conforme a la cláusula (2) anterior si su producido se destina, directa o indirectamente, para Refinanciar cualquier Deuda Subordinada o Deuda Subordinada con Intereses Diferidos; salvo que dicha Deuda esté subordinada a las obligaciones emergentes de las obligaciones negociables y del Contrato de Fideicomiso al menos en la misma medida que la Deuda Subordinada o Deuda Subordinada con Intereses Diferidos, según corresponda.
(5) A los efectos de determinar el cumplimiento de cualquier restricción denominada en dólares estadounidenses respecto del Incurrimiento de Deuda, el monto del capital de Deuda equivalente en dólares estadounidenses denominado en una moneda distinta del dólar estadounidense será calculado en base al tipo de cambio correspondiente en vigencia en la fecha en la que dicha Deuda fuere Incurrida o, en el caso de Deuda por créditos renovables, la fecha en que se asumió el primer compromiso; quedando establecido que si dicha Deuda es Incurrida para refinanciar otra Deuda denominada en una moneda distinta del dólar estadounidense y dicha refinanciación hiciera que se exceda la restricción denominada en dólares estadounidenses aplicable si se calcula al tipo de cambio correspondiente en vigencia en la fecha de dicha refinanciación, se considerará que dicha restricción denominada en dólares estadounidense no se ha excedido siempre que el monto de capital de dicha Deuda Refinanciada no exceda el monto de capital de la Deuda que está siendo refinanciada. Sin perjuicio de cualquier otra disposición del presente compromiso, el monto máximo de Deuda en el que la Emisora o cualquier Subsidiaria Restringida podrá Incurrir conforme al presente compromiso no se considerará excedido únicamente como resultado de fluctuaciones en el tipo de cambio de las monedas. El monto de capital de cualquier Deuda Incurrida para refinanciar otra Deuda, si es Incurrida en una moneda diferente a la de la Deuda que está siendo refinanciada, será calculado en base al tipo de cambio aplicable a las monedas en las que dicha Deuda Refinanciada se encuentra denominada y que esté en vigencia en la fecha de dicha refinanciación.

Límites a los Pagos Restringidos

La Emisora no realizará, ni causará o permitirá que sus Subsidiarias Restringidas realicen, ya sea directa o indirectamente, ninguno de los siguientes actos (en adelante, individualmente denominados un “Pago Restringido”):

(a) declarar o pagar dividendos o retornos del capital o realizar cualquier distribución sobre o respecto de las acciones que conforman el Capital Social de la Emisora o las Subsidiarias Restringidas a los tenedores de dicho Capital Social, excepto:
(i) dividendos o distribuciones pagaderas en Acciones Calificadas de la Emisora, u opciones, warrants u otros derechos para comprar Capital Social (excepto Acciones Descalificadas) de la Emisora;
(ii) dividendos o distribuciones pagaderas a la Emisora o a una Subsidiaria Restringida; o

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(iii) dividendos, distribuciones o retornos de capital realizados a prorrata a la Emisora y a las Subsidiarias Restringidas, por un lado; y por otro, a los accionistas minoritarios del Capital Social de una Subsidiaria Restringida (o en menor medida que a prorrata a cualquier accionista minoritario);
(b) comprar, rescatar o adquirir de cualquier otra forma a título oneroso Capital Social de la Emisora que posean otras Personas que no sean la Emisora o alguna Subsidiaria Restringida;
(c) realizar un pago de capital de, comprar, cancelar, rescatar, prepagar, reducir o adquirir de cualquier otro modo, a título oneroso antes del vencimiento final previsto, repago programado o pago programado del fondo de amortización (según sea el caso) una Deuda Subordinada o Deuda Subordinada con Intereses Diferidos (excepto las Deudas Subordinadas entre la Emisora y cualquier Subsidiaria Restringida); o
(d) realizar cualquier Inversión (que no sea una de las Inversiones Permitidas);

si al momento del Pago Restringido e inmediatamente después de darle efecto proforma :

(A) ocurriere y continuase vigente un Incumplimiento o Evento de Incumplimiento u ocurriría como resultado de aquel; o
(B) La Emisora no pudiera Incurrir en al menos U.S.$1 de Deuda adicional conforme a la cláusula (1) del título “Limitaciones para Incurrir en Deuda Adicional”.

Sin perjuicio del párrafo anterior, este compromiso no prohíbe:

(1) el pago de cualquier dividendo dentro de los 60 días posteriores a la fecha de declaración de dicho dividendo si éste hubiera estado permitido a la fecha de declaración de conformidad con el párrafo anterior; siempre que al momento del pago de dicho dividendo, ningún otro Incumplimiento o Evento de Incumplimiento hubiera ocurrido y continuara (o resultara del mismo);
(2) la adquisición de acciones del Capital Social de la Emisora,
(a) a cambio de Acciones Calificadas de la Emisora; o
(b) a través de la aplicación de los fondos netos en efectivo recibidos por la Emisora por una venta prácticamente simultánea de Acciones Calificadas de la Emisora o aporte al capital propio de la Emisora que no represente una participación en Acciones Descalificadas, en cada caso no recibido por parte de una Subsidiaria de la Emisora;
(3) el pago anticipado voluntario, compra, anulación, rescate u otra adquisición o retiro a título oneroso de cualquier Deuda Subordinada exclusivamente a cambio de, o a través de la aplicación de los fondos netos en efectivo de una venta sustancialmente simultánea, que no sea a favor de una Subsidiaria o de la Emisora, de:
(a) Acciones Calificadas de la Emisora; o
(b) Deuda Refinanciada respecto de dicha Deuda Subordinada;
(4) recompras de Capital Social que se consideren ocurridas como resultado del ejercicio de opciones de compra de acciones, warrants u otros títulos valores convertibles o canjeables en la medida en que dicho Capital Social represente una porción del precio de ejercicio de las mismas, y los Pagos Restringidos por la Emisora para permitir el pago en efectivo en lugar de la emisión de acciones fraccionarias por el ejercicio de opciones o warrants o la conversión o canje de Capital Social de la Emisora;
(5) (x) Inversiones en Subsidiarias No Restringidas realizadas con los fondos netos de (1) un sustancial aporte de capital realizado prácticamente en simultáneo a favor de la Emisora, o una emisión o venta de Capital Social (excepto Acciones Descalificadas) de la Emisora o (2) un desprendimiento de Inversiones en una o más Subsidiarias no restringidas y (y) Inversiones en cualquier Persona realizadas con los fondos netos de un desprendimiento de Inversiones en una o más Personas que no sean una Subsidiaria;

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(6) pagos de dividendos u otras distribuciones de Capital Social, Deuda u otros títulos valores recibidos por parte de Subsidiarias No Restringidas (que no sean Subsidiarias No Restringidas cuyo principal activo sea efectivo o Equivalente de Efectivo);
(7) Inversiones en Subsidiarias No Restringidas en relación con un Negocio Relacionado por un monto de capital total que no exceda U.S.$40,0 millones (o el equivalente en otra moneda, excluyendo cualquier suma contraída bajo el punto (5) mencionado anteriormente), calculadas al cierre del último trimestre económico finalizado al menos 45 días antes de la fecha de dichas Inversiones; y
(8) recompras por parte de la Emisora de Capital Social de la Emisora u opciones, warrants u otros valores ejercitables o convertibles en Capital Social de la Emisora de empleados o directores de la Emisora o de cualquiera de sus Subsidiarias o sus representantes autorizados en caso de muerte, incapacidad o extinción de una relación laboral (en el caso de empleados) o del cargo de director (en el supuesto de ejecutivos), por un monto total que no exceda los U.S.$5,0 millones (o su equivalente en otra moneda).

El monto de cualquier Pago Restringido no realizado en efectivo será el Valor Justo de Mercado a la fecha en que se realice el Pago Restringido de los bienes, activos o valores a ser pagados, transferidos o emitidos por la Emisora o la correspondiente Subsidiaria Restringida, según sea el caso, de conformidad con dicho Pago Restringido.

Límites a la Designación de Subsidiarias No Restringidas

(a) La Emisora podrá designar luego de la Fecha de Emisión a cualquier Subsidiaria o de la Emisora como una “Subsidiaria No Restringida” conforme el Contrato de Fideicomiso (una “Designación”) solo si:
(1) dicha Subsidiaria no es una Subsidiaria Significativa al momento de su Designación;
(2) no hubiese ocurrido ni continuare algún Incumplimiento o Evento de Incumplimiento al momento de la Designación o con posterioridad y cualquier operación entre la Emisora o una Subsidiaria Restringida y la Subsidiaria No Restringida se realice en cumplimiento de la sección “ Restricciones a las Transacciones con Afiliadas ”; y
(3) la Emisora estuviera autorizada a realizar una Inversión al momento de la Designación (asumiendo la efectividad de dicha Designación y tratándola como una Inversión al momento de la Designación) como un Pago Restringido conforme el primer párrafo de la sección “ Límites a los Pagos Restringidos ”.
(b) Queda prohibido para la Emisora y cualquier Subsidiaria Restringida, salvo lo permitido en el título “Limitaciones para Incurrir en Deuda Adicional” y “Límites a los Pagos Restringidos”, realizar cualquiera de las siguientes acciones:
(1) proporcionar apoyo crediticio, respaldar o afectar sus bienes o activos (excepto el Capital Social de una Subsidiaria No Restringida) para satisfacer o Garantizar cualquier Deuda de una Subsidiaria No Restringida (inclusive cualquier compromiso, acuerdo o instrumento que evidencie dicha Deuda);
(2) ser directa o indirectamente responsable por cualquier Deuda de una Subsidiaria No Restringida; o
(3) ser directa o indirectamente responsable por cualquier Deuda que estipule que su acreedor podrá (ante la notificación, paso del tiempo o ambos) declarar un incumplimiento o provocar que su pago sea acelerado o pagadero con anterioridad a la fecha de vencimiento final establecida en caso de producirse un incumplimiento con respecto a cualquier Deuda de una Subsidiaria No Restringida.
(c) La Emisora podrá revocar la Designación de una Subsidiaria como Subsidiaria No Restringida (en adelante, una “Revocación”) solo si:
(1) no ha ocurrido ni continúa vigente un Incumplimiento o Evento de Incumplimiento al momento de la Revocación y luego de darle efecto a ésta; y

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(2) hubiera sido posible Incurrir en todos los Gravámenes y Deuda de la Subsidiaria No Restringida pendientes de pago en un momento inmediatamente posterior a la Revocación, de haber sido Incurridos en ese momento, para todos los propósitos del Contrato de Fideicomiso.
(d) Cuando una Subsidiaria Restringida se convierta en una Subsidiaria No Restringida,
(1) todas las inversiones existentes de la Emisora y de las Subsidiarias Restringidas con ella (valuadas en base a la participación proporcional que posee la Emisora en el Valor Justo de Mercado de sus activos menos pasivos) se considerarán realizadas en ese momento;
(2) todo el Capital Social o la Deuda existente de la Emisora o de una Subsidiaria Restringida que se encuentre en su poder se considerarán Incurridos en ese momento, y todos los Gravámenes sobre bienes de la Emisora o de una Subsidiaria Restringida que se encuentren en su poder se considerarán incurridos en ese momento;
(3) todas las transacciones existentes entre ésta y la Emisora o cualquier Subsidiaria Restringida se considerarán celebradas en ese momento; y
(4) dejará de estar sujeta a las disposiciones del Contrato de Fideicomiso como una Subsidiaria Restringida.
(e) Cuando una Subsidiaria No Restringida se convierta o se considere que se ha convertido en una Subsidiaria Restringida,
(1) toda su Deuda y Acciones Descalificadas o Acciones Preferidas se considerarán Incurridas en ese momento a los efectos de lo establecido en “Limitaciones para Incurrir en Deuda Adicional”;
(2) las Inversiones en ella que hubieran sido previamente debitadas en virtud de la sección “Límites a los Pagos Restringidos” se acreditarán de conformidad con lo dispuesto allí; y
(3) a partir de entonces dejará de estar sujeta a las disposiciones del Contrato de Fideicomiso como una Subsidiaria Restringida.

Se considerará que la Designación de una Subsidiaria de la Emisora como una Subsidiaria No Restringida incluye la Designación de todas las Subsidiarias de dicha Subsidiaria. Todas las Designaciones y Revocaciones deben ser documentadas mediante resolución del Directorio de la Emisora, según sea el caso; y entregadas al Fiduciario junto con un Certificado de un Funcionario que acredite el cumplimiento de las disposiciones anteriores.

Restricciones a los Gravámenes

La Emisora no incurrirá y no causará ni permitirá que cualquier Subsidiaria Restringida Incurra, directa o indirectamente, en Gravámenes de ningún tipo (excepto los Gravámenes Permitidos) contra o sobre cualquiera de sus respectivos bienes o activos, ya sea que los posean a la Fecha de Emisión o los adquieran con posterioridad, o cualquier fondo proveniente de aquellos, para garantizar una Deuda, a menos que simultáneamente se establezcan disposiciones efectivas para garantizar las obligaciones negociables y otros importes adeudados conforme al Contrato de Fideicomiso, de forma equitativa y proporcional con dicha Deuda (o, si dicha Deuda estuviera subordinada en cuanto a su derecho de pago a las obligaciones negociables, con rango preferente a dicha Deuda) con un gravamen sobre los mismos bienes y activos que garanticen dicha Deuda durante todo el plazo en que dicha Deuda esté garantizada por tal Gravamen.

Límites a las Operaciones de Leasing con Pacto de Retroventa

La Emisora no realizará ni permitirá que una Subsidiaria Restringida realice una Operación de Leasing con Pacto de Retroventa, sin embargo, la Emisora puede llevar a cabo una Operación de Leasing con Pacto de Retroventa si:

(1) la Emisora y las Subsidiarias Restringidas estuvieran autorizadas para (a) Incurrir en Deuda por un monto equivalente a la Deuda Atribuible con respecto a dicha Operación de Leasing con Pacto de Retroventa conforme a la cláusula (1) del compromiso descripto anteriormente en la sección “Limitaciones para Incurrir en Deuda Adicional” y (b) crear un Gravamen para garantizar la Deuda en virtud del compromiso descripto en la sección “Límites a los Gravámenes”; y

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(2) los fondos netos en efectivo resultantes de la Operación de Leasing con Pacto de Retroventa fuesen al menos equivalentes al Valor Justo de Mercado de los bienes que son objeto de dicha Operación de Leasing con Pacto de Retroventa.

Restricciones a la Fusión, Consolidación y Venta de Activos

La Emisora no realizará, en una sola transacción o en una serie de transacciones relacionadas, una consolidación o fusión en una Persona (ya sea que la Emisora sea o no la entidad absorbente o resultante), o una venta, cesión, transferencia, arrendamiento, traspaso u otra enajenación (ni causarán o permitirán que una Subsidiaria Restringida venda, ceda, transfiera, arriende, traspase o enajene de cualquier otro modo) de todos o sustancialmente todos los bienes y activos de la Emisora (determinados sobre una base consolidada para la Emisora y sus Subsidiarias Restringidas), a cualquier Persona a menos que:

(a) ya sea que:
(1) la Emisora sea la sociedad absorbente o resultante; o
(2) la Persona (si no fuere la Emisora) formada por tal consolidación o con la cual la Emisora se fusione, o la Persona que adquiere por venta, cesión, transferencia, arrendamiento, traspaso u otra enajenación los bienes y activos de la Emisora y de las Subsidiarias Restringidas de la Emisora, según sea el caso, sustancialmente en conjunto (la "Sociedad Absorbente o Resultante"):
- A. sea una sociedad constituida y válidamente existente conforme las leyes de Argentina, de España o de otra Jurisdicción Calificada a Efectos de una Fusión; y
- B. asuma expresamente, a través de un acuerdo suplementario (de forma y contenido aceptables para el Fiduciario), suscripto y entregado al Fiduciario, el pago debido y puntual del capital, y la prima (si hubiere) e intereses devengados sobre todas las obligaciones negociables, y el cumplimiento y observancia de los compromisos de las obligaciones negociables y del Contrato de Fideicomiso, a ser cumplidos u observados por parte de la Emisora;
(b) inmediatamente después de dar efecto a dichas transacciones y a lo contemplado en la cláusula (a)(2)(ii) (inclusive dar efecto proforma a cualquier Deuda (incluida la Deuda Incurrida) Incurrida o prevista de ser Incurrida en relación con dichas transacciones), (x) la Emisora o dicha Sociedad Absorbente o Resultante, según sea el caso, pueda Incurrir al menos U.S.$1 de Deuda adicional según la cláusula (1) de “Limitaciones para Incurrir en Deuda Adicional” o (y) el Ratio de Cobertura de Intereses no es menor al Ratio de Cobertura de Intereses inmediatamente anterior a dicha transacción, y el Ratio de Apalancamiento no es mayor al Ratio de Apalancamiento inmediatamente antes de la transacción;
(c) inmediatamente antes e inmediatamente después de dar efecto a dicha transacción y a lo contemplado en la cláusula (a)(2)(B) (inclusive, entre otros, dar efecto proforma a cualquier Deuda, incluida la Deuda Incurrida, Incurrida o prevista de ser Incurrida y a cualquier Gravamen constituido en relación con la transacción), no ocurriera ni continuara, ni pudiera incurrir en consecuencia, ningún Incumplimiento o Evento de Incumplimiento;
(d) (i) inmediatamente después de dar efecto a dicha transacción, la Sociedad Absorbente o Resultante posea un Patrimonio Neto Consolidado equivalente a un monto no inferior al Patrimonio Neto Consolidado inmediatamente antes de la transacción o (ii) se haya obtenido la declaración de las Agencias Calificadoras de Riesgo correspondientes que acredite que la calificación de las obligaciones negociables no será disminuida como resultado de la transacción; y
(e) La Emisora entregue al Fiduciario un Certificado de un Funcionario y un Dictamen jurídico que establezcan que la consolidación, fusión, venta, cesión, transferencia, arrendamiento, traspaso u otra enajenación y, si lo requieren dichas transacciones, el acuerdo suplementario, cumplen con las disposiciones aplicables del Contrato de Fideicomiso y que todas las condiciones precedentes del Contrato de Fideicomiso respecto a la transacción y la celebración del contrato de fideicomiso suplementario (en su caso) han sido cumplidas.

A los fines de este compromiso, se entenderá que la transferencia (por locación, cesión, venta u otros, realizada en una o varias transacciones) de todos o substancialmente todos los bienes o activos de una o más Subsidiarias

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Restringidas de la Emisora cuyo Capital Social constituya todos o substancialmente todos los bienes y activos de la Emisora (determinados sobre una base consolidada para la Emisora y sus Subsidiarias Restringidas), representa la transferencia de todos o substancialmente todos los bienes y activos de la Emisora.

Las cláusulas (b) y (c) no se aplicarán a una fusión o consolidación de la Emisora con una Afiliada de la Emisora constituida únicamente con el propósito de reconstituir a la Emisora en otra jurisdicción, siempre que la deuda de la Emisora y sus Subsidiarias Restringidas, consideradas en conjunto, no haya aumentado en virtud de aquello.

Lo anterior no se aplicará a la transferencia de activos de una Subsidiaria Restringida a otra Subsidiaria Restringida o a la Emisora.

Ante una consolidación, asociación, fusión o transferencia de todos o prácticamente todos los bienes y activos de la Emisora y de sus Subsidiarias Restringidas conforme a este compromiso, en la que la Emisora no sea la Sociedad Absorbente o Resultante, la Sociedad Absorbente o Resultante emergente de dicha consolidación o la entidad en que la Emisora se fusione o la entidad a cuyo favor se realiza dicha cesión, locación o transferencia, sucederá o sustituirá, y en consecuencia, podrá ejercer todos los derechos y privilegios de la Emisora, según sea el caso, conforme al Contrato de Fideicomiso y las obligaciones negociables, del mismo modo que si dicha Sociedad Absorbente o Resultante hubiera sido designada como tal y la Emisora deberá ser liberada de sus obligaciones conforme al Contrato de Fideicomiso y las obligaciones negociables. Para evitar dudas, el cumplimiento de este compromiso no afectará las obligaciones de la Emisora (incluida la Sociedad Absorbente o Resultante, en su caso) según lo establecido en la sección “Evento de Cambio de Control”, de corresponder.

Restricciones a las Transacciones con Afiliadas

(1) La Emisora no realizará y no permitirá que una Subsidiaria Restringida realice, directa o indirectamente, una o varias transacciones relacionadas por un valor total superior a U.S.$40,0 millones (incluyendo, sin limitación, cualquier compra, cesión, venta, locación u otra disposición de los bienes o la prestación de cualquier servicio) con, o a beneficio de, cualquiera de sus Afiliadas (cada una denominada individualmente, una "Transacción con Afiliadas"), a menos que (a) los términos de dicha transacción se acuerden en condiciones comercialmente razonables, como una contratación entre partes independientes, y (b) cumpla con las leyes aplicables. Para evitar dudas, se considerará que todas las Transacciones con Afiliadas vigentes en la Fecha de Emisión y expuestas en este Suplemento cumplen con este compromiso.
(2) La cláusula (1) mencionada anteriormente no se aplicará a:
(a) las Transacciones con Afiliadas con o entre la Emisora y cualquier Subsidiaria Restringida o entre Subsidiarias Restringidas;
(b) honorarios y retribuciones razonables y cualquier indemnización otorgada a ejecutivos, miembros del Directorio y empleados de la Emisora o cualquier Subsidiaria Restringida, en tanto el Directorio de la Emisora o de dicha Subsidiaria Restringida, según sea el caso, de buena fe haya aprobado sus términos;
(c) Las Transacciones con Afiliadas efectuadas conforme a los términos de cualquier acuerdo o convenio del que sean parte la Emisora o cualquier Subsidiaria Restringida en la Fecha de Emisión, conforme estos acuerdos o convenios puedan ser enmendados, modificados, complementados, prorrogados, renovados o sustituidos cuando sea oportuno; quedando establecido que cualquier futura enmienda, modificación, complemento, prórroga, renovación o reemplazo realizado después de la Fecha de Emisión será permitido en la medida en que sus términos, considerados en conjunto, no sean más desfavorables para la Emisora o las Subsidiarias Restringidas que los términos de los acuerdos o convenios en vigencia en la Fecha de Emisión;
(d) transacciones o pagos, inclusive entregas de títulos valores, opciones de compra de acciones y derechos similares, de conformidad con planes o acuerdos remuneratorios o de beneficios para directores, ejecutivos o empleados celebrados de buena fe en el giro ordinario de los negocios o aprobados de buena fe por el Directorio de la Emisora;

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(e) cualquier acuerdo laboral celebrado por la Emisora o cualquier Subsidiaria Restringida en el giro ordinario de los negocios;
(f) cualquier Pago Restringido realizado de conformidad con lo establecido en la sección “Límites a los Pagos Restringidos” e Inversiones Permitidas;
(g) préstamos o anticipos a los ejecutivos de alto rango o miembros del Directorio de la Emisora o cualquier Subsidiaria Restringida de conformidad con la política y práctica anterior de la Emisora, según sea el caso, por una suma total de capital que no supere los U.S.$5,0 millones (o el equivalente en otra moneda) pendiente en cualquier momento;
(h) (i) transacciones con usuarios, clientes, proveedores, o compradores o vendedores de productos o servicios, siempre en el giro ordinario de los negocios y de conformidad con los términos del Contrato de Fideicomiso, o (ii) los contratos de (a) perforación u otros servicios o suministros de yacimientos petrolíferos, (b) venta, almacenamiento, recolección o transporte de Hidrocarburos, o (c) arrendamiento o alquiler de espacio de oficinas; en cada caso, que sean justos para la Emisora o la Subsidiaria Restringida correspondiente según la determinación razonable del Directorio o la gerencia de alto rango de la Emisora, o cuyos términos sean como mínimo tan favorables como podrían haberse obtenido de parte de una Persona que no sea una Afiliada de la Emisora;
(i) cualquier transacción realizada en el giro ordinario de los negocios entre la Emisora o cualquier Subsidiaria Restringida y cualquier joint venture, unión transitoria de empresas o acuerdo similar, si dicha transacción constituyera una Transacción con Afiliadas exclusivamente debido a que la Emisora o una Subsidiaria Restringida posee una participación patrimonial en dicha empresa conjunta o entidad similar, o la controla de algún otro modo; y
(j) la provisión de servicios administrativos a, o por cualquier Subsidiaria No Restringida bajo términos prácticamente idénticos a los suministrados a, o por las Subsidiarias Restringidas.

Conducción de los Negocios

La Emisora y las Subsidiarias Restringidas no participarán en ningún negocio diferente de los Negocios Relacionados.

Personalidad jurídica

Sujeto a las disposiciones descriptas en la sección “Restricciones a la Fusión, Consolidación y Venta de Activos”, la Emisora preservará y mantendrá en plena vigencia y alcance su personalidad jurídica, y harán que las Subsidiarias Restringidas la preserven y mantengan.

Aprobaciones y licencias gubernamentales; Cumplimiento de la ley

La Emisora deberá y hará que cada Subsidiaria Restringida deba: (i) obtener, mantener en plena vigencia y efectos, y cumplir con todas las aprobaciones, autorizaciones, consentimientos, permisos, concesiones (incluidas las concesiones para la explotación, la exploración complementaria y el desarrollo de hidrocarburos) y licencias gubernamentales que se necesiten para desarrollar los Negocios Permitidos, (ii) preservar y mantener título válido y perfecto sobre sus bienes y activos (incluidos los derechos de uso del suelo) libres y exentos de cualquier Gravamen excepto los Gravámenes Permitidos, y (iii) cumplir con todas las leyes, normas, reglamentaciones, órdenes, sentencias y decretos aplicables de cualquier Autoridad Gubernamental que tenga jurisdicción sobre la Emisora o dicha Subsidiaria Restringida, excepto en la medida en que la falta de dicha obtención, mantenimiento, preservación y cumplimiento no se esperaría razonablemente que tuviera un efecto adverso en (A) los negocios, los resultados de operaciones o las previsiones de la Emisora y las Subsidiarias Restringidas tomados en conjunto o (B) la capacidad de la Compañía para cumplir con sus obligaciones conforme a las obligaciones negociables o el Contrato de Fideicomiso.

Mantenimiento de Bienes y Seguros

La Emisora realizará y hará que cada Subsidiaria Restringida realice las siguientes actividades: (i) mantener, por sí o por terceros, en buen estado de reparación, funcionamiento y condiciones (con excepción del desgaste ordinario debido al uso) todos los bienes razonablemente necesarios para desempeñar sus negocios, y (ii)

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contratar y mantener en plena vigencia y efectos en todo momento seguros con empresas sólidas desde el punto de vista financiero, contra aquellos riesgos que la Emisora o dicha Subsidiaria Restringida consideren razonables y prudentes bajo las circunstancias, de conformidad con las prácticas del sector.

Mantenimiento de las Calificaciones de Riesgo

La Emisora realizará esfuerzos comercialmente razonables, por el tiempo en el que las obligaciones negociables estén en circulación, para mantener las calificaciones de riesgo de las obligaciones negociables de al menos dos Agencias Calificadoras de Riesgo.

Restricciones al Destino de los Fondos

La Emisora usará los fondos de la oferta de obligaciones negociables conforme lo descripto en la sección “Destino de los Fondos”.

Informes para los Tenedores

Mientras las obligaciones negociables permanezcan en circulación y constituyan “títulos valores restringidos” de conformidad con la Norma 144(a)(3) de la Ley de Títulos Valores de los EE. UU., la Emisora proporcionará a los Tenedores de obligaciones negociables y a los posibles inversores, cuando éstos lo soliciten, la información exigida por la Norma 144A(d)(4) de acuerdo con la Ley de Títulos Valores de los EE. UU.

La Emisora proporcionará, por sí o por terceros, al Fiduciario en inglés y en formato electrónico (y deberá entregar a los Tenedores de las obligaciones negociables previa solicitud por escrito):

dentro de los 70 días de finalizado el primer, segundo y tercer trimestre del ejercicio económico de la Emisora (a partir del trimestre que finaliza el 31 de marzo de 2025), los estados financieros consolidados trimestrales sin auditar preparados de acuerdo con las NIIF y presentados ya sea en U.S. dólares o pesos argentinos, de la Emisora para dicho período; y
dentro de los 120 días posteriores a la finalización del ejercicio económico de la Emisora a partir del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2024, los estados financieros consolidados anuales auditados preparados de acuerdo con las NIIF y presentados ya sea en U.S. dólares o pesos argentinos, de la Emisora correspondientes a dicho ejercicio y un informe sobre dichos estados financieros emitido por auditores externos de la Emisora.

Cada informe anual y los estados financieros relacionados estarán acompañados por un Certificado de un Funcionario (incluido el del CFO) de la Emisora (i) que acredite que (A) los estados financieros incluidos en las memorias representan de forma razonable, en todos los aspectos esenciales, la situación financiera consolidada de La Emisora y Subsidiarias, a la fecha de dichos estados financieros y los resultados de sus operaciones para el período abarcado, y (B) dichos estados financieros se hayan preparado de acuerdo con las NIIF; y (ii) que indique si existe algún Incumplimiento o Evento de Incumplimiento a la fecha de emisión del certificado y, en caso de que exista algún Incumplimiento o Evento de Incumplimiento, se incluirán los detalles del mismo y los actos que la Emisora esté realizando o propone realizar en tal sentido.

La entrega de dichos informes, datos y documentos al Fiduciario se realiza exclusivamente con fines informativos y la recepción por parte del Fiduciario de esta documentación no constituye una notificación real o implícita o conocimiento de la información incluida en ellos ni determinable a partir de la información allí contenida, incluido el cumplimiento de la Emisora o de cualquier otra Persona de cualquiera de los compromisos que surgen del Contrato de Fideicomiso o las obligaciones negociables (respecto de lo cual el Fiduciario tiene derecho a confiar exclusivamente en los Certificados de Funcionarios). El Fiduciario no tendrá obligación ni responsabilidad de determinar si la Emisora ha notificado o entregado algún informe según los requisitos especificados en este compromiso.

Suspensión de Compromisos

Si en cualquier fecha posterior a la Fecha de Emisión (i) las obligaciones negociables obtienen Calificaciones de Grado de Inversión de al menos dos Calificadoras de Riesgo, y (ii) no ha ocurrido ni continúa vigente ningún Incumplimiento en virtud del Contrato de Fideicomiso (el acaecimiento de los eventos descriptos en las cláusulas anteriores (i) y (ii) se denomina colectivamente como “Evento de Suspensión de Compromisos”), la Emisora y las Subsidiarias Restringidas no estarán sujetos a los siguientes compromisos (colectivamente, los “Compromisos Suspendidos”):

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(1) “Ciertos Compromisos; Limitaciones para Incurrir en Deuda Adicional”;
(2) “Ciertos Compromisos; Límites a los Pagos Restringidos”;
(3) “Ciertos Compromisos; Límites a la Designación de Subsidiarias No Restringidas”;
(4) “Ciertos Compromisos; Límites a los Dividendos y otras Restricciones de Pago que afectan a las Subsidiarias Restringidas”;
(5) “Ciertos Compromisos; Límites a las Operaciones de Leasing con Pacto de Retroventa”;
(6) cláusula (b) del primer párrafo de “Ciertos Compromisos; Restricciones a la Fusión, Consolidación y Venta de Activos”; y
(7) “Ciertos Compromisos; Restricciones a las Transacciones con Afiliadas”.

En el caso de que la Emisora y las Subsidiarias Restringidas no estén sujetas a los Compromisos Suspendidos conforme el Contrato de Fideicomiso por cualquier período como consecuencia de lo que antecede, y en cualquier fecha posterior (en adelante, la “Fecha de Reversión”) al menos dos Calificadoras de Riesgo dejaran de calificar a las obligaciones negociables en la categoría de Grado de Inversión la Emisora y las Subsidiarias Restringidas a partir de entonces estarán sujetas nuevamente a los Compromisos Suspendidos conforme al Contrato de Fideicomiso.

El período transcurrido entre el momento en que ocurre un Evento de Suspensión de Compromisos y la Fecha de Reversión se denomina en esta descripción el “Período de Suspensión”. En el caso de que ocurra dicha restitución, ninguna acción que adopte o se abstenga de adoptar la Emisora o cualquier Subsidiaria Restringida antes de dicha restitución dará lugar a un Incumplimiento o Evento de Incumplimiento del Contrato de Fideicomiso en relación con las obligaciones negociables, quedando establecido que (1) cualquier Subsidiaria designada como Subsidiaria No Restringida durante el Período de Suspensión pasará a ser automáticamente una Subsidiaria Restringida en la Fecha de Reversión (sujeto al derecho de la Emisora a volver a designarlas como Subsidiarias No Restringidas conforme a “Ciertos Compromisos; Límites a la Designación de Subsidiarias No Restringidas”), y (2) toda la Deuda Incurrida o Acciones Descalificadas o Acciones Preferidas emitidas durante el Período de Suspensión se clasificarán como si se hubieran Incurrido o se hubieran emitido de acuerdo con la cláusula (c) del segundo párrafo de “Ciertos Compromisos; Limitaciones para Incurrir en Deuda Adicional”.

Es posible que las obligaciones negociables nunca alcancen ni mantengan Calificaciones de Grado de Inversión.

Eventos de Incumplimiento

Se enumeran a continuación los “Eventos de Incumplimiento” en relación con las obligaciones negociables:

(1) falta de pago por 3 días o más del capital o la prima (si hubiere) al momento del vencimiento (incluidos Montos Adicionales) de cualquier obligación negociable, inclusive el incumplimiento en la realización de un pago requerido para comprar obligaciones negociables entregadas conforme a un rescate opcional u Oferta por Cambio de Control;
(2) mora de 30 días o más en el pago del interés una vez vencido (incluido cualquier Monto Adicional relacionado) de las obligaciones negociables;
(3) incumplimiento de alguna de las disposiciones descriptas en “Ciertos Compromisos; Restricciones a la Fusión, Consolidación y Venta de Activos”;
(4) incumplimiento por parte de la Emisora o cualquier Subsidiaria Restringida de cualquier otro compromiso o acuerdo emergente del Contrato de Fideicomiso o de las obligaciones negociables durante 60 días o más luego de la notificación por escrito a la Emisora por parte del Fiduciario o de los Tenedores de al menos el 25 % de la suma total de capital de las obligaciones negociables en circulación;
(5) se tornara ilícito para la Emisora cumplir con sus obligaciones bajo el Contrato de Fideicomiso, las obligaciones negociables, o cualquiera de las obligaciones de pago dejara de ser válida, vinculante o exigible;

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(6) (a) falta de pago del capital de la Deuda de la Emisora o cualquier Subsidiaria Significativa con anterioridad al vencimiento del plazo de gracia aplicable establecido en dicha Deuda en la fecha de dicho incumplimiento, si dicho incumplimiento no ha sido dispensado o el plazo del pago de dichos montos no ha sido expresamente prorrogado o; (b) aceleración de cualquier deuda de la Emisora o cualquier Subsidiaria Significativa en forma previa a su Vencimiento Establecido; siempre que la Deuda cuyo pago de capital no se realizó o se aceleró sea por un monto de capital pendiente de pago de U.S.$60 millones (o su equivalente en otra moneda) o más en total;
(7) incumplimiento de la Emisora o cualquier Subsidiaria Significativa en el pago de una o más sentencias firmes contra alguno de ellos, por un total de U.S.$60 millones (o su equivalente en otra moneda) o más, en tanto dicha sentencia no sea pagada, desestimada ni suspendida por período de 60 días o más (en la medida en que no se posea una cobertura de una compañía aseguradora acreditada y solvente); o
(8) ciertos casos de quiebra que afecten a la Emisora o cualquier Subsidiaria Significativa;
(9) (a) el Contrato de Fideicomiso deja de tener plena vigencia y efectos por causas distintas de las previstas en sus términos y condiciones, (b) la Emisora impugna la exigibilidad del Contrato de Fideicomiso, o (c) la Emisora rechaza o repudia sus obligaciones bajo el Contrato de Fideicomiso; o
(10) el Directorio o los accionistas de la Emisora adoptan una resolución, o se dicta un fallo o sentencia de una entidad gubernamental o tribunal competente, que dispone la liquidación o disolución de la Emisora, excepto en el marco de una fusión, consolidación u otra operación permitida de otra forma en virtud del Contrato de Fideicomiso, tal como se describe en “ —Ciertos Compromisos—Restricciones a la Fusión, Consolidación y Venta de Activos ” y en el caso de un fallo o sentencia de tal naturaleza, el mismo permanece sin ser revocado por un plazo de 30 días.

Si ha ocurrido y continúa vigente un Evento de Incumplimiento (diferente del Evento de Incumplimiento especificado en la cláusula (8) anterior en relación con la Emisora), el Fiduciario o los Tenedores de al menos el 25 % de la suma total de capital de las obligaciones negociables en circulación pueden declarar el capital no pagado y la prima (si hubiere), así como el interés devengado y no pagado sobre todas las obligaciones negociables inmediatamente vencidos y pagaderos mediante notificación por escrito a la Emisora y al Fiduciario en la cual se especifique el Evento de Incumplimiento y se indique que la notificación constituye una “notificación de aceleración”. Si ocurriere un Evento de Incumplimiento como se especifica en la cláusula (8) anterior en relación con la Emisora, el capital no pagado y la prima (si hubiere), así como el interés devengado y no pagado sobre todas las obligaciones negociables vencerán inmediatamente y serán pagaderos sin ninguna declaración ni ningún otro acto por parte del Fiduciario o cualquier Tenedor.

En cualquier momento luego de una declaración de aceleración en relación con las obligaciones negociables según se describe en el párrafo anterior, los Tenedores de la mayoría del monto de capital sobre las obligaciones negociables en circulación pueden rescindir y anular dicha declaración y sus consecuencias:

(1) si la rescisión no entra en conflicto con ninguna sentencia ni resolución judicial;
(2) si todos los Eventos de Incumplimiento se remediaron o dispensaron, excepto la falta de pago de capital o interés cuyo vencimiento responde exclusivamente a la aceleración;
(3) en la medida en que el pago de dicho interés sea legal, el interés sobre las cuotas vencidas del interés y el capital vencido, que venció por causa ajena a dicha declaración de aceleración, se hayan pagado; y
(4) si la Emisora pagó al Fiduciario su compensación y reembolsó al Fiduciario por sus gastos, desembolsos y anticipos pendientes en ese momento.

Ninguna rescisión afectará ningún Incumplimiento posterior ni perjudicará ningún derecho en relación con lo anterior.

Los Tenedores de la mayoría del monto de capital de las obligaciones negociables pueden dispensar cualquier Incumplimiento o Evento de Incumplimiento existente conforme el Contrato de Fideicomiso, y sus consecuencias, excepto un incumplimiento en el pago del capital, la prima (si hubiere) o interés sobre las obligaciones negociables y excepto respecto a los incumplimientos, cuya enmienda requiera el consentimiento de cada uno de los Tenedores de las obligaciones negociables, según lo dispuesto en “ Asamblea de Tenedores – Modificaciones al Contrato de Fideicomiso ”.

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El Fiduciario no tiene ninguna obligación de hacer valer ninguno de sus derechos o facultades conforme al Contrato de Fideicomiso por solicitud, orden o dirección de ninguno de los Tenedores, excepto que dichos Tenedores hayan ofrecido al Fiduciario una indemnización o garantía razonablemente satisfactoria. Sujeto a todas las disposiciones del Contrato de Fideicomiso y la ley aplicable, los Tenedores de la mayoría de la suma total de capital de las obligaciones negociables en circulación tienen derecho a indicar fecha, método y lugar para la conducción de cualquier procedimiento tendiente a ejercer cualquier recurso disponible para el Fiduciario o el ejercicio de cualquier fideicomiso o poder conferido al Fiduciario.

Sin perjuicio de cualquier disposición en contrario, el derecho del Tenedor de una obligación negociable a recibir el pago de capital o intereses sobre su obligación negociable en la fecha de su Vencimiento Establecido o en un momento posterior, o de iniciar una demanda de ejecución de dicho pago en esas fechas o con posterioridad, no se verá perjudicado ni afectado sin el consentimiento de dicho Tenedor. La Emisora debe, al momento de tomar conocimiento de cualquier Incumplimiento o Evento de Incumplimiento, notificar al Fiduciario un Certificado de un Funcionario describiendo dicho Incumplimiento o Evento de Incumplimiento, el estado del incumplimiento y la acción que adoptará o propone adoptar la Emisora. En ausencia de recepción por parte de un funcionario del Fiduciario de dicho Certificado de Funcionario describiendo el Incumplimiento o Evento de Incumplimiento por parte de la Emisora y de cualquier descripción de algún Incumplimiento o Evento de Incumplimiento en dicho Certificado de un Funcionario o notificación escrita de un Tenedor, no se considerará que el Fiduciario tiene conocimiento ni será responsable de conocer ningún Incumplimiento o Evento de Incumplimiento. El Contrato de Fideicomiso estipula que, si ocurre y continúa vigente un Incumplimiento o Evento de Incumplimiento del cual un funcionario fiduciario del Fiduciario ha sido notificado por escrito, el Fiduciario debe notificar a cada Tenedor sobre el Incumplimiento o Evento de Incumplimiento dentro de los 45 días después de que el Fiduciario reciba una notificación escrita en tal sentido. Excepto en el caso de un Incumplimiento o Evento de Incumplimiento en el pago de capital, prima (si hubiere) o intereses sobre las obligaciones negociables, el Fiduciario puede retener la notificación si, y siempre que, un comité de sus funcionarios fiduciarios determine, de buena fe, que retener la notificación redunda en beneficio de los Tenedores.

Revocación Legal y Revocación de Compromisos

La Emisora podrá, a su discreción y en cualquier momento, optar por quedar eximida de sus obligaciones respecto a las obligaciones negociables en circulación ("Revocación Legal"). Revocación Legal significa que se considerará que la Emisora ha pagado y saldado la Deuda entera representada por las obligaciones negociables en circulación, a los 91 días luego del depósito especificado en la cláusula (1) del segundo párrafo siguiente, a excepción de las siguientes obligaciones:

(1) los derechos de los Tenedores a recibir pagos correspondientes al capital, prima (si hubiere), e interés de las obligaciones negociables, cuando tales pagos son adeudados por el fideicomiso referido más abajo;
(2) las obligaciones de la Emisora respecto de las obligaciones negociables relativas a la emisión de obligaciones negociables provisorias, el registro de las obligaciones negociables, las obligaciones negociables deterioradas, destruidas, pérdidas o robadas y el mantenimiento de una oficina o agencia de pago;
(3) los derechos, poderes, obligaciones fiduciarias, deberes y exenciones del Fiduciario y las obligaciones de la Emisora en relación con ello; y
(4) las disposiciones del Contrato de Fideicomiso sobre la Revocación Legal.

Además, la Emisora podrá, a su discreción y en cualquier momento, optar por quedar exenta de sus obligaciones respecto a los compromisos que se describen en “Ciertos Compromisos” (además de “Restricciones a la Fusión, Consolidación y Venta de Activos”) (“Revocación de Compromisos”) y a partir de allí cualquier omisión en el cumplimiento de tales obligaciones no constituirá un Incumplimiento o Evento de Incumplimiento respecto de las obligaciones negociables. En el caso de que ocurra una Revocación de Compromisos, ciertos actos (salvo los supuestos de falta de pago y quiebra, suspensión de pagos, concurso e insolvencia con respecto a la Emisora) descriptos en la sección “Eventos de Incumplimiento”, ya no constituirán un Evento de Incumplimiento respecto de las obligaciones negociables.

Para el ejercicio de la Revocación Legal o Revocación de Compromisos es necesario lo siguiente:

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(1) la Emisora deberá depositar irrevocablemente en el Fiduciario, en fideicomiso, para beneficio de los Tenedores, dinero en efectivo en dólares estadounidenses, ciertas obligaciones directas no amortizables de, o garantizadas por los Estados Unidos, o una combinación de ambos, por los montos que sean suficientes, sin reinversión (según el dictamen escrito de una firma de contadores públicos independientes reconocida a nivel nacional entregado al Fiduciario), para pagar el capital, prima (si hubiere), e interés (inclusive Montos Adicionales) de las obligaciones negociables en la fecha de pago establecida para ello o en la fecha de rescate correspondiente, según sea el caso;
(2) en el caso de una Revocación Legal, la Emisora debe entregar al Fiduciario un Dictamen jurídico de una firma de abogados reconocida a nivel nacional en los Estados Unidos, razonablemente aceptable para el Fiduciario e independiente de la Emisora, que establezca que:
(a) la Emisora ha recibido una resolución de la IRS o ésta ha sido publicada por dicha agencia; o
(b) desde la Fecha de Emisión, ha habido un cambio en la ley de impuestos aplicable sobre la renta federal de Estados Unidos, en cada caso en este sentido, y con base en dicho Dictamen jurídico que establezca que los Tenedores no reconocerán ingresos, ganancias o pérdidas relacionadas con los impuestos sobre la renta federal de los Estados Unidos como consecuencia de tal Revocación Legal y estarán sujetos a los impuestos sobre la renta federal de Estados Unidos por los mismos importes, de la misma manera y al mismo tiempo, como habría sido el caso si no hubiera ocurrido la Revocación Legal;
(3) en el caso de una Revocación de Compromisos, la Emisora debe entregar al Fiduciario un Dictamen jurídico de una firma de abogados reconocida a nivel nacional en los Estados Unidos, razonablemente aceptable para el Fiduciario e independiente de la Emisora, que establezca que los Tenedores no reconocerán ingresos, ganancias o pérdidas relacionadas con los impuestos sobre la renta federal de los Estados Unidos como consecuencia de tal Revocación de Compromisos y estarán sujetos a los impuestos sobre la renta federal de Estados Unidos por los mismos importes, de la misma manera y al mismo tiempo, como habría sido el caso si no hubiera ocurrido la Revocación de Compromisos;
(4) no ocurra ni continúe vigente ningún Incumplimiento o Evento de Incumplimiento a la fecha del depósito conforme a la cláusula (1) de este párrafo;
(5) la Emisora debe entregar al Fiduciario un Certificado de un Funcionario que establezca que dicha Revocación Legal o Revocación de Compromisos no resultará en un incumplimiento o violación ni constituirá un incumplimiento del Contrato de Fideicomiso o de cualquier otro convenio o instrumento material del cual formen parte la Emisora o cualquiera de sus Subsidiarias, o al cual la Emisora o cualquiera de sus Subsidiarias estén sujetos;
(6) la Emisora debe entregar al Fiduciario un Certificado de un Funcionario que establezca que el depósito no fue hecho por la Emisora con la intención de privilegiar a los Tenedores sobre otros acreedores de la Emisora o de cualquier Subsidiaria de la Emisora, o con la intención de impedir, obstaculizar, retrasar o defraudar a cualquier otro acreedor de la Emisora u otros;
(7) la Emisora debe entregar al Fiduciario un Certificado de un Funcionario y un Dictamen jurídico de una firma de abogados estadounidense razonablemente aceptable para el Fiduciario e independiente de la Emisora, que establezca que todas las condiciones precedentes estipuladas o relacionadas con la Revocación Legal o la Revocación de Compromisos han sido cumplidas; y
(8) la Emisora debe entregar al Fiduciario un Dictamen jurídico de un abogado estadounidense razonablemente aceptable para el Fiduciario e independiente de la Emisora, que establezca que los fondos fiduciarios no están sujetos a leyes aplicables de quiebra, insolvencia, reorganización u otras que puedan afectar los derechos de los acreedores en general.

Cancelación y Liquidación

El Contrato de Fideicomiso será cancelado y dejará de tener efecto (salvo por los derechos subsistentes, el registro de transferencia o el canje de obligaciones negociables y los derechos, facultades e inmunidades del Fiduciario y las obligaciones de la Emisora de acuerdo con lo previsto expresamente en el Contrato de Fideicomiso) en relación con todas las obligaciones negociables en circulación cuando:

(1) ya sea que:

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(a) modifica todas las obligaciones negociables autenticadas y entregadas (excepto las obligaciones negociables perdidas, robadas o destruidas que han sido reemplazadas o pagadas y las obligaciones negociables cuyo dinero correspondiente al pago ha sido depositado en fideicomiso o separado y conservado en fideicomiso por la Emisora y posteriormente reembolsado a la Emisora o liquidado de tal fideicomiso) han sido entregadas al Fiduciario para su cancelación; o
(b) todas las obligaciones negociables previamente entregadas al Fiduciario para su cancelación han vencido y son pagaderas, y la Emisora ha depositado o ha hecho depositar ante el Fiduciario fondos o ciertas obligaciones directas no amortizables o garantizadas por los Estados Unidos, suficientes sin reinversión (en opinión escrita de un estudio de contadores públicos reconocido a nivel nacional entregada al Fiduciario) para pagar y liquidar la Deuda completa de las obligaciones negociables no entregadas al Fiduciario para su cancelación, por el capital, la prima (si hubiere), y el interés de las obligaciones negociables hasta la fecha del pago, junto con instrucciones irrevocables de la Emisora ordenando al Fiduciario que utilice tales fondos para el pago de las sumas pagaderas; y
(2) la Emisora ha pagado el resto de las sumas pagaderas conforme al Contrato de Fideicomiso y las obligaciones negociables; y
(3) la Emisora ha entregado al Fiduciario un Certificado de un Funcionario y un Dictamen jurídico que acreditan que todas las condiciones precedentes conforme al Contrato de Fideicomiso y relacionadas con la cancelación y liquidación del Contrato de Fideicomiso han sido cumplidas.

Listado

Se solicitó que las obligaciones negociables sean listadas en BYMA y admitidas para su negociación en A3 Mercados y la Emisora realizará sus esfuerzos comerciales razonables para mantener dicha solicitud. Si la admisión de las obligaciones negociables en BYMA y A3 Mercados, en el futuro, requiere que la Emisora publique información financiera, ya sea con mayor regularidad de la que normalmente se requeriría o que publique información financiera específica, o si la cotización, a criterio de la Emisora, es excesivamente onerosa, la Emisora podrá solicitar una admisión alternativa para el listado, negociación y la cotización de las obligaciones negociables por parte de otra autoridad de cotización, bolsa o sistema de cotización. Si dicha admisión alternativa para el listado, negociación y la cotización de las obligaciones negociables no está disponible para la Emisora o es, según el criterio comercialmente razonable de la Emisora, excesivamente onerosa, podría no obtenerse la admisión alternativa para el listado, negociación y la cotización.

Agentes de Pago, Agentes de Transferencia y Agentes de Registro

The Bank of New York Mellon actuará inicialmente como agente de pago, agente de transferencia y Co-Agente de Registro de las obligaciones negociables, Banco Santander Argentina S.A. actuará inicialmente como agente de pago, agente de transferencia y agente de registro de las obligaciones negociables en Argentina. La Emisora puede en cualquier momento designar otros Agentes de Pago, Agentes de Transferencia, Agentes de Registro y Co-Agentes de Registro, y también revocar su designación. Siempre que (i) las obligaciones negociables emitidas en virtud del Contrato de Fideicomiso estén en circulación, la Emisora mantendrá un Agente de Pago, un Agente de Transferencia y un Co-Agente de Registro en la ciudad de Nueva York, NY, y (ii) sea requerido por la ley argentina o por la CNV, la Emisora mantendrá un Agente de Pago, un Agente de Transferencia y un Agente de Registro en la ciudad de Buenos Aires, Argentina. Según lo dispuesto en el Contrato de Fideicomiso, la Emisora debe notificar inmediatamente a los Tenedores de las obligaciones negociables, conforme a lo establecido en la sección “Notificaciones”, y a la CNV.

El Co-Agente de Registro será responsable de mantener un registro de las participaciones agregadas en las obligaciones negociables representadas por las Obligaciones Negociables Globales y de aceptar obligaciones negociables para su canje y registro de transferencia, asegurando que los pagos de las obligaciones negociables sean debidamente realizados a los Tenedores, en la medida que los fondos estén disponibles para eso, y de cursar las notificaciones a los Tenedores y de los Tenedores a la Emisora (en cada caso según lo dispuesto en el Contrato de Fideicomiso).

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El Co-Agente de Registro mantendrá en su oficina un registro en el cual, conforme a las normas razonables que correspondan, el Co-Agente de Registro proporcionará el registro de las obligaciones negociables, de las transferencias y de los canjes de obligaciones negociables. En el caso de una transferencia parcial de una Obligación Negociable Cartular, se obtendrán las nuevas obligaciones negociables en la oficina del Co-Agente de Registro en relación con dicha transferencia.

Asamblea de Tenedores; Modificación del Contrato de Fideicomiso

(a) Asambleas de Tenedores; Modificaciones y Dispensas . El Directorio o el Comité de Supervisión ( Consejo de Vigilancia ) del Emisor, mediante solicitud escrita del Fiduciario o de los Tenedores de al menos 5 % del monto de capital total de las obligaciones negociables en circulación en ese momento, podrán, a su discreción, convocar una Asamblea de Tenedores para formular, impartir o realizar cualquier solicitud, intimación, autorización, indicación, notificación, consentimiento, dispensa u otra acción establecida en las obligaciones negociables a los Tenedores de dichas obligaciones negociables. Sin perjuicio de que a la fecha del presente la ley argentina requiere de la celebración de una Asamblea de Tenedores para la adopción de decisiones por parte de los tenedores, cualquiera de las acciones mencionadas más arriba podrá ser adoptada sin una Asamblea de Tenedores, con el consentimiento escrito de los Tenedores, para el eventual caso que así lo permitiera la ley argentina vigente en ese momento. Las asambleas serán celebradas en la ciudad de Buenos Aires; sin embargo, la Emisora o el Fiduciario podrán determinar la celebración de cualquiera de las asambleas de manera simultánea en la ciudad de Nueva York, si la ley argentina lo permitiera, por cualquier medio de telecomunicación que permita que los participantes puedan escucharse y hablarse entre sí y dicha asamblea simultánea constituya una única reunión a efectos del quórum y de los porcentajes de votación aplicables a dicha asamblea. Cualquier resolución aprobada en una asamblea en concordancia con la Ley de Obligaciones Negociables de Argentina será vinculante para todos los Tenedores de las Obligaciones Negociables (hayan estado o no presentes en la asamblea).

Las Asambleas de Tenedores están sujetas a una primera y una segunda convocatoria; la segunda en caso de que no se lleve a cabo la primera. La primera y la segunda notificación que convoquen a una asamblea de Tenedores pueden hacerse simultáneamente, en cuyo caso la asamblea convocada por la segunda notificación, tras el fracaso de la primera, podrá realizarse dentro de una hora. El quórum para la primera convocatoria será de la cantidad de personas que tengan o representen al menos el 60% del monto de capital total de las obligaciones negociables en circulación en ese momento (además de las obligaciones negociables conservadas por la Emisora, una Subsidiaria de la Emisora o del Fiduciario). No se procederá al debate a menos que haya quórum al momento de la apertura de sesión de la asamblea. En ausencia de quórum dentro de los 30 minutos de la hora fijada para una asamblea, la asamblea será aplazada por el período de una hora y el quórum para la reanudación de la sesión será de la cantidad de personas que tengan o representen al menos el 30% del monto de capital total de las obligaciones negociables en circulación en ese momento (además de las obligaciones negociables conservadas por la Emisora, una Subsidiaria de la Emisora).

El Contrato de Fideicomiso contendrá disposiciones para que los Tenedores presentes o representados en las asambleas de Tenedores puedan designar representantes en las asambleas de Tenedores en la ciudad de Buenos Aires. Sujeto a lo antedicho, cualquier resolución debidamente aprobada en una asamblea con los votos necesarios será vinculante para todos los Tenedores (hayan o no estado presentes en la asamblea donde se aprobó la resolución). Si se realiza una asamblea en virtud de una solicitud por escrito de los Tenedores, el orden del día de la asamblea será determinado en la solicitud y dicha asamblea será convocada dentro de los 40 días desde la fecha en que la solicitud fue recibida por el Fiduciario o la Emisora, según sea el caso. La notificación de una Asamblea de Tenedores (que deberá incluir fecha, lugar y hora de la asamblea, orden del día correspondiente y requisitos para asistir) se realizará por y a costo de la Emisora, entre 10 y 30 días antes de la fecha fijada para la asamblea en el Boletín Oficial de Argentina, en un periódico de circulación general en Argentina (como por ejemplo La Nación ), en el Boletín de la BCBA (en tanto las obligaciones negociables estén listadas en el BYMA) y en el Boletín de A3 Mercados (siempre que se admita la negociación de las obligaciones negociables en A3 Mercados), o en los sistemas informativos de aquellos otros mercados donde estén listadas las obligaciones negociables y en todo

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otro sentido en cumplimiento de los requisitos previstos en la Ley de Obligaciones Negociables de Argentina y asimismo en la forma establecida en el Contrato de Fideicomiso; y cualquier publicación tal deberá realizarse durante 5 días hábiles consecutivos en cada lugar

La Emisora designará la fecha de registro para determinar los Tenedores de las obligaciones negociables con derecho a voto en cualquier asamblea. El Tenedor de una obligación negociable podrá, en cualquier asamblea de Tenedores de obligaciones negociables en la que dicho Tenedor tenga derecho a voto, emitir un voto por cada dólar estadounidense de capital de obligaciones negociables que posea.

(b) Modificación del Contrato de Fideicomiso . La Emisora y el Fiduciario, sin el consentimiento de los Tenedores, podrán enmendar, modificar o complementar el Contrato de Fideicomiso y las obligaciones negociables en forma periódica para los siguientes propósitos:
(1) resolver una ambigüedad, corregir o complementar una disposición que sea incoherente con otra disposición de las obligaciones negociables o del Contrato de Fideicomiso, o establecer otras disposiciones relacionadas con asuntos o cuestiones del Contrato de Fideicomiso que no sean incoherentes con las disposiciones del Contrato de Fideicomiso; siempre que tales acciones no afecten material y negativamente el interés de los Tenedores;
(2) establecer la asunción por una Sociedad Absorbente o Resultante de las obligaciones de la Emisora conforme al Contrato de Fideicomiso y a las obligaciones negociables;
(3) garantizar las obligaciones negociables;
(4) incorporar nuevos compromisos de la Emisora en beneficio de los Tenedores o renunciar a cualquier derecho o facultad conferida a la Emisora;
(5) disponer la emisión de Obligaciones Negociables Adicionales de conformidad con el Contrato de Fideicomiso;
(6) evidenciar el reemplazo del Fiduciario según lo previsto en el Contrato de Fideicomiso;
(7) de ser necesario, en relación con cualquier liberación de una garantía permitida de conformidad con el Contrato de Fideicomiso;
(8) realizar cualquier otra modificación que no afecte negativamente los derechos de un Tenedor en ningún aspecto sustancial;
(9) adecuar el texto del Contrato de Fideicomiso o de las obligaciones negociables a cualquier disposición de la “Descripción de las Obligaciones Negociables” de este Suplemento en la medida en que dicha disposición sea una recitación literal del Contrato de Fideicomiso o de las obligaciones negociables (si corresponde); o
(10) cumplir con cualquier requerimiento de la CNV, BYMA, A3 Mercados o cualquier mercado en el que coticen las obligaciones negociables, siempre que no afecte negativamente los derechos de un Tenedor en cualquier aspecto sustancial.

Podrán realizarse otras modificaciones, enmiendas y complementos al Contrato de Fideicomiso o a las obligaciones negociables con el consentimiento unánime de los Tenedores de cualquier término esencial, entre ellos los que se detallan más abajo, de las obligaciones negociables en circulación emitidas bajo el Contrato de Fideicomiso, quienes, de ser requerido por la legislación argentina, deberán estar presentes o representados en asamblea con quórum, salvo que, sin el consentimiento de cada Tenedor afectado, ninguna enmienda podrá (cuya enumeración es simplemente ejemplificativa y no taxativa):

(1) reducir el porcentaje en el capital de las obligaciones negociables en circulación, el consentimiento de los Tenedores requerido para la adopción de una resolución, o el quórum requerido en una asamblea de Tenedores en la que se adopten resoluciones o el porcentaje en el capital de obligaciones negociables que se requiere a los Tenedores para convocar una asamblea de Tenedores de obligaciones negociables;
(2) reducir la tasa o modificar o tener el efecto de modificar el plazo de pago de los intereses sobre las obligaciones negociables;

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(3) reducir el capital, la prima (si hubiere), o modificar o tener el efecto de modificar el vencimiento establecido de las obligaciones negociables, o modificar la fecha en que las obligaciones negociables pueden ser rescatadas, o reducir el precio de rescate de las mismas;
(4) hacer pagaderas las obligaciones negociables en moneda diferente a la establecida en ellas;
(5) modificar las disposiciones del Contrato de Fideicomiso permitiendo que los Tenedores reciban el pago del capital, prima (si hubiere), y los intereses sobre las obligaciones negociables en su fecha de vencimiento o en un momento posterior o que accionen legalmente para ejecutar dicho pago, o que permitan a los Tenedores de una mayoría del capital de las obligaciones negociables en circulación dispensar Incumplimientos o Eventos de Incumplimiento;
(6) enmendar, cambiar o modificar en algún aspecto sustancial la obligación de la Emisora de realizar o consumar una Oferta por Cambio de Control en relación con un Evento de Cambio de Control que ha ocurrido;
(7) realizar cualquier modificación en las disposiciones del Contrato de Fideicomiso descriptas en la sección “Montos Adicionales” que afecte negativamente los derechos de un Tenedor o enmendar los términos de las obligaciones negociables de manera que resulte en la pérdida de una exención de los impuestos aplicables; y
(8) realizar cualquier modificación a las disposiciones del Contrato de Fideicomiso o las obligaciones negociables que afecte negativamente la jerarquía de las obligaciones negociables.
(c) Consentimiento por escrito. Los Tenedores de las obligaciones negociables podrán actuar, en lugar de la asamblea, mediante consentimiento por escrito. De conformidad con la Ley de Obligaciones Negociables, la aprobación de cualquier modificación o dispensa por parte de los Tenedores requiere que el consentimiento de dichos Tenedores sea obtenido a través de cualquier otro medio fehaciente que asegure a los Tenedores de obligaciones negociables el acceso previo a la información y les permita votar, de conformidad con el Artículo 14 de la Ley de Obligaciones Negociables (modificada por el Artículo 151 de la Ley Argentina de Financiamiento Productivo Nº 27.440) y cualquier otra normativa aplicable.

Notificaciones

Las notificaciones a los Tenedores de Obligaciones Negociables No Globales les serán enviadas por correo, de primera clase, con franqueo pagado, a su domicilio registrado, mientras que las notificaciones a los Tenedores de Obligaciones Negociables Globales se harán mediante DTC de conformidad con los procedimientos aplicables.

La Emisora también deberá disponer que se realicen todas las demás publicaciones de las notificaciones que puedan requerirse periódicamente de cualquier forma en virtud de las disposiciones de la Ley de Mercado de Capitales de Argentina, las Normas de la CNV u otras leyes y/o reglamentaciones de Argentina aplicables (inclusive, a mero título enunciativo, la publicación de las notificaciones en la web oficial de la CNV (www.cnv.gob.ar).

En tanto las obligaciones negociables estén listadas en BYMA y esté admitida su negociación en A3 Mercados, la Emisora publicará todas las notificaciones en el Boletín Diario de la BCBA y en el Boletín relevante del A3 Mercados o donde corresponda, y según lo dispuesto por las normas aplicables oportunamente.

Se considerará que las notificaciones han sido realizadas en la fecha de despacho, de entrega o de su publicación o, en caso de ser publicadas en fechas diferentes, en la fecha de la primera publicación.

Prescripción

Todo reclamo contra la Emisora por el pago de capital, prima (si hubiere) o interés, o por otros montos pagaderos en relación con las obligaciones negociables (inclusive los Montos Adicionales), prescribirá si no se realiza dentro de los 5 (cinco) años, en el caso del capital, y los 2 (dos) años, para los intereses, desde la fecha de vencimiento del pago pertinente, o dentro de un plazo menor si así lo establece la ley aplicable.

Ley aplicable; Jurisdicción; Notificaciones

El Contrato de Fideicomiso y las Obligaciones Negociables se rigen por las leyes del Estado de Nueva York,

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Estados Unidos, y se interpretarán de acuerdo con las mismas. Sin perjuicio de ello, la Ley de Obligaciones Negociables rige los requisitos para que las Obligaciones Negociables califiquen como obligaciones negociables no convertibles en acciones , mientras que dicha ley, junto con la Ley General de Sociedades N°19.550, según fuera modificada de tiempo en tiempo, y cualesquier otra ley y regulación aplicable en Argentina rigen todos aquellos aspectos relacionados con la capacidad y autorizaciones para ejecutar y entregar las Obligaciones Negociables, la autorización de la CNV para la oferta pública de las Obligaciones Negociables en la Argentina y ciertos aspectos en relación con la asamblea de obligacionistas.

La Emisora acuerda que todos los juicios, acciones y procedimientos contra ella o sus bienes, activos o ingresos relacionados con el Contrato de Fideicomiso o las obligaciones negociables (cada uno, un “Procedimiento Relacionado”) podrán interponerse en forma no exclusiva ante los tribunales del Estado de Nueva York, Condado de Nueva York, el Tribunal del Distrito de los Estados Unidos para el Distrito Sur de Nueva York, y los tribunales de la Ciudad de Buenos Aires, Argentina (en conjunto, los “Tribunales Especificados”). Toda persona que inicie un Procedimiento Relacionado podrá elegir a su criterio iniciar el Procedimiento Relacionado ante cualquier Tribunal Especificado. La Emisora se somete en forma irrevocable a la jurisdicción de los mencionados tribunales para cualquier Procedimiento Relacionado, y renuncia irrevocablemente, con el mayor alcance permitido por ley, a cualquier objeción que pueda tener en la actualidad o en el futuro respecto de la jurisdicción de los Tribunales Especificados en relación con los Procedimientos Relacionados, y a oponer como defensa el hecho de que un Procedimiento Relacionado ha sido interpuesto ante un foro inconveniente. En la medida que la Emisora o sus ingresos, activos o bienes tengan derecho a inmunidad en un Procedimiento Relacionado iniciado en cualquier momento contra la Emisora o cualquiera de sus ingresos, activos o bienes en cualquier jurisdicción en la que esté situado un Tribunal Especificado, respecto de juicios, medidas cautelares o ejecución de una decisión firme o cualquier otro recurso legal o judicial, y en la medida que la inmunidad sea atribuida a una de las jurisdicciones antes mencionadas, la Emisora acuerda irrevocablemente no reclamar, y renuncia irrevocablemente a dicha inmunidad con el alcance permitido por ley en relación con sus obligaciones bajo el Contrato de Fideicomiso y las obligaciones negociables. La Emisora acuerda que una sentencia firme en cualquier Procedimiento Relacionado iniciado ante un Tribunal Especificado será concluyente y vinculante y podrá ser ejecutada por cualquier tribunal de cualquier jurisdicción a la que la Emisora esté sujeta, mediante un juicio de ejecución de sentencia, siempre que el traslado de las notificaciones procesales se realice en la forma prevista a continuación o de otro modo permitido por ley.

En tanto existan obligaciones negociables en circulación, la Emisora tendrá un agente autorizado en la Ciudad de Nueva York que recibirá todas las notificaciones relacionadas con cualquier acción o procedimiento judicial resultante del Contrato de Fideicomiso o las obligaciones negociables. La Emisora acuerda que todos los mandamientos, actos procesales y citaciones de cualquier Procedimiento Relacionado iniciado contra la Emisora en el Estado de Nueva York podrán ser notificados a un agente autorizado a ser designado posteriormente mediante notificación al Fiduciario (el “Agente de Notificaciones Procesales”), y la Emisora ha designado irrevocablemente al Agente de Notificaciones Procesales como su agente y representante legal para aceptar dicho traslado de todos los mandamientos, actos procesales y citaciones, y acuerda que la falta de notificación de dichas notificaciones procesales a la Emisora por el Agente de Notificaciones Procesales no afectará ni limitará la validez de dichas notificaciones ni una sentencia fundada en ellas. La Emisora acuerda mantener en todo momento un agente con una oficina en Nueva York para actuar como Agente de Notificaciones Procesales. Ninguna disposición del presente podrá interpretarse en el sentido de limitar la capacidad de notificar tales mandamientos, actos procesales y citaciones de cualquier otra forma permitida por la ley aplicable.

Inicialmente, The Bank of New York Mellon será el Fiduciario bajo el Contrato de Fideicomiso. La oficina corporativa del Fiduciario se encuentra actualmente ubicada en 240 Greenwich Street, Floor 7 East, New York, New York 10286, Estados Unidos.

El Fiduciario podrá participar en otras transacciones; sin embargo, si surgiera algún conflicto de intereses (con el significado provisto en la U.S. Trust Indenture Act de 1939, y sus modificatorias), deberá eliminarlo dentro de los 90 días o renunciar. Si el Fiduciario, el agente de pago, el co-agente de registro, el agente de transferencia o cualquier otro agente se convirtiera en propietario o acreedor prendario de las obligaciones negociables, este tratará con la Emisora con los mismos derechos que tendría si no fuera Fiduciario, agente de pago, co-agente de registro, agente de transferencia o cualquier otro agente.

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Salvo durante la continuación de un Evento de Incumplimiento, el Fiduciario solo realizará las tareas específicamente establecidas en el Contrato de Fideicomiso. Durante la existencia de un Evento de Incumplimiento, el Fiduciario ejercerá los derechos y facultades a él conferidos por el Contrato de Fideicomiso, y aplicará el mismo nivel de cuidado y diligencia que una persona prudente ejercería o aplicaría bajo esas circunstancias en el manejo de sus propios negocios. El Fiduciario no será responsable de ningún cálculo que deba realizarse de acuerdo con el Contrato de Fideicomiso y las obligaciones negociables, y no se le requerirá que mantenga dinero en ninguna moneda más que dólares estadounidenses.

Exclusión de Responsabilidad Personal

Ningún constituyente, director, ejecutivo, empleado, accionista o Persona controlante de la Emisora, como tal, tendrá responsabilidad alguna por las obligaciones de la Emisora las obligaciones negociables, o el Contrato de Fideicomiso ni por las demandas fundadas, relacionadas o con motivo de dichas obligaciones. Al aceptar una obligación negociable, cada Tenedor renuncia a dicha responsabilidad. La renuncia y liberación son parte de la contraprestación por la emisión de las obligaciones negociables.

Indemnidad de Moneda

La Emisora pagará todos los montos correspondientes en virtud del Contrato de Fideicomiso, y las obligaciones negociables únicamente en dólares estadounidenses. Cualquier monto que el Tenedor o el Fiduciario reciban o recuperen en una moneda que no sea el dólar estadounidense respecto de cualquier suma adeudada al Tenedor o al Fiduciario por la Emisora sólo constituirá una liberación para la Sociedad hasta el monto en dólares estadounidenses que el Tenedor o el Fiduciario pueda adquirir con el monto recibido o recuperado en esa otra moneda en la fecha de recepción o cobro o, si no es factible realizar la compra en esa fecha, en la primera fecha en la que pueda hacerlo. Si el monto en dólares estadounidenses fuere menor al monto que se adeuda al Fiduciario bajo el Contrato de Fideicomiso o al Tenedor en virtud de cualquier obligación negociable, la Emisora indemnizará al Tenedor y al Fiduciario, de corresponder, contra cualquier pérdida que sufra como resultado. A todo evento, la Emisora indemnizará al Tenedor y al Fiduciario, de corresponder, contra el costo de cualquier compra de dólares estadounidenses. A los efectos del presente párrafo, será suficiente que el Tenedor o el Fiduciario, de corresponder, certifique de manera satisfactoria que habría sufrido una pérdida si hubiera llevado a cabo una compra real de dólares estadounidenses con el monto recibido en esa otra moneda en la fecha de recepción o cobro o, si no fuera factible realizar la compra en esa fecha, en la primera fecha en que pudiera hacerlo. Además, también deberá certificar de manera satisfactoria la necesidad de un cambio en la fecha de compra.

Las indemnizaciones mencionadas anteriormente:

constituyen una obligación separada e independiente de las demás obligaciones de la Emisora;
darán lugar a una pretensión separada e independiente;
se aplicarán independientemente de cualquier indulgencia otorgada por el Fiduciario a cualquier Tenedor; y
continuarán en vigencia a pesar de cualquier otra sentencia, orden, reclamo o evidencia por un monto liquidado con respecto a cualquier suma adeudada en virtud del Contrato de Fideicomiso o cualquier obligación negociable.

Nada en las Obligaciones Negociables y en el Contrato de Fideicomiso justificará que la Emisora se niegue a realizar pagos bajo las Obligaciones Negociables y el Contrato de Fideicomiso en dólares estadounidenses por cualquier motivo, incluyendo, sin limitación, cualquiera de los siguientes: (i) que la compra de dólares estadounidenses en Argentina por cualquier medio se vuelva más onerosa o gravosa para la Emisora que en la fecha del presente y (ii) que el tipo de cambio vigente en Argentina aumente significativamente respecto al que estaba en vigor en la fecha del presente Suplemento. La Emisora renuncia al derecho de invocar cualquier defensa de imposibilidad de pago (incluyendo cualquier defensa bajo la Sección 1091 del Código Civil y Comercial de la Nación), imposibilidad de pagar en dólares estadounidenses (asumiendo la responsabilidad por cualquier fuerza mayor o caso fortuito), o defensas o principios similares (incluyendo, sin limitación, principios de equidad o de reparto de esfuerzos).

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De conformidad con el Artículo 4 de la Ley de Obligaciones Negociables, cualquier pago bajo las Obligaciones Negociables se realizará única y exclusivamente en dólares estadounidenses, sin efecto cancelatorio para cualquier pago en cualquier moneda que no sea dólares estadounidenses, en estricto cumplimiento con las disposiciones establecidas en el Artículo 765 del Código Civil y Comercial de la Nación Argentina, según fuera modificado por el Decreto No. 70/2023 (publicado en el Boletín Oficial el 21 de diciembre de 2023) (el "Decreto 70/23"). En caso de que el Artículo 765 del Código Civil y Comercial de la Nación Argentina vuelva a su redacción anterior al Decreto 70/23, la Emisora renuncia irrevocablemente a cualquier derecho que pudiera asistirle para alegar que cualquier pago relacionado con las Obligaciones Negociables podría ser efectuado en cualquier moneda que no sea dólares estadounidenses, y por lo tanto renuncia a la aplicabilidad de dicho artículo a cualquier pago relacionado con las obligaciones negociables.

En caso de que existan restricciones o prohibiciones de acceso al Mercado de Cambios argentino, la Emisora buscará pagar todos los montos bajo las obligaciones negociables ya sea (i) comprando a precio de mercado títulos públicos de cualquier serie de bonos soberanos argentinos denominados en dólares estadounidenses o cualquier otro título valor o bonos privados o públicos emitidos en Argentina, y transfiriendo y vendiendo dichos instrumentos fuera de Argentina, en la medida permitida por la ley aplicable, o (ii) por cualquier otro medio razonable permitido por la ley en Argentina, en cada caso, en dicha fecha de pago. Todos los costos e impuestos pagaderos en relación con los procedimientos mencionados en las cláusulas (i) y (ii) anteriores serán asumidos por la Emisora.

Exigibilidad por parte de los Tenedores de las Obligaciones Negociables

Salvo por lo descripto en el siguiente párrafo, ningún Tenedor de una obligación negociable tendrá ningún derecho, ya sea en virtud de o invocando cualquier disposición del Contrato de Fideicomiso o dicha obligación negociable, de interponer un juicio, acción o procedimiento bajo el sistema de equity o bajo el derecho estricto fundado en, o relacionado con el Contrato de Fideicomiso o las obligaciones negociables o tendiente a obtener la designación de un síndico o administrador o hacer valer cualquier otro recurso bajo el Contrato de Fideicomiso o las obligaciones negociables, a menos que (i) dicho Tenedor haya cursado previamente una notificación escrita al Fiduciario informando un Evento de Incumplimiento con respecto a las obligaciones negociables, (ii) los Tenedores de al menos el 25% del valor nominal total en circulación de las obligaciones negociables hayan solicitado por escrito al Fiduciario que interponga dicha acción, juicio o procedimiento en su propio nombre, como fiduciario bajo el Contrato de Fideicomiso, y hayan ofrecido al Fiduciario la indemnidad razonable que éste pueda requerir en relación con los costos, gastos y responsabilidades a ser incurridas al respecto, (iii) el Fiduciario no instituyera dicha acción, juicio o procedimiento y (iv) no se hubiera impartido al Fiduciario ninguna directiva contraria a dicha solicitud escrita de conformidad con el Contrato de Fideicomiso por un plazo de 60 días posteriores a la recepción de dicha notificación, solicitud y oferta de indemnidad, y (iv) no se haya otorgado al Fiduciario una instrucción que sea inconsistente de acuerdo con el Contrato de Fideicomiso.

Sin perjuicio de cualquier otra disposición del Contrato de Fideicomiso y de cualquier disposición de las obligaciones negociables, el derecho de cualquier Tenedor de obligaciones negociables de recibir el pago del capital, prima e intereses sobre dicha obligación negociable (y Montos Adicionales, en su caso) a partir de las fechas de vencimiento expresadas en dicha obligación negociable, o bien de instituir un juicio, inclusive una acción ejecutiva individual de acuerdo con el artículo 29 de la Ley de Obligaciones Negociables de Argentina, para la ejecución de dicho pago a partir de dichas fechas respectivas, no se verá menoscabado ni afectado sin el consentimiento de dicho Tenedor.

Todo titular beneficiario de obligaciones negociables emitidas bajo el Contrato de Fideicomiso representadas por una Obligación Negociable Global deberá obtener del agente de depósito respectivo un certificado representativo de su participación en la Obligación Negociable Global correspondiente de acuerdo con la Ley de Mercado de Capitales de Argentina. Este certificado permitirá al titular beneficiario iniciar acciones judiciales ante cualquier tribunal competente de Argentina, inclusive una acción ejecutiva individual, para el cobro de montos vencidos respecto de las obligaciones negociables.

Ciertas Definiciones

A continuación se establecen algunos de los términos definidos que se utilizan en el Contrato de Fideicomiso. Debe referirse al Contrato de Fideicomiso para una completa definición de estos términos, así como para cualquier otro término aquí utilizado que no se encuentre definido.

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“ Deuda Incurrida ” es la Deuda de una Persona o cualquiera de sus Subsidiarias al momento en que dicha Persona se convierte en una Subsidiaria Restringida o al momento en que se fusiona o consolida con la Emisora o una Subsidiaria Restringida; o que es asumida en relación con la adquisición de activos de dicha Persona. Se considerará que se adquirió Deuda al momento en que dicha Persona se convierte en una Subsidiaria Restringida o al momento en que se fusiona o consolida con la Emisora o una Subsidiaria Restringida; o al momento en que la Deuda es asumida en relación con la adquisición de activos de dicha Persona.

“ Montos Adicionales ” tiene el significado que se establece en la sección “Montos Adicionales”.

“ Obligaciones Negociables Adicionales ” tiene el significado establecido en la sección “Otras Emisiones”.

Una “ Afiliada ” es, en relación con una Persona específica, cualquier otra Persona que directa o indirectamente, a través de uno o más intermediarios, controla, es controlada por dicha Persona específica, o se encuentra bajo control común con ésta. A los fines exclusivos de esta definición, el término “control” significa la posesión, directa o indirecta, o la facultad de dirigir o hacer que se dirija la gestión y políticas de una Persona, ya sea a través de la propiedad de valores con derecho a voto, por contrato o de cualquier otra manera. A los fines de esta definición, los términos “controlante”, “controlada” y “bajo control común” tienen significados correlativos.

“ Número Aplicable de Puntos Básicos ” tiene el significado que se establece en la sección “Rescate Opcional”.

“ Argentina ” es la República Argentina.

“ Adquisición de Activos ” significa:

(1) una Inversión por la Emisora o cualquier Subsidiaria Restringida en cualquier otra Persona de acuerdo con la cual dicha Persona se convertirá en una Subsidiaria Restringida, o se fusionará con o dentro de la Emisora o cualquier Subsidiaria Restringida;
(2) la adquisición por parte de la Emisora o cualquier Subsidiaria Restringida de los activos de una Persona (distinta de una Subsidiaria de la Emisora) que constituye todos o prácticamente todos los activos de dicha Persona o comprende cualquier división o línea de negocios de dicha Persona o cualquier otro bien o activo de dicha Persona que no es en el giro ordinario de sus negocios;
(3) la adquisición por parte de la Emisora o cualquier Subsidiaria Restringida de un interés directo en la propiedad de cualquier Negocio Relacionado; o
(4) cualquier Revocación respecto de una Subsidiaria No Restringida.

“ Deuda Atribuible ” significa, en relación con una Operación de Leasing con Pacto de Retroventa, al momento de su determinación, el valor presente (descontado a la tasa de interés implícita en la operación) de las obligaciones totales del arrendatario por pagos de alquiler durante el período restante del arrendamiento en la Operación de Leasing con Pacto de Retroventa.

“ Directorio ” significa, con respecto a cualquier Persona, el directorio u otro órgano de gobierno similar de dicha Persona o cualquier comité debidamente autorizado para tal propósito.

“ Resolución del Directorio ” significa, con respecto a cualquier Persona, una copia de una resolución certificada por el Secretario o el Secretario Adjunto de dicha Persona, la cual está debidamente aprobada por el Directorio, se encuentra en vigencia a la fecha de la certificación y fue entregada al Fiduciario.

“ Día Hábil ” hace referencia a cualquier día que no sea sábado ni domingo, ni otro día en que los bancos estén autorizados u obligados por ley a cerrar en (i) la ciudad de Nueva York, (ii) la ciudad de Buenos Aires, Argentina o (iii) la ciudad en donde se encuentre el agente de pago o agente de transferencia pertinentes.

“ Capital Social ” significa, con respecto a cualquier Persona, todas las acciones, intereses, derechos de compra, garantías, opciones, participaciones u otros equivalentes o participaciones de capital de esa Persona (independientemente de la forma de designación y ya sea con derecho a voto o no), incluyendo todas las clases de Acciones Ordinarias, Acciones Preferidas, participaciones en sociedades de responsabilidad limitada o participaciones en sociedades colectivas, pero excluyendo todo título de deuda convertible en dicho capital.

“ Obligaciones de Arrendamiento Financiero ” significa, en cualquier momento y para cualquier Persona, la obligación que ésta tenga de pagar un alquiler u otros montos de acuerdo con un contrato de locación de una propiedad (u otro contrato que exprese el derecho de uso) en la medida en que dichas obligaciones deban

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considerarse como pasivo en el balance de la Persona de conformidad con las NIIF y, a los efectos de las obligaciones negociables, los montos de esas obligaciones deben ser los montos capitalizados, determinados a través de las NIIF.

“ Equivalentes de Efectivo ” significa (i) depósitos a término, depósitos de los mercados monetarios y certificados de depósitos con instituciones financieras; (ii) todo instrumento (incluso, para no dar lugar a dudas, inversiones en los mercados monetarios, obligaciones negociables, obligaciones negociables a corto plazo, cheques y cheques de pago diferido) (a) independientemente de quien lo haya emitido, que, por sus términos, sea pagado o deba ser pagado en efectivo dentro de los 180 días posteriores a su emisión, o (b) emitido por el gobierno de un estado miembro de la Unión Europea, Suiza, Estados Unidos de América, el Reino Unido, Perú o Canadá (incluso cualquier agencia o dependencia de estos) con una calificación crediticia “Grado de Inversión”, o (c) emitido por la República Argentina o el Banco Central de la República Argentina; (iii) obligaciones de rescate con un término de no más de 30 días para instrumentos subyacentes de los tipos descritos en las cláusulas (i) y (ii); o (iv) (x) inversiones en fondos del mercado monetario, cuyos activos están compuestos por inversiones de los tipos descritos en las cláusulas (i) a (iii); o (y) fondos comunes locales (fondos argentinos centrados principalmente en inversiones de gestión de liquidez interna) que tengan una calificación local de al menos “A-bf.ar” por parte de Moody’s (o el equivalente de Fitch o S&P, o sus respectivas subsidiarias en Argentina).

“ Cambio de Control ” significa el acontecimiento de uno o más de los siguientes sucesos:

(1) que cualquier “persona” o “grupo” (en el sentido en que estos términos se utilizan en los Artículos 13(d) y 14(d) de la Ley de Títulos Valores Estadounidense o cualquier disposición sucesoria a las anteriores), incluso cualquier grupo que actúa con el propósito de adquirir, retener, votar o enajenar títulos dentro del significado asignado por el Artículo 13d-5(b)(1) de la Ley de Títulos Valores Estadounidense, siempre que no se trate de un Titular Autorizado o un Inversor Estratégico Calificado, (x) se convierta, directa o indirectamente, en el “titular beneficiario” (según se define en los Artículos 13d-3 y 13d-5 de la Ley de Títulos Valores Estadounidense) de más del 50 % de las Acciones con Derecho a Voto en circulación de la Emisora lo que debe medirse de acuerdo con el poder de voto y no con la cantidad de acciones, o (y) adquiera u obtenga de alguna otra forma el derecho de designar o elegir a la mayoría de los miembros del Directorio de la emisora; o
(2) la venta, alquiler, transferencia, transmisión o enajenación de cualquier tipo, ya sea de manera directa o indirecta (a excepción de la fusión, unión o consolidación conforme a la Sección “Ciertos Compromisos; Restricciones a la Fusión, Consolidación y Venta de Activos” si más del 50 % del total de las Acciones con Derecho a Voto en circulación de la Sociedad Absorbente o Resultante son propiedad de un Titular Autorizado y/o un Inversor Estratégico Calificado inmediatamente después de dar cumplimiento a la transacción), a través de una transacción o una serie de transacciones relacionadas, de todos o prácticamente todos los activos de la emisora y sus Subsidiarias considerados en conjunto, a cualquier “persona” (en el sentido en que dicho término se utiliza en el Artículo 13(d) de la Ley de Títulos Valores Estadounidense) a menos que el beneficiario de la transacción sea una de sus Subsidiarias.

“ Pago por Cambio de Control ” tiene el significado establecido en la sección “Evento de Cambio de Control”.

“ Fecha de Pago por Cambio de Control ” tiene el significado establecido en la sección “Evento de Cambio de Control”.

" Evento de Cambio de Control " significa la ocurrencia tanto de un Cambio de Control como de un Declive de Calificaciones con respecto a este.

“ CNV ” refiere a la Comisión Nacional de Valores de Argentina.

“ Contrato sobre Commodities ” significa, con respecto a una Persona, todo contrato de swap de commodities, contratos sobre commodities con cap o collar, contratos de futuros sobre commodities o materias primas, o cualquier otro contrato en el que esa Persona sea parte designada para administrar el riesgo de commodities de dicha Persona.

“ Acciones Ordinarias ” significa, con respecto a una Persona, todas las acciones, intereses o participaciones y otros equivalentes a la participación en el capital ordinario de dicha Persona (independientemente de la forma de designación y ya sea que posean o no derecho a voto), en circulación a la Fecha de Emisión o emitidas

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después de la Fecha de Emisión, e incluye, a modo ilustrativo, todas las series y clases de participaciones en el capital ordinario.

“ EBITDA Ajustado Consolidado ” significa, para cualquier ejercicio/ período, la suma (sin duplicación), determinada en una base consolidada de acuerdo con las NIIF para dicho ejercicio/período de (i) el Resultado del ejercicio de la Emisora (después del impuesto a las ganancias); más (ii) la suma de cada uno de los siguientes elementos, en la medida en la que resultaría necesario o aplicable en virtud de las NIIF deducirlos con el fin de determinar el Resultado Consolidado de la Emisora para dicho ejercicio/período, (a) el impuesto a las ganancias por actividades continuas y discontinuas, (b) los resultados financieros netos, tanto de las actividades continuas como de las discontinuas, incluidos los costos financieros, los ingresos financieros y otros resultados financieros netos (incluidas las diferencias de cambio), (c) todos los importes relativos a la depreciación de propiedades, planta y equipos y de activos por derecho de uso, así como a la desvalorización de propiedades, planta y equipos y de activos por derecho de uso, tanto de las actividades continuas como de las discontinuas, y (d) todos los cargos y reversiones de previsiones, tanto de las actividades continuas como de las discontinuas, relativos a la previsión para créditos incobrables y a las previsiones de juicios y otras contingencias, en cada caso, para la Emisora durante dicho período.

“ Gasto por Intereses Consolidados ” significa, para cualquier período, la suma del costo total por intereses perdidos (una vez descontados los intereses ganados) de la Emisora en una base Consolidada para dicho período, según lo determinado de acuerdo con las NIIF, incluida, sin limitarse a ella, la parte de interés de los pagos en virtud de las Obligaciones de Arrendamiento Capitalizadas, todos los intereses capitalizados y todos los intereses devengados en cualquier Deuda Subordinada, excluyendo (i) los intereses devengados no pagados (que no hayan sido en especie) en cualquier Deuda Subordinada con Intereses Diferidos, y (ii) para cualquier período finalizado el o antes del 31 de diciembre de 2025, en la medida que estén incluidos en el cálculo del gasto por intereses durante dicho período, los Costos de la Operación.

“ Deuda Neta Consolidada ” significa, en cualquier momento, la suma del monto de capital total de la Deuda pendiente de pago (incluida cualquier Deuda Subordinada, pero excluyendo cualquier Deuda Subordinada con Intereses Diferidos o Deuda Incurrida en conexión con cualquier Financiación de Proyectos), menos la suma de efectivo y Equivalentes de Efectivo, en dicho momento, de la Emisora (en una base Consolidada) expresada en dólares estadounidenses con el Tipo de Cambio de la fecha de determinación.

“ Patrimonio Neto Consolidado ” significa, en cualquier momento y con respecto a la Emisora, el patrimonio neto de la Emisora y sus Subsidiarias Restringidas, según lo determinado en una base Consolidada de acuerdo con las NIIF, menos (en la medida incluida en el capital social) los montos atribuibles a Acciones Descalificadas de la Emisora o sus Subsidiarias Restringidas que no estén en poder de la Emisora o de sus Subsidiarias Restringidas.

“ Activos Totales Consolidados ” significa, a cualquier fecha de determinación, a los activos totales reflejados en el balance consolidado de la Emisora a la fecha más reciente para la cual dicho balance se encuentra disponible, según lo determinado en una base Consolidada y de acuerdo con las NIIF, a condición de que si dicho balance se preparó en pesos argentinos, el monto de los activos totales sea expresado en dólares estadounidenses al Tipo de Cambio de la fecha de determinación.

“ Consolidación ” significa la consolidación de las cuentas de la Emisora con aquellas cuentas de sus Subsidiarias Restringidas (de existir) de conformidad con las NIIF. El término “Consolidado” presenta un significado correlativo.

“ Revocación de Compromisos ” tiene el significado establecido en la sección “Revocación Legal y Revocación de Compromisos”.

“ Evento de Suspensión de Compromisos ” tiene el significado establecido en la sección “Suspensión de Compromisos”.

“ Contrato de Tipo de Cambio ” significa, con respecto a una Persona, cualquier contrato de divisas, contratos de swap de divisas o cualquier otro contrato en el que esa Persona sea parte designada únicamente para cubrir el riesgo de tipo de cambio de dicha Persona.

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“ Incumplimiento ” significa una circunstancia o condición que, cuando sucede, ya sea por el vencimiento del plazo, por la presentación de la notificación correspondiente o por ambas, representa un Evento de Incumplimiento.

“ Deuda Subordinada con Intereses Diferidos ” es Deuda de la Emisora cuyo derecho de pago se encuentra subordinado a las obligaciones negociables, cuenta con un Vencimiento Establecido posterior al Vencimiento Establecido de las obligaciones negociables y respecto de la cual no deben abonarse intereses en efectivo durante la vigencia de las obligaciones negociables.

“ Designación ” y “ Monto de Designación ” tienen el significado establecido anteriormente en “Ciertos Compromisos; Límites a la Designación de Subsidiarias No Restringidas”.

“ Acciones Descalificadas ” significa la porción del Capital Social que, por sus términos (o por los términos de cualquier título valor en el que se puedan convertir o canjear a opción del tenedor), o debido al acaecimiento de un evento, venzan o sean rescatables en forma obligatoria, ya sea de conformidad con una obligación bajo un fondo de amortización o de otra forma, o resulten rescatables a elección exclusiva del tenedor.

“ Pagos por Producción en Dólares ” son las obligaciones de pago por producción registradas como pasivos de conformidad con las NIIF, junto con otros compromisos y obligaciones en relación con estas.

“ Evento de Incumplimiento ” tiene el significado establecido en la sección “Eventos de Incumplimiento”.

“ Oferta de Acciones ” tiene el significado establecido en la sección “Rescate Opcional”.

“ Ley de Títulos Valores Estadounidense ” hace referencia a la Ley de Títulos Valores Estadounidense de 1934, y sus modificatorias, o cualquier disposición sucesoria.

“Tipo de Cambio ” significa el tipo de cambio vendedor para transferencias electrónicas ( tipo de cambio vendedor divisa ) publicado por el Banco de la Nación Argentina, o cualquier tipo de cambio que en su reemplazo publique el Banco de la Nación Argentina

“ Valor Justo de Mercado ” significa, con respecto a cualquier activo, el precio (teniendo en cuenta todas las obligaciones en relación con dichos activos) que puede ser negociado en una transacción de libre mercado con arreglo al principio de plena competencia, a cambio de dinero, entre un vendedor dispuesto y un comprador interesado y apto, ninguno de los cuales esté obligado a llevar a cabo la transacción. El Valor Justo de Mercado de dicho activo o activos estará determinado de forma concluyente por el Directorio de la Emisora de buena fe, y quedará demostrado mediante Resolución del Directorio.

“ Contrato de Adquisición de Licencia de Producción o Exploración (Farm-In) ” significa un contrato a través del cual una Persona acepta abonar, en todo o en parte, los gastos de perforación, terminación u otros costos de un pozo de exploración o de desarrollo (y dicho contrato podrá estar sujeto a una obligación de pago máxima, luego de la cual los gastos deben compartirse de acuerdo con los intereses de participación o trabajo, o de conformidad con el acuerdo celebrado entre las partes) o un contrato a través del cual acepta realizar las operaciones de perforación, terminación u otras tareas en dicho pozo, a cambio de un porcentaje de participación o derecho de propiedad de gas o petróleo equivalente, o conforme a disposiciones similares.

“ Contrato de Cesión (Farm-Out)” significa un Contrato de Adquisición de Licencia de Producción o Exploración visto desde la perspectiva de la parte que transfiere a un tercero un porcentaje de participación o equivalente, o suscribe a disposiciones similares.

“ Fitch ” significa Fitch Ratings Ltd. y sus sucesores.

“ Autoridad Gubernamental ” significa cualquier gobierno, corte, tribunal, árbitro, autoridad, agencia, comisión, funcionario u otra dependencia de cualquier país, estado, condado, ciudad u otra subdivisión política, que tenga jurisdicción sobre el asunto o asuntos en cuestión.

“ Garantía ” significa toda obligación o compromiso de cualquier Persona que se constituya como garante directa o indirectamente de la Deuda de un tercero para lo siguiente:

(1) adquirir, abonar, adelantar o proporcionar fondos para adquirir o pagar la Deuda del tercero, ya sea que surja en virtud de convenios asociativos o por un acuerdo de respaldo financiero, para comprar activos, mercaderías, títulos valores o servicios, por un contrato sin derecho a recisión, o para mantener la situación financiera; o

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(2) garantizar de alguna otra manera que el acreedor de dicha Deuda recibirá el pago correspondiente o para protegerlo frente a pérdidas relacionadas con la deuda, en su totalidad o en parte, dado que la “Garantía” no incluirá respaldos para los depósitos o cobros en el transgiro ordinario de las actividades comerciales. El verbo derivado “Garantizar” tendrá un significado correspondiente.

“ Obligaciones de Cobertura ” significa las obligaciones de toda Persona de conformidad con cualquier Contrato de Tasa de Interés, de Tipo de Cambio o sobre Commodities.

“ Tenedor ” y “ Titular ” significa la Persona a nombre de quien está registrado un título en el registro de obligaciones negociables, de conformidad con los términos del Contrato de Fideicomiso.

“ Hidrocarburos ” significa petróleo, gas, gas de boca de pozo, condensado de gasolina, gasolina natural, condensado, destilado, hidrocarburos líquidos, hidrocarburos gaseosos, líquidos de gas natural y todos los componentes, elementos o compuestos de estos y productos refinados o procesados a partir de ellos.

“NIIF ” significa las Normas Internacionales de Información Financiera, según lo dispuesto por la Junta de Normas Internacionales de Contabilidad, en vigencia periódicamente.

“ Incurrir ” significa, con respecto a una Deuda u otra obligación de cualquier Persona, crear, emitir, contraer (incluso, por conversión, intercambio u operación similar), asumir, Garantizar o de otra manera transformarse en responsable con respecto a la Deuda u otra obligación en el estado de situación patrimonial de dicha Persona (“Incurrimiento” e “Incurrido” tendrán significados correlativos); quedando establecido que (1) toda Deuda de una Persona existente al momento en que se convierte en Subsidiaria Restringida de la Emisora será considerada como Incurrida por la mencionada Subsidiaria Restringida al momento en que se convierte en Subsidiaria Restringida de la Emisora y (2) ni el devengo de intereses, ni la acumulación de descuentos de emisión, ni el pago de intereses en forma de Deuda adicional con los mismos términos, ni el pago de dividendos con Acciones Descalificadas o Acciones Preferidas en forma de acciones adicionales de la misma clase que las Acciones Descalificadas o Acciones Preferidas serán considerados como Incurrimiento de Deuda.

“ Deuda ” significa, con respecto a cualquier Persona, sin duplicación:

(1) el monto de capital (o, en caso de ser inferior, el valor acumulado) de todas las obligaciones de dicha Persona por el dinero que le fue prestado;
(2) el monto de capital (o, en caso de ser inferior, el valor acumulado) de todas las obligaciones de dicha Persona en forma de bonos, debentures, obligaciones negociables, pagarés u otros instrumentos similares;
(3) todas las Obligaciones de Arrendamiento Financiero de dicha Persona;
(4) todas las obligaciones de dicha Persona emitidas o asumidas como el precio de compra diferido del bien, todas las obligaciones de venta condicionales y todas las obligaciones conforme a cualquier contrato de reserva de dominio (a excepción de las cuentas comerciales por pagar en el giro ordinario de los negocios y adelantos recibidos de clientes en relación con ventas de hidrocarburos);
(5) todas las obligaciones de reembolso con respecto a las cartas de crédito, aceptaciones bancarias u operaciones de crédito similares (excepto en la medida en que se relacionen con deudas comerciales en el giro ordinario de los negocios y que dicha obligación sea satisfecha dentro de los 20 Días Hábiles de haberla contraído);
(6) Garantías y otras obligaciones contingentes de dicha Persona con respecto a la Deuda de un Tercero;
(7) toda Deuda de un Tercero que esté garantizada por un Gravamen en cualquier bien o activo de dicha Persona, ya sea que la Deuda la haya asumido esa Persona o no. El monto de la Deuda será el valor menor de: el Valor Justo de Mercado del bien o activo y el monto de la Deuda garantizada;
(8) todas las obligaciones netas pendientes de pago conforme a las Obligaciones de Cobertura de dicha Persona;
(9) todos los pasivos registrados en el balance de dicha Persona en relación con una venta u otra disposición de cuentas por cobrar y activos relacionados;
(10) todas las obligaciones de dicha Persona conforme a cualquier financiamiento de cuentas por cobrar, incluso Financiamientos Permitidos de Cuentas a Cobrar;

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(11) las Acciones Descalificadas emitidas por dicha Persona, siendo el monto de Deuda representado por dichas Acciones Descalificadas equivalente al valor que resulte mayor entre su preferencia en ocasión de una liquidación voluntaria o involuntaria y su precio de recompra fijo máximo, pero sin incluir dividendos acumulados, si los hubiera; quedando establecido que:
(i) si las Acciones Descalificadas no tienen un precio de recompra fijo, dicho precio de recompra fijo máximo se calculará de acuerdo con los términos de las Acciones Descalificadas como si las Acciones Descalificadas fueran compradas en cualquier fecha en que se requiera realizar una determinación de Deuda conforme al Contrato de Fideicomiso; y
(ii) si el precio de recompra fijo máximo se basa o establece por el valor justo de mercado de las Acciones Descalificadas, dicho valor será su Valor Justo de Mercado; y
(12) toda obligación de abonar un alquiler u otros montos a pagar por parte de dicha Persona con respecto a una Operación de Leasing con Pacto de Retroventa en la que dicha Persona sea parte.

El monto de la Deuda de una Persona en cualquier momento será, a esa fecha, el saldo pendiente de todas las obligaciones incondicionales, según se describe anteriormente, y la responsabilidad máxima, ante el acaecimiento de la contingencia que dé lugar a la obligación, en el caso de cualquier obligación contingente a dicha fecha. Solo a los efectos de esta definición, las Obligaciones de Arrendamiento Financiero serán solo aquellas obligaciones que sean o debieran ser contabilizadas como un pasivo en el estado de situación patrimonial de dicha Persona, conforme a las NIIF con vigencia anterior al 1° de enero de 2018.

“ Ratio de Cobertura de Intereses ” significa, a cualquier fecha de determinación, el ratio del (i) EBITDA Ajustado Consolidado para el período que se haya cerrado más recientemente en ese momento y que comprenda cuatro trimestres fiscales consecutivos de la Emisora para los cuales se haya brindado información financiera por la Emisora en cumplimiento del acuerdo descripto en “Ciertos Compromisos—Informes a Tenedores” sobre (ii) el Gasto por Intereses Consolidados para dicho período; quedando establecido , sin embargo , que con el fin de realizar dicho cómputo, al calcular el EBITDA Ajustado Consolidado y el Gasto por Intereses Consolidados de la Emisora, (1) el Incurrimiento de Deuda que originó la necesidad de calcular el Ratio de Cobertura de Intereses y la aplicación de los fondos resultantes se calcularán sobre una base proforma como si la totalidad de dicho Incurrimiento hubiera ocurrido el primer día del Período de Referencia, (2) las Adquisiciones de Activos, disposiciones de activos y el pago o la cancelación relacionados con Deuda que ocurren durante el Período de Referencia o posteriormente al Período de Referencia pero antes de la fecha de la transacción (incluida cualquier Adquisición de Activos que ocurra en conexión con la generación de la Deuda en cumplimiento de la cláusula (1) que figura más arriba) se calcularán sobre una base proforma como si la totalidad de dichas Adquisiciones de Activos, disposiciones de activos y pagos o cancelaciones de Deuda hubieran ocurrido el primer día del Período de Referencia, (3) el Incurrimiento de cualquier Deuda o la emisión de Acciones Descalificadas durante el Período de Referencia o posteriormente al Período de Referencia pero antes de la fecha de la transacción y la aplicación de los fondos resultantes se calcularán sobre una base proforma como si dicho Incurrimiento o emisión y aplicación de los fondos resultantes hubieran ocurrido el primer día de dicho Período de Referencia y (4) el Gasto por Intereses Consolidados atribuible a cualquier Deuda (ya sea existente o incurrida) se calculará sobre una base proforma y con una tasa de interés flotante que se calculará como si la tasa en vigencia a la fecha del cómputo hubiera sido la tasa aplicable para todo el período (teniendo en cuenta cualquier Contrato sobre la Tasa de Interés aplicable a dicha Deuda si dicho Contrato sobre la Tasa de Interés tiene un plazo remanente de al menos doce meses a partir de la fecha de cómputo) y (5) el rescate de Deuda con los fondos netos resultantes de la emisión y la venta de Capital Social de la Emisora se calculará sobre una base proforma como si dicho pago hubiera ocurrido el primer día del Período de Referencia. A los fines de realizar el cómputo mencionado más arriba, las Adquisiciones de Activos y disposiciones de activos que haya efectuado cualquier Persona que se ha convertido en Subsidiaria o se ha fusionado con la Emisora o cualquier otra Subsidiaria Restringida durante el Período de Referencia o posteriormente al Período de Referencia pero antes de la fecha de la transacción se calcularán sobre una base proforma (incluidos todos los cálculos mencionados en las cláusulas de la (1) a la (5) que figuran más arriba) asumiendo que dichas disposiciones de activos o Adquisiciones de Activos ocurrieron el primer día del Período de Referencia. A los fines de esta definición, siempre que deba aplicarse el efecto proforma a una Adquisición de Activos, disposición de activos y pago o cancelación de una Deuda en relación con ello, la Emisora designará a un funcionario financiero o contable responsable para determinar de buena fe los cálculos proforma . A los fines de realizar un cómputo proforma tal y como se mencionó anteriormente, el monto de la

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Deuda y el interés de la Deuda en razón de cualquier línea de crédito renovable se calcularán sobre la base del saldo diario promedio de dicha Deuda durante el Período de Referencia. A fin de calcular el Ratio de Cobertura de Intereses, si la información financiera provista conforme al compromiso descripto bajo la sección “ Ciertos Compromisos – Informes para los Tenedores ” para el período más recientemente concluido de cuatro trimestres fiscales consecutivos de la Emisora se preparó en pesos argentinos, el EBITDA Ajustado Consolidado se expresará en dólares estadounidenses al promedio del Tipo de Cambio diario para cada día durante dicho período comprendido de cuatro trimestres fiscales.

“ Contrato de Tasa de Interés ” significa, con respecto a cualquier Persona, todo contrato de protección de la tasa de interés (incluso, a modo ilustrativo, swaps de tasa de interés, caps, floors, collars, instrumentos derivados y contratos similares) y/u otros tipos de contratos de coberturas diseñados al solo efecto de cubrir el riesgo en relación con la tasa de interés de dicha Persona.

“ Inversión ” significa, con respecto a cualquier Persona, lo siguiente:

(1) todo préstamo, anticipo u otra extensión de crédito, ya sea directo o indirecto (inclusive, a modo ilustrativo, una Garantía, una contribución irrevocable de capital con respecto a una emisión futura de títulos de participación y la compra de un bien de una Persona que esté sujeta a un acuerdo o contrato, contingente o no, para revender dicho bien a dicha Persona) en favor de un Tercero (a excepción de los anticipos o extensiones de créditos a clientes en el giro ordinario de los negocios);
(2) todo aporte de capital en otra Persona (a través de una transferencia de efectivo u otros bienes a terceros o del pago por un bien o servicio en favor de terceros y para que sea utilizado por ellos); o
(3) toda compra o adquisición por parte de dicha Persona de Capital Social, bonos, obligaciones negociables, debentures u otros títulos valores o evidencias de Deuda emitida por otra Persona;

quedando establecido que “Inversión” excluirá las cuentas por cobrar o depósitos que surjan del transcurso ordinario de las actividades comerciales. “Invertir” e “Invertido” tendrán significados acordes.

A los fines del compromiso sobre los “Límites a los Pagos Restringidos”, se considerará que la Emisora “Invirtió” en una Subsidiaria No Restringida al momento de su Designación, la cual será valuada al Valor Justo de Mercado del total de los activos netos de dicha Subsidiaria No Restringida al momento de la Designación y el monto de cualquier Deuda de esta Subsidiaria o adeudado en favor de la Emisora o cualquier Subsidiaria Restringida inmediatamente posterior a dicha Designación. Todo activo transferido hacia o desde una Subsidiaria No Restringida será valuado al Valor Justo de Mercado al momento de la transferencia. Si la Emisora o una Subsidiaria Restringida vende o de alguna otra manera enajena el Capital Social de una Subsidiaria Restringida (inclusive la emisión y venta de Acciones por parte de una Subsidiaria Restringida) de modo que, luego de dar efecto a la venta o enajenación, dicha Subsidiaria Restringida dejaría de ser Subsidiaria de la Emisora, se considerará que la Emisora Invirtió en la fecha en que se llevó a cabo la venta o enajenación un monto equivalente al Valor Justo de Mercado del Capital Social de la ex-Subsidiaria Restringida en poder de la Emisora o cualquier Subsidiaria Restringida inmediatamente después de la venta o disposición y la suma de toda Deuda de la ex-Subsidiaria Restringida Garantizada por la Emisora o cualquier Subsidiaria Restringida o en beneficio de la Emisora o cualquier otra Subsidiaria Restringida inmediatamente después de dicha venta o enajenación.

“ Calificación de Grado de Inversión ” significa BBB- o superior según S&P, Baa3 o superior según Moody’s o BBB- o superior según Fitch, o el equivalente de estas calificaciones globales según S&P, Moody’s o Fitch.

“ Fecha de Emisión ” significa aquella fecha informada oportunamente mediante el Aviso de Resultados, que será a más tardar el quinto Día Hábil inmediatamente posterior a la Fecha de Cierre del Registro.

“ Revocación Legal ” tiene el significado estipulado en “Revocación Legal y Revocación de Compromisos”.

“ Ratio de Apalancamiento ” significa, en cualquier momento, el ratio de (i) la Deuda Neta Consolidada en dicho momento sobre (ii) el EBITDA Ajustado Consolidado para el período que se haya cerrado más recientemente en ese momento y que comprenda cuatro trimestres fiscales consecutivos de la Emisora para los cuales se haya brindado información financiera por la Emisora en cumplimiento del acuerdo descrito en “Ciertos Compromisos; Informes para los Tenedores” (el “Período de Referencia”); quedando establecido , sin embargo , que con el fin de realizar dicho cómputo, al calcular el EBITDA Ajustado Consolidado, (1) las Adquisiciones de Activos, disposiciones de activos y el pago o la cancelación relacionados con la Deuda que

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ocurre durante el Período de Referencia o posteriormente al Período de Referencia pero antes de la fecha de la transacción (incluida cualquier Adquisición de Activos que ocurra en relación con el incurrimiento de Deuda que originó la necesidad de calcular el Ratio de Apalancamiento) se calculará sobre una base proforma como si la totalidad de dichas Adquisiciones de Activos, disposiciones de activos y pagos o cancelaciones de la Deuda hubieran ocurrido el primer día del Período de Referencia, (2) el Incurrimiento de cualquier Deuda o la emisión de Acciones Descalificadas durante el Período de Referencia o posteriormente al Período de Referencia pero antes de la fecha de la transacción y la aplicación de los fondos resultantes se calcularán sobre una base proforma como si dicho Incurrimiento o emisión y aplicación de los fondos resultantes hubieran ocurrido el primer día de dicho Período de Referencia y (3) el rescate de Deuda con los fondos netos resultantes de la emisión y la venta de Capital Social de la Emisora se calculará sobre una base proforma como si dicho pago hubiera ocurrido el primer día del Período de Referencia. A los fines de realizar el cómputo mencionado más arriba, las Adquisiciones de Activos y las disposiciones de activos que haya efectuado cualquier Persona que se ha convertido en Subsidiaria Restringida o se ha fusionado con la Emisora o cualquier otra Subsidiaria Restringida durante el Período de Referencia o posteriormente al Período de Referencia pero antes de la fecha de la transacción se calcularán sobre una base proforma (incluidos todos los cálculos mencionados en las cláusulas de la (1) a la (3) que figuran más arriba) asumiendo que dichas disposiciones de activos o Adquisiciones de Activos ocurrieron el primer día del Período de Referencia. A los fines de esta definición, siempre que deba aplicarse el efecto proforma a una transacción, la Emisora designará a un funcionario financiero o contable responsable para determinar de buena fe los cálculos proforma . Para los fines de realizar un cómputo proforma tal y como se mencionó anteriormente, el monto de la Deuda en virtud de cualquier línea de crédito renovable se calculará sobre la base del saldo diario promedio de dicha Deuda durante el Período de Referencia. A fin de calcular el Ratio de Apalancamiento, si la información financiera provista conforme al compromiso descripto bajo la sección “ Ciertos Compromisos – Informes para los Tenedores ” para el período más recientemente concluido de cuatro trimestres fiscales consecutivos de la Emisora se preparó en pesos argentinos, el EBITDA Ajustado Consolidado y el Gasto por Intereses Consolidados se expresarán en dólares estadounidenses al promedio del Tipo de Cambio diario para cada día durante dicho período comprendido de cuatro trimestres fiscales.

“ Gravamen ” significa cualquier gravamen, prenda, escritura fiduciaria, garantía, hipoteca, cesión (fiduciaria o de otro tipo), contrato de depósito, derecho real de garantía, carga, restricción, preferencia, prioridad u otra garantía o contrato similar o arreglo preferencial de cualquier tipo (incluida cualquier venta condicional u otro contrato de retención de título, cualquier arrendamiento de esta naturaleza y cualquier acuerdo para otorgar un derecho real de garantía); quedando entendido que se considerará que el arrendatario con respecto a una Obligación de Arrendamiento Capitalizada o una Operación de Leasing con Pacto de Retroventa ha Incurrido en un Gravamen sobre el bien arrendado; y que no se considerará en ningún caso que un arrendamiento operativo constituye un Gravamen.

“ Moody’s ” significa Moody’s Investors Service, Inc., o cualquier sucesor correspondiente.

“Certificado de un Funcionario” significa un certificado firmado por dos funcionarios o por un funcionario y el director financiero de la Emisora o cualquier Subsidiaria Restringida, según sea el caso, y que se entrega al Fiduciario.

“ Dictamen Jurídico ” significa un dictamen escrito (cuya forma y contenido sean razonablemente aceptables para el Fiduciario) realizado por un abogado, que puede ser un empleado o abogado de la Emisora (excepto cuando se disponga lo contrario en el Contrato de Fideicomiso), obtenido a expensas de la Emisora, una Sociedad Absorbente o Resultante o una Subsidiaria Restringida, y que sea razonablemente aceptable para el Fiduciario.

“ Tenedores Permitidos” significa San Faustin S.A, una Societé Anonyme de Luxemburgo, o cualquier Persona controlada directa o indirectamente por San Faustin S.A.

“ Deuda Permitida ” tiene el significado establecido en la cláusula (2) de “Ciertos Compromisos; Limitaciones para Incurrir en Deuda Adicional”.

“ Inversiones Permitidas ” significa:

(1) Inversiones de la Emisora o cualquier Subsidiaria Restringida en una Persona que es, o que den lugar a que una Persona pase a ser, de manera inmediata luego de dicha inversión, una Subsidiaria Restringida o que constituya una fusión o consolidación de dicha Persona dentro de la Emisora o con

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o en una Subsidiaria Restringida, siempre que dicha Persona se dedique exclusivamente a un Negocio Relacionado;

(2) Inversiones de cualquier Subsidiaria Restringida en la Emisora;
(3) Inversiones en efectivo y Equivalentes de Efectivo;
(4) Inversiones existentes en, o realizadas en virtud de compromisos legalmente vinculantes existentes en, la Fecha de Emisión;
(5) cualquier prórroga, modificación o renovación de cualesquiera Inversiones existentes a la Fecha de Emisión (pero no de Inversiones que involucren adelantos adicionales, aportes u otras inversiones de efectivo, bienes u otros aumentos de los mismos, excepto como resultado de la acumulación o el devengamiento de intereses o descuento de emisión original o títulos en concepto de pagos en especie, en cada caso conforme a los términos de dicha Inversión a la Fecha de Emisión);
(6) Inversiones permitidas conforme a la cláusula (2)(b) o (d) de “Ciertos Compromisos; Restricciones a las Transacciones con Afiliadas;”
(7) Inversiones recibidas como resultado de la quiebra, insolvencia o concurso de cualquier Persona o inversiones aceptadas en virtud de conciliaciones u otra resolución de reclamos o controversias, y en cada caso, sus prórrogas, modificaciones y renovaciones;
(8) Inversiones en forma de Obligaciones de Cobertura permitidas conforme a la cláusula 2(d) de “Ciertos Compromisos; Limitaciones para Incurrir en Deuda Adicional”;
(9) cuentas a cobrar que se deban a la Emisora o cualquier Subsidiaria Restringida, creadas o adquiridas en el giro ordinario de los negocios;

(10) Inversiones en un Negocio Relacionado;

(11) remuneraciones a pagar, préstamos por viajes, mudanzas u otros préstamos o adelantos a, o Garantías emitidas para respaldar las obligaciones de, funcionarios y empleados, en cada caso, en el giro ordinario de los negocios;
(12) extensiones de crédito y prepago de gastos a clientes, proveedores, proveedores de servicios públicos, titulares de licencias y otros acreedores comerciales en el giro ordinario de los negocios en consistencia con la práctica anterior;
(13) Inversiones en concepto de depósitos relacionadas con locaciones o servicios públicos brindados a terceros en el giro ordinario de los negocios;
(14) Inversiones en obligaciones negociables emitidas conforme al Contrato de Fideicomiso;
(15) Inversiones realizadas exclusivamente con los fondos netos resultantes de cualquier emisión de Capital Social (que no sean Acciones Descalificadas), Deudas Subordinadas o Deudas Subordinadas con Intereses Diferidos de la Emisora o cualquier Subsidiaria Restringida;
(16) Garantías de cumplimiento u otras obligaciones (que no sean Deudas) que surjan del giro ordinario de los negocios relacionados;
(17) inversiones que consistan en adquisiciones o compras de inventario, suministros, materiales y equipos, o compras de derechos o licencias contractuales o derechos de propiedad intelectual, en cada caso, en relación con un Negocio Relacionado y en el giro ordinario de los negocios;
(18) acuerdos de colaboración empresarial (cash pooling agreements) celebrados en el giro ordinario de los negocios en relación con un Negocio Relacionado; y
(19) cualquier otra Inversión en una Persona (excepto por una Subsidiaria Restringida) cuyo negocio principal sea un Negocio Relacionado por un monto total que no exceda, en conjunto con cualesquiera Inversiones adicionales realizadas conforme a esta cláusula (19), el mayor de la suma de U.S.$50,0 millones (o el equivalente en otra moneda) y el 5,0% de los Activos Totales Consolidados, debiendo dicho cálculo realizarse a la fecha de cierre del último trimestre económico finalizado al menos 45 días antes de la fecha de dicha Inversión.
“ Gravámenes Permitidos ” significa cualquiera de los siguientes Gravámenes:

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(1) Gravámenes existentes a la Fecha de Emisión y cualquier prórroga, renovación o reemplazo de los mismos;
(2) Gravámenes obligatorios a favor de locadores, y Gravámenes de transportistas, almacenistas, mecánicos, proveedores, encargados de materiales, técnicos y otros Gravámenes impuestos por ley incurridos en el giro ordinario del negocio por sumas que no estén en mora o que estén siendo impugnadas de buena fe, si se han realizado las reservas u otras previsiones adecuadas conforme a lo requerido por las NIIF;
(3) restricciones de zonificación, licencias, sublicencias, servidumbres activas y pasivas, servidumbres de paso, vicios de títulos, compromisos vinculados a tierras y otras cargas, gravámenes o restricciones similares y locaciones o sublocaciones otorgadas por la Emisora u otra Subsidiaria Restringida a otras Personas, en cada caso, que no interfieran de manera sustancial con la operación normal de cualquier bien sujeto a ellas o la conducción de los negocios de la Emisora o cualquier Subsidiaria Restringida o que no afecten de manera sustancial y adversa el valor del bien sujeto a ellas;
(4) Gravámenes Incurridos o depósitos realizados en el giro ordinario de los negocios relacionados con indemnizaciones laborales, seguros de desempleo y otros tipos de seguridad social, inclusive Gravámenes en garantía de cartas de crédito emitidas en el giro ordinario del negocio en conexión con tales indemnizaciones y seguros, o para garantizar el cumplimiento de ofertas, obligaciones legales, avales y garantías por apelaciones, derechos aduaneros, ofertas, locaciones, garantías de cumplimiento y devolución de fondos al gobierno y otras obligaciones similares (excluyendo obligaciones por el pago de dinero tomado en préstamo):
(5) Gravámenes que aseguren cartas de crédito emitidas en el giro ordinario del negocio, cuyos Gravámenes se extienden solo a los bienes y a los documentos relacionados con dichas cartas de crédito y cuyas cartas de crédito se emitieron en cumplimiento de “Ciertos Compromisos; Limitaciones para Incurrir en Deuda Adicional”;
(6) Gravámenes por impuestos, determinaciones u otras cargas gubernamentales que aún no estén sujetos a penalidades por el incumplimiento de pagos o que se impugnen de buena fe mediante procedimientos adecuados, siempre y cuando se hayan realizado las reservas adecuadas, requeridas conforme a las NIIF respecto de ellos;
(7) Gravámenes respecto de sentencias que no den lugar a un Evento de Incumplimiento, siempre y cuando dicho Gravamen esté garantizado de manera adecuada y los procedimientos legales que se hayan iniciado debidamente para revisar dicha sentencia no hayan concluido en forma definitiva o no haya vencido el plazo para iniciar dicho procedimiento;
(8) Gravámenes que surjan únicamente por virtud de cualquier disposición de ley o del régimen del common law relacionadas con los Gravámenes bancarios, o derechos de compensación o similares respecto de cuentas de depósito u otros fondos mantenidos en una entidad de depósito; siempre que (A) dicha cuenta de depósito no sea una cuenta de garantía en efectivo dedicada y no esté sujeta a restricciones de acceso por parte de la Emisora o cualquiera de sus Subsidiarias más allá de lo dispuesto por las normas del Banco Central de Argentina o autoridades gubernamentales análogas y (B) dicha cuenta de depósito no tenga como fin que la Emisora o cualquiera de sus Subsidiarias brinde una garantía a dicha entidad de depósito;
(9) Gravámenes para garantizar las obligaciones negociables;
(10) Gravámenes para garantizar Obligaciones de Cobertura;
(11) cualquier Gravamen que asegure o establezca el pago de una Deuda Incurrida en conexión con cualquier Financiación de Proyectos, siempre que los bienes sujetos a dicho gravamen sean (a) bienes que sean objeto de dicha Financiación de Proyectos o (b) ingresos o créditos emergentes de la operación, incumplimiento de las especificaciones, falta de finalización, explotación, venta, pérdida de o daños a dichos bienes;
(12) Gravámenes para asegurar cualquier Deuda Refinanciada Incurrida para Refinanciar cualquier Deuda garantizada por un Gravamen permitido conforme al compromiso descripto en “Ciertos Compromisos— Límites a los Gravámenes", no incurrido conforme a la cláusula (22) y cuya Deuda se haya Incurrido de

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acuerdo con “Ciertos Compromisos; Limitaciones para Incurrir en Deuda Adicional”; siempre y cuando dichos nuevos Gravámenes:

(a) no sean menos favorables para los Tenedores de las obligaciones negociables y no sean más favorables para los tenedores de dichos gravámenes que los Gravámenes relacionados con la Deuda que se está Refinanciando y
(b) no se extiendan a ningún bien o activo distinto de aquellos que aseguran la Deuda que está Refinanciando mediante dicha Deuda Refinanciada;
(13) Gravámenes que aseguren Deuda Adquirida Incurrida conforme a la sección ”Ciertos Compromisos; Limitaciones para Incurrir en Deuda Adicional”, no incurridos en relación con ni con miras a la adquisición, fusión o consolidación correspondiente; siempre que
(a) dichos Gravámenes aseguren dicha Deuda Adquirida al momento y antes del Incurrimiento de dicha Deuda Adquirida por la Emisora o una Subsidiaria Restringida y no hayan sido otorgados en relación con o con miras al Incurrimiento de dicha Deuda Adquirida por parte de la Emisora o una Subsidiaria Restringida; y
(b) dichos Gravámenes no cubran o abarquen bienes de la Emisora o cualquier Subsidiaria Restringida distintos de aquellos que garantizaban la Deuda Adquirida antes del momento en que dicha Deuda pasó a ser Deuda Adquirida de la Emisora o una Subsidiaria Restringida y no sean más favorables para los acreedores prendarios que los Gravámenes que aseguraban la Deuda Adquirida antes del Incurrimiento de dicha Deuda Adquirida por parte de la Emisora o una Subsidiaria Restringida;
(14) Gravámenes que aseguren Deudas u otras obligaciones de una Subsidiaria Restringida hacia la Emisora u otra Subsidiaria Restringida y que puedan ser Incurridas conforme al Contrato de Fideicomiso;
(15) Gravámenes (incluso sus prórrogas y renovaciones) sobre bienes inmuebles o muebles adquiridos luego de la Fecha de Emisión, bajo la condición de que (A) dicho Gravamen se cree solo a los fines de asegurar la Deuda Incurrida conforme al compromiso de “Restricciones a las Deudas”, (i) para financiar el costo (incluyendo el costo del diseño, desarrollo, la construcción, mejora, instalación o integración) del bien o activo sujeto a los mismos y que dicho Gravamen se cree antes, al momento, o dentro de los 180 días posteriores a la adquisición, finalización de la construcción o la el inicio de la operación total de dicho bien, o (ii) para refinanciar cualquier Deuda previamente asegurada de tal forma, (B) el monto de capital de la Deuda asegurada por dicho Gravamen no supere el 100 % de dicho costo y (C) dicho Gravamen no se extienda o cubra otros bienes o activos distintos de dicho bien o activo y las mejoras que se le hayan hecho;
(16) Gravámenes sobre el Capital Social de Subsidiarias No Restringidas;
(17) Gravámenes respecto de Pagos de Producción y Ventas de Reservas;
(18) Gravámenes sobre oleoductos e instalaciones de oleoductos que surjan por operación de ley;
(19) Gravámenes que surjan de contratos de joint venture , acuerdos de asociación, arrendamientos y sublocaciones de petróleo y gas, cesiones, acuerdos de compraventa, pedidos de división, contratos de venta, compra, procesamiento, perforación, comercialización, transporte o intercambio de energía, petróleo o gas natural, unitarización, declaraciones y acuerdos de mancomunación, acuerdos de desarrollo, acuerdos de áreas de interés mutuo, licencias, sublicencias, participaciones en los beneficios netos, acuerdos de participación, Contratos de transferencia de derechos “Farm-Out” y “Farm-In”, participación en la inversión (carried working interest) , contratos de operación conjunta, unitarización, regalías, ventas y acuerdos similares relacionados con la exploración, el desarrollo o la producción de propiedades celebrados en el giro ordinario de los negocios de un Negocio Relacionado;
(20) Gravámenes reservados en arrendamientos de petróleo y gas por pagos de bonificaciones, regalías o arrendamientos y para cumplir con los términos de dichas locaciones;
(21) Gravámenes de bienes o activos, o relacionados con estos, para asegurar todos los costos, o parte de ellos, incurridos en el giro ordinario de un Negocio Relacionado para la exploración, perforación, desarrollo, producción, generación, procesamiento, transporte, comercialización, almacenamiento, abandono u operación; y

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(22) cualquier otro Gravamen que asegure un monto de Deuda pendiente de pago en cualquier momento que no exceda el mayor de U.S.$200,0 millones (o el equivalente en otras monedas) y el 15,0 % de los Activos Totales Consolidados.

“ Financiamientos Permitidos de Cuentas a Cobrar ” significa cualquier facilidad o acuerdo de financiación de cuentas a cobrar celebrado por la Emisora o una Subsidiaria Restringida, siempre que la contraprestación total recibida en dicha financiación sea, al menos, igual al Valor Justo de Mercado de las cuentas a cobrar y los activos asociados vendidos, menos los descuentos normales, reservas o aumentos que reflejen la tasa de interés implícito.

“ Persona ” significa un individuo, sociedad colectiva, sociedad limitada, sociedad anónima, empresa, empresa de responsabilidad limitada, organización sin personería jurídica, fideicomiso o contrato de joint venture o una agencia gubernamental o su subdivisión política.

“ Acciones Preferidas ” significa, respecto de cualquier Persona, cualquier Capital Social de dicha Persona que tenga derechos de preferencia sobre cualquier otro Capital Social de dicha Persona con respecto a dividendos, distribuciones, reembolsos o liquidación.

“ Pagos por Producción ” significa Pagos por Producción Denominados en Dólares y Pagos por Producción Volumétrica, de manera conjunta.

“ Pagos por Producción y Ventas de Reservas ” significa la cesión o transferencia a cualquier Persona, por parte de la Emisora o una Subsidiaria de la Emisora, de una regalía, regalía preferente, participación en las ganancias netas, Pago por Producción, asociación u otro derecho en propiedades de petróleo y gas, reservas o el derecho a recibir todo o parte de la producción o los fondos resultantes de la venta de producción atribuibles a dichas propiedades, incluso cualquier cesión o transferencia conforme a programas de remuneraciones de incentivo en términos razonablemente usuales en un Negocio Relacionado, para geólogos, geofísicos y otros proveedores de servicios técnicos para la Emisora o una Subsidiaria de la Emisora.

“ Programa ” significa el programa para la emisión de obligaciones negociables en la Argentina, que fuera aprobado por los accionistas de la Emisora con fecha 15 de mayo de 2017, y que fuera autorizado por la CNV mediante la resolución N°RESFC-2017-18994-APN-DIR#CNV, de fecha 30 de octubre de 2017, cuya prórroga ha sido autorizada por la CNV a través de la disposición N° DI-2022-7-APN-GE#CNV del 21 de abril de 2022 y cuyo aumento del monto del Programa fue autorizada por la CNV mediante la disposición N° DI-2025-59-APN-GE#CNV de fecha 15 de abril de 2025.

“ Financiación de Proyectos ” significa cualquier financiación de la adquisición, construcción o desarrollo de cualquier propiedad relacionada con un proyecto (a) si la Persona o Personas que brindan dicha financiación acuerdan de manera expresa, o por operación de los documentos de financiación correspondientes, recurrir contra las propiedades financiadas y los ingresos a ser generados a través de la operación, o la pérdida o daño de dichas propiedades (salvo en la medida de lo establecido en la cláusula (b)) como la única fuente de reembolso del dinero adelantado y (b) respecto de la cual no exista la posibilidad de recurrir contra la Emisora o sus Subsidiarias, excepto (i) por la posibilidad de recurrir contra la Subsidiaria que es objeto de la financiación del proyecto o (ii) la posibilidad de recurrir contra la inversión de capital, el compromiso de capital, la garantía de finalización, la inversión de deuda fondeada o el compromiso de financiación de deuda de la Emisora o sus Subsidiarias en dicho proyecto, cuyo recurso en cada caso, será por un monto fijo o limitado.

“ Acciones Calificadas ” significa cualquier Capital Social que no constituye Acciones Descalificadas y cualesquiera warrants, derechos u opciones para comprar o adquirir Capital Social que no constituye Acciones Descalificadas y que no pueda convertirse en o canjearse por Acciones Descalificadas.

“ Jurisdicción Calificada a Efectos de una Fusión ” significa (i) Argentina, (ii) cualquier país que forme parte de la Unión Europea o del Tratado de Libre Comercio de América del Norte (TLCAN), Dinamarca, Suecia, Noruega, Finlandia, el Reino Unido, Brasil, Chile, Perú, Japón y China, y (iii) cualquier otra nación que posea calificaciones de deuda soberana de Grado de Inversión de dos Agencias Calificadoras de Riesgo.

“ Inversor Estratégico Calificado ” significa cualquier Persona o Afiliada de dicha Persona, que (i) lleva a cabo una parte significativa de su actividad y sus operaciones de negocios en el sector de la energía o del petróleo y el gas y que (ii) tiene una (a) calificación de grado de inversión internacional para su deuda a largo plazo de

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al menos BBB- según S&P o Baa3 según Moody’s o (b) una calificación de crédito local para su deuda a largo plazo de al menos “A”.

“ Calificadoras de Riesgo ” significa Moody’s, S&P y Fitch (o, si cualquiera de dichas sociedades no realiza calificaciones de las obligaciones negociables disponibles para el público, otra “organización de calificaciones estadísticas con reconocimiento nacional”, en el sentido de la Regla 15c3-1 en virtud de la Ley de Mercados Estadounidense, que la Emisora puede seleccionar a modo de agencia de reemplazo).

" Declive de Calificaciones " significa, en relación con un Evento de Cambio de Control, la ocurrencia, en o dentro de los 90 días (período que será (i) extendido mientras cualquiera de las Agencias de Calificación haya anunciado públicamente que está considerando un posible cambio de calificación como resultado de un Cambio de Control o (ii) reducido en el caso de una Reafirmación de Calificación hasta la fecha en que se haya obtenido la Reafirmación de Calificación) después de la primera de las siguientes ocurrencias de aviso público de (i) la ocurrencia de un Cambio de Control y (ii) la intención por parte de los Tenedores Permitidos o cualquier otra Persona o Personas de efectuar un Cambio de Control, de cualquiera de los eventos enumerados a continuación, en cada caso expresamente como resultado de dicho Cambio de Control:

(1) En el caso de que las notas tengan una Calificación de Grado de Inversión por dos o más Agencias de Calificación en la fecha de dicha notificación, la calificación de las obligaciones negociables por cualquiera de dichas Agencias de Calificación será cambiada a una calificación por debajo de un Grado de Inversión;
(2) En el caso de que las obligaciones negociables tengan una Calificación de Grado de Inversión por una, pero no dos o más de las Agencias de Calificación en la fecha de dicha notificación de la misma, la calificación de las obligaciones negociables por dicha Agencia de Calificación será cambiada a una calificación por debajo de un Grado de Inversión; o
(3) En el caso de que las obligaciones negociables estén calificadas por debajo de un Grado de Inversión por dos o más Agencias de Calificación en la fecha de dicha notificación, la calificación de las notas por dicha Agencia de Calificación será disminuida por una o más gradaciones (incluyendo gradaciones dentro de categorías de calificación así como entre categorías de calificación).

" Reafirmación de Calificación " significa, en relación con un Cambio de Control, una reafirmación por escrito de cada Agencia de Calificación que califique las notas en ese momento, indicando que la calificación crediticia de las notas, que estaba en vigor inmediatamente antes de un aviso público de dicho Cambio de Control o de la intención de los Titulares Permitidos.

“ Período de Referencia ” tiene el significado estipulado en la definición de Ratio de Apalancamiento.

“ Refinanciar ” significa, con respecto a cualquier Deuda, emitir cualquier Deuda a cambio o refinanciar, reemplazar, revocar o refondear dicha Deuda en su totalidad o en parte. “Refinanciado” y “Refinanciamiento” tienen significados correlativos.

“Deuda Refinanciada ” significa Deuda de la Emisora o cualquier Subsidiaria Restringida emitida para Refinanciar cualquier otra Deuda de la Emisora o una Subsidiaria Restringida siempre que:

(1) el monto de capital total (o el valor devengado inicial, si se aplica) de dicha Deuda nueva a la fecha del Refinanciamiento propuesto no supere el monto de capital total (o el valor devengado inicial, si se aplica) de la Deuda que se Refinancia (más el monto de cualquier prima que deba pagarse en virtud de los términos del instrumento que rige dicha Deuda y el monto de los gastos razonables en los que incurrió la Emisora en relación con dicho Refinanciamiento);
(2) dicha Deuda nueva tenga un Plazo Promedio Ponderado hasta el Vencimiento igual o superior al Plazo Promedio Ponderado hasta el Vencimiento de la Deuda que se Refinancia;
(3) si la Deuda que se Refinancia es:
una Deuda de la Emisora, dicha Deuda Refinanciada será Deuda de la Emisora;
una Deuda de una Subsidiaria Restringida, dicha Deuda Refinanciada será una Deuda de la Emisora y/o de dicha Subsidiaria Restringida; y
una Deuda Subordinada o una Deuda Subordinada con Intereses Diferidos, dicha Deuda Refinanciada estará subordinada a las obligaciones negociables al menos en la misma medida y del mismo modo que la Deuda que se Refinancia.

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“ Negocio Relacionado ” significa:

(1) la actividad que consiste en adquirir, explorar, perforar, explotar, desarrollar, producir, operar, transportar, distribuir, comerciar y vender intereses relacionados con petróleo, gases químicos, otros Hidrocarburos, minería, agricultura y propiedades o intereses en materia de energía, o productos fabricados en relación con cualquiera de los elementos anteriores; y
(2) cualquier negocio o actividad que tenga relación con las actividades descriptas en la cláusula (1) de esta definición, o que surja de ellas o que resulte necesaria, adecuada, incidental, suplementaria o complementaria, o que constituya una extensión, un desarrollo o una expansión razonable de éstas.

“ Inversiones en un Negocio Relacionado ” significa las Inversiones, los gastos, las participaciones y los contratos de naturaleza habitual o que puedan tornarse habituales en un Negocio Relacionado.

“ Pago Restringido ” tiene el significado estipulado en “Ciertos Compromisos; Límites a los Pagos Restringidos”.

“ Subsidiaria Restringida ” significa cualquier Subsidiaria de la Emisora que al momento de la determinación no es una Subsidiaria No Restringida.

“ Fecha de Reversión ” tiene el significado estipulado en “Suspensión de los Compromisos”.

“ Revocación ” tiene el significado estipulado en “Ciertos Compromisos; Restricciones a la Designación de Subsidiarias No Restringidas”.

“ S&P ” significa Standard & Poor’s Rating Service o cualquier entidad que la suceda.

“ Operación de Leasing con Pacto de Retroventa ” se refiere a cualquier acuerdo directo o indirecto con cualquier Persona, o del que una Persona forma parte, que contemple la locación a la Emisora o cualquier Subsidiaria Restringida de cualquier bien, ya sea que pertenezca a la Emisora o a cualquier Subsidiaria Restringida en la Fecha de Emisión o sea adquirido posteriormente, que haya sido o vaya a ser vendido o transferido a la Emisora o cualquier Subsidiaria Restringida.

“ Deuda No Subordinada ” se refiere a las obligaciones negociables y a cualquier otra Deuda de la Emisora o cualquier Subsidiaria Restringida que tiene el mismo rango que las Obligaciones Negociables en cuanto al derecho de pago.

“ Subsidiaria Significativa ” significa una Subsidiaria Restringida de la Emisora que constituiría una “Subsidiaria Significativa” de la Emisora de acuerdo con la Regla 1-02 en virtud de la Regulación S-X según la Ley de Títulos Valores Estadounidense en vigor en la Fecha de Emisión.

“ Vencimiento Establecido ” significa, con respecto a cualquier título valor, la fecha especificada en dicho título valor como la fecha fijada para el pago final del capital de dicho título valor, inclusive en cumplimiento de cualquier disposición de rescate obligatorio (excluyendo cualquier disposición que contemple la readquisición de dicho título valor a elección del tenedor en cuestión ante el acontecimiento de cualquier contingencia, a menos que dicha contingencia ya haya ocurrido).

“ Deuda Subordinada ” significa, con respecto a la Emisora o a cualquier Subsidiaria Restringida, cualquier Deuda de la Emisora o cualquier Subsidiaria Restringida, según sea el caso, que está expresamente subordinada en derecho de pago a las Obligaciones Negociables.

“ Subsidiaria ” significa, con respecto a cualquier Persona, cualquier otra Persona respecto de la cual dicha Persona es propietaria, directa o indirectamente, de más del 50 % del derecho de voto de las Acciones con Derecho a Voto en circulación de la otra Persona.

“ Sociedad Absorbente o Resultante ” tiene el significado estipulado en “Ciertos Compromisos; Restricciones a la Fusión, Consolidación y Venta de Activos”.

“ Compromisos Suspendidos ” tiene el significado estipulado en “Suspensión de Compromisos”. El “Período de Suspensión” tiene el significado estipulado en “Suspensión de Compromisos”.

“ Costos de la Operación ” significa los gastos de bolsillo no recurrentes (incluidas, sin limitarse a ello, las comisiones y los gastos de colocadores, las comisiones y los gastos de pago anticipado y los honorarios de abogados) devengados por la Emisora y sus Subsidiarias Restringidas en relación con la emisión de las

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obligaciones negociables y el destino de los fondos resultantes de ellas, tal y como se describe en “Destino de los Fondos”.

“ Subsidiaria No Restringida ” significa una Subsidiaria de la Emisora designada como una Subsidiaria No Restringida de acuerdo con “Ciertos Compromisos; Restricciones a la Designación de Subsidiarias No Restringidas”. Dicha designación puede ser revocada por una Resolución del Directorio de la Emisora sujeta a las disposiciones de dicho compromiso.

“ Pago por Producción Volumétrica ” se refiere a las obligaciones de pago de producción registradas como ingresos diferidos de acuerdo con las NIIF, junto con todos los compromisos y las obligaciones relacionadas.

“ Acciones con derecho a Voto ” significa, con respecto a cualquier Persona, los títulos valores de cualquier tipo de Capital Social de dicha Persona en circulación a esa fecha y que poseen el derecho de votar, en circunstancias ordinarias, en la elección de miembros del Directorio (o del órgano de gobierno equivalente) de dicha Persona. El término “derecho de votar en circunstancias ordinarias” significa independientemente de cualquier contingencia que pueda ocurrir.

“ Plazo Promedio Ponderado hasta el Vencimiento ” se refiere, cuando se aplica a cualquier Deuda en cualquier fecha, a la cantidad de años (calculada al doceavo más cercano) que se obtiene al dividir:

(1) el monto principal total pendiente en ese momento o la preferencia de liquidación, según sea el caso, de dicha Deuda por
(2) por la suma de los productos que se obtiene al multiplicar:

(a) el monto de cada cuota, fondo de amortización, vencimiento escalonado u otro pago requerido de capital o preferencia de liquidación, según el caso, restante a esa fecha, incluido el pago al vencimiento final, por

(b) la cantidad de años (calculada al doceavo más cercano) que transcurrirán entre dicha fecha y la realización de dicho pago.

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FORMA, COMPENSACIÓN Y LIQUIDACIÓN DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES

Las Obligaciones Negociables son ofrecidas y vendidas únicamente:

a “compradores institucionales calificados” (definidos en la Norma 144), de conformidad con la Norma 144 de la Ley de Títulos Valores Estadounidenses (la “Obligaciones Negociables de la Norma 144”); y
en transacciones offshore en virtud de la Regulación S de la Ley de Títulos Valores Estadounidenses (la “Obligaciones Negociables de la Regulación S”).

Las Obligaciones Negociables se emitirán en denominaciones mínimas de U.S.$1.000 y múltiplos enteros de U.S.$1.000 por encima de dicha suma. Las Obligaciones Negociables vendidas a compradores institucionales calificados bajo la Norma 144A estarán representadas por uno o más certificados globales permanentes (la “Obligación Negociable Global de la Norma 144”). Las Obligaciones Negociables vendidas en transacciones offshore a personas no estadounidenses en virtud de la Regulación S estarán representadas por uno o más certificados globales permanentes (la “Obligación Negociable Global de la Regulación S”, y junto con la Obligación Negociable Global de la Norma 144, las “Obligaciones Negociables Globales”).

Al momento de la emisión, cada Obligación Negociable Global será depositada en el Fiduciario en calidad de custodio de The Depositary Trust Company (“DTC”) en Nueva York, Nueva York, y se registrará a nombre de DTC o de personas que posean intereses a través de Participantes de DTC (incluyendo Euroclear Bank S.A. /N.V. (“Euroclear”)), tal como se describe más abajo en “ Procedimiento de depósito ”.

Excepto por lo establecido a continuación, las Obligaciones Negociables Globales pueden ser transferidas, en su totalidad y no en parte, sólo a otro nominado de DTC o a un sucesor de DTC o su nominado. Las participaciones beneficiarias en la Obligación Negociable Global no podrán ser intercambiadas por Obligaciones Negociables en forma física y cartular, salvo en las circunstancias limitadas descriptas a continuación.

Las Obligaciones Negociables estarán sujetas a ciertas restricciones de transferencia y llevarán una leyenda restrictiva tal y como se describe en el apartado “ Restricciones a la transferencia ” del presente Suplemento.

Las Obligaciones Negociables no son (ni serán) emitidas al portador.

Procedimientos del Depositario

Todos los intereses en las Obligaciones Negociables Globales estarán sujetos a las operaciones y procedimientos de DTC y Euroclear. Proporcionamos los siguientes resúmenes de aquellas operaciones y procedimientos únicamente para la conveniencia de los inversores. Las operaciones y procedimientos de cada sistema de liquidación están bajo el control de los respectivos sistemas de liquidación y pueden cambiar en cualquier momento. Ninguno de nosotros, los compradores iniciales, o el Fiduciario o cualquiera de nuestros respectivos agentes, son responsables de dichas operaciones o procedimientos.

DTC ha informado que es:

una entidad fiduciaria de objeto limitado ( limited-purpose trust company ) de conformidad con la Ley Bancaria del Estado de Nueva York ( New York State Banking Law );
una "entidad bancaria" en los términos de la Ley Bancaria del Estado de Nueva York ( New York State Banking Law );
un miembro del Sistema de la Reserva Federal de los Estados Unidos;
una "entidad de compensación" en los términos del Código Comercial Uniforme de Nueva York ( New York Uniform Commercial Code ); y

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una "agencia compensadora" de conformidad con la Sección 17A de la Ley de Mercados ( Exchange Act).

DTC fue creada para custodiar títulos valores en nombre de sus participantes y para facilitar la compensación y liquidación de las operaciones sobre esos títulos valores entre sus participantes a través de cambios escriturales electrónicos en las cuentas de sus participantes. Los participantes de DTC incluyen corredores e intermediarios de títulos valores, incluidos los compradores iniciales; bancos y entidades fiduciarias; entidades de compensación y algunas otras organizaciones. El acceso indirecto al sistema de DTC también se encuentra disponible para otras entidades tales como bancos, corredores, intermediarios y entidades fiduciarias; estos participantes indirectos realizan la compensación a través de o mantienen una relación de custodia con un participante, ya sea en forma directa o indirecta. Los inversores que no son participantes de DTC pueden ser titulares de participaciones beneficiarias en títulos valores mantenidos por DTC o en su representación sólo a través de participantes de DTC o participantes indirectos de DTC (incluyendo Euroclear).

Mientras DTC o su representante sea el propietario registrado de una Obligación Negociable Global, DTC o su representante será considerado el único propietario o tenedor de las Obligaciones Negociable s representadas por dicha Obligación Negociable Global para todos los propósitos bajo el Contrato de Fideicomiso. Excepto en los casos indicados a continuación, los propietarios de participaciones beneficiarias en una Obligación Negociable Global:

no tendrán derecho a que las Obligaciones Negociables representadas por la Obligación Negociable Global se registren a su nombre;
no recibirán ni tendrán derecho a recibir Obligaciones Negociables físicas, cartulares; y
no serán considerados los propietarios registrados o tenedores de las Obligaciones Negociables bajo el Contrato de Fideicomiso para ningún propósito, incluyendo con respecto a la emisión de cualquier dirección, instrucción o aprobación al fiduciario bajo el Contrato de Fideicomiso.

Como resultado, cada inversor que posea una participación beneficiaria en una Obligación Negociable Global dependerá de los procedimientos de DTC para ejercer cualquier derecho de un tenedor de Obligaciones Negociables bajo el Contrato de Fideicomiso (y, si el inversor no es un participante o un participante indirecto de DTC, en los procedimientos del participante de DTC a través del cual el inversor posee su participación).

Los pagos correspondientes al capital, primas, si hubiera, e intereses sobre las Obligaciones Negociables representadas por una Obligación Negociable Global serán realizados por el fiduciario al representante de DTC en su carácter de tenedor registrado de la Obligación Negociable Global. Ni la Emisora, ni el fiduciario ni ninguno de nuestros respectivos agentes tendrán ninguna obligación o responsabilidad por el pago de montos a los propietarios de participaciones beneficiarias en una Obligación Negociable Global, por cualquier aspecto de los registros relacionados con o pagos realizados a cuenta de dichas participaciones por DTC, o por mantener, supervisar o revisar cualquier registro de DTC relacionado con dichas participaciones.

Los pagos por parte de los participantes de DTC y de los participantes indirectos de DTC a los propietarios de participaciones beneficiarias en una Obligación Negociable Global se regirán por instrucciones permanentes y prácticas habituales y serán responsabilidad de dichos participantes o participantes indirectos y no de DTC, su representante o la Emisora.

Las transferencias entre participantes de DTC se efectuarán de conformidad con los procedimientos de DTC, y serán liquidadas en fondos del mismo día. Las transferencias entre participantes de Euroclear serán efectuadas de conformidad con sus respectivas normas y procedimientos operativos.

Las transferencias en diferentes mercados entre participantes de DTC, por una parte, y participantes de Euroclear, por otra parte, se efectuarán dentro de DTC a través de los participantes de DTC que actúan como depositarios para Euroclear. Para entregar o recibir una participación en una Obligación Negociable Global depositada en una cuenta de Euroclear, un inversor debe enviar instrucciones de transferencia a Euroclear, según corresponda, bajo las reglas y procedimientos del sistema correspondiente y dentro de los plazos

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establecidos de dicho sistema. Si la transacción cumple con sus requisitos de liquidación, Euroclear enviará instrucciones a su depositario de DTC a fin de que tome medidas para llevar a cabo la liquidación final a través de la entrega o la recepción de participaciones en la correspondiente Obligación Negociable Global en DTC, y la realización o la recepción del pago. Los participantes de Euroclear no podrán entregar instrucciones en forma directa a los depositarios de DTC que actúan para Euroclear.

Debido a las diferencias entre las zonas horarias, la cuenta de títulos valores de un participante de Euroclear que compra una participación en una Obligación Negociable Global a un participante de DTC será acreditada en el día hábil para Euroclear inmediatamente siguiente a la fecha de liquidación de DTC. Los montos en efectivo recibidos por Euroclear como consecuencia de la venta de participaciones en una Obligación Negociable Global a un participante de DTC serán recibidos con valor en la fecha de liquidación de DTC pero estarán disponibles en la correspondiente cuenta de efectivo de Euroclear el día hábil para Euroclear siguiente a la fecha de liquidación de DTC.

DTC y Euroclear han acordado los procedimientos descriptos para facilitar las transferencias de participaciones en las Obligaciones Negociables Globales entre los participantes en dichos sistemas de liquidación. No obstante, los sistemas de liquidación no están obligados a aplicar estos procedimientos y pueden interrumpirlos o modificarlos en cualquier momento. Ni la Emisora, ni el fiduciario, ni ninguno de sus respectivos agentes tendrá responsabilidad alguna por el cumplimiento por parte de DTC, Euroclear o de sus participantes indirectos, de las obligaciones que les incumben en virtud de las normas y procedimientos que rigen sus operaciones.

Obligaciones Negociables Cartulares

Las participaciones beneficiarias en las Obligaciones Negociables Globales no podrán ser canjeadas por Obligaciones Negociables en forma física y cartular a menos que:

DTC notifique a la Emisora en cualquier momento que no desea o es incapaz de continuar desempeñándose como depositario de las Obligaciones Negociables Globales y no se designe un depositario sucesor en un plazo de 90 días;
DTC deje de estar registrada como agencia compensadora de conformidad con la Ley de Mercados ( Exchange Act ) y no se designe un depositario sucesor en el plazo de 90 días;
La Emisora, a su elección, notifique al fiduciario que ha decidido emitir Obligaciones Negociables cartulares; o
Se produzcan determinados supuestos previstos en el Contrato de Fideicomiso, incluyendo la producción y subsistencia de un supuesto de incumplimiento respecto de las Obligaciones Negociables, y el tenedor haya solicitado dicho canje.

En todos los casos, las Obligaciones Negociables cartulares entregadas a cambio de cualquier Obligación Negociable Global serán registradas en nombre de aquellas personas, y se emitirán en las denominaciones aprobadas, que sean solicitadas por el depositario y contendrán una leyenda indicando las restricciones de transferencia de esa Obligación Negociable en particular, a menos que la Emisora determine lo contrario de conformidad con el Contrato de Fideicomiso y en cumplimiento de la legislación aplicable.

Transferencias entre Obligaciones Negociables Globales

Hasta el día 40 inclusive a partir de la fecha posterior entre el inicio de la oferta de las Obligaciones Negociables y el cierre de la oferta (el “Período de 40 días”), las participaciones beneficiarias en la Obligación Negociable Global de la Regulación S podrán transferirse a una persona que acepte su entrega en la forma de una participación en la Obligación Negociable Global de la Norma 144A únicamente si dicha transferencia se realiza de conformidad con la Norma 144A y el cedente entrega en primer lugar al Fiduciario una certificación (según el modelo establecido en el Contrato de Fideicomiso) que acredite que dicha transferencia se realiza a favor de una persona que a juicio razonable del cedente es un comprador institucional calificado en el sentido

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de la Norma 144A en una operación que cumple con los requisitos de la Norma 144A y en cumplimiento de todas las leyes aplicables en materia de títulos valores de los estados de los Estados Unidos y otras jurisdicciones.

Las participaciones beneficiarias en la Obligación Negociable Global de la Norma 144A podrán ser transferidas a una persona que acepte su entrega en la forma de una participación beneficiaria en la Obligación Negociable Global de la Regulación S únicamente ante la recepción por el Fiduciario de una certificación escrita (según el modelo establecido en el Contrato de Fideicomiso) emitida por el cedente que acredite que dicha transferencia se realiza de acuerdo con la Regulación S.

El Fiduciario tendrá derecho a recibir las constancias que razonablemente solicite a fin de verificar la identidad y/o las firmas del cedente y cesionario.

Las transferencias de participaciones beneficiarias en una Obligación Negociable Global podrán realizarse sin la entrega de ninguna certificación escrita u otra documentación del cedente ni del cesionario.

Las transferencias de participaciones beneficiarias en la Obligación Negociable Global de la Regulación S por participaciones beneficiarias en la Obligación Negociable Global de la Norma 144A o viceversa serán realizadas por DTC mediante una instrucción originada por un participante relevante a través del sistema denominado Servicio de Depósito y Retiro en Custodia ( Deposit/Withdraw at Custodian ) de DTC. En consecuencia, en relación con cualquier transferencia, se efectuarán los ajustes pertinentes a fin de reflejar la reducción en el monto de capital de la Obligación Negociable Global de la Regulación S y el correspondiente incremento del monto de capital de la Obligación Negociable Global de la Norma 144A o viceversa, según corresponda. Toda participación beneficiaria en una de las Obligaciones Negociables Globales transferida a una persona que acepta la entrega en la forma de una participación en otra Obligación Negociable Global dejará de ser, ante su transferencia, una participación en dicha Obligación Negociable Global y pasará a ser una participación en la otra Obligación Negociable Global y, en consecuencia, estará sujeta a partir de entonces a todas las restricciones a la transferencia y demás procedimientos aplicables a las participaciones beneficiarias en dicha otra Obligación Negociable Global en tanto continúe siendo una participación de tal naturaleza.

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CARGA TRIBUTARIA

General

El siguiente es un resumen de ciertas consecuencias impositivas de Argentina relacionadas con una inversión en las Obligaciones Negociables. Este resumen no proporciona una descripción completa de todas las consideraciones fiscales que pueden ser relevantes para una decisión de compra de las Obligaciones Negociables. La descripción se incluye para fines de información general únicamente y se basa en las leyes y reglamentaciones impositivas argentinas vigentes a la fecha de este Suplemento. Este resumen no describe ninguna consecuencia fiscal derivada de las leyes de cualquier estado, localidad o jurisdicción fiscal distinta de Argentina.

Si bien consideramos que esta descripción es una interpretación razonable de las leyes y reglamentaciones argentinas vigentes a la fecha de este Suplemento, no podemos asegurar que los tribunales o las autoridades fiscales responsables de la aplicación de dichas leyes estarán de acuerdo con esta interpretación o que no ocurrirán modificaciones en dichas leyes, las que inclusive podrían tener efectos retroactivos.

Se recomienda a los posibles compradores de las Obligaciones Negociables consultar a sus propios asesores impositivos acerca de las consecuencias, conforme a las leyes impositivas del país del que son residentes, de invertir en las Obligaciones Negociables, incluyendo, sin limitación, el cobro de intereses y la venta, rescate o cualquier disposición de las Obligaciones Negociables. Argentina tiene celebrados tratados impositivos con diversos países a fin de evitar la duplicación de impuestos sobre la renta y el patrimonio. En caso de que algún inversor a efectos impositivos resida en uno de los países con convenio, en principio, sus normas serán aplicables antes que la normativa local, excepto que esta última ofrezca tratamiento más favorable que el previsto en el correspondiente convenio.

Consideraciones Tributarias Argentinas

No obstante que la descripción que sigue se ampara en una interpretación razonable de las normas vigentes, no puede asegurarse que las autoridades de aplicación o los tribunales concuerden con todos y cada uno de los comentarios aquí efectuados. Además, cabe señalar que ha habido muchos cambios en las leyes fiscales argentinas en el pasado y que dichas leyes pueden estar sujetas a reinstauración, revocación de exenciones, restablecimiento de impuestos y otros cambios que pueden reducir o eliminar el rendimiento de la inversión.

Impuesto a las Ganancias

Tratamiento en materia de Impuesto a las Ganancias para ciertos Beneficiarios del Exterior, personas humanas y sucesiones indivisas residentes en el país

Tratamiento aplicable al pago de intereses

En virtud del Artículo 36 bis de la Ley de Obligaciones Negociables, los intereses derivados de las Obligaciones Negociables que cumplan con las Condiciones del Artículo 36 (según se define más adelante) resultan exentos del Impuesto a las Ganancias (el “IG”) cuando son obtenidos por (a) personas humanas residentes en Argentina, (b) sucesiones indivisas residentes en el país y (c) personas humanas, sucesiones indivisas y entidades residentes en el exterior a los fines fiscales (“Beneficiarios del Exterior”) que no residan en “jurisdicciones no cooperantes” o los fondos invertidos no provengan de “jurisdicciones no cooperantes”.

De no cumplir con las Condiciones del Artículo 36, los intereses de las Obligaciones Negociables no amparados por la mencionada exención se encontrarían gravados:

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1) A una alícuota del 35% sobre el total de los intereses devengados para (a) personas humanas residentes en Argentina, (b) sucesiones indivisas residentes en Argentina; y
2) A una alícuota del 35% sobre la presunción de ganancia neta del 43% o del 100% según la condición que revistan el tomador y el acreedor, conforme lo dispuesto en el Artículo 104 inciso c) apartados 1 y 2 de la Ley de Impuesto a las Ganancias (“LIG”)[1] para (c) Beneficiarios del Exterior que no residan en “jurisdicciones no cooperantes” o los fondos invertidos no provengan de “jurisdicciones no cooperantes”.

Tratamiento aplicable a las ganancias de capital

En virtud del Artículo 36 bis de la Ley de Obligaciones Negociables y el inciso (u) del Artículo 26 de la LIG las ganancias de capital derivadas de la venta, el intercambio o cualquier otra forma de disposición de Obligaciones Negociables están exentas del IG cuando son obtenidas por (a) personas humanas residentes en Argentina, (b) sucesiones indivisas residentes en Argentina y (c) Beneficiarios del Exterior que no residan en “jurisdicciones no cooperantes” o los fondos invertidos no provengan de “jurisdicciones no cooperantes”.

En el caso de una venta u otra forma de disposición de Obligaciones Negociables no califique como exenta, la ganancia neta de fuente argentina se encontraría gravada:

1) A una alícuota del 15% sobre el resultado neto de la venta en el caso de valores en moneda extranjera (con las Obligaciones Negociables) para (a) personas humanas residentes en Argentina, (b) sucesiones indivisas residentes en Argentina;
2) A una alícuota del 15% para (c) Beneficiarios del Exterior que no residan en “jurisdicciones no cooperantes” o los fondos invertidos no provengan de “jurisdicciones no cooperantes”, aplicable, a elección del Beneficiario del Exterior, sobre: (i) una base presunta del 90% del precio de venta conforme el inciso i) del artículo 104 de la LIG, o (ii) sobre la ganancia neta determinada real.

Condiciones del Artículo 36

Como se mencionó anteriormente, la exención del IG prevista en la Sección 36 bis de la Ley de Obligaciones Negociables sobre intereses y ganancias de capital aplicará en la medida en que se cumplan las siguientes condiciones previstas en el Artículo 36 de dicha Ley (las “Condiciones del Articulo 36”):

1) Las Obligaciones Negociables deben ser colocadas mediante una oferta pública autorizada por la CNV;
2) Los fondos obtenidos por la colocación deben ser aplicados a uno o más de los siguientes propósitos: (i) inversiones en activos físicos y bienes de capital situados en el país, (ii) adquisición de fondos de comercio situados en el país, (iii) integración de capital de trabajo en el país, (iv) refinanciación de pasivos, (v) integración de aportes de capital en sociedades controladas o vinculadas a la sociedad emisora, (vi) adquisición de participaciones sociales y/o financiamiento del giro comercial de su negocio, cuyo producido se aplique exclusivamente a los destinos antes especificados, y/o (vii) otorgamiento de préstamos (cuando el emisor sea una entidad financiera regida por la Ley N° 21.526 y sus modificatorias y complementarias), a los que los prestatarios deberán darle algunos de los destinos mencionados anteriormente conforme a las regulaciones del BCRA; y
3) La Emisora deberá acreditar ante la CNV que los fondos obtenidos fueron invertidos de acuerdo al plan aprobado.

Si el emisor no cumple con las Condiciones del Artículo 36, se establece que se perderán los beneficios derivados del tratamiento fiscal resultante de la Ley de Obligaciones Negociables y, por lo tanto, el emisor será

1 Conforme Artículo 104 inciso c) apartados 1 y 2 de la LIG.

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responsable del pago de los impuestos que los tenedores de las Obligaciones Negociables habrían estado exentos de pagar si se hubieran cumplido las Condiciones del Artículo 36, calculados a una tasa del 35%. En este caso, los tenedores recibirán el monto de los intereses debidos bajo las Obligaciones Negociables como si no se hubieran pagado impuestos.

De acuerdo con el Artículo 28 del LIG y el Artículo 106 de la Ley N° 11.683 y el Decreto 821/1998 (“Ley de Procedimiento Fiscal”), algunas exenciones no son aplicables cuando, como resultado de la aplicación de una exención, los ingresos que habrían sido recaudados por la Agencia de Recaudación y Control Aduanero (“ARCA”) serían recaudados en su lugar por una autoridad fiscal extranjera. Sin embargo, no serán de aplicación dichas restricciones cuando se trate de Beneficiarios del Exterior, independientemente de si este beneficio aumenta el monto sujeto a tributación en otro país o no.

Tratamiento en materia de Impuesto a las Ganancias para Beneficiarios del Exterior que residen en “jurisdicciones no cooperantes” o los fondos invertidos provienen de “jurisdicciones no cooperantes”

Si los Beneficiarios del Exterior residen en “jurisdicciones no cooperantes” o los fondos invertidos provienen de “jurisdicciones no cooperantes” (los “Beneficiarios NC”), las exenciones mencionadas anteriormente no serán de aplicación y dichos Beneficiarios NC estarán sujetos al tratamiento fiscal descripto en esta sección.

Tratamiento aplicable al pago de intereses

Los ingresos por intereses derivados de las Obligaciones Negociables obtenidos por Beneficiarios NC estarán sujetos al IG a una alícuota del 35%, que será retenida por el pagador argentino de dichos intereses.

La LIG establece que la base imponible para estos pagos será del 43% o del 100% del pago bruto del interés según la condición que revistan el tomador y/o acreedor de los fondos, de acuerdo con el artículo 104, inciso c), apartados 1 y 2 respectivamente de la LIG.

Tratamiento aplicable a las ganancias de capital

Los Beneficiarios NC serán gravados a una alícuota del 35% sobre el 90% del precio de venta de las Obligaciones Negociables (resultando una tasa efectiva del 31.5%).

De acuerdo con la regulación argentina, el pagador argentino sería responsable como agente de retención del IG. Sin embargo, si el comprador es un residente no argentino, el pago del IG debe ser realizado por los Beneficiarios NC a través de su representante legal domiciliado en Argentina o directamente por el Beneficiario NC.

Tratamiento en materia de Impuesto a las Ganancias para Entidades Argentinas

Los contribuyentes argentinos sujetos a las reglas del ajuste por inflación fiscal conforme al Título VI del LIG (las "Entidades Argentinas") estarán sujetos al IG, a una alícuota impositiva progresiva que varía del 25% al 35% en función de la renta neta imponible acumulada en el período fiscal, sobre los intereses derivados de las Obligaciones Negociables y ganancias derivadas de su venta, intercambio, conversión o cualquier forma de disposición. Estos umbrales se ajustan anualmente en función del Índice de Precios al Consumidor (“IPC”).

Conforme con estas disposiciones, para los ejercicios fiscales que se inicien a partir del 1 de enero de 2025, las alícuotas progresivas del IG aplicables son las siguientes: (i) 25% sobre la renta neta imponible acumulada hasta $ 101.679.575,26; (ii) un monto fijo de $ 25.419.893,82, si la renta neta imponible acumulada se encuentra entre $ 101.679.575,26 y $ 1.016.795.752,62, más un 30% adicional sobre el excedente de $ 101.679.575,26; y (iii) un monto fijo de $ 299.954.747,02, si la renta neta gravable acumulada excede $ 1.016.795.752,62, más un 35% adicional sobre el excedente. $ 1.016.795.752,62.

Los pagos de intereses a Entidades Argentinas también están sujetos a retenciones conforme al régimen establecido por la Resolución General (AFIP) N° 830/2000. Dichas retenciones deben computarse como pago

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a cuenta del impuesto a las ganancias que deba abonar la respectiva Entidad Argentina. Cualquier exclusión de dicho régimen de retención deberá ser debidamente acreditada ante el agente de retención por la persona que la invoque.

Impuesto al Valor Agregado

Los pagos de intereses realizados en relación con las Obligaciones Negociables estarán exentos del Impuesto al Valor Agregado (“IVA”) siempre que las Obligaciones Negociables sean emitidos mediante oferta pública autorizada por la CNV. Además, mientras las Obligaciones Negociables cumplan con las condiciones del artículo 36, cualquier beneficio relacionado con la oferta, suscripción, suscripción en el momento de la emisión, transferencia, autorización o cancelación de las Obligaciones Negociables estará exento de IVA en Argentina.

Además, de conformidad con la Ley N° 23.349 la transferencia de Obligaciones Negociables está exenta del IVA incluso si no se cumplen las Condiciones del Artículo 36.

Impuesto Sobre los Bienes Personales

Personas humanas y las sucesiones indivisas residentes en Argentina

Las personas humanas residentes y las sucesiones indivisas residentes en Argentina se encuentran obligadas al pago del Impuesto sobre los Bienes Personales (“IBP”) respecto de ciertos activos (tales como las Obligaciones Negociables) de los que fueran titulares al 31 de diciembre de cada año. Para estos contribuyentes, el mínimo no imponible fue establecido en $ 292.994.964,89.

A partir del 31 diciembre 2025 (inclusive), el monto que exceda el umbral mínimo no imponible estará sujeto a tributación conforme a la siguiente tabla (excepto en el caso de acciones y participaciones en sociedades que se rigen por la Ley General de Sociedades de Argentina):

Valor total de los bienes que supera el umbral mínimo no imponible

Mas de Ps. 0 40.107.213,86 86.898.963,43	A Ps. 40.107.213,86 86.898.963,43 En adelante	Pagarán Ps. 0 200.536,07 551.474,19	Más el % 0,50% 0,75% 1,00%	Sobre el excedente de Ps.
				0 40.107.213,86 86.898.963,43

A partir del 1 de enero de 2026 (inclusive), el monto que exceda el umbral mínimo no imponible estará sujeto a tributación conforme a la siguiente tabla (excepto en el caso de acciones y participaciones en sociedades que se rigen por la Ley General de Sociedades de Argentina):

Valor total de los bienes que supera el umbral mínimo no imponible

Mas de Ps.	A Ps.	Pagarán Ps.	Más el %	Sobre el excedente de Ps.
0	40.107.213,86	0	0,50%	0
40.107.213,86	En adelante	200.536,07	0,75%	40.107.213,86

Finalmente, para los períodos fiscales que comiencen a partir del 1 de enero de 2027 (inclusive), la alícuota será del 0,25% sobre el valor total de los activos que excedan el mínimo no imponible.

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Los montos del umbral mínimo y los montos establecidos anteriormente resultan ajustables anualmente considerando la variación anual del IPC.

El IBP se calculará aplicando la alícuota correspondiente sobre el valor de mercado de las Obligaciones Negociables (en caso de que listen en bolsa) o sobre el costo de adquisición más intereses y diferencias de cambio devengados e impagos (en caso de que no listen en bolsa) al 31 de diciembre de cada año calendario.

Personas humanas y las sucesiones indivisas residentes en el exterior

En lo que respecta a las personas humanas y las sucesiones indivisas residentes en el exterior, por los bienes situados en el país, estarán sujetas a la alícuota del 0,50% sin obligación de ingreso de IBP cuando su importe sea igual o inferior a $ 255,75.

El régimen especial del “ obligado sustituto ” es establecido por la ley del IBP; sin embargo, no es aplicable a la tenencia de obligaciones negociables emitidas de acuerdo con la Ley de Obligaciones Negociables. Por lo tanto, aunque la posesión de dichas obligaciones negociables por individuos o sucesiones indivisas residentes en el exterior estén sujetas al IBP, a la fecha de este Suplemento, no se ha establecido ningún procedimiento para que paguen el IBP por la posesión de Obligaciones Negociables.

Asimismo, la Ley de IBP establece una presunción legal que no admite prueba en contrario, mediante la cual los títulos emitidos por emisores privados argentinos sobre los que tengan titularidad directa una sociedad, cualquier otro tipo de persona de existencia ideal, empresas, establecimientos estables, patrimonios de afectación o explotaciones, domiciliados o, en su caso, radicados o ubicados en el exterior que: (i) estén ubicadas en un país que no exige que las acciones o títulos valores privados sean nominativos (emitidos/registrados a nombre de alguien) y (ii) de conformidad con su naturaleza o estatuto (a) tengan como objeto principal invertir fuera de su país de constitución y/o (b) no puedan realizar determinadas actividades en su propio país o no puedan realizar ciertas inversiones permitidas de conformidad con las leyes de ese país, se considerarán propiedad de personas humanas o sucesiones indivisas residentes en el país; por lo tanto, tales títulos estarán sujetos al IBP.

En esos casos, la Ley de IBP impone la obligación de abonar el IBP para el emisor privado argentino, como obligado sustituto, la alícuota del 1%, autorizándolo a recuperar el monto pagado, sin limitación alguna, mediante retención o ejecución de los activos que dieron lugar al pago. El obligado al ingreso del IBP será la entidad emisora de dichos títulos.

Esa presunción legal no se aplica a las siguientes sociedades extranjeras que tengan la titularidad directa de tales títulos valores: (i) compañías de seguros; (ii) fondos de inversión abiertos; (iii) fondos de retiro; y (iv) bancos o entidades financieras cuya casa matriz se encuentre ubicada en un país cuyo banco central o autoridad equivalente haya adoptado las normas internacionales de supervisión bancaria establecidas por el Comité de Basilea.

La ley IBP también autoriza obligado sustituto a perseguir la repetición monto pagado, incluyendo sin limitación, mediante la retención o la ejecución de los activos dieron lugar tal pago. Sin embargo, el Decreto N° 812/1996 de fecha 24 de julio de 996 establece que la presunción legal mencionada anteriormente tampoco resultará aplicable a acciones y títulos de deuda privados cuya oferta pública haya sido autorizada por la CNV y que se negocien en bolsas de valores ubicadas en Argentina o en el exterior, como es el caso de las Obligaciones Negociables. A fin de garantizar que esta presunción legal no se aplicará y, por lo tanto, que el emisor privado argentino no deberá actuar como “obligado sustituto”, la sociedad mantendrá en sus registros una copia debidamente certificada de la Resolución de la CNV por la que se autoriza la oferta pública de las Obligaciones Negociables y de la prueba que ese certificado se encontraba vigente al 31 de diciembre del ejercicio en que se produjo el pasivo impositivo, conforme la Resolución General AFIP N° 2151/2006.

Impuesto a los Débitos y Créditos en Cuenta Corriente

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La Ley N° 25.413 (la “Ley de Competitividad”), tal como fuera modificada y regulada por la Ley N° 25.453 establece, con determinadas excepciones, un impuesto a los débitos y créditos en cuenta corriente radicadas en instituciones financieras locales y a otras operaciones que se usan para reemplazar el uso de cuentas corrientes (el “IDC”). La alícuota general del IDC asciende al 0,6% por cada débito y crédito, aunque existen alícuotas reducidas del 0,075% así como alícuotas incrementadas del 1,2%.

Por ende, al menos que el tenedor correspondiente de Obligaciones Negociables sea elegible para un tratamiento impositivo alternativo, los montos pagaderos en virtud de las Obligaciones Negociables (por capital, intereses u otros conceptos), que sean acreditados en cuentas bancarias radicadas en entidades financieras argentinas, serán gravados a la alícuota general de 0,6%.

El Decreto N° 409/2018 estableció que el 33% de las sumas abonadas en concepto del IDC por los hechos imponibles sujetos a la tasa general del 0,6%, así como también los gravados a la alícuota del 1,2%, se computarán como pago a cuenta del IG y/o la Contribución Especial sobre el Capital de las Cooperativas. En el caso de aplicarse una alícuota menor, el cómputo como crédito se reducirá al 20%. El monto restante podrá ser deducido de la base imponible del IG.

En el caso de las micro, pequeñas y medianas empresas registradas como tales conforme a la legislación argentina, el porcentaje de pago a cuenta del IG puede ser mayor, según corresponda. Además, el Decreto N° 394/2023 establece que, a partir del 31 de julio de 2023, las microempresas podrán computar hasta el 30% del IDC efectivamente pagado como pago a cuenta de hasta el 15% de las contribuciones patronales previstas en el artículo 19 de la Ley de Solidaridad que se destinan al Sistema Integrado de Seguridad Social Argentino (“SIPA”).

La Ley de Solidaridad Social y Reactivación Productiva estableció que, en el caso de extracciones de efectivo, en cualquier forma, los débitos efectuados en cuentas abiertas en entidades financieras estarán sujetos al doble de la alícuota vigente para cada caso, sobre el monto de dichas extracciones. Esta disposición no se aplica a las personas humanas o jurídicas que califiquen y acrediten su condición de Micro y Pequeñas Empresas.

En general, las entidades financieras intervinientes actúan como agentes de recaudación y liquidan el IDC.

Existen exenciones en el IDC relacionadas con el sujeto y el destino de las cuentas. Los movimientos registrados en las cuentas corrientes especiales creadas por la Comunicación “A” 3.250 del BCRA están exentos del IDC cuando las cuentas se abran a nombre de personas jurídicas extranjeras y siempre que se utilicen exclusivamente para inversiones en entidades financieras del país. Además, el artículo 10 inciso (a) del Anexo del Decreto N° 380/2001 establece que, entre otras operaciones, estarán exentos del IDC los débitos y créditos correspondientes a cuentas utilizadas exclusivamente para operaciones inherentes a la actividad específica y las transferencias y remesas ordenadas con el mismo fin por los mercados autorizados por la CNV y sus respectivos agentes, bolsas de comercio que no cuenten con mercados de valores organizados, depositarias de valores y entidades de compensación y liquidación autorizadas por la CNV.

Sin perjuicio de lo anterior, a partir de la emisión de la Resolución General AFIP N° 3900/2016, ciertas cuentas bancarias deben ser registradas en el registro establecido por ARCA para poder gozar de determinadas exenciones y reducciones previstas para el IDC.

En el caso de los potenciales inversores, los pagos que reciban en cuentas bancarias abiertas en entidades financieras en Argentina pueden estar sujetos al IDC, salvo que corresponda alguna exención.

Impuesto sobre los Ingresos Brutos

El impuesto a los ingresos brutos (“ISIB”) es un tributo local que grava el desarrollo habitual de cualquier actividad comercial con fines de lucro dentro de una jurisdicción provincial o de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. La base imponible son los ingresos brutos obtenidos como resultado de las actividades comerciales y económicas desarrolladas en la jurisdicción correspondiente.

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A la fecha del presente Suplemento, algunas jurisdicciones locales, como la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y la Provincia de Buenos Aires, establecen que los ingresos resultantes de cualquier operación relativa a Obligaciones Negociables emitidas de acuerdo con la Ley de Obligaciones Negociables están exentos del ISIB en la medida que hayan sido emitidas de conformidad con las disposiciones establecidas en la Ley N° 23.576 y modificatorias, y mientras resulte de aplicación la exención del IG. Estas exenciones fiscales no se aplican a los agentes de bolsa y restantes intermediarios.

Los tenedores deben considerar la posible incidencia del ISIB sobre el volumen de negocios en otras jurisdicciones de conformidad con las disposiciones establecidas en dichas jurisdicciones.

Regímenes de recaudación provincial sobre créditos en cuentas bancarias

Los fiscos provinciales han establecido regímenes de recaudación del ISIB que resultan aplicables a los créditos que se produzcan en cuentas bancarias abiertas en entidades financieras, cualquiera sea su especie y/o naturaleza, quedando comprendidas la totalidad de las sucursales, cualquiera sea el asiento territorial de las mismas.

Las alícuotas a aplicar dependen de cada uno de los fiscos provinciales con un rango que puede llegar, en general, al 5% y varían en función de determinados grupos o categorías de contribuyentes, como la categoría de riesgo asignada y el grado de cumplimiento formal y material de las obligaciones tributarias.

Los potenciales inversores que puedan recibir pagos en cuentas bancarias argentinas deben corroborar con sus asesores fiscales las posibles aplicaciones de estos regímenes de recaudación.

Impuesto de Sellos

El Impuesto de Sellos (“IS”) es un tributo que grava en cada jurisdicción argentina la instrumentación de actos y contratos de carácter oneroso, que se otorguen en el territorio de cada Provincia y de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, o la de aquellos que, siendo instrumentados en una de las mencionadas jurisdicciones o en el exterior, produzcan efectos en el territorio de otra jurisdicción.

En la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, así como en la Provincia de Buenos Aires, están exentos de este impuesto todos los actos, contratos y operaciones, incluyendo entregas o recepciones de dinero, relacionados con la emisión, suscripción, colocación y transferencia de obligaciones negociables, emitidas conforme el régimen de las Ley de Obligaciones Negociables. Esta exención comprenderá a los aumentos de capital que se realicen para la emisión de acciones a entregar, por conversión de las obligaciones negociables, como así también, a la constitución de todo tipo de garantías personales o reales a favor de inversores o terceros que garanticen la emisión sean anteriores, simultáneos o posteriores a la misma.

Los potenciales adquirentes de las obligaciones negociables deberán considerar la posible incidencia de este impuesto en las distintas jurisdicciones del país con relación a la emisión, suscripción, colocación y transferencia de las Obligaciones Negociables.

Impuesto a la Transmisión Gratuita de Bienes

No existe un impuesto federal sobre la transmisión gratuita de bienes a herederos, donatarios, legatarios o beneficiarios. De las jurisdicciones locales argentinas, solo la Provincia de Buenos Aires ha establecido este tipo de impuesto.

Para los contribuyentes domiciliados en la Provincia de Buenos Aires, el Impuesto a la Transmisión Gratuita de Bienes (“ITGB”) se aplica sobre el monto total del enriquecimiento gratuito, tanto respecto de bienes ubicados en la provincia de Buenos Aires como fuera de ella. Por el contrario, en el caso de contribuyentes domiciliados fuera de la Provincia de Buenos Aires, el impuesto solo es exigible respecto de bienes transferidos gratuitamente y ubicados en la Provincia de Buenos Aires, conforme lo dispuesto por la Ley N° 14.044.

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Respecto del período fiscal 2025, las transmisiones gratuitas de bienes se encuentran exentas de este impuesto cuando su monto total, sin incluir deducciones, exenciones y exclusiones, es igual o inferior a $ 2.038.752 o $ 8.488.486 en el caso de padres, hijos y cónyuge.

Las alícuotas aplicables varían entre el 1,603% y 9,513% más el pago de una suma fija, atendiendo al grado de parentesco y el monto de la base imponible involucrada.

Respecto de la existencia del ITGB en las demás jurisdicciones provinciales, el análisis debería realizarse tomando en consideración la legislación aplicable en cada Provincia. Los potenciales adquirentes de las obligaciones negociables deberán considerar la posible incidencia de este impuesto en las distintas jurisdicciones del país con relación a la emisión, suscripción, colocación y transferencia de las Obligaciones Negociables.

Tasa de Justicia

En caso de que sea necesario instituir procedimientos judiciales de ejecución en relación con las Obligaciones Negociables en Argentina, se impondrá una tasa de justicia sobre el monto de cualquier reclamo iniciado ante los tribunales de Argentina o aquellos con asiento en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (en general, a una alícuota del 3%). Determinados impuestos judiciales y de otro tipo podrían gravar el importe de cualquier demanda presentada ante los tribunales de la provincia correspondiente.

Convenios Para Evitar la Doble Imposición Internacional

Argentina posee convenios para evitar la doble imposición vigentes con varios países, a saber, Alemania, Australia, Bélgica, Bolivia, Brasil, Canadá, China, Chile, Dinamarca, Emiratos Árabes Unidos, España, Finlandia, Francia, Italia, México, Noruega, Países Bajos, Qatar, Reino Unido, Rusia, Suecia, Suiza, Turquía y Uruguay. Si bien se han firmado tratados con Luxemburgo, Austria y Japón, los mismos aún no han entrado en vigor a la fecha de este Suplemento.

Actualmente no existe ningún convenio para evitar la doble imposición internacional en vigencia entre Argentina y Estados Unidos para evitar la doble imposición sobre la renta y el capital. Sin embargo, existe un acuerdo internacional para el intercambio automático de información entre la ARCA y el Servicio de Impuestos Internos (“IRS”) de los Estados Unidos.

La “Convención Multilateral para Implementar Medidas Relacionadas con los Tratados Tributarios para Prevenir la Erosión de la Base Imponible y el Traslado de Beneficios” (“MLI”), en el marco de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (“OCDE”), ha sido aprobada por la Ley N° 27.788. Su aprobación modificará los acuerdos firmados con muchas jurisdicciones, sujeto a (i) la lista de tratados incluidos bajo las modificaciones del MLI —que Argentina notificará a la OCDE— y (ii) la fecha en que tanto Argentina como la otra jurisdicción signataria hayan completado plenamente sus respectivos procedimientos internos de ratificación y notificación al depositario.

Restricción respecto del ingreso de fondos de las “jurisdicciones no cooperantes” y de las “jurisdicciones de baja o nula tributación”

A efectos fiscales, cualquier referencia a “jurisdicciones no cooperantes” o “jurisdicciones de baja o nula tributación” debe entenderse como “jurisdicciones no cooperantes o jurisdicciones de baja o nula tributación”, tal y como se definen en los artículos 19 y 20 de la LIG.

El artículo 19 de la LIG define a las “jurisdicciones no cooperantes” como aquellos países o jurisdicciones que no tengan vigente con la República Argentina un acuerdo de intercambio de información en materia tributaria o un convenio para evitar la doble imposición internacional con cláusula amplia de intercambio de información. Asimismo, considera como no cooperantes aquellos países que, teniendo vigente un acuerdo con

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los alcances antes definidos, no cumplan efectivamente con el intercambio de información. Además, el artículo establece que el Poder Ejecutivo nacional elaborará un listado de las jurisdicciones no cooperantes con base en el criterio antes descripto, el que ha sido establecido en el artículo 24 del Decreto N° 862/2019 y sus modificatorios. A la fecha, Estados Unidos no es considerada una “jurisdicción no cooperante” en virtud de la sección 19 de la LIG.

De acuerdo con el artículo 20 de la LIG, son “jurisdicciones de baja o nula tributación” aquellos países, dominios, jurisdicciones, territorios, estados asociados o regímenes tributarios especiales que establezcan una tributación máxima a la renta empresaria inferior al quince por ciento (15%). Esta cifra representa el 60% de la alícuota más baja del IG empresarial (es decir, 25%) que se establece en la escala del primer párrafo del artículo 73 de la LIG.

El artículo 25 del Decreto N° 862/2019 dispone que a los fines de determinar el nivel de imposición mencionado en el párrafo anterior deberá considerarse la tasa total de tributación, en cada jurisdicción, que grave la renta empresaria, con independencia de los niveles de gobierno que las hubieren establecido y que se entenderá por ‘régimen tributario especial’ a toda regulación o esquema específico que se aparta del régimen general de imposición a la renta empresaria vigente en ese país y que dé por resultado una tasa efectiva inferior a la establecida en el régimen general. Asimismo, el artículo 25 dispone que se entiende por “regímenes fiscales especiales” a toda norma o régimen especial que establezca un impuesto societario especial que resulte en una carga tributaria inferior a la de los regímenes generales de esa jurisdicción.

La ARCA ha elaborado una lista indicativa y no exhaustiva de jurisdicciones consideradas de baja o nula tributación, la cual puede consultarse en su sitio web: https://www.afip.gob.ar/fiscalidadinternacional/jurisdicciones-no-cooperantes/jurisdicciones-baja-nula-tributacion/periodos.asp

Disolución de la AFIP. Creación de la ARCA

El 25 de octubre de 2024 se publicó en el Boletín Oficial de la República Argentina el Decreto N° 953/2024. A través de este Decreto, el Gobierno Nacional dispuso la creación de la ARCA bajo la órbita del Ministerio de Economía, formalizando simultáneamente la disolución de la AFIP. Además, mediante el mismo Decreto N° 953/2024, el Gobierno Nacional estableció algunas pautas internas respecto de la organización y competencias de la ARCA

EL RESUMEN ANTERIOR NO TIENE POR OBJETO CONSTITUIR UN ANÁLISIS COMPLETO DE TODAS LAS CONSECUENCIAS IMPOSITIVAS RELACIONADAS CON LA TENENCIA O DISPOSICIÓN DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES. SE ACONSEJA A LOS TENEDORES Y POSIBLES COMPRADORES CONSULTAR CON SUS RESPECTIVOS ASESORES IMPOSITIVOS ACERCA DE LAS CONSECUENCIAS IMPOSITIVAS EN CADA CASO PARTICULAR.

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PLAN DE DISTRIBUCIÓN

La colocación de las Obligaciones Negociables será llevada a cabo mediante una oferta que califique como oferta pública en la Argentina de conformidad con los términos de la Ley de Mercado de Capitales, las Normas de la CNV y demás normas aplicables. En virtud de ello, la Sociedad ofrecerá las Obligaciones Negociables en suscripción por intermedio de los Agentes Colocadores Locales y de los Compradores Iniciales por un valor nominal de hasta U.S.$500.000.000 (dólares estadounidenses quinientos millones), ampliable hasta el Monto Máximo de Emisión y al precio de emisión que se fije oportunamente en virtud del procedimiento aquí descripto.

La oferta de suscripción de las Obligaciones Negociables por parte del público inversor constará de: (i) una oferta dirigida a Inversores Calificados en la Argentina (la “Oferta Local”), oferta que será realizada por intermedio de los Agentes Colocadores Locales de conformidad con, y sujeto a, los términos y condiciones previstos en el presente Suplemento y en el contrato a ser suscripto entre Balanz Capital Valores S.A.U., Banco Santander Argentina S.A., Macro Securities S.A.U. y Banco de Galicia y Buenos Aires S.A., en su carácter de Agentes Colocadores Locales, y la Sociedad (el “Contrato de Colocación Local”); y (ii) una oferta dirigida a (a) “compradores calificados” ( Qualified Institutional Buyers o QIB según se los define en la Regla 144A dentro de los Estados Unidos); y (b) en operaciones fuera de los Estados Unidos sobre la base de la Regulación S, oferta que será realizada por intermedio de los Compradores Iniciales (la “Oferta Internacional”, y junto con la Oferta Local, la “Oferta”) de conformidad con, y sujeto a, los términos y condiciones previstos en el contrato de compra ( purchase agreement ) a ser firmado entre BBVA Securities Inc., Citigroup Global Markets Inc., Itaú BBA USA Securities, Inc., Santander US Capital Markets LLC, en su carácter de organizadores y colocadores internacionales, y Balanz Capital UK LLP, en su carácter de colocador internacional, actuando todos ellos en su carácter de Compradores Iniciales, y la Sociedad (el “Contrato de Compra Internacional”); en cada caso, de acuerdo con la Ley de Mercado de Capitales y las Normas de la CNV, entre otras normas aplicables. De conformidad con los términos y condiciones del Contrato de Compra Internacional, cada Comprador Inicial acordará comprar de manera individual y no solidariamente, y la Sociedad acordará vender las Obligaciones Negociables a dicho Comprador Inicial, en el monto de capital que oportunamente se informe en el Aviso de Resultados que se publicará por un día en el Boletín Diario de la BCBA, en la página web de A3 Mercados, en la Página Web de la CNV, y en la página web de la Emisora.

La colocación de las Obligaciones Negociables en la Argentina será realizada de acuerdo con lo detallado más adelante bajo el título “ Esfuerzos de Colocación ”. Sin perjuicio de ello, fuera de la Argentina, las Obligaciones Negociables serán ofrecidas únicamente de acuerdo con las leyes de las jurisdicciones aplicables que establecen excepciones a los requerimientos relacionados con la obligación de registración.

De conformidad con el Contrato de Colocación Local, los Colocadores Locales acordarán realizar una serie de esfuerzos de comercialización y colocación de las Obligaciones Negociables en la Argentina con sujeción a la Ley de Mercado de Capitales, las Normas de la CNV y demás normas aplicables. Sujeto a los términos y condiciones del Contrato de Compra Internacional, los Compradores Iniciales procederán a realizar una serie de esfuerzos de comercialización y colocación de las Obligaciones Negociables fuera de la Argentina con las limitaciones descriptas en el presente.

Los Colocadores Locales no asumirán compromisos de colocación en firme de las Obligaciones Negociables, ni tampoco garantizan la colocación de las mismas, ni que los términos y condiciones bajo los cuales las Obligaciones Negociables podrán ser emitidas y colocadas, serán satisfactorios y/o convenientes para el Emisor. El Contrato de Colocación firmado será presentado en CNV dentro de los cinco (5) Días Hábiles de finalizado el período de colocación.

El Contrato de Compra Internacional establecerá que las obligaciones de los distintos Compradores Iniciales de comprar las Obligaciones Negociables estarán sujetas a ciertas condiciones precedentes. Los Compradores Iniciales podrán ofrecer y vender las Obligaciones Negociables a través de alguna de sus afiliadas. El Contrato de Compra Internacional también establecerá que si un Comprador Inicial incumple sus obligaciones, los compromisos de compra de los compradores iniciales que no incumplen podrían aumentarse o la oferta podrá ser terminada. Adicionalmente, y con posterioridad a la celebración de la oferta, los Compradores Iniciales

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podrán modificar el precio de oferta y otras condiciones de venta de las Obligaciones Negociables que hayan suscripto.

La Sociedad acordará mantener indemnes a los Compradores Iniciales frente a ciertas obligaciones, incluidas las obligaciones previstas en la Ley de Títulos Valores Estadounidense, y contribuir con los pagos que los Compradores Iniciales pudieran tener que realizar respecto de alguna de estas obligaciones.

Las Obligaciones Negociables no han sido ni serán registradas en virtud de la Ley de Títulos Valores Estadounidense. Cada Comprador Inicial ofrecerá o venderá las Obligaciones Negociables sólo (i) en los Estados Unidos a compradores calificados según lo definido en la Regla 144A de la Ley de Títulos Valores Estadounidense o (ii) en operaciones fuera de los Estados Unidos sobre la base de la Regulación S de la Ley de Títulos Valores Estadounidense. Las Obligaciones Negociables ofrecidas o vendidas de acuerdo con la Regulación S no podrán ofrecerse, venderse ni entregarse en los Estados Unidos o a ninguna persona estadounidense, o en beneficio o por cuenta de ninguna persona estadounidense, a menos que las Obligaciones Negociables se registren en virtud de la Ley de Títulos Valores Estadounidense o estuviera disponible alguna exención de tal registro. Los términos utilizados más arriba tienen los significados que se les asigna en la Regulación S y en la Regla 144A de la Ley de Títulos Valores Estadounidense.

Balanz Capital UK LLP no es un agente de bolsa registrado en la SEC y, por lo tanto, no puede realizar ventas de valores negociables en los Estados Unidos ni a personas estadounidenses, salvo en cumplimiento de las leyes y normativas estadounidenses aplicables. Balanz Capital UK LLP no realizará ofertas ni efectuará ventas de los valores negociables en los Estados Unidos ni a personas estadounidenses. Balanz Capital UK LLP solo realizará ofertas y ventas de los valores negociables fuera de los Estados Unidos a personas no estadounidenses.

Nueva emisión de obligaciones negociables

Las Obligaciones Negociables constituyen una nueva emisión de obligaciones negociables, por lo que actualmente no existe un mercado para ellas. Hemos solicitado autorización para el listado de las Obligaciones Negociables en BYMA y A3 Mercados. Sin embargo, no podemos asegurarle que esas solicitudes serán aprobadas.

No Venta de Valores Similares

Hemos acordado que, por un período de 90 días a partir del cierre de la oferta, no ofreceremos, venderemos ni contrataremos vender ni de otro modo dispondremos de ningún valor de deuda sustancialmente similar a las Obligaciones Negociables, emitido o garantizado por nosotros y con un plazo superior a un año, sin el consentimiento previo por escrito de los Compradores Iniciales. Los Compradores Iniciales, a su entera discreción, pueden liberar cualquiera de los valores sujetos al Contrato de Compra Internacional en cualquier momento sin previo aviso.

Listado de las Obligaciones Negociables

Solicitaremos la autorización para el listado de las Obligaciones Negociables en BYMA y para la negociación en A3 Mercados. Las Obligaciones Negociables no tienen un mercado de negociación establecido, por lo que no podemos asegurarle la liquidez, desarrollo o continuación de los mercados de negociación para las Obligaciones Negociables. Además, cualquier actividad de creación de mercado estará sujeta a los límites impuestos por la Ley de Valores, la Ley de Intercambio, la Ley de Mercados de Capitales de Argentina y las normas de la CNV. En consecuencia, no podemos asegurarle la liquidez, el desarrollo o la continuación de los mercados de negociación para las Obligaciones Negociables.

Relaciones con los Compradores Iniciales

Algunos de los Compradores Iniciales, de los Agentes Colocadores Locales y de sus respectivas afiliadas son instituciones financieras y han realizado y podrán realizar en el futuro variedad de actividades, que pueden incluir negociación de valores negociables, inversión comercial y financiera, asesoramiento financiero, gestión de inversiones, investigación de inversiones, inversiones de capital, coberturas, financiamientos,

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actividades de corretaje, banca de inversión y/u otras operaciones comerciales en el giro ordinario de nuestros negocios, o nuestras sociedades vinculadas. En consecuencia, los Compradores Iniciales, los Agentes Colocadores Locales y sus respectivas afiliadas han prestado, y pueden prestar en el futuro, diversos servicios de banca comercial y de inversión y de asesoramiento financiero para nosotros y para nuestras afiliadas o subsidiarias y han recibido o podrán recibir en el futuro comisiones, honorarios o intereses habituales para estas operaciones.

En adición, en el curso ordinario de las actividades de sus negocios, los Compradores Iniciales, los Agentes Colocadores Locales y sus respectivas afiliadas pueden realizar o mantener una amplia gama de inversiones y negociar activamente instrumentos financieros (incluidos los préstamos bancarios) por cuenta propia y por cuenta de sus clientes. Dichas inversiones y actividades bursátiles pueden incluir valores negociables y/o instrumentos nuestros o de nuestras afiliadas. Si cualquiera de los Compradores Iniciales, de los Agentes Colocadores Locales o sus afiliadas tiene una relación crediticia con nosotros, algunos de esos Compradores Iniciales, Agentes Colocadores Locales o sus afiliadas habitualmente cubren o es probable que cubran, y algunos otros de esos Compradores Iniciales, Agentes Colocadores Locales o sus afiliadas pueden cubrir, su exposición crediticia frente a nosotros de acuerdo con sus políticas habituales de gestión de riesgos. Normalmente, estos Compradores Iniciales, Agentes Colocadores Locales y sus afiliadas cubrirían dicho riesgo mediante la realización de operaciones la compra de swaps de incumplimiento crediticio o la creación de posiciones cortas en nuestras obligaciones negociables, incluyendo potencialmente las obligaciones negociables aquí ofrecidas. Dichas operaciones podrían afectar negativamente a los futuros precios de negociación de las obligaciones negociables ofrecidas. Los Compradores Iniciales, los Agentes Colocadores Locales o sus respectivas afiliadas también pueden hacer recomendaciones de inversión y/o publicar o expresar opiniones de investigación independientes con respecto a dichos valores negociables o instrumentos y pueden mantener, o recomendar a los clientes que adquieran, posiciones largas y/o cortas en los mismos.

Esfuerzos de Colocación en Argentina

La Emisora, conjuntamente con los Agentes Colocadores Locales, realizará esfuerzos de colocación y ofrecerá las Obligaciones Negociables en Argentina a través de una oferta pública bajo los términos de la Ley de Mercado de Capitales, las Normas de la CNV y cualquier otra regulación aplicable, incluyendo, sin limitación, el Capítulo IV, Título VI de las Normas de la CNV.

De conformidad con la normativa aplicable en Argentina, las Obligaciones Negociables no podrán ser ofrecidas directamente al público inversor en Argentina sino a través de la Emisora o de los Agentes Colocadores Locales. La oferta de las Obligaciones Negociables al público inversor se llevará adelante conforme al Prospecto y al Suplemento en idioma español, según lo establecido en la Ley de Mercado de Capitales, las Normas de la CNV (incluyendo, sin limitación, el Capítulo IV, Título VI de las Normas de la CNV), y cualquier otra regulación o procedimiento aplicable, tal como se describe en el presente Suplemento.

Las Obligaciones Negociables serán ofrecidas en Argentina por intermedio de los Agentes Colocadores Locales, sujeto a los términos y condiciones del Contrato de Colocación. Los Agentes Colocadores Locales se encuentran autorizados bajo las leyes argentinas para actuar como agentes colocadores en Argentina.

En Argentina, las Obligaciones Negociables serán ofrecidas por los Agentes Colocadores Locales a Inversores Calificados, tal como se los define en el artículo 12, Sección II, Capítulo VI, Título II de las Normas de la CNV, de conformidad con y sujeto a los términos y condiciones del Contrato de Colocación Local.

Adicionalmente, la Emisora, conjuntamente con los Compradores Iniciales, realizará esfuerzos de colocación de las Obligaciones Negociables en el mercado internacional fuera de Argentina, de conformidad con las regulaciones aplicables de cada jurisdicción. Las Obligaciones Negociables serán ofrecidas por los Compradores Iniciales fuera de la Argentina conforme con las leyes aplicables de cada jurisdicción en las que las Obligaciones Negociables sean ofrecidas en cumplimiento con la Regla 144A y la Regulación S.

Los esfuerzos de colocación consistirán en una variedad de métodos y actividades de marketing realizadas habitualmente en transacciones de este tipo, que podrán incluir, entre otras, las siguientes: (i) la realización de presentaciones “roadshows” con potenciales inversores locales o internacionales; (ii) conferencias, o llamadas

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individuales, en las que los potenciales inversores tendrán la oportunidad de hacer preguntas sobre nuestro negocio y las Obligaciones Negociables; (iii) nuestra Dirección estará a disposición de los potenciales inversores, tanto en Argentina como en países del exterior, por los siguientes medios: (a) llamadas individuales uno a uno; (b) reuniones; y (c) reuniones grupales; (iv) roadshows virtuales, una presentación digital que permite a los potenciales inversores acceder a la presentación de la Emisora; (v) la publicación de un resumen de este Suplemento de Prospecto (que contiene información sustancialmente similar a la incluida en el Memorándum de Oferta Preliminar en idioma inglés) en el Boletín Electrónico de A3 Mercados, el Boletín Diario de la BCBA y la publicación de otros avisos en periódicos y boletines; (vi) la distribución (electrónica o en papel) del Suplemento de Prospecto en Argentina, del Memorándum de Oferta Preliminar en idioma inglés, y de los documentos similares en inglés para los restantes países (de conformidad con la Regla 144A y la Regulación S), que serán sustancialmente idénticos entre sí; y (vii) la disponibilidad para los potenciales inversores argentinos, a su solicitud, de copias impresas del Suplemento de Prospecto y del Memorándum de Oferta Preliminar, en las oficinas de los Agentes Colocadores Locales y Compradores Iniciales (a las direcciones detalladas al final de este Suplemento).

Oferta Local

Los Colocadores Locales solo podrán solicitar o recibir órdenes de compra de inversores argentinos.

Colocación y Adjudicación Inicial de las Obligaciones Negociables

En virtud del Artículo 1 de la Sección I del Capítulo IV del Título VI de las Normas de la CNV, la colocación de las Obligaciones Negociables se realizará bajo el proceso denominado proceso de formación de libro, conocido internacionalmente como " book building ” (el “Mecanismo de Formación de Libro”), que estará a cargo de los Compradores Iniciales y de los Colocadores Locales.

Los Compradores Iniciales volcarán las Manifestaciones de Interés (según este término se define más abajo) recibidas de los potenciales inversores fuera de la Argentina en el Registro (según este término se define más abajo), mientras que los Colocadores Locales estarán a cargo de volcar las Manifestaciones de Interés recibidas dentro de la Argentina en el Registro.

Los Compradores Iniciales volcarán las Manifestaciones de Interés recibidas de los potenciales inversores fuera de la Argentina y de los Colocadores Locales en la Argentina en un libro de registro llevado de conformidad con las prácticas habituales y normativa aplicable para este tipo de colocaciones internacionales en los Estados Unidos según lo previsto en el artículo 1º de la Sección I del Capítulo IV del Título VI de las Normas de la CNV (el “Registro”). El Registro se llevará en la Ciudad de Nueva York a través de la plataforma informática de los Compradores Iniciales e identificará en forma precisa la siguiente información de conformidad con lo requerido por las Normas de la CNV: nombre del potencial inversor, país donde se encuentra dicho inversor, el tipo de institución o persona de que se trata, el monto de la Manifestación de Interés recibida, el Rendimiento Solicitado y la fecha y hora en que fue efectuada.

En la Argentina, los potenciales inversores podrán presentar Manifestaciones de Interés para la compra de las Obligaciones Negociables ante los Colocadores Locales, y las Manifestaciones de Interés deberán especificar el monto de suscripción de las Obligaciones Negociables solicitado (que no podrá ser inferior a U.S.$10.000 o múltiplos enteros de U.S.$1.000 en exceso de dicho monto), y el rendimiento solicitado para las Obligaciones Negociables expresado como tasa nominal anual truncada a tres decimales (dicho rendimiento, el “Rendimiento Solicitado”, y dichas manifestaciones de interés, las “Manifestaciones de Interés”). Sujeto a las Normas de la CNV y demás normas aplicables, los Colocadores Locales podrán requerir que los potenciales inversores locales que presenten Manifestaciones de Interés provean garantías del pago de sus suscripciones.

Período de la Oferta y Adjudicación

Período de la Oferta

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Las Manifestaciones de Interés en la Argentina deberán presentarse ante los Colocadores Locales durante el período de al menos 1 día hábil en la Argentina que comenzará y finalizará en la fecha que se detalle en el aviso de suscripción (el “Aviso de Suscripción”) que oportunamente publicaremos en la Página Web de la CNV, en los sistemas informáticos del mercado, incluyendo el Boletín Diario de la BCBA y en la página web de A3 Mercados, en el horario que se indique en el Aviso de Suscripción (el “Período de la Oferta”) y en la Fecha de Adjudicación (conforme dicho término se define más adelante) en el cual los Colocadores Locales recibirán Manifestaciones de Interés hasta la hora que se indique en el Aviso de Suscripción (el Período de la Oferta y la fecha y hora de la finalización del Período de la Oferta, la “Fecha Límite de Recepción de Manifestaciones de Interés”). A partir de la Fecha Límite de Recepción de Manifestaciones de Interés no se recibirán nuevas Manifestaciones de Interés.

En la fecha y en los horarios que se informen en el Aviso de Suscripción, los Compradores Iniciales ingresarán en el Registro todas las Manifestaciones de Interés recibidas hasta la Fecha Límite de Recepción de Manifestaciones de Interés, y procederán a su cierre (la fecha y hora del efectivo ingreso de las Manifestaciones de Interés y cierre del Registro (determinada a exclusivo criterio de los Compradores Iniciales dentro del rango descripto anteriormente), la “Fecha de Cierre del Registro”). A partir de la Fecha Límite de Recepción de Manifestaciones de Interés no se recibirán nuevas Manifestaciones de Interés. Las Manifestaciones de Interés recibidas hasta la Fecha Límite de Recepción de Manifestaciones de Interés no serán vinculantes, y podrán ser retiradas o modificadas hasta la Fecha de Cierre del Registro. En virtud de las facultades previstas por el Artículo 7, Sección I, del Capítulo IV, Título VI de las Normas de la CNV, los potenciales inversores podrán renunciar a la necesidad de ratificar expresamente las Manifestaciones de Interés con efecto a la Fecha de Cierre del Registro. En consecuencia, todas las Manifestaciones de Interés que no hubieran sido retiradas o modificadas a la Fecha de Cierre del Registro constituirán ofertas firmes, vinculantes y definitivas en los términos presentados (según las modificaciones realizadas hasta ese momento) con efecto a partir de la Fecha de Cierre del Registro.

Adjudicación

De acuerdo con las Normas de la CNV, el día posterior a la finalización del Período de la Oferta (la “Fecha de Adjudicación”), con posterioridad al cierre del Registro por parte de los Compradores Iniciales, la Compañía, conjuntamente con los Compradores Iniciales, determinará (i) el precio de emisión aplicable; (ii) la tasa de interés aplicable; (iii) el plazo de vencimiento de las Obligaciones Negociables; y (iv) el monto de Obligaciones Negociables a emitir, todo ello, en función de la demanda recibida y de acuerdo con el Mecanismo de Formación de Libro.

En la Fecha de Adjudicación y luego del cierre de la adjudicación final de las Obligaciones Negociables, se publicará el Aviso de Resultados en la Página Web de la CNV, tan pronto como sea posible, en el Boletín Diario de la BCBA y en la página web de A3 Mercados, (i) el precio de emisión; (ii) la tasa de interés; (iii) el plazo de vencimiento de las Obligaciones Negociables; y (iv) el monto de Obligaciones Negociables a emitir.

Modificación, Reducción, Suspensión y/o Prórroga

El Período de la Oferta y/o la Fecha de Adjudicación pueden ser modificados, reducidos, suspendidos o extendidos antes de la expiración del plazo original, mediante aviso dado por los mismos medios por los cuales se anunció la oferta original. Ni la Emisora, ni los Colocadores Locales ni los Compradores Iniciales serán responsables en caso de modificación, reducción, suspensión o extensión del Período de la Oferta o de la Fecha de Adjudicación, y los inversores que hayan presentado Manifestaciones de Interés no tendrán derecho a compensación y/o de indemnización alguna. En caso de que se reduzca el Período de la Oferta, las Manifestaciones de Interés presentadas por los inversores antes de la comunicación de dicha reducción serán válidas y vinculantes, sin perjuicio del derecho de los inversores a retirar y/o modificar dichas Manifestaciones de Interés de conformidad con los términos del presente Suplemento. En caso de que se termine o revoque el Período de la Oferta o se decida no emitir las Obligaciones Negociables, todas las Manifestaciones de Interés que hayan sido recibidas quedarán automáticamente sin efecto.

En caso de que el Período de la Oferta o la Fecha de Adjudicación sea suspendido o prorrogado, los inversores que presentaron Manifestaciones de Interés durante dicho período podrán, a su criterio y sin ninguna penalidad,

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retirar dichas Manifestaciones de Interés en cualquier momento durante el período de la suspensión o el nuevo Período de la Oferta prorrogado.

Terminación Anticipada, Modificación, Suspensión y/o Prórroga. Oferta desierta. Rechazo de Manifestaciones de Interés.

La terminación anticipada, modificación, suspensión y/o prórroga del Período de la Oferta y/o de la Fecha de Adjudicación no someterá a la Emisora ni a los Colocadores Locales ni a los Compradores Iniciales a responsabilidad alguna y no otorgará a los inversores que hayan presentado Manifestaciones de Interés derecho de compensación y/o de indemnización alguna. En el caso de que se dé por finalizado el Período de la Oferta y/o de la Fecha de Adjudicación y/o se decida no emitir las Obligaciones Negociables, todas las Manifestaciones de Interés que han sido recibidas quedarán automáticamente sin efecto.

En caso de que el Período de la Oferta sea suspendido o prorrogado, los inversores que presentaron Manifestaciones de Interés durante dicho período podrán, a su criterio y sin ninguna penalidad, retirar dichas Manifestaciones de Interés en cualquier momento durante el período de la suspensión o el nuevo Período de la Oferta prorrogado.

Las Manifestaciones de Interés no podrán rechazarse, salvo en los supuestos que contengan errores y omisiones de datos que hagan indebidamente gravoso y/o imposible su procesamiento o bien en los supuestos que se indican a continuación.

Las personas que presenten una Manifestación de Interés podrán verse obligadas a suministrar a los Colocadores Locales y/o a los Compradores Iniciales toda aquella información y documentación que pueda ser requerida por aquellos, según fuera el caso, a fin de dar cumplimiento a las regulaciones aplicables, incluso, a título enunciativo, las leyes y reglamentaciones relacionadas con la prevención de lavado de activos y financiamiento del terrorismo. En los casos en que la información señalada precedentemente: (i) resultare insuficiente, incompleta y/o (ii) no fuera proporcionada en tiempo y forma debida, los Colocadores Locales y/o los Compradores Iniciales podrán rechazar dichas Manifestaciones de Interés, sin ningún tipo de responsabilidad.

La Emisora y/o los Colocadores Locales y/o los Compradores Iniciales se reservan el derecho de rechazar cualquiera de las Manifestaciones de Interés si cualquiera de ellos estimara que no se han cumplido a su satisfacción con los requerimientos de información, con la documentación solicitada y/o con los requisitos formales establecidos en relación con los mismos y/o con las garantías requeridas y con las leyes y regulaciones aplicables, leyes y reglamentaciones relacionadas con el lavado de activos y financiamiento del terrorismo, incluidas las normas del mercado de capitales para la prevención del lavado de activos y financiamiento del terrorismo emitidas por la UIF y demás normas similares de la CNV y del BCRA, incluyendo, sin limitación, la Ley de Lavado de Activos y Financiamiento del Terrorismo. Toda decisión de rechazar Manifestaciones de Interés tomará en cuenta el principio de tratamiento igualitario de todos los inversores.

Cualquier modificación de las presentes reglas será publicada mediante un aviso complementario a ser publicado por un día en la página Web de la CNV, en el Boletín Diario de la BCBA y en la página web de A3 Mercados.

La Emisora podrá declarar desierta la colocación de las Obligaciones Negociables durante o inmediatamente después de la finalización del Período de la Oferta, si: (i) no se hubieran recibido Manifestaciones de Interés o todas las Manifestaciones de Interés hubieran sido rechazadas; (ii) el Precio solicitado y/o la Tasa de Interés solicitada por inversores fuera mayor a los esperados por la Emisora; (iii) las Manifestaciones de Interés representaran un valor nominal de las Obligaciones Negociables que, al ser considerado razonablemente, no justificara la emisión de las Obligaciones Negociables; (iv) tomando en cuenta la ecuación económica resultante, la emisión de las Obligaciones Negociables no fuera deseable para la Emisora; (v) se hubieran producido cambios adversos en los mercados financieros locales o internacionales y/o en el mercado de capitales local o internacional o en la situación general de la Emisora y/o de la Argentina, incluso, por ejemplo, en las condiciones políticas, económicas, financieras o el crédito de la Emisora, de tal magnitud que no sería aconsejable completar la emisión contemplada en este Suplemento de Precio, o (vi) los inversores interesados

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no hubieren dado cumplimiento a las normas legales sobre lavado de dinero y financiamiento al terrorismo emitidas por la UIF, la CNV y/o el BCRA, incluyendo, sin limitación, la Ley de Lavado de Activos y Financiamiento del Terrorismo. Adicionalmente, la colocación de las Obligaciones Negociables podrá ser dejada sin efecto de acuerdo con lo establecido por los términos y condiciones del Contrato de Compra Internacional.

Proceso de adjudicación

En la Fecha de Adjudicación, tras el cierre del Registro, la Sociedad y los Compradores Iniciales determinarán, en función de la demanda de las Obligaciones Negociables (o curva de demanda): (i) el precio de emisión, (ii) la tasa de interés, (iii) el rendimiento aplicable determinado por la Sociedad (el “Rendimiento Aplicable”), y (iv) el monto de las Obligaciones Negociables a emitir, en cada caso en función de las ofertas recibidas y de conformidad con el Mecanismo de Formación de Libro.

La Emisora prevé colocar las Obligaciones Negociables principalmente entre compradores institucionales internacionales y argentinos, incluyendo, sin limitación, fondos comunes de inversión, fondos de pensión, compañías de seguros, entidades financieras, sociedades de bolsa y administradores de cuentas de banca privada. La Emisora dará prioridad a aquellas Manifestaciones de Interés que se reciban de inversores que en general mantengan este tipo de valores negociables en su portafolio a largo plazo, con el objetivo de que el precio del mercado secundario de las Obligaciones Negociables se beneficie de una base de inversores estable, con probada capacidad para entender el riesgo de crédito, interesada en mantener posiciones de largo plazo, y que de esta manera permita la creación de una referencia para la deuda de la Emisora y facilite su acceso futuro a los mercados de capitales internacionales. En particular, se dará prioridad a Manifestaciones de Interés que se reciban de inversores institucionales regulados o instituciones financieras internacionales. Los criterios de adjudicación de las Obligaciones Negociables entre inversores a ser utilizados por la Emisora se basarán, entre otros, en los antecedentes del inversor en relación con la participación en operaciones internacionales que involucran a emisores en mercados emergentes, la magnitud de la Manifestación de Interés, la competitividad de la indicación del Rendimiento Solicitado durante el Período de la Oferta, el interés del inversor en el perfil crediticio de la Emisora y la calidad crediticia del inversor.

La adjudicación se realizará al mismo valor a fin de que todos los inversores puedan ser adjudicados.

Ningún inversor que haya presentado una Manifestación de Interés con un Rendimiento Solicitado mayor al Rendimiento Aplicable determinado por la Emisora recibirá Obligaciones Negociables.

La Emisora no puede garantizar que sus Manifestaciones de Interés serán adjudicadas ni que, en caso de que ello suceda, que se les adjudicará el monto total de las Obligaciones Negociables que hubieran solicitado ni que el porcentaje de adjudicación sobre el monto total solicitado entre dos Manifestaciones de Interés de igual características será el mismo.

Ni la Sociedad, ni los Compradores Iniciales, ni los Agentes Colocadores Locales tendrán obligación alguna de notificar a ningún inversor cuya Manifestación de Interés haya sido total o parcialmente excluida de dicha exclusión.

Oferta Internacional

Las Obligaciones Negociables serán colocadas fuera de Argentina por medio de una oferta realizada de conformidad con las leyes de las jurisdicciones correspondientes, en virtud de las exenciones a los requisitos de registro u oferta pública.

Las Obligaciones Negociables no han sido, ni serán, registradas bajo la Ley de Títulos Valores. Los Compradores Iniciales ofrecerán o venderán las Obligaciones Negociables únicamente (i) en los Estados Unidos a QIB en base a la Regla 144A bajo la Ley de Títulos Valores o (ii) fuera de los Estados Unidos en base a la Reglamentación S bajo la Ley de Títulos Valores. Las Obligaciones Negociables ofrecidas y vendidas en virtud de la Reglamentación S no podrán ser ofrecidas, vendidas ni entregadas en los Estados Unidos ni a, como tampoco por cuenta o para el beneficio de, cualquier persona estadounidense, a menos que las

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Obligaciones Negociables se encuentren registradas bajo la Ley de Títulos Valores o que exista una exención a los requisitos de registro de dicha ley. Los términos empleados anteriormente tienen los significados que se les asigna en la Reglamentación S y en la Regla 144A bajo la Ley de Títulos Valores.

La oferta de las Obligaciones Negociables fuera de Argentina se realizará a través de un prospecto ( offering memorandum ), redactado en idioma inglés, que podrá obtenerse de parte de los Compradores Iniciales y que contendrá información sustancialmente similar a la de este Suplemento y a la del Prospecto. Dicho documento no se encuentra sujeto a la autorización de la CNV. Los Compradores Iniciales han implementado, fuera de Argentina, diversos métodos de comercialización congruentes con prácticas internacionales para la colocación de títulos en operaciones comparables (incluyendo, entre otras, giras de presentación ( roadshows ), conferencias telefónicas globales o individuales, reuniones individuales o grupales, y la distribución del prospecto), y también pueden ofrecer y vender las Obligaciones Negociables a través de algunas de sus afiliadas calificadas.

Por un plazo de 40 días contados desde el comienzo de esta oferta, cualquier oferta o venta de Obligaciones Negociables realizada dentro de los Estados Unidos por un operador de bolsa (independientemente de que haya o no participado de la Oferta) puede violar los requisitos de registro establecidos en la Ley de Títulos Valores, a menos que dicho operador de bolsa realice la oferta o venta de conformidad con la Regla 144A u otra exención de registro disponible, de conformidad con la Ley de Títulos Valores.

Pago del Precio de Suscripción. Liquidación

La liquidación de las Obligaciones Negociables tendrá lugar en la Fecha de Emisión y Liquidación, que será dentro de los 5 (cinco) Días Hábiles siguientes a la Fecha de Adjudicación o cualquier otra fecha indicada en el Aviso de Resultados. Todas las Obligaciones Negociables serán abonadas por los inversores en o antes de la Fecha de Emisión y Liquidación en dólares estadounidenses por transferencia electrónica a una cuenta fuera de la Argentina a ser indicada por los Compradores Iniciales y/o los Colocadores Locales de acuerdo con las prácticas habituales de mercado.

Los inversores que adquieran las Obligaciones Negociables no tendrán obligación alguna de abonar comisiones, a menos que el inversor realice la inversión a través de su bróker, agente, banco comercial, sociedad fiduciaria u otra entidad, en cuyo caso es posible que el inversor deba abonar comisiones y/o cargos a dichas entidades, que serán exclusiva responsabilidad de dicho inversor. Del mismo modo, en caso de transferencias u otros actos o registros con respecto a las Obligaciones Negociables, incluido el sistema de depósito colectivo, DTC podrá cobrar cargos a los participantes, que podrán ser trasladados a los tenedores de las Obligaciones Negociables.

Operaciones de Estabilización

En relación con la oferta de las Obligaciones Negociables, sujeto a los términos y condiciones y dentro de los plazos especificados en las Normas de la CNV y demás normas aplicables, los Compradores Iniciales y los Colocadores Locales podrán realizar sobre-asignaciones, operaciones de estabilización y operaciones de cobertura. Las operaciones de estabilización y las operaciones de cobertura pueden tener como efecto evitar o retardar una caída del precio de mercado de las Obligaciones Negociables o hacer que el precio de las Obligaciones Negociables sea mayor al que tendrían de algún otro modo en ausencia de dichas operaciones. Sin perjuicio de lo mencionado, si dichas operaciones se llevasen a cabo deberán ajustarse a las siguientes condiciones: (i) el Prospecto correspondiente a la oferta pública en cuestión deberá haber incluido una advertencia dirigida a los inversores respecto de la posibilidad de realización de estas operaciones, su duración y condiciones; (ii) las operaciones podrán ser realizadas por agentes que hayan participado en la organización y coordinación de la colocación y distribución de la emisión; (iii) las operaciones no podrán extenderse más allá de los primeros 30 días corridos desde el primer día en el cual se haya iniciado la negociación secundaria del valor negociable en el mercado; (iv) podrán realizarse operaciones de estabilización destinadas a evitar o moderar alteraciones bruscas en el precio al cual se negocien los valores negociables que han sido objeto de colocación primaria por medio del Mecanismo de Formación de Libro (como es el caso de esta oferta) o por subasta o licitación pública; (v) ninguna operación de estabilización que se realice en el período autorizado podrá efectuarse a precios superiores a aquellos a los que se haya negociado el valor en cuestión en los

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mercados autorizados, en operaciones entre partes no vinculadas con las actividades de organización, colocación y distribución; y (vi) los agentes que realicen operaciones en los términos antes indicados, deberán informar a los mercados la individualización de las mismas. Los mercados deberán hacer públicas las operaciones de estabilización, ya fuere en cada operación individual o al cierre diario de las operaciones.

La sobre-asignación consiste en vender en exceso del monto de la oferta, lo que crea una posición corta para los Compradores Iniciales en virtud de que los mismos podrán tomar compromisos de vender una cantidad mayor de Obligaciones Negociables de aquellas que poseen. Las operaciones de estabilización consisten en ofertas de compra de valores negociables en el mercado abierto con el fin de mantener el precio de las Obligaciones Negociables. Las operaciones de cobertura consisten en compras de valores negociables en el mercado abierto luego de haberse completado la distribución a fin de cubrir las posiciones cortas. Si los Compradores Iniciales llevan a cabo operaciones de estabilización, cobertura o sobre-asignación, pueden discontinuarlas en cualquier momento. Cualquiera de esas operaciones de estabilización, cobertura o sobreasignación estarán sujetas a los límites impuestos en las leyes y reglamentaciones aplicables, incluyendo, sin limitación, las Normas de la CNV.

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RESTRICCIONES A LA TRANSFERENCIA

Las Obligaciones Negociables se encontrarán sujetas a las siguientes restricciones a su transferencia. Se recomienda a los tenedores de las Obligaciones Negociables consultar a un asesor legal antes de realizar cualquier oferta, reventa, gravamen o transferencia de sus Obligaciones Negociables.

Las Obligaciones Negociables no se encuentran ni se encontrarán registradas en virtud de la Ley de Títulos Valores Estadounidense, otras leyes de títulos valores estadounidenses aplicables u otras leyes de otras jurisdicciones (diferentes de Argentina), por lo que no podrán ser ofrecidas ni vendidas salvo en virtud de la aprobación de una solicitud de autorización de oferta o en operaciones exentas o no sujetas al requisito de registro de la Ley de Títulos Valores Estadounidense. En consecuencia, las Obligaciones Negociables se ofrecen y venden solamente:

en los Estados Unidos a compradores institucionales calificados (según se define en la Norma 144A) en base a la Norma 144A de la Ley de Títulos Valores Estadounidense; y
fuera de los Estados Unidos, a ciertas personas, que no sean personas estadounidenses, en operaciones offshore que cumplan los requisitos de la Regulación S de la Ley de Títulos Valores Estadounidense.

Declaraciones del comprador y restricciones de venta

Se considerará que cada comprador de Obligaciones Negociables (que no sea un colocador en relación con la emisión y venta inicial de Obligaciones Negociables) y cada titular de cualquier participación beneficiaria en dichas Obligaciones Negociables, mediante su aceptación o compra, ha declarado y convenido lo siguiente:

(a) Compra las Obligaciones Negociables en nombre propio o en nombre de terceros respecto de los que ejerce facultades discrecionales exclusivas en materia de inversión y que tanto el comprador como la persona para la que actúa es (a) un comprador institucional calificado y tiene conocimiento de que la venta se realiza en el marco de la Norma 144A, o (b) una persona no estadounidense que se encuentra fuera de los Estados Unidos;

(b) Reconoce que las Obligaciones Negociables no han sido ni serán registradas según la Ley de Títulos Valores Estadounidense ni ante ninguna autoridad regulatoria de títulos valores de ninguna jurisdicción y no pueden ser ofrecidas ni vendidas en los Estados Unidos ni a personas estadounidenses, ni para la cuenta o en beneficio de personas estadounidenses, salvo lo que se expresa más adelante;

(c) Entiende y acuerda que las Obligaciones Negociables inicialmente ofrecidas en los Estados Unidos a compradores institucionales calificados estarán representadas por una o más Obligaciones Negociables Globales y que las Obligaciones Negociables ofrecidas fuera de los Estados Unidos en base a la Regulación S también estarán representadas por una o más Obligaciones Negociables Globales;

(d) No venderá ni de otra forma transferirá ninguna de dichas Obligaciones Negociables, salvo (a) a favor nuestro, (b) a un comprador institucional calificado en una operación que cumpla los requisitos de la Norma 144A de la Ley de Títulos Valores Estadounidense, (c) en una operación offshore en cumplimiento de la Norma 903 o 904 de la Regulación S de la Ley de Títulos Valores Estadounidense, (d) en virtud de la exención del requisito de registro establecido por la Norma 144A conforme a la Ley de Títulos Valores Estadounidense (si estuviera disponible) o (e) en virtud de la aprobación de una solicitud de autorización de oferta según la Ley de Títulos Valores Estadounidense, y de conformidad con todas las leyes de valores aplicables de los estados de Estados Unidos y otras jurisdicciones;

(e) Acuerda que dará a cada persona a la cual transfiera las Obligaciones Negociables aviso de las restricciones sobre transferencias de dichas Obligaciones Negociables;

(f) Reconoce que con anterioridad a cualquier transferencia propuesta de Obligaciones Negociables (que no sea en virtud de la aprobación de una solicitud de autorización de oferta o respecto de Obligaciones Negociables vendidas o transferidas en virtud de la (a) Norma 144 A o (b) la Regulación S), podrá requerirse

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que el tenedor de dichas Obligaciones Negociables presente certificaciones con respecto a la forma de dicha transferencia según se establezca en el Contrato de Fideicomiso;

(g) Reconoce que el Fiduciario, co-agente de registro, agente de pago principal y agente de transferencia de las Obligaciones Negociables, no estará obligado a aceptar para su registro la transferencia de las Obligaciones Negociables que adquirió, salvo contra presentación de prueba satisfactoria que le hagan y nos haga dicho Fiduciario indicando que se han cumplido las restricciones establecidas en el presente;

(h) Reconoce que nosotros, los Compradores Iniciales y sus vinculadas y otras personas se basarán en la veracidad y exactitud de las manifestaciones, declaraciones y acuerdos precedentes, y acuerda que si alguna de las manifestaciones, declaraciones y acuerdos que se consideran otorgados mediante su adquisición de las Obligaciones Negociables dejara de ser exacta, notificará inmediatamente a nosotros y a los Compradores Iniciales;

(i) Si está adquiriendo Obligaciones Negociables como fiduciario o agente para una o más cuentas de inversionistas, declara que tiene discreción única para la inversión con respecto a cada una de dichas cuentas y tiene plena facultad para realizar los reconocimientos, representaciones y acuerdos anteriores en nombre de cada cuenta;

Leyenda

La siguiente es la forma de la leyenda restrictiva que aparecerá en el anverso de la obligación negociable global de la Norma 144A y que se utilizará para notificar a los cesionarios las anteriores restricciones a la transferencia:

“Esta obligación negociable no ha sido ni será registrada en virtud de la Ley de Títulos Valores de 1933 de los Estados Unidos y modificatorias (la “Ley de Títulos Valores Estadounidense”), ni de otras leyes de títulos valores. Mediante la adquisición de esta obligación negociable, su tenedor acuerda en beneficio del emisor que la presente obligación negociable o cualquier derecho o participación en ella podrán ser ofrecidos, vendidos, prendados o de otra forma transferidos solamente (i) a nosotros, (ii) mientras esta obligación negociable reúna los requisitos para su venta contemplados en la Norma 144A de la Ley de Títulos Valores Estadounidense (“Norma 144A”), a una persona que según razonable entender del vendedor es un comprador institucional calificado (según se define en la Norma 144A) de acuerdo con la Norma 144A, (iii) en una operación offshore de acuerdo con la Norma 903 o 904 de la Regulación S de la Ley de Títulos Valores Estadounidense, (iv) en virtud de una exención de los requisitos de registro de la Ley de Títulos Valores Estadounidense reconocidos por la Norma 144A conforme a la Ley de Títulos Valores Estadounidense (si estuviera disponible), o (v) en virtud de la aprobación de una solicitud de autorización de oferta conforme a la Ley de Títulos Valores Estadounidense, y en cada uno de dichos casos de conformidad con las leyes de títulos valores aplicables de cualquier estado de Estados Unidos u otra jurisdicción aplicable. Mediante su adquisición, el tenedor de la presente declara y conviene en beneficio nuestro que notificará a cualquier comprador de esta obligación negociable las restricciones de venta a las que se hace referencia precedentemente.

La leyenda podrá suprimirse únicamente a discreción y por indicación del emisor.”

La siguiente es la leyenda sobre restricción de circulación que aparecerá en el anverso de las obligaciones negociables globales de la Regulación S, y que será utilizada para notificar a los cesionarios las restricciones sobre transferencias descriptas precedentemente.

“Esta obligación negociable no ha sido registrada en virtud de la Ley de Títulos Valores de 1933 de los Estados Unidos, y modificatorias, (la “Ley de Títulos Valores Estadounidense”), ni de otras leyes de títulos valores. Mediante la adquisición de esta obligación negociable, su tenedor acuerda en nuestro beneficio que la presente o cualquier derecho o participación en ella no podrán ser ofrecidos, vendidos, prendados ni de otra forma transferidos si no se hubiera efectuado su registro, a menos que dicha operación estuviera exenta o no sujeta a este requisito.

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La leyenda podrá suprimirse únicamente a discreción y por indicación del emisor”.

Los períodos de restricción de transferencia pueden ser ampliados, a nuestra discreción, en el caso de una o más emisiones de Obligaciones Negociables Adicionales, tal y como se describe en el apartado “ Descripción de las Obligaciones Negociables” . Las leyendas anteriores (incluidas las restricciones a la transferencia especificadas en las mismas) podrán ser eliminadas únicamente a nuestra discreción.

Para más información sobre los requisitos (incluida la presentación de certificados de transferencia) del Contrato de Fideicomiso para efectuar canjes o transferencias de intereses en Obligaciones Negociables Globales y Obligaciones Negociables certificadas, véase “ Descripción de las Obligaciones Negociables” .

244

GASTOS DE LA EMISIÓN

Los gastos vinculados con la emisión de las Obligaciones Negociables serán soportados por la Compañía e incluyen principalmente: (i) los honorarios de los Compradores Iniciales y los Agentes Colocadores Locales; (ii) los aranceles de las sociedades calificadoras de riesgo; (iii) los honorarios de los auditores de la Compañía; (iv) los honorarios de los asesores legales locales e internacionales de la Compañía, de los Compradores Iniciales y los Agentes Colocadores Locales; (v) los aranceles a pagar a la CNV, BYMA y A3 Mercados; y (vi) otros gastos (incluyendo, sin limitación, las publicaciones en medios de difusión, los honorarios del fiduciario, etc.). Asumiendo un monto de emisión de U.S.$500 millones, tales gastos estimados representarán el 0,8% de los fondos obtenidos por la colocación y emisión de las Obligaciones Negociables.

245

Tecpetrol S.A. Della Paolera 299, Piso 16 (C1001ADA) Ciudad Autónoma de Buenos Aires Argentina

FIDUCIARIO, AGENTE DE TRANSFERENCIA, AGENTE DE REGISTRO Y PRINCIPAL AGENTE DE PAGO

AGENTE DE PAGO EN ARGENTINA, AGENTE DE REGISTRO Y AGENTE DE TRANSFERENCIA EN ARGENTINA Y REPRESENTANTE DEL FIDUCIARIO EN ARGENTINA

The Bank of New York Mellon

240 Greenwich Street, Floor 7 East New York, Nueva York 10286 Estados Unidos

Banco Santander Argentina S.A.

Av. Juan de Garay 151, Piso 9°, C1063ABB, Ciudad Autónoma de Buenos Aires República Argentina

ORGANIZADORES Y COLOCADORES INTERNACIONALES

Itau BBA USA BBVA Securities Inc. Citigroup Santander US Capital Securities, Inc. Two Manhattan West Global Markets Inc. Markets LLC 599 Lexington Avenue, Ninth Avenue, 9[th] floor 388 Greenwich Street 437 Madison Avenue 34th floor Nueva York, NY Nueva York, NY Nueva York, NY Nueva York, NY 10001 10013 10022 10022 Estados Unidos Estados Unidos Estados Unidos Estados Unidos

COLOCADOR INTERNACIONAL

Balanz Capital UK LLP

3 Shortlands, Londres, Inglaterra, W6 8DA

COLOCADORES LOCALES

Balanz Capital Valores S.A.U.

Av. Corrientes 316, Piso 3°, Of. 362, Ciudad Autónoma de Buenos Aires, República Argentina

Macro Securities S.A.U.

Av. Eduardo Madero 1182, Ciudad Autónoma de Buenos Aires, República Argentina

Banco Santander Argentina S.A. Av. Juan de Garay 151, Ciudad Autónoma de Buenos Aires, República Argentina Banco de Galicia y Buenos Aires S.A. Tte. Gral. Juan Domingo Perón 430, Ciudad Autónoma de Buenos Aires, República Argentina

ASESORES LEGALES DE LA EMISORA

Respecto de las Leyes de Estados Unidos Linklaters LLP 1290 Avenue of the Americas Nueva York, Nueva York 10104 Estados Unidos

Respecto de las Leyes de Argentina FINMA S.A.I.F. Carlos M. Della Paolera 299 - Piso 06° C1001ADA, Ciudad Autónoma de Buenos Aires Argentina

ASESORES LEGALES DE LOS ORGANIZADORES Y COLOCADORES INTERNACIONALES Y DE LOS COLOCADORES LOCALES

Respecto de las Leyes de Estados Unidos Allen Overy Shearman Sterling LLP 1221 Avenue of the Americas Nueva York, Nueva York 10020 Estados Unidos

Respecto de las Leyes de Argentina Bruchou & Funes de Rioja Ing. Enrique Butty 239, Planta Baja Ciudad Autónoma de Buenos Aires, C1001AFA Argentina

AUDITORES EXTERNOS

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Price Waterhouse & Co. S.R.L. (firma miembro de PricewaterhouseCoopers Network) Bouchard 557, Piso 7° C1106ABG, Ciudad Autónoma de Buenos Aires Argentina.

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ANEXO I – INFORMACIÓN FINANCIERA Y OPERATIVA ADICIONAL

La información financiera y operativa adicional contenida en el presente Anexo I fue preparada e incluida en el presente Suplemento en el contexto de que el documento ha sido preparado en idioma inglés a los efectos de la emisión internacional de las Obligaciones Negociables, a los fines de mantener simetría de información y trato igualitario entre inversores.

Información Financiera Seleccionada

Las siguientes tablas presentan la información financiera histórica seleccionada de la Emisora para cada uno de los períodos indicados. La información financiera al y para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2024, 2023 y 2022 deriva de los Estados Financieros Anuales Auditados de la Emisora, cada uno de ellos incluido en el Prospecto, y debe leerse junto con ellos (véase “ Presentación de Información Financiera y Otra Información ” del presente Suplemento). La información financiera al 30 de junio de 2025, y por los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2025 y 2024 deriva de los Estados Financieros Intermedios No Auditados de la Emisora incluidos en el presente Suplemento, y debe leerse junto con ellos.

Los Estados Financieros Anuales Auditados han sido confeccionados de conformidad con las NIIF. Los Estados Financieros Intermedios No Auditados de la Emisora han sido confeccionados de conformidad con la NIC 34 “Información Financiera Intermedia”.

Los Estados Financieros de la Emisora y la demás información financiera incluida en el presente Anexo I, salvo que se especifique lo contrario, están denominados en dólares estadounidenses.

Para información adicional sobre la información financiera presentada en el presente Suplemento, véase la sección “ Presentación de Información Financiera y Otra Información” .

Información sobre el Estado de Resultados

La siguiente tabla presenta un desglose de los resultados de las operaciones de la Emisora por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2024, 2023 y 2022:

Operaciones continuas Ingresos por ventas ................................................................................................................................................. Costos operativos .................................................................................................................................................... Margen bruto ........................................................................................................................................................... Gastos de comercialización ..................................................................................................................................... Gastos de administración ........................................................................................................................................ Costos de exploración y evaluación ........................................................................................................................ Otros ingresos operativos ........................................................................................................................................ Otros egresos operativos ......................................................................................................................................... Resultado operativo ................................................................................................................................................. Ingresos financieros ................................................................................................................................................ Costos financieros ................................................................................................................................................... Otros resultados financieros netos ........................................................................................................................... Resultado antes de resultado de inversiones a valor patrimonial proporcional y del impuesto a las ganancias Resultado de inversiones a valor patrimonial proporcional ........................................................................................ Resultado antes del impuesto a las ganancias ........................................................................................................ Impuesto a las ganancias ........................................................................................................................................... Resultado del ejercicio ............................................................................................................................................ Atribuible a: Accionistas de la Sociedad ........................................................................................................................................ EBITDA Ajustado (no auditado) ...............................................................................................................................	Por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de
	2024 2023 2022
	(en U.S.$) .. 1.397.677.026 1.325.449.957 1.319.193.832 .. (985.869.134) (1.033.406.865) (858.873.555)
	.. 411.807.892 292.043.092 460.320.277
	.. (101.933.515) (77.103.432) (65.844.299) .. (114.358.669) (107.918.940) (89.136.440) .. (1.841.823) (3.115.917) (18.232.560) .. 4.271.739 4.950.905 8.442.590 .. (2.778.170) (1.506.234) (112.799)
	.. 195.167.454 107.349.474 295.436.769
	.. 30.606.118 38.430.082 38.952.929 .. (104.499.106) (280.484.782) (80.076.075) .. 21.023.763 206.247.162 (122.281.522) . 142.298.229 71.541.936 132.032.101 .. 1.700.329 2.590.774 1.141.722 .. 143.998.558 74.132.710 133.173.823
	.. 206.681.928 (96.493.650) 57.112.152
	.. 350.680.486 (22.360.940) 190.285.975
	.. 350.680.486 (22.360.940) 190.285.975 .. 790.204.909 767.248.442 778.921.731

La siguiente tabla presenta un desglose de los resultados de las operaciones de la Emisora para los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2025 y 2024:

Operaciones continuas Ingresos por ventas ........................................................................................................................................................ Costos operativos ..........................................................................................................................................................	Por los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2025 2024 (No Auditado) (en U.S.$) 656.236.507 645.706.040 (478.604.609) (420.564.841)

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Margen bruto ...................................................................................................................................................................
Gastos de comercialización ...........................................................................................................................................
Gastos de administración ...............................................................................................................................................
Costos de exploración y evaluación ...............................................................................................................................
Otros ingresos operativos ..............................................................................................................................................
Otros egresos operativos ................................................................................................................................................
Resultado operativo .........................................................................................................................................................
Ingresos financieros .......................................................................................................................................................
Costos financieros .........................................................................................................................................................
Otros resultados financieros netos ................................................................................................................................
Resultado antes de resultado de inversiones a valor patrimonial proporcional y del impuesto a las ganancias ......
Resultado de inversiones a valor patrimonial proporcional ............................................................................................
Resultado antes del impuesto a las ganancias ................................................................................................................
Impuesto a las ganancias ...............................................................................................................................................
Resultado del período de operaciones continuas
Operaciones discontinuas
Resultado del período ......................................................................................................................................................
Atribuible a:
Accionistas de la Sociedad ................................................................................................................................................
EBITDA Ajustado (no auditado) .......................................................................................................................................

Por los períodos de seis meses
finalizados el 30 de junio de
2025
2024
177.631.898
225.141.199
(48.090.173)
(58.996.756)
(56.289.220)
(53.448.982)
(3.517.428)
(7.864.772)
414.550
937.664
(4.890.803)
(1.351.597)
65.258.824
104.416.756
10.350.061
12.714.909
(32.462.490)
(58.683.412)
(25.424.221)
30.288.131
17.722.174
88.736.384
7.328.898
753.750
25.051.072
89.490.134
(15.537.744)
192.778.181
9.513.328
282.268.315
(9.746.025)
(38.581.296)
(232.697)
243.687.019
(232.697)
243.687.019
371.974.417
389.000.361

2025
177.631.898
(48.090.173)
(56.289.220)
(3.517.428)
414.550
(4.890.803)
65.258.824
10.350.061
(32.462.490)
(25.424.221)
17.722.174
7.328.898
25.051.072
(15.537.744)
9.513.328
(9.746.025)
(232.697)
(232.697)
371.974.417

Las siguientes tablas presentan, para los ejercicios/períodos indicados, la conciliación del EBITDA Ajustado con los resultados netos para el ejercicio/período:

Resultado del ejercicio ................................................................................................................................... Depreciación de propiedades, planta y equipos y activos por derecho de uso y desvalorización de propiedades, planta y equipos ..................................................................................................................... Impuesto a las ganancias ................................................................................................................................ Resultados financieros netos ........................................................................................................................... Cargos y reversiones de previsiones de créditos incobrables y previsión de juicios y contingencias ............... EBITDA Ajustado (no auditado).................................................................................................................	Por los ejercicios finalizados el 31 d	Por los ejercicios finalizados el 31 d	e diciembre de
	2024 350.680.486 573.463.341 (206.681.928) 52.869.225 19.873.785 790.204.909	2023 (en U.S.$) (22.360.940) 656.803.968 96.493.650 35.807.538 504.226 767.248.442	2022
			190.285.975 483.833.305 (57.112.152) 163.404.668 (1.490.065) 778.921.731

Resultado del período ........................................................................................................................................................
Depreciación de propiedades, planta y equipos y activos por derecho de uso y desvalorización de propiedades, planta y
equipos de operaciones continuas ..................................................................................................................................
Depreciación de propiedades, planta y equipos y activos por derecho de uso y desvalorización de propiedades, planta y
equipos de operaciones discontinuas .............................................................................................................................
Impuesto a las ganancias de operaciones continuas ...........................................................................................................
Impuesto a las ganancias de operaciones discontinuas .......................................................................................................
Resultados financieros netos de operaciones continuas .....................................................................................................
Resultados financieros netos de operaciones discontinuas .................................................................................................
Cargos y reversiones de previsiones de créditos incobrables y previsión de juicios y contingencias de operaciones
continuas .......................................................................................................................................................................
Cargos y reversiones de previsiones de créditos incobrables y previsión de juicios y contingencias de operaciones
discontinuas ...................................................................................................................................................................
EBITDA Ajustado (no auditado)....................................................................................................................................

Por los períodos de seis meses
finalizados el 30 de junio de

2025
2024

(No Auditado)
(en U.S.$)
(232.697)
243.687.019
291.080.090
246.197.885
11.965.252
50.563.619
15.537.744
(192.778.181)
-
-
47.536.650
15.680.372
4.767.074
3.856.952
1.284.728
21.796.135
35.576
(3.440)
371.974.417
389.000.361

Estado de Situación Financiera

Estado de Situación Financiera
ACTIVO Activo no corriente Propiedades, planta y equipos - Activos de exploración, evaluación y desarrollo ..............................................................	31 de diciembre de 2024 2023 2022
	(en U.S.$) 1.688.910.081 1.532.581.557 1.492.464.401

249

Activos por derecho de uso................................................................................................................................................ Inversiones en sociedades a valor patrimonial proporcional .............................................................................................. Inversiones en instrumentos de patrimonio a valor razonable ............................................................................................ Activo por impuesto diferido ............................................................................................................................................. Otros créditos y anticipos .................................................................................................................................................. Crédito por impuesto a las ganancias ................................................................................................................................. Total del Activo no corriente .......................................................................................................................................... Activo corriente Inventarios ......................................................................................................................................................................... Otros créditos y anticipos .................................................................................................................................................. Crédito por impuesto a las ganancias ................................................................................................................................. Créditos por ventas ............................................................................................................................................................ Otras inversiones ............................................................................................................................................................... Efectivo y equivalentes de efectivo ................................................................................................................................... Total del Activo corriente ............................................................................................................................................... Total del Activo ............................................................................................................................................................... PATRIMONIO NETO Y PASIVO Patrimonio Neto Capital social ..................................................................................................................................................................... Contribuciones de capital .................................................................................................................................................. Reserva legal ..................................................................................................................................................................... Otras reservas .................................................................................................................................................................... Reserva para futuros dividendos ........................................................................................................................................ Resultados no asignados .................................................................................................................................................... Total del Patrimonio Neto ............................................................................................................................................... Pasivo no corriente Deudas bancarias y financieras .......................................................................................................................................... Pasivo por impuesto diferido ............................................................................................................................................. Pasivos por derecho de uso ................................................................................................................................................ Programas de beneficio al personal ................................................................................................................................... Previsiones ........................................................................................................................................................................ Total del Pasivo no corriente .......................................................................................................................................... Pasivo corriente Deudas bancarias y financieras .......................................................................................................................................... Pasivos por derecho de uso ................................................................................................................................................ Programas de beneficio al personal ................................................................................................................................... Previsiones ........................................................................................................................................................................ Deudas comerciales y otras deudas .................................................................................................................................... Total del Pasivo corriente ............................................................................................................................................... Total del Pasivo ............................................................................................................................................................... Total del Patrimonio Neto y del Pasivo .......................................................................................................................... Indicador de liquidez corriente (No Auditado)(1)................................................................................................................ Indicador de solvencia (No Auditado)(2)............................................................................................................................ Indicador de inmovilización de capital (No Auditado)(3).................................................................................................... Notas:- (1)Activo Corriente / Pasivo Corriente (2)Patrimonio Neto / Total pasivo (3)Activos no corrientes / Total de Activo	31 de diciembre de 2024 2023 2022
	(en U.S.$) 53.513.904 42.723.041 29.722.441 7.671.101 5.970.772 3.379.998 15.186.623 17.585.085 19.794.104 171.623.366 — 58.988.691 91.145.735 27.780.478 14.768.126 34.576 88.260 24.019.342
	2.028.085.386 1.626.729.193 1.643.137.103
	64.539.796 39.179.433 35.946.349 84.119.753 50.444.734 95.967.647 662.070 1.380.959 7.902.460 144.881.307 118.665.323 147.460.549 16.963.148 79.210.319 225.605.838 46.757.288 4.863.074 2.096.472
	357.923.362 293.743.842 514.979.315
	2.386.008.748 1.920.473.035 2.158.116.418
	342.569.980 342.569.980 342.569.980 57.069.009 57.069.009 57.069.009 42.844.510 42.844.510 33.330.211 58.963.695 60.820.064 63.661.872 566.700.907 589.061.847 408.290.171 350.680.486 (22.360.940) 190.285.975
	1.418.828.587 1.070.004.470 1.095.207.218
	373.260.124 163.454.638 323.161.315 — 36.053.368 — 26.397.993 14.789.698 9.935.170 30.095.457 26.617.520 32.702.081 113.848.108 81.127.652 54.277.273
	543.601.682 322.042.876 420.075.839
	169.497.566 294.260.341 400.783.513 17.785.448 13.094.981 12.009.421 8.338.077 6.782.776 7.071.716 29.471.828 3.156.816 3.593.587 198.485.560 211.130.775 219.375.124
	423.578.479 528.425.689 642.833.361
	967.180.161 850.468.565 1.062.909.200
	2.386.008.748 1.920.473.035 2.158.116.418
	0,84 0,56 0,80
	1,47 1,26 1,03
	0,85 0,85 0,76

	30 de junio de 2025	31 de diciembre de 2024
	(No Auditado)
	(en	U.S.$)
ACTIVO
Activo no corriente
Propiedades, planta y equipos - Activos de exploración, evaluación y desarrollo ..............................................................	1.857.008.176	1.688.910.081
Activos por derecho de uso................................................................................................................................................	36.687.605	53.513.904
Inversiones en sociedades a valor patrimonial proporcional ..............................................................................................	—	7.671.101
Inversiones en instrumentos de patrimonio a valor razonable ............................................................................................	45.255.523	15.186.623
Activo por impuesto diferido .............................................................................................................................................	155.679.581	171.623.366
Otros créditos y anticipos ..................................................................................................................................................	122.781.098	91.145.735
		250

Crédito por impuesto a las ganancias ................................................................................................................................. Total del Activo no corriente .......................................................................................................................................... Activo corriente Inventarios ......................................................................................................................................................................... Otros créditos y anticipos .................................................................................................................................................. Crédito por impuesto a las ganancias ................................................................................................................................. Créditos por ventas ............................................................................................................................................................ Otras inversiones ............................................................................................................................................................... Efectivo y equivalentes de efectivo ................................................................................................................................... Total del Activo corriente ............................................................................................................................................... Activos clasificados como mantenidos para la venta ..................................................................................................... Total del Activo PATRIMONIO NETO Y PASIVO Patrimonio Neto Capital social ..................................................................................................................................................................... Contribuciones de capital .................................................................................................................................................. Reserva legal ..................................................................................................................................................................... Otras reservas .................................................................................................................................................................... Reserva para futuros dividendos ........................................................................................................................................ Resultados no asignados .................................................................................................................................................... Total del Patrimonio Neto ............................................................................................................................................... Pasivo no corriente Deudas bancarias y financieras .......................................................................................................................................... Activos por derecho de uso................................................................................................................................................ Programas de beneficio al personal ................................................................................................................................... Previsiones ........................................................................................................................................................................ Total del Pasivo no corriente.......................................................................................................................................... Pasivo corriente Deudas bancarias y financieras .......................................................................................................................................... Pasivos por derecho de uso ................................................................................................................................................ Programas de beneficio al personal ................................................................................................................................... Previsiones ........................................................................................................................................................................ Deudas comerciales y otras deudas .................................................................................................................................... Total del pasivo corriente ................................................................................................................................................ Pasivos clasificados como mantenidos para la venta ..................................................................................................... Total del pasivo ................................................................................................................................................................ Total del PATRIMONIO NETO Y PASIVO ................................................................................................................. Indicador de liquidez corriente (No Auditado)(1)................................................................................................................ Indicador de solvencia (No Auditado)(2)............................................................................................................................ Indicador de inmovilización de capital (No Auditado)(3)....................................................................................................	30 de junio de 2025 31 de diciembre de 2024 (No Auditado) (en U.S.$) 29.610 34.576 2.217.441.593 2.028.085.386 64.259.560 64.539.796 116.826.220 84.119.753 4.431.688 662.070 317.042.526 144.881.307 — 16.963.148 2.660.262 46.757.288 505.220.256 357.923.362 70.246.511 — 2.792.908.360 2.386.008.748 342.569.980 342.569.980 57.069.009 57.069.009 60.378.534 42.844.510 58.855.065 58.963.695 899.847.369 566.700.907 (232.697) 350.680.486 1.418.487.260 1.418.828.587 599.326.052 373.260.124 17.795.794 26.397.993 31.739.418 30.095.457 63.242.844 113.848.108 712.104.108 543.601.682 291.357.398 169.497.566 11.978.439 17.785.448 8.338.077 8.338.077 26.415.251 29.471.828 247.510.768 198.485.560 585.599.933 423.578.479 76.717.059 — 1.374.421.100 967.180.161 2.792.908.360 2.386.008.748 0,86 0,84 1,03 1,47 0,79 0,85	30 de junio de 2025 31 de diciembre de 2024 (No Auditado) (en U.S.$) 29.610 34.576 2.217.441.593 2.028.085.386 64.259.560 64.539.796 116.826.220 84.119.753 4.431.688 662.070 317.042.526 144.881.307 — 16.963.148 2.660.262 46.757.288 505.220.256 357.923.362 70.246.511 — 2.792.908.360 2.386.008.748 342.569.980 342.569.980 57.069.009 57.069.009 60.378.534 42.844.510 58.855.065 58.963.695 899.847.369 566.700.907 (232.697) 350.680.486 1.418.487.260 1.418.828.587 599.326.052 373.260.124 17.795.794 26.397.993 31.739.418 30.095.457 63.242.844 113.848.108 712.104.108 543.601.682 291.357.398 169.497.566 11.978.439 17.785.448 8.338.077 8.338.077 26.415.251 29.471.828 247.510.768 198.485.560 585.599.933 423.578.479 76.717.059 — 1.374.421.100 967.180.161 2.792.908.360 2.386.008.748 0,86 0,84 1,03 1,47 0,79 0,85
		2.028.085.386
		64.539.796 84.119.753 662.070 144.881.307 16.963.148 46.757.288
		357.923.362
		—
		2.386.008.748
		342.569.980 57.069.009 42.844.510 58.963.695 566.700.907 350.680.486
		1.418.828.587
		373.260.124 26.397.993 30.095.457 113.848.108 543.601.682
		169.497.566 17.785.448 8.338.077 29.471.828 198.485.560
		423.578.479
		—
		967.180.161
		2.386.008.748
		0,84
		1,47
		0,85

Notas:-

(1) Activo Corriente / Pasivo Corriente

(2) Patrimonio Neto / Total pasivo (3) Activos no corrientes / Total de Activo

Para información adicional sobre la información financiera presentada en el presente Suplemento, véase “ Presentación de Información Financiera y Otra Información ”.

Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera

Resultados de las Operaciones por los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2025 y 2024

La siguiente tabla presenta un desglose de los resultados de las operaciones de la Emisora por los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2025 y 2024:

251

	Por los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de	Por los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de	Variación
	2025	2024	2025/2024
		(No auditado)
		(en U.S.$ y porcentajes)
Operaciones continuas
Ingresos por ventas .............................................................................................................................................	656.236.507	645.706.040	10.530.467	2%
Costos operativos ...............................................................................................................................................	(478.604.609)	(420.564.841)	(58.039.768)	14%
Margen bruto ........................................................................................................................................................	177.631.898	225.141.199	(47.509.301)	(21)%
Gastos de comercialización ................................................................................................................................	(48.090.173)	(58.996.756)	10.906.583	(18)%
Gastos de administración ....................................................................................................................................	(56.289.220)	(53.448.982)	(2.840.238)	5%
Costos de exploración y evaluación ....................................................................................................................	(3.517.428)	(7.864.772)	4.347.344	(55)%
Otros ingresos operativos ...................................................................................................................................	414.550	937.664	(523.114)	(56)%
Otros egresos operativos .....................................................................................................................................	(4.890.803)	(1.351.597)	(3.539.206)	262%
Resultado operativo ..............................................................................................................................................	65.258.824	104.416.756	(39.157.932)	(38)%
Ingresos financieros ............................................................................................................................................	10.350.061	12.714.909	(2.364.848)	(19)%
Costos financieros ..............................................................................................................................................	(32.462.490)	(58.683.412)	26.220.922	(45)%
Otros resultados financieros netos .....................................................................................................................	(25.424.221)	30.288.131	(55.712.352)	(184)%
Resultado antes de resultado de inversiones a valor patrimonial proporcional y del impuesto a las ganancias	17.722.174	88.736.384	(71.014.210)	(80)%
...........................................................................................................................................................................
Resultado de inversiones a valor patrimonial proporcional .................................................................................	7.328.898	753.750	6.575.148	872%
Resultado antes del impuesto a las ganancias .....................................................................................................	25.051.072	89.490.134	(64.439.062)	(72)%
Impuesto a las ganancias ....................................................................................................................................	(15.537.744)	192.778.181	(208.315.925)	(108)%
Resultado del período de operaciones continuas	9.513.328	282.268.315	(272.754.987)	(97)%
Operaciones discontinuas	(9.746.025)	(38.581.296)	28.835.271	(75)%
Resultado del período ...........................................................................................................................................	(232.697)	243.687.019	(243.919.716)	(100)%
Atribuible a:
Accionistas de la Sociedad	(232.697)	243.687.019	(243.919.716)	(100)%

(100)%

La siguiente tabla muestra la producción total de gas y petróleo y los precios promedio de venta de la Emisora por los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2025 y 2024:

*Volumen de producción (en miles de metros cúbicos de petróleo y gas) ()** Producción total en unidades equivalentes ................................................................................................................... Mercado interno .......................................................................................................................................................... Exportaciones .............................................................................................................................................................. Producción de petróleo ................................................................................................................................................ Producción de gas........................................................................................................................................................ Precios promedio de venta Crudo escalante (U.S.$/bbl) ......................................................................................................................................... Crudo medanito (U.S.$/bbl) ........................................................................................................................................ Gas (U.S.$/MMbtu) .....................................................................................................................................................	Período de seis meses finalizado el 30 de junio de Variación 2025 2024 2025/2024	Período de seis meses finalizado el 30 de junio de Variación 2025 2024 2025/2024
		2025/2024
	2025 2024
	. 3.713 3.683 30 1% . 3.213 3.281 (68) (2)% . 500 402 98 24% . 573 454 119 26% . 3.140 3.229 (89) (3)% . 62,37 79,33 (16,96) (21)% . 67,19 75,52 (8,33) (11)% . 3,50 3,57 (0,07) (2)%

Nota:[(*) ] Equivalencia calórica (1.000 m3 de gas = 1 m3 de petróleo)

Ingresos por ventas

La siguiente tabla muestra un desglose de los ingresos por ventas de la Emisora para los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2025 y 2024:

Gas ..................................................................................................... Crudo escalante .................................................................................. Crudo medanito .................................................................................. Crudo .................................................................................................	Por los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de Variación 2025 2024 2025/2024 (No auditado) (en U.S.$ y porcentajes) 444.618.824 466.116.837 (21.498.013) (5)% 32.098.204 39.477.494 (7.379.290) (19)% 211.207.968 179.864.737 31.343.231 17% 243.306.172 219.342.231 23.963.941 11%	Variación
		2025/2024
	2025 444.618.824 32.098.204 211.207.968 243.306.172

252

Otros servicios .................................................................................... De operaciones discontinuas Ingresos por ventas ...........................................................................	Por los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de Variación 2025 2024 2025/2024 (No auditado) (en U.S.$ y porcentajes) 727.523 1.891.554 (1.164.031) (62)% 688.652.519 687.350.622 1.301.897 0% (32.416.012) (41.644.582) 9.228.570 (22)% 656.236.507 645.706.040 10.530.467 2%	Por los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de Variación 2025 2024 2025/2024 (No auditado) (en U.S.$ y porcentajes) 727.523 1.891.554 (1.164.031) (62)% 688.652.519 687.350.622 1.301.897 0% (32.416.012) (41.644.582) 9.228.570 (22)% 656.236.507 645.706.040 10.530.467 2%	Variación
			2025/2024
	2025 727.523

	688.652.519
	(32.416.012)
	656.236.507

Los ingresos por ventas en el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025 ascendieron a U.S.$656,2 millones, frente a los U.S.$645,7 millones del período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2024, principalmente como resultado de un incremento en la producción de crudo, lo que fue parcialmente compensado por un menor promedio de los precios del crudo y un leve descenso en el gas despachado y su precio promedio de venta.

Durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025, la producción promedio de gas estándar de yacimiento fue de 17,3 millones de metros cúbicos/día, frente a los 17,7 millones de metros cúbicos/día del período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2024, lo que representa una disminución de la producción del 2%. Durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025 y 2024, exportamos 248 y 189 millones de metros cúbicos de gas, respectivamente.

Los volúmenes de producción de crudo ascendieron a 573 mil metros cúbicos (13% correspondiente a crudo escalante y 87% a crudo medanito), lo que representa un incremento del 26% con respecto al período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2024, principalmente en el área Puesto Parada. Para el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025, exportamos 252 mil metros cúbicos de crudo, frente a los 213 mil metros cúbicos del período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2024.

Los ingresos por ventas de gas para el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025 ascendieron a U.S.$444,5 millones, comparados con los U.S.$466,1 millones del período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2024, lo que representa una disminución de U.S.$21,5 millones, debido principalmente a una disminución en la producción y una leve disminución de los precios promedio de venta.

Los ingresos por ventas de crudo escalante para el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025 ascendieron a U.S.$32,1 millones, comparados a los U.S.$39,5 millones del período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2024, lo que representa una disminución de U.S.$7,4 millones debido principalmente a una disminución de los precios promedios de venta, parcialmente compensada por un aumento de las cantidades despachadas. Los ingresos por ventas de las áreas El Tordillo y La Tapera/Puesto Quiroga se exponen como operaciones discontinuas en nuestros Estados Financieros Intermedios No Auditados para los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2025 y de 2024.

Los ingresos por ventas de crudo medanito para el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025 ascendieron a U.S.$211,2 millones, comparados a los U.S.$179,9 millones del período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2024, lo que representa un incremento de U.S.$31,3 millones, debido al incremento de las cantidades despachadas, parcialmente compensado por una disminución de los precios promedio de venta.

Costos operativos

La siguiente tabla muestra los principales componentes de los costos operativos para los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2025 y 2024:

Por los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de Variación 2025 2024 2025/2024 (No auditado) (en U.S.$ y porcentajes) (38.583.237) (31.439.952) (7.143.285) (6.193.265) (4.261.582) (1.931.683) (69.952.960) (62.708.651) (7.244.309) (289.440.474) (247.355.400) (42.085.074) - (38.469.367) 38.469.367 (9.996.205) (8.794.865) (1.201.340) (5.200.703) (4.878.488) (322.215) (81.093.907) (80.114.722) (979.185) (13.960.522) (15.251.625) 1.291.103 (514.421.273) (493.274.652) (21.146.621)	Variación
	2025/2024
2025 (38.583.237) (6.193.265) (69.952.960) (289.440.474) - (9.996.205) (5.200.703) (81.093.907) (13.960.522)
		23% 45% 12% 17% (100)% 14% 7% 1% (8)% 4%
(514.421.273)

253

Por los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de Variación 2025 2024 2025/2024 (No auditado) (en U.S.$ y porcentajes) 35.816.664 72.709.811 (36.893.147) (478.604.609) (420.564.841) (58.039.768)	Variación
	2025/2024
2025 35.816.664
		(51)% 14%
(478.604.609)

Los costos operativos para el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025 totalizaron U.S.$478,6 millones, en comparación con U.S.$420,6 millones para el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2024. Dicho incremento se explica principalmente por: (i) mayores cargos por depreciación de propiedades, planta y equipos como consecuencia del incremento en la producción de petróleo crudo e inversiones; (ii) mayores actividades de mantenimiento de pozos; (iii) mayores costos laborales; y (iv) los cargos por desvalorización de propiedades, planta y equipos reconocidos en 2024 en el área El Tordillo y La Tapera - Puesto Quiroga que ascendieron a U.S.$38,5 millones, los cuales se exponen como operaciones discontinuas en nuestros Estados Financieros Intermedios No Auditados para los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2025 y de 2024.

Gastos de comercialización

La siguiente tabla muestra los gastos de comercialización de la Emisora para los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2025 y 2024:

Por los períodos de finalizados el 30 de	Variación
	2025/2024
2025 (25.521.070) (22.576.803) (1.328.105) (83.186) (49.509.164) 1.418.991 (48.090.173)
		5% 39% (94)% (26)%
		(20)%
		(56)%
		(18)%

Los gastos de comercialización para el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025 ascendieron a U.S.$48,1 millones, frente a los U.S.$59 millones del período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2024.

La disminución se explica principalmente por (i) la provisión para créditos incobrables en 2024 debido al cobro de ciertos créditos comerciales y (ii) saldos de Plan Gas.Ar con bonos soberanos cuyo valor razonable era inferior a su valor nominal, que fue parcialmente compensado por un aumento en los costos de almacenamiento y transporte en las áreas Fortín de Piedra, Los Toldos I Norte y Puesto Parada.

Gastos de administración

La siguiente tabla muestra los principales componentes de los gastos de administración de la Emisora para los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2025 y 2024:

Por los períodos finalizados el 30	Variación
	2025/2024
2025 (36.285.727) (11.831.911) (2.295.065) (1.313.598) (6.163.412) (7.851.508) 9.187.038
		254 2% 62% 78% 53% (42)% 37% 33% 4% (66)% 5%
(56.554.183)
264.963
(56.289.220)

Nota:-

(1) Estos no son susceptibles de asociación o prorrateo en relación con cada línea implicada en las notas de costos y/o gastos, sino en relación con las tareas que constituyen la función del operador.

Los gastos de administración ascendieron a U.S.$56,3 millones en el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025, frente a los U.S.$53,4 millones del período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2024, lo que representa un incremento de U.S.$2,8 millones. Este incremento se debió principalmente a l incremento de honorarios relacionados con asesoramientos de nuevos proyectos, depreciaciones de propiedades, plantas y equipo por altas y de los costos laborales, lo cual fue parcialmente compensado por menores cargos relacionados con el Impuesto Para una Argentina Inclusiva y Solidaria, cuya vigencia finalizó en diciembre de 2024.

Costos de exploración y evaluación

Los costos de exploración y evaluación de un área y los costos de perforación de pozos exploratorios se activan inicialmente, hasta que se determina si existen reservas probadas que justifiquen su desarrollo comercial. En el caso de áreas exclusivamente exploratorias, estos costos incluyen estudios geológicos y todos los demás costos directamente atribuibles a la actividad. Posteriormente, si se determina que los resultados no son exitosos, estos costos se imputan al estado de resultados.

Los costos de exploración y evaluación ascendieron a U.S.$3,5 millones en el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025, frente a los U.S.$7,9 millones del período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2024. En ambos períodos, estos costos incluían estudios geológicos e inversiones no exitosas en la cuenca Neuquina.

Resultados financieros netos

La siguiente tabla muestra los principales componentes de los resultados financieros netos de la Emisora para los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2025 y 2024:

Dividendos ganados ............................................................................... Intereses ganados.................................................................................... Ingresos financieros .............................................................................. Intereses perdidos ................................................................................... Costos financieros Resultado neto por diferencias de cambio Resultado por operaciones de compra-venta con valores negociables (1) Cambios en el valor razonable de los instrumentos derivados ................ Resultado por tenencia de otras inversiones............................................ Otros resultados financieros netos .......................................................... Otros resultados financieros netos ....................................................... De operaciones discontinuas ................................................................... Resultados financieros netos ................................................................	Por los períodos de s el 30 de	Por los períodos de s el 30 de
	2025 - 10.437.172 10.437.172 (36.883.892) (36.883.892) (26.826.984) 1.692.944 (193.289) (236.305) (293.370) (25.857.004) (52.303.724) 4.767.074 (47.536.650)

Nota:-

([1] ) Corresponde a la liquidación de divisas provenientes de exportaciones en el marco de la Resolución Nº 808/2023 de la SE, posteriormente prorrogada y Decreto Nº 28/2023.

Los resultados financieros netos del período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025 arrojaron una pérdida de U.S.$47,5 millones, frente a la pérdida de U.S.$15,7 millones del período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2024. El aumento se debe principalmente a: (i) un mayor cargo por diferencias de cambio sobre saldos en pesos argentinos; (ii) al resultado por tenencia de otras inversiones (negativo en el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025 versus un resultado positivo en el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2024); y (iii) menores intereses

255

perdidos producto del cambio de moneda de ciertas deudas financieras que generan en el presente período un menor costo de financiamiento, pese al incremento de la deuda para financiar las inversiones en Los Toldos 2 Este.

Impuesto a las ganancias

El impuesto a las ganancias ascendió a U.S.$15,5 millones (pérdida) para el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025, en comparación con U.S.$192,8 millones (ganancia) para el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2024. La variación se explica principalmente por las variaciones en ventas, costos y demás gastos mencionados anteriormente y por la diferencia entre el ajuste fiscal por inflación y la devaluación del peso frente al dólar estadounidense. En el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025, la inflación acumulada fue de 15,1%, mientras que la devaluación fue de 16,8% (en el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2024, la inflación acumulada fue del 79,8% y la devaluación fue de 12,8%), lo que impacta en el cálculo del impuesto debido a la actualización de los saldos fiscales y su posterior conversión a dólares estadounidenses a efectos del cálculo del impuesto diferido.

Resultado del período

Debido a las explicaciones antes mencionadas, el resultado neto ascendió a U.S.$0,2 millones (pérdida) en el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025, en comparación con un resultado neto de U.S.$243,7 millones (ganancia) en el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2024.

En el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025, el resultado de las operaciones continuas ascendió a U.S.$9,5 millones (ganancia), en comparación con U.S.$282,3 millones (ganancia) del período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2024.

En junio de 2025 celebramos un acuerdo con Crown Point Energía S.A., en virtud del cual acordamos transferir: (i) nuestras participaciones en las concesiones de explotación sobre las áreas “El Tordillo”, “La Tapera” y “Puesto Quiroga”; (ii) las concesiones de transporte de hidrocarburos sobre ciertos gasoductos y oleoductos; y (iii) nuestra participación del 4,2 % en Terminales Marítimas Patagónicas S.A. Los resultados asociados a dichas operaciones se exponen como operaciones discontinuas en nuestros Estados Financieros Intermedios No Auditados, los cuales ascendieron a U.S.$9,7 millones (pérdida) para el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025, en comparación con los U.S.$38,6 millones (pérdida) para el período de 6 meses finalizado el 30 de junio de 2024. La variación se explica principalmente al cargo por desvalorización de propiedades, plantas y equipos reconocidos en 2024 en las áreas El Tordillo y La Tapera/Puesto Quiroga, que ascendieron a U.S.$38,5 millones como consecuencia de mayores costos operativos y un rendimiento inferior al esperado, parcialmente compensado por una disminución de los ingresos por ventas debido a un menor promedio de precios de ventas, a pesar del aumento de las cantidades despachadas.

Resultados de las operaciones por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2024, 2023 y 2022

La siguiente tabla presenta un desglose de los resultados de las operaciones de la Emisora para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2024, 2023 y 2022:

Operaciones continuas Ingresos por ventas ............................................................................................ Costos operativos ............................................................................................... Margen bruto ...................................................................................................... Gastos de comercialización ................................................................................ Gastos de administración ................................................................................... Costos de exploración y evaluación ................................................................... Otros ingresos operativos ................................................................................... Otros egresos operativos .................................................................................... Resultado operativo ............................................................................................ Ingresos financieros ........................................................................................... Costos financieros .............................................................................................. Otros resultados financieros netos ...................................................................... Resultado antes de resultado de inversiones a valor patrimonial proporcional y del impuesto a las ganancias ....................................................................... Resultado de inversiones a valor patrimonial proporcional ................................... Resultado antes del impuesto a las ganancias ................................................... Impuesto a las ganancias ...................................................................................... Resultado del ejercicio ....................................................................................... Atribuible a:	Por los ejercicios f 2024 1.397.677.026 (985.869.134) 411.807.892 (101.933.515) (114.358.669) (1.841.823) 4.271.739 (2.778.170) 195.167.454 30.606.118 (104.499.106) 21.023.763 142.298.229 1.700.329 143.998.558 206.681.928 350.680.486	Por los ejercicios f 2024 1.397.677.026 (985.869.134) 411.807.892 (101.933.515) (114.358.669) (1.841.823) 4.271.739 (2.778.170) 195.167.454 30.606.118 (104.499.106) 21.023.763 142.298.229 1.700.329 143.998.558 206.681.928 350.680.486	inalizados el 31 de d 2023 (en U.S.$) 1.325.449.957 (1.033.406.865) 292.043.092 (77.103.432) (107.918.940) (3.115.917) 4.950.905 (1.506.234) 107.349.474 38.430.082 (280.484.782) 206.247.162 71.541.936 2.590.774 74.132.710 (96.493.650) (22.360.940)	de d	iciembre de 2022
					1.319.193.832 (858.873.555) 460.320.277 (65.844.299) (89.136.440) (18.232.560) 8.442.590 (112.799) 295.436.769 38.952.929 (80.076.075) (122.281.522) 132.032.101 1.141.722 133.173.823 57.112.152 190.285.975
	411.807.892
	(101.933.515) (114.358.669) (1.841.823) 4.271.739 (2.778.170)
	195.167.454
	30.606.118 (104.499.106) 21.023.763 142.298.229 1.700.329 143.998.558
	206.681.928
	350.680.486

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Accionistas de la Sociedad ...................................................................................

Por los ejercicios	finalizados el 31 de	diciembre de
2024	2023	2022
	(en U.S.$)
350.680.486	(22.360.940)	190.285.975

La siguiente tabla muestra la producción total de gas y petróleo y los precios promedios de venta de la Emisora para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2024, 2023 y 2022:

Volumen de producción(en miles de metros cúbicos de petróleo y gas) () Producción en unidades equivalentes..... Mercado interno .................................... Mercado externo .................................... Producción de petróleo .......................... Producción de gas.................................. Precios promedio de venta* Crudo escalante (U.S.$/bbl) ................... Crudo medanito (U.S.$/bbl) .................. Gas (U.S.$/MMbtu) ...............................	Por los ejercicios finalizados el 31 d	Por los ejercicios finalizados el 31 d	e diciembre de 2022 6.757 5.993 764 688 6.069 94,10 75,20 3,81	Varia
	2024 7.281 6.509 772 920 6.361 74,86 74,31 3,75	2023 6.892 6.085 807 854 6.038 76,34 70,75 3,74

Nota:-

([*] ) Equivalencia calórica (1.000 m[3] de gas = 1 m[3] de petróleo)

Ingresos por ventas

La siguiente tabla muestra los ingresos por ventas de la Emisora por tipo de producto:

Gas Crudo escalante Crudo medanito Crudo Servicios Ingresos por ventas	Por los ejercicios finalizados el 31 d	Por los ejercicios finalizados el 31 d	e diciembre de Variac 2022 2024/2023 (en U.S.$ y porcentajes) 925.779.406 53.288.405 6 125.762.772 (30.123.074) (27) 261.736.936 52.770.102 18 387.499.708 22.647.028 6 5.914.718 (3.708.364) (50) 1.319.193.832 72.227.069 5 %	Variac	ión	2022 (2) % (11) % 14 % 6 % 26 % 0 %
	2024 962.094.632 81.231.952 350.610.088 431.842.040 3.740.354 1.397.677.026	2023 908.806.227 111.355.026 297.839.986 409.195.012 7.448.718 1.325.449.957			2023/
					% (16.973.179) % (14.407.746) % 36.103.050 % 21.695.304 % 1.534.000 6.256.125

2024/2023

Los ingresos por ventas para 2024 ascendieron a U.S.$1.397,7 millones, en comparación con U.S.$1.325,4 millones en 2023. Esta variación se explica principalmente por mayores volúmenes de gas despachado y mayores precios de venta de crudo medanito.

Durante el año 2024, la producción promedio de gas estándar de yacimiento fue de 17,4 millones de metros cúbicos/día, siendo el acumulado anual 5% mayor al año 2023, que ascendió a 16,5 millones de metros cúbicos/día. En 2024, se exportaron 357 millones de metros cúbicos de gas, frente a los 358 millones de metros cúbicos de 2023.

Los ingresos por ventas de gas para 2024 ascendieron a U.S.$962,1 millones, en comparación con los U.S.$908,8 millones de 2023, lo que representa un incremento de U.S.$53,3 millones, principalmente debido al incremento en la producción, mientras que el promedio de los precios de ventas permanece en los mismos niveles.

Los volúmenes de producción de petróleo crudo ascendieron a 920 mil metros cúbicos (el 18% corresponde al crudo escalante y el 82% al crudo medanito), lo que representa un aumento del 7,7% respecto de la producción del año anterior, principalmente en las áreas de Fortín de Piedra y Los Toldos I Norte. En el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2024 se exportaron 415 mil metros cúbicos de crudo, frente a los 449 mil metros cúbicos del año anterior.

Los ingresos por ventas de crudo escalante en 2024 ascendieron a U.S.$81,2 millones, comparado a los U.S.$111,4 millones del año 2023, lo que representa una disminución de U.S.$30,1 millones debido a unos menores precios promedios de venta y cantidades despachadas en la cuenca del Golfo San Jorge .

Los ingresos por ventas de crudo medanito en 2024 ascendieron a U.S.$350,6 millones, comparado a los U.S.$297,8 millones del año 2023, lo que representa un aumento de U.S.$52,8 millones, debido principalmente al aumento en la producción y en los precios promedio de venta.

257

2023/2022

Los ingresos por ventas para 2023 ascendieron a U.S.$1.325,4 millones, en comparación con U.S.$1.319,2 millones en 2022. Esta variación se explica principalmente por un incremento en las cantidades despachadas de crudo, pese a la disminución en los precios promedio de venta de crudo y gas.

Durante el año 2023, la producción promedio de gas estándar de yacimiento fue de 16,5 millones de metros cúbicos/día, siendo el acumulado anual inferior en un 1% al año 2022, que ascendió a 16,6 millones de metros cúbicos/día. En 2023 se exportaron 358 millones de metros cúbicos de gas, frente a los 392 millones de metros cúbicos de 2022.

Los ingresos por ventas de gas en 2023 ascendieron a U.S.$908,8 millones, comparado a los U.S.$925,78 millones del año 2022, lo que representa una disminución de U.S.$17,0 millones, principalmente debido a una disminución en el precio promedio de venta.

Los volúmenes de producción de petróleo crudo ascendieron a 854 mil metros cúbicos (el 23% corresponde al crudo escalante y el 77% al crudo medanito), lo que representa un aumento del 24% respecto de la producción del año anterior como consecuencia del desarrollo del shale oil en los yacimientos de Vaca Muerta. En el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023 se exportaron 449 mil metros cúbicos de crudo, frente a los 372 mil metros cúbicos del año anterior.

Los ingresos por ventas de crudo escalante en 2023 ascendieron a U.S.$111,4 millones, comparado a los U.S.$125,7 millones del año 2022, lo que representa una disminución de U.S.$14,4 millones debido a una disminución en los precios promedio de venta, lo que fue parcialmente compensado por un aumento en las cantidades despachadas en la cuenca del Golfo San Jorge .

Los ingresos por ventas de crudo medanito en 2023 ascendieron a U.S.$297,8 millones, comparado a los U.S.$261,7 millones del año 2022, lo que representa un aumento de U.S.$36,1 millones, debido principalmente a un aumento en las cantidades despachadas, parcialmente compensado por una disminución en los precios promedio de venta.

Costos operativos

La siguiente tabla muestra los principales componentes de los costos operativos de la Emisora para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2024, 2023 y 2022:

Costos laborales Honorarios y servicios Operaciones de mantenimiento y servicios de pozo Depreciación de propiedades, planta y equipos Desvalorización de propiedades, planta y equipos Depreciación de activos por derecho de uso Acondicionamiento y almacenaje Regalías y otros impuestos Otros, compras y consumos de stock Costos operativos	Por el ejercicio	finalizado el 31 de diciembre de 2023 2022 2024/20 (en U.S.$ y porcentajes) (61.825.654) (56.853.415) (4.225.561) (9.854.386) (7.767.466) 1.669.309 (108.506.692) (106.926.469) (25.917.501) (543.531.184) (454.557.748) 76.412.151 (97.670.268) (18.200.000) 15.564.843 (11.165.635) (7.821.264) (7.602.202) (7.042.233) (5.819.066) (2.841.762) (148.362.884) (148.359.594) (13.075.932) (45.447.929) (52.568.533) 7.554.386 (1.033.406.865) (858.873.555) 47.537.731		Varia	ción 2023/2022 (4.972.239) 9% (2.086.920) 27% (1.580.223) 1% (88.973.436) 20% (79.470.268) 437% (3.344.371) 43% (1.223.167) 21% (3.290) 0% 7.120.604 (14) % (174.533.310) 20 %
	2024 (66.051.215) (8.185.077) (134.424.193) (467.119.033) (82.105.425) (18.767.837) (9.883.995) (161.438.816) (37.893.543) (985.869.134)		2024/20	23 7% (17)% 24% (14)% (16)% 68% 40% 9% (17) % (5) %

2024/2023

Los costos operativos totalizaron U.S.$985,9 millones en 2024, en comparación con U.S.$1.033,4 millones en 2023. Dicha disminución se explica principalmente por: (i) menores cargos por depreciación de propiedades, planta y equipos debido principalmente a un incremento en las reservas de petróleo y gas; (ii) los cargos por desvalorización de propiedades, planta y equipos reconocidos en 2024 y 2023 por U.S.$82,1 millones y U.S.$97,7 millones, respectivamente, principalmente en las áreas de El Tordillo/La Tapera – Puesto Quiroga y Loma Ancha en ambos períodos; y (iii) mayor mantenimiento de operaciones y costos de servicios de pozos en Los Toldos I Norte y Fortín de Piedra; y (iv) mayores regalías debido a un incremento de la producción.

2023/2022

Los costos operativos totalizaron U.S.$1.033,4 millones en 2023, en comparación con U.S.$858,9 millones en 2022. Dicho aumento se explica principalmente por: (i) mayores cargos por depreciación de propiedades, planta y equipos debido principalmente a nuevas inversiones y al desarrollo de Los Toldos 2 Este; (ii) los cargos por desvalorización de propiedades, planta y equipos reconocidos en 2023 en las áreas de El Tordillo y La Tapera – Puesto Quiroga por U.S.$71,7 millones (principalmente como consecuencia de una disminución en los precios de venta, un aumento en los costos de

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inversión y un rendimiento de pozo inferior al esperado) y en el área de Loma Ancha por U.S.$26,0 millones (principalmente como resultado de un exceso de oferta de gas en Argentina, que afecta el valor del área); y (iii) el aumento en el componente local de costos medidos en dólares estadounidenses.

Gastos de comercialización

La siguiente tabla muestra los gastos de comercialización de la Emisora para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2024, 2023 y 2022:

Impuestos y derechos .......................... Almacenaje y transporte...................... (Cargo)/Recupero de previsión para créditos incobrables ........................ Otros (cargos)/recuperos ..................... Gastos de comercialización ...............	Por el ejercicio finalizado el 31 de	Por el ejercicio finalizado el 31 de	diciembre de Varia 2022 2024/2023 (en U.S.$ y porcentajes) (45.478.224) (2.418.365) 5% (21.909.529) (2.941.900) 9% 1.531.594 (19.498.518) n.r.(1)% 11.860 28.700 (13) % (65.844.299) (24.830.083) (32) %	Varia	ción	22 0 % 42 % (119) % (1.916) % 17 %
	2024 (47.971.564) (33.992.930) (19.782.398) (186.623) (101.933.515)	2023 (45.553.199) (31.051.030) (283.880) (215.323) (77.103.432)			2023/20
					(74.975) (9.141.501) (1.815.474) (227.183) (11.259.133)

(1)No relevante.

2024/2023

Los gastos de comercialización para 2024 ascendieron a U.S.$101,9 millones, en comparación con U.S.$77,1 millones en 2023. El aumento se explica principalmente por (i) los cargos de previsiones para créditos incobrables en 2024 debido al cobro de ciertos créditos comerciales y Plan Gas.Ar por cobranza con bonos soberanos cuyo valor de mercado resultó menor al nominal, (ii) el aumento de los cargos de almacenaje y transporte principalmente en las áreas Los Toldos I Norte y Fortín de Piedra y (iii) mayores impuestos como resultado del incremento de ingresos por ventas.

2023/2022

Los gastos de comercialización para 2023 ascendieron a U.S.$77,1 millones, en comparación con U.S.$65,8 millones en 2022. El incremento se debe principalmente al aumento de los cargos de almacenaje y transporte principalmente en el área de Fortín de Piedra.

Gastos de administración

La siguiente tabla muestra los principales componentes de los gastos de administración de la Emisora para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2024, 2023 y 2022:

Por el ejercicio finalizado el 31 de d	Por el ejercicio finalizado el 31 de d		Vari	ación
2024	2023 (73.825.226) (15.274.377) (2.345.681) (2.091.200) (17.436.670) (12.227.682) 15.281.896 (107.918.940)	2024/2	023 (7) % 9 % 57 % (14) % 25 % 16 % (18) % 6 %	2023/20
(68.846.682) (16.602.857) (3.677.196) (1.793.850) (21.817.544) (14.140.509) 12.519.969				(15.751.959) (3.242.826) (507.937) (674.651) 570.919 (2.420.201) 3.244.155 (18.782.500)
(114.358.669)

Nota:

([1] ) No son susceptibles de asociación o prorrateo en relación con cada línea implicada en las notas de costos y/o gastos, sino en relación con las tareas que constituyen la función del operador.

2024/2023

Los gastos de administración para 2024 ascendieron a U.S.$114,4 millones en comparación con U.S.$107,9 millones para 2023, lo que representa un aumento de U.S.$6,4 millones, principalmente debido a mayores impuestos (en particular el impuesto PAIS), mayores servicios de consultoría y mayor depreciación de propiedades, plantas y equipos debido a inversiones, parcialmente compensadas por una disminución de los costos laborales medidos en dólares estadounidenses.

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2023/2022

Los gastos de administración para 2023 ascendieron a U.S.$107,9 millones en comparación con U.S.$89,1 millones para 2022, lo que representa un aumento de U.S.$18,8 millones, principalmente debido a un aumento en los costos laborales medidos en dólares estadounidenses.

Costos de exploración y evaluación

Los costos de exploración y evaluación de un área y los costos de perforación de pozos exploratorios se activan inicialmente, hasta que se determina si existen reservas probadas que justifiquen su desarrollo comercial. En el caso de áreas exclusivamente exploratorias, estos costos incluyen estudios geológicos y todos los demás costos directamente atribuibles a la actividad. Posteriormente, si se determina que los resultados no son exitosos, estos costos se imputan al estado de resultados.

2024/2023

Los costos de exploración y evaluación ascendieron a U.S.$1,8 millones en 2024, en comparación con U.S.$3,1 millones en 2023.

En 2024 y 2023, estos costos incluyeron estudios geológicos e inversiones no exitosas en la Cuenca Neuquina.

2023/2022

Los costos de exploración y evaluación ascendieron a U.S.$3,1 millones en 2023, en comparación con U.S.$18,2 millones en 2022.

En 2023, estos costos incluyeron inversiones no exitosas en la Cuenca Neuquina, mientras que en 2022 incluyeron inversiones no exitosas en el Golfo San Jorge y la Cuenca Neuquina.

Resultados financieros netos

La siguiente tabla muestra los principales componentes de los resultados financieros netos de la Emisora para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2024, 2023 y 2022:

Dividendos ganados Intereses ganados Ingresos financieros Intereses perdidos Costos financieros Resultado neto por diferencias de cambio Resultado por operaciones de compraventa con valores negociables (1) Cambios en el valor razonable de los instrumentos derivados Resultado por tenencia de otras inversiones Otros resultados financieros netos Otros resultados financieros netos Resultados financieros netos	Por el ejercicio f	inalizado el 31 de	diciembre de Vari 2022 2024/2023 (en U.S.$ y porcentajes) 3.468.009 (32.015) (2) % 35.484.920 (7.791.949) (21) % 38.952.929 (7.823.964) (20) % (80.076.075) 175.985.676 (63) % (80.076.075) 175.985.676 (63) % (141.357.824) (211.498.876) (113) % - (13.289.064) (45) % (17.070.885) (164.829) 100 % 37.689.706 39.144.800 (437) % (1.542.519) 584.570 (42) % (122.281.522) (185.223.399) (90) % (163.404.668) (17.061.687) 48 %	Vari	ación 2023/2022 (1.358.009) (39) % 835.162 2 % (522.847) (1) % (200.408.707) 250 % (200.408.707) 250 % 328.490.915 (232) % 29.451.332 100 % 17.070.885 (100) % (46.651.156) (124) % 166.708 (11) % 328.528.684 (269) % 127.597.130 (78) %
	2024 2.077.985 28.528.133 30.606.118 (104.499.106) (104.499.106) (24.365.785) 16.162.268 (164.829) 30.183.350 (791.241) 21.023.763 (52.869.225)	2023 2.110.000 36.320.082 38.430.082 (280.484.782) (280.484.782) 187.133.091 29.451.332 - (8.961.450) (1.375.811) 206.247.162 (35.807.538)

Nota:-

([1] ) Corresponde a la liquidación de divisas provenientes de exportaciones en el marco de la resolución N ° 808/2023 de la SE, posteriormente prorrogada y el Decreto N ° 28/2023.

2024/2023

Los resultados financieros netos para 2024 arrojaron una pérdida de U.S.$52,9 millones, en comparación con una pérdida de U.S.$35,8 millones en 2023. El incremento se explica principalmente por (i) el cargo neto por diferencias de cambio sobre saldos en pesos argentinos (negativo en 2024 versus resultado positivo en 2023); (ii) menor resultado positivo por

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la liquidación de divisas de exportaciones; (iii) el resultado por la tenencia de otras inversiones (resultado positivo en 2024 versus cargos negativos en 2023); y (iv) menores intereses perdidos medidos en dólares estadounidenses.

2023/2022

Los resultados financieros netos para 2023 arrojaron una pérdida de U.S.$35,8 millones, en comparación con una pérdida de U.S.$163,4 millones en 2022. La disminución se debe principalmente al resultado neto generado por las deudas en pesos argentinos como diferencia de cambio (positivo en el presente ejercicio versus un resultado negativo en el año 2022), neto de un mayor costo de financiamiento por el cambio de moneda de ciertas deudas y al resultado por la tenencia de otras inversiones.

Impuesto a las ganancias

2024/2023

El impuesto a las ganancias ascendió a U.S.$206,7 millones (ganancia) para 2024, en comparación con U.S.$96,5 millones (pérdida) para 2023. Dicha variación se explica principalmente por las fluctuaciones en las ventas, costos y otros gastos ya mencionados y la diferencia entre el ajuste fiscal por inflación y la devaluación del peso frente al dólar estadounidense. En 2024, hubo una tasa de inflación del 118,8% y una tasa de devaluación del 27,7% (en 2023 hubo una tasa de inflación del 211,4% y una tasa de devaluación del 356,5%), lo que impacta en el cálculo del impuesto debido a la actualización de los saldos fiscales y su posterior conversión a U.S.$ para calcular el impuesto a las ganancias diferido.

2023/2022

El impuesto a las ganancias ascendió a U.S.$96,5 millones (pérdida) para 2023, en comparación con U.S.$57,1 millones (ganancia) para 2022. Dicha variación se explica principalmente por las fluctuaciones en las ventas, costos y otros gastos ya mencionados y la diferencia entre el ajuste fiscal por inflación y la devaluación del peso frente al dólar estadounidense. En 2023, hubo una tasa de inflación del 211,4% y una tasa de devaluación del 356,5% (en 2022 hubo una tasa de inflación del 94,8% y una tasa de devaluación del 72,5%), lo que impacta en el cálculo del impuesto debido a la actualización de los saldos fiscales y su posterior conversión a U.S.$ para calcular el impuesto a las ganancias diferido.

Resultados netos

2024/2023

Por las razones expuestas, la ganancia neta ascendió a U.S.$350,7 millones en 2024, frente a una pérdida neta de U.S.$22,4 millones en 2023.

2023/2022

Por las razones expuestas, la pérdida neta ascendió a U.S.$22,4 millones en 2023, frente a una ganancia neta de U.S.$190,3 millones en 2022.

Flujos de efectivo

Períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2025 y 2024

La siguiente tabla muestra los movimientos de flujos de efectivo para los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2025 y 2024:

Efectivo y equivalentes de efectivo al inicio del período, neto de descubiertos en cuenta corriente Resultados financieros generados por el efectivo y equivalentes de efectivo .................................. Efectivo y equivalentes de efectivo al cierre del período, neto de descubiertos en cuenta corriente Disminución del efectivo y equivalentes de efectivo ....................................................................... Efectivo generado por actividades operativas(1).............................................................................. Efectivo aplicado a actividades de inversión(2)............................................................................... Efectivo generado por actividades de financiación .......................................................................... Disminución del efectivo y equivalentes de efectivo .......................................................................	Por los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2025 2024 (No auditado) (en U.S.$) 46.757.288 4.542.409 (2.212.066) (58.305) 3.121.549 (20.819.599) (41.423.673) (25.303.703) 165.525.749 82.656.889 (533.316.481) (277.096.763) 326.367.059 169.136.171 (41.423.673) (25.303.703)	Por los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2025 2024 (No auditado) (en U.S.$) 46.757.288 4.542.409 (2.212.066) (58.305) 3.121.549 (20.819.599) (41.423.673) (25.303.703) 165.525.749 82.656.889 (533.316.481) (277.096.763) 326.367.059 169.136.171 (41.423.673) (25.303.703)
		82.656.889 (277.096.763) 169.136.171 (25.303.703)

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Efectivo y equivalentes de efectivo de operaciones continuas Efectivo y equivalentes de efectivo de operaciones discontinuas Descubiertos en cuenta corriente Efectivo y equivalentes de efectivo al final del período, neto de descubiertos en cuenta corriente Nota:	Por los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2025 2024 (No auditado) (en U.S.$) 2.660.262 12.014.789 471.253 - (9.966) (32.834.388) 3.121.549 (20.819.599)	Por los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2025 2024 (No auditado) (en U.S.$) 2.660.262 12.014.789 471.253 - (9.966) (32.834.388) 3.121.549 (20.819.599)

(1) Incluye el efectivo generado por las actividades operativas de las operaciones discontinuas por U.S.$2,8 millones y U.S.$5,3 millones para los períodos de seis meses finalizados en 30 de junio de 2025 y 2024, respectivamente.

(2) Incluye el efectivo utilizado en las actividades de inversión de las operaciones discontinuas por U.S.$3,5 millones y U.S.$5,4 millones para los períodos de seis meses finalizados en 30 de junio de 2025 y 2024, respectivamente.

El efectivo neto de las actividades operativas para el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025 y 2025 ascendió a U.S.$165,5 millones y U.S.$82,7 millones, respectivamente.

Al 30 de junio de 2025, la Emisora tenía un capital de trabajo negativo por U.S.$80,4 millones, lo que fue generado principalmente por las deudas bancarias y financieras. Esta situación es periódicamente monitoreada por los miembros del Directorio y la Gerencia. La Sociedad posee diferentes alternativas para cancelar adecuadamente los compromisos asumidos.

Durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025, la Emisora generó flujos de fondos provenientes de actividades operativas y de financiamiento, como préstamos bancarios, préstamos otorgados por sociedades vinculadas y la emisión de obligaciones negociables.

Al 30 de junio de 2025, nuestros préstamos ascendían a U.S.$890,7 millones y el patrimonio neto ascendía a U.S.$1.418,5 millones.

Durante el periodo de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025, la Emisora no distribuyó dividendos.

Inversiones en propiedades, planta y equipos para el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2025 ascendió a U.S.$511,8 millones. Estas inversiones fueron realizadas principalmente en el área Fortín de Piedra, Puesto Parada y Los Toldos II Este.

Ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2024, 2023 y 2022

La siguiente tabla muestra los movimientos de flujo de efectivo para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2024, 2023 y 2022:

Por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de	Por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de	Por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de
2024 4.542.409 1.402.326 46.757.288 40.812.553 474.762.424 (542.223.808) 108.273.937 40.812.553	2023 (en U.S.$) (54.555.326) (5.698.229) 4.542.409 64.795.964 476.701.959 (518.123.397) 106.217.402 64.795.964	2022
		181.938.857 (4.228.649) (54.555.326)
		(232.265.534)
		694.573.372 (652.325.784) (274.513.122)
		(232.265.534)

El efectivo neto generado por las actividades operativas en 2024, 2023 y 2022 fue de U.S.$474,8 millones, U.S.$476,7 millones y U.S.$694,6 millones, respectivamente.

Al 31 de diciembre de 2024, Tecpetrol presenta un capital de trabajo negativo de U.S.$65,7 millones (U.S.$234,7 millones y U.S.$127,9 millones al 31 de diciembre de 2023 y 2022, respectivamente) generado principalmente por deudas bancarias y financieras. Esta situación es monitoreada periódicamente por los miembros del Directorio y la Gerencia. Tecpetrol cuenta con diferentes alternativas para cancelar adecuadamente los compromisos asumidos.

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Durante los ejercicios 2024, 2023 y 2022, la Emisora generó flujos de fondos provenientes de sus actividades operativas y de actividades de financiamiento, como préstamos bancarios, préstamos otorgados por sociedades relacionadas y de la emisión de obligaciones negociables (ONs).

Al 31 de diciembre de 2024, 2023 y 2022, las deudas bancarias y financieras de la Sociedad ascendían a U.S.$542,8 millones, U.S.$457,7 millones y U.S.$723,9 millones, respectivamente, y el patrimonio neto asciende a U.S.$1.418,8 millones, U.S.$1.070,0 millones y U.S.$1.095,2 millones, respectivamente.

En los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2024 y 2023, la Emisora no ha distribuido dividendos, mientras que durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022 se distribuyeron dividendos por un total de U.S.$86,2 millones (U.S.$50,0 millones en especie y U.S.$36,2 millones en efectivo).

Las inversiones en propiedades, plantas y equipos en 2024, 2023 y 2022 ascendieron a U.S.$ 659,7 millones, U.S.$681,4 millones y U.S.$728,4 millones, respectivamente, correspondiendo principalmente al área de Fortín de Piedra.

Capitalización

El siguiente cuadro detalla la capitalización de la Compañía al 30 de junio de 2025, incluyendo su deuda de corto y largo plazo y patrimonio neto. Este cuadro debe leerse junto con los Estados Financieros Intermedios No Auditados incluidos a lo largo de este Suplemento y sus respectivas notas y junto con la sección “ Reseña y Perspectiva Operativa y Financier a”. A los efectos de este Suplemento, hemos calculado nuestra capitalización total como la suma del total de nuestras deudas bancarias y financieras corrientes y no corrientes más el capital atribuible a los accionistas de la Sociedad.

Expresado en miles de U.S.$

	Al 30 de junio de 2025
	Actual Ajustado(2)
Deudas bancarias y financieras corrientes(1)	291.357	-
Deudas bancarias y financieras no corrientes(1) (3)	599.326	-
Obligaciones Negociables Clase 12(2)	-	-
Total deudas bancarias y financieras(1)	890.683	-
Total capital atribuible a los accionistas	1.418.487	-
Capitalización total	2.309.170	-

Notas:

(1) Todos los préstamos financieros corrientes y no corrientes no están garantizados.

(2) Será informada en el Aviso de Resultados.

(3) Desde el 30 de junio de 2025 y hasta la fecha de este Suplemento, hemos asumido ciertos compromisos financieros de deuda adicionales, por un monto total de U.S.$488,67 millones. Durante el mismo período, hemos repagado U.S.$165,09 millones de este endeudamiento. Como resultado, nuestra deuda neta contraída desde el 30 de junio de 2025 es de U.S.$323,58. Para más información, véase “Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera – Deuda contraída recientemente”.

No ha habido cambios materiales en nuestra capitalización desde el 30 de junio de 2025, más allá de lo mencionado en la sección “ Reseña y perspectiva operativa y financiera-Descripción de la deuda” .

Claudio G. Gugliuzza Subdelegado Tecpetrol S.A.

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TECPETROL S.A. — Capital/Financing Update 2025

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TECPETROL S.A.

NOTIFICACIÓN A LOS INVERSORES

Antes de tomar decisiones de inversión respecto de las Obligaciones Negociables, el público inversor deberá considerar la totalidad de la información contenida en el Prospecto y en este Suplemento (complementados, en su caso, por los avisos, actualizaciones y/o suplementos correspondientes).

Inversores Calificados

Aprobaciones societarias

RESTRICCIONES A LA EJECUTABILIDAD DE SENTENCIAS

DECLARACIONES SOBRE HECHOS FUTUROS

PRESENTACIÓN DE INFORMACIÓN FINANCIERA Y OTRA INFORMACIÓN

Información Financiera

Información sobre la moneda

Presentación de información no conforme a las NIIF

Datos de la industria y del mercado

Redondeo

TÉRMINOS TÉCNICOS Y REGULATORIOS

RESUMEN DE LOS TÉRMINOS Y CONDICIONES DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES

Dólares Estadounidenses.

FACTORES DE RIESGO ADICIONALES

Riesgos relacionados con Argentina

Somos altamente dependientes de las condiciones macroeconómicas de Argentina.

La incertidumbre política en torno a las medidas que adopte el gobierno argentino podría afectar a las condiciones macroeconómicas, políticas, regulatorias o sociales de Argentina.

La capacidad de Argentina para obtener financiamiento de los mercados internacionales es limitada, lo que podría afectar su capacidad para implementar reformas y generar crecimiento económico sostenible.

Las fluctuaciones significativas en el valor del peso podrían afectar la economía argentina y nuestro desempeño financiero.

La alta inflación constante podría continuar teniendo un efecto negativo en la economía argentina y en nuestro desempeño financiero.

La intervención del gobierno en la economía argentina podría afectar negativamente la economía y nuestra situación financiera y los resultados de las operaciones.

La economía argentina podría verse afectada negativamente por los sucesos económicos en otros mercados.

Las medidas gubernamentales, así como la presión de los sindicatos, podrían requerir aumentos salariales o mayores beneficios para los trabajadores, todo lo cual podría aumentar los costos operativos de las empresas.

Una disminución continua de los precios globales de las principales exportaciones argentinas podría tener un efecto adverso en el crecimiento económico de la Argentina.

Las restricciones en el suministro de energía podrían impactar en forma negativa en la economía de Argentina.

La falta del adecuado abordaje de los riesgos reales y percibidos de deterioro institucional y corrupción puede afectar adversamente la economía y la situación financiera de la Argentina.

El resultado de diversas investigaciones judiciales en curso podría afectar adversamente a la economía de Argentina.

Riesgos relacionados con la situación global

La economía argentina puede contraerse en el futuro debido a las condiciones internacionales, lo que podría afectar adversamente nuestras operaciones.

década de expansión.

Cambios en las políticas de los Estados Unidos, entre ellas las políticas comerciales, bajo la administración Trump, podrían impactar negativamente en nuestro negocio, nuestras condiciones financieras y en los resultados de nuestras operaciones.

Estamos expuestos a los efectos de las fluctuaciones en los precios del petróleo, el gas y los productos refinados.

Riesgos relacionados con el negocio de petróleo y gas

Nuestras operaciones están sujetas a una regulación exhaustiva.

Las limitaciones en los precios locales en Argentina pueden afectar adversamente nuestros resultados de las operaciones.

Las restricciones a la exportación han afectado y pueden seguir afectando nuestra situación financiera y los resultados de las operaciones.

Las empresas de petróleo y gas se han visto afectadas por ciertas medidas adoptadas por el Gobierno Argentino, y podrían ser afectadas aún más por cambios adicionales en su marco regulatorio.

La imposición de derechos de exportación y otros impuestos podrían afectar nuestros resultados.

Las concesiones y permisos de exploración de petróleo y gas en Argentina están sujetos a ciertas condiciones y pueden no renovarse o podrían revocarse.

La volatilidad de los precios del petróleo y del gas podría perjudicar nuestros proyectos de inversión y una caída significativa en dichos precios podría afectar adversamente los resultados de nuestras operaciones.

A menos que reemplacemos nuestras reservas de petróleo y gas, las reservas y la producción disminuirán con el tiempo.

Nuestras reservas de petróleo y gas natural son estimaciones.

La incertidumbre sobre la posibilidad de adquirir, desarrollar y explotar nuevas reservas puede afectar adversamente los resultados de nuestras operaciones.

La falta de disponibilidad de transporte o de infraestructura de almacenamiento puede limitar nuestra posibilidad de aumentar la producción de hidrocarburos y podría afectar adversamente nuestra situación financiera y los resultados de las operaciones.

La actividad petrolera y de gas se ha vuelto cada vez más dependiente de las tecnologías digitales para realizar operaciones, incluidas ciertas actividades de exploración, desarrollo y producción.

Nuestra actividad requiere importantes inversiones de capital y costos de mantenimiento.

Nuestra adquisición de áreas de exploración y reservas de petróleo crudo y gas natural está sujeta a una fuerte competencia.

La mayoría de nuestras reservas probadas estimadas al 31 de diciembre de 2024 eran reservas probadas no desarrolladas que requieren erogaciones de capital sustanciales y pueden resultar ser menos de lo estimado.

Apostamos a la perforación y exploración para aumentar nuestros niveles de producción, lo cual podría no ser exitoso.

El cambio climático podría impactar nuestros resultados operativos y estrategia.

Los posibles efectos fisicoquímicos del cambio climático podrían interrumpir nuestra producción y hacernos incurrir en costos significativos para prepararnos o responder a esos efectos.

Estamos expuestos a los riesgos crediticios, políticos y regulatorios de nuestros clientes y cualquier falta de pago o incumplimiento material por parte de clientes importantes podría afectar negativamente nuestro flujo de caja y resultados de operaciones.

Factores de riesgo relacionados con la Emisora

Nuestra relación con las autoridades federales y provinciales es importante para nuestro negocio.

Es posible que no podamos atraer o retener a determinado personal clave.

Es posible que no podamos obtener una cobertura de seguro adecuada.

Enfrentamos riesgos relacionados con ciertos procedimientos legales.

Los intereses de nuestra empresa controlante pueden ser diferentes de los nuestros y pueden entrar en conflicto con los suyos.

Nuestro plan de negocios incluye futuras actividades de perforación para reservas no convencionales de petróleo y gas, y si no podemos adquirir y utilizar con éxito las nuevas tecnologías y otro apoyo necesario, nuestro negocio puede verse afectado negativamente.

Podríamos estar sujetos a una acción laboral organizada.

Un ataque cibernético podría afectar adversamente nuestro negocio, nuestra situación financiera y los resultados de las operaciones.

Nuestras operaciones están sujetas a riesgos sociales.

No podemos garantizar que se cumplan las condiciones necesarias para la Venta.

Riesgos relacionados con las Obligaciones Negociables

Nuestros compromisos restrictivos asumidos en el Contrato de Fideicomiso que rige las Obligaciones Negociables pueden restringir nuestra capacidad para alcanzar nuestras estrategias comerciales.

Riesgos relacionados con la volatilidad y eventos de otros países con mercados emergentes.

No hay un mercado de comercialización establecido para las Obligaciones Negociables y el valor de mercado de las Obligaciones Negociables es incierto.

Las Obligaciones Negociables no están registradas en los Estados Unidos de América, y estarán sujetas a las restricciones a la transferencia, las cuales podrían afectar negativamente el valor de las Obligaciones Negociables y limitar su capacidad de revenderlas.

Las obligaciones emergentes de las Obligaciones Negociables estarán subordinadas a las obligaciones de las subsidiarias de la Emisora, de existir.

Nuestras calificaciones de riesgo no reflejan todos los riesgos de invertir en las Obligaciones Negociables y las reducciones en tales calificaciones podrían tener efectos negativos en nuestros costos de fondeo y por ende en nuestras operaciones.

Podremos rescatar las Obligaciones Negociables antes de su vencimiento.

Los tenedores de las Obligaciones Negociables pueden enfrentar dificultades al intentar imponer responsabilidades civiles sobre la Emisora y sus directores, gerentes y síndicos.

El incumplimiento de compromisos financieros en nuestros acuerdos de financiamiento podría generar la aceleración bajo nuestra deuda.

Los controles cambiarios y restricciones a las transferencias al exterior podrían afectar la capacidad de los inversores de recibir pagos respecto de las Obligaciones Negociables o de repatriar la inversión en las Obligaciones Negociables.

TECPETROL S.A. Capital/Financing Update 2025