TECPETROL S.A.

PROSPECTO DE PROGRAMA

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PROGRAMA DE OBLIGACIONES NEGOCIABLES SIMPLES (NO CONVERTIBLES EN ACCIONES) POR HASTA US$ 3.000.000.000 (O SU EQUIVALENTE EN OTRAS MONEDAS O UNIDADES DE MEDIDA O VALOR)

El presente prospecto (el “ Prospecto ”) corresponde al programa global de emisión de obligaciones negociables simples (no convertibles en acciones) por un valor nominal de hasta US$ 3.000.000.000 (o su equivalente en otras monedas o unidades de medida o valor) en cualquier momento en circulación (el “ Programa ”), de Tecpetrol S.A. (C.U.I.T. N 30-59266547-2) (“ Tecpetrol ”, la “ Sociedad ”, la “ Emisora ” o la “ Compañía ”), en el marco del cual ésta podrá, conforme con la Ley N° 23.576 de Obligaciones Negociables y sus modificatorias (la “ Ley de Obligaciones Negociables ”) y demás normas vigentes, emitir obligaciones negociables simples (las “ Obligaciones Negociables ”) no convertibles en acciones, a corto, mediano o largo plazo, subordinadas o no, con garantía común, especial y/o flotante, con o sin recurso limitado, y con o sin garantía de terceros. El plazo de duración del Programa dentro del cual podrán emitirse las Obligaciones Negociables será de cinco años contados desde la fecha de la autorización de la prórroga de la vigencia del Programa otorgada por la Comisión Nacional de Valores (la “ Comisión Nacional de Valores ” o la “ CNV ”) que se detalla más abajo.

Las Obligaciones Negociables podrán ser emitidas en el marco del Programa en distintas clases con términos y condiciones específicos cada una (cada una, una “ Clase ”), pero las Obligaciones Negociables de una misma Clase siempre tendrán los mismos términos y condiciones. Asimismo, las Obligaciones Negociables de una misma clase podrán ser emitidas en distintas series (cada una, una “ Serie ”) con los mismos términos y condiciones específicos que las demás Obligaciones Negociables de la misma Clase, pudiendo las Obligaciones Negociables de las distintas Series tener diferentes fechas de emisión, precios de emisión y/o fecha de pago de intereses inicial. El monto, denominación, moneda, unidades de medida o de valor, precio de emisión, fechas de amortización y vencimiento e intereses, junto con los demás términos y condiciones de cada Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables, se detallarán en un suplemento de prospecto correspondiente a cada Clase y/o Serie (cada uno, un “Suplemento de Prospecto” o “Suplemento” ) el cual complementará los términos y condiciones de las Obligaciones Negociables descriptos en el presente. La Emisora podrá emitir Obligaciones Negociables con vencimientos de no menos de 30 días a partir de la fecha de emisión.

Las Obligaciones Negociables podrán devengar intereses a tasa fija o variable, o no devengar intereses, según se especifique en los Suplementos correspondientes. Los intereses serán pagados en las fechas y en las formas que se especifiquen en los Suplementos correspondientes.

La creación del Programa ha sido autorizada por Resolución N° RESFC-2017-18994-APN-DIR#CNV de fecha 30 de octubre de 2017 de la CNV y la prórroga de vigencia del Programa mediante Disposición DI-2022-7-APN-GE#CNV de fecha 21 de abril de 2022. Estas autorizaciones sólo significan 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. La veracidad de la información contable, financiera y económica, así como de toda otra información suministrada en el presente Prospecto es exclusiva responsabilidad del Directorio y, en lo que les atañe, del órgano de fiscalización de la Emisora y de los auditores externos en cuanto a sus respectivos informes sobre los estados financieros que se acompañan y demás responsables contemplados en los artículos 119 y 120 de la Ley de Mercado de Capitales. El Directorio manifiesta, con carácter de declaración jurada, que el presente Prospecto contiene, 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 Emisora y de toda aquélla que deba ser de conocimiento del público inversor con relación a las Obligaciones Negociables, conforme las normas vigentes. La Emisora asume explícitamente 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.

La Emisora podrá ofrecer las Obligaciones Negociables en forma directa o a través de colocadores y agentes que la Emisora designará oportunamente. Tales colocadores y agentes serán indicados en el Suplemento de Prospecto correspondiente. Este Prospecto no podrá ser utilizado para concretar ventas de Obligaciones Negociables a menos que esté acompañado por el Suplemento de Prospecto correspondiente. La Emisora podrá designar uno o más agentes colocadores o intermediarios autorizados para efectuar la distribución de las Obligaciones Negociables.

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 emitidas en el marco de este Programa calificarán como obligaciones negociables conforme a la Ley de Obligaciones Negociables, se emitirán y colocarán con arreglo a dicha ley, a la Ley Nº 19.550, con sus modificaciones (la “ Ley General de Sociedades ”), la Ley Nº 26.831 con sus modificatorias (la “ Ley de Mercado de Capitales ”), las regulaciones de la Comisión Nacional de Valores y sus modificatorias de acuerdo al texto ordenado por la Resolución General N° 622/13 (las “ Normas N.T. 2013 y sus mod. ”) y

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Claudio G. Gugliuzza Director

cualquier otra ley y/o reglamentación aplicable, y tendrán los beneficios allí otorgados y estarán sujetas a los requisitos de procedimiento allí establecidos.

LA EMISORA HA OPTADO POR QUE EL PROGRAMA NO CUENTE CON CALIFICACIONES DE RIESGO. SIN PERJUICIO DE ELLO, LA EMISORA PODRÁ OPTAR POR CALIFICAR O NO CADA CLASE Y/O SERIE DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES QUE SE EMITAN BAJO EL PROGRAMA Y, EN SU CASO, INFORMARÁ LA CALIFICACIÓN OTORGADA EN LOS SUPLEMENTOS CORRESPONDIENTES. EN CASO DE QUE LA EMISORA OPTE POR CALIFICAR UNA O MÁS CLASES Y/O SERIES DE OBLIGACIONES NEGOCIABLES, ÉSTAS CONTARÁN SOLAMENTE CON UNA CALIFICACIÓN DE RIESGO A MENOS QUE SE ESPECIFIQUE LO CONTRARIO EN LOS SUPLEMENTOS CORRESPONDIENTES. LAS CALIFICACIONES DE RIESGO NO CONSTITUIRÁN - NI PODRÁN SER CONSIDERADAS COMO - UNA RECOMENDACIÓN DE ADQUISICIÓN DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES POR PARTE DE LA EMISORA O DE CUALQUIER AGENTE COLOCADOR PARTICIPANTE EN UNA CLASE O SERIE BAJO EL PROGRAMA.

FIX SCR S.A. Agente de Calificación de Riesgo (“ Fix ”) en su informe de fecha 12 de enero de 2025, confirmó en AAA (arg) la calificación de emisora de largo plazo de la Sociedad y la calificación de corto plazo en A1+(arg). El informe puede ser consultado en la AIF (https://aif2.cnv.gov.ar/Presentations/publicview/48B5C881-6DE3-409F-ADC7-D8A88240B8E8) bajo el ID#3449243 y en https://www.fixscr.com.

La CNV no ha emitido juicio sobre el carácter Social, Verde y/o Sustentable que puedan tener las potenciales emisiones de la Emisora. A tal fin, el órgano de administración se orientará por los “Lineamientos para la Emisión de Valores Negociables Sociales, Verdes y Sustentables en Argentina” contenidos en el Anexo III del Capítulo I del Título VI de las Normas de la CNV. Asimismo, la Emisora podrá emitir títulos conforme otros lineamientos y principios previstos por ICMA (International Capital Market Association) incluyendo, sin limitación, los Principios de los Bonos Vinculados a la Sostenibilidad (Sustainability - Linked Bond Principles), la ONU (Organización de las Naciones Unidas) (the Ten Principles of the UN Global Compact), OCDE (Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos) (OECD Principles of Corporate Governance), la OIT (Organización Internacional del Trabajo) (ILO Principles), así como conforme los parámetros o calificaciones que brinden entidades públicas o privadas.

La Emisora podrá solicitar autorización para el listado y la negociación de una o más Clases y/o Series de Obligaciones Negociables en Bolsas y Mercados Argentinos S.A. (el “ BYMA ”) a través de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires (la “ BCBA ”), en virtud del ejercicio de la facultad delegada por el BYMA, conforme lo dispuesto por la Resolución 18.629 de la CNV, y/o en A3 Mercados S.A. (“ A3 ”), y asimismo, en uno o más mercados de valores autorizados por la CNV del país y/o mercado de valores del exterior, según se indique en cada Suplemento de Prospecto.

Destacamos que la Resolución General (CNV) Nro. 917 (publicada en el Boletín Oficial en fecha 3 de enero de 2022) dispone que la emisora deberá incluir, en forma destacada, en todo prospecto o suplemento de prospecto, una advertencia que indique si cumple con los requisitos previstos en el citado Decreto Nro. 621/2021 y sobre las consecuencias, para los inversores, que deriven del incumplimiento de las disposiciones aplicables para gozar de la exención impositiva. Se hace saber a los inversores que, en caso de que se emitan Obligaciones Negociables en el marco del presente programa, la emisora cumplirá con los requisitos previstos por la Resolución General (CNV) Nro. 917.

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

CUIT: 30-59266547-2 Teléfono: (+54 11) 4018-5900 Pasaje Carlos M. Della Paolera 297/299, piso 16°, C1001ADA Ciudad de Buenos Aires - República Argentina [email protected] / www.tecpetrol.com

La fecha de este Prospecto es 23 de abril de 2026.

I. ÍNDICE

I.	ÍNDICE _____________ 3
II.	NOTIFICACIÓN A LOS INVERSORES _________ 4
III.	INFORMACIÓN RELEVANTE __________ 6
IV.	DECLARACIONES SOBRE HECHOS FUTUROS ______ 8
V.	INFORMACIÓN SOBRE LA EMISORA________ 10
VI.	FACTORES DE RIESGO _________ 69
VII.	POLÍTICAS DE LA EMISORA ________ 102
VIII.	DATOS SOBRE DIRECTORES, GERENTES, ASESORES Y MIEMBROS DEL
ÓRGANO DE FISCALIZACIÓN _______ 108
IX.	ESTRUCTURA DE LA EMISORA, ACCIONISTAS PRINCIPALES Y
TRANSACCIONES CON PARTES RELACIONADAS _______ 120
X.	ACTIVOS FIJOS _________ 122
XI.	ANTECEDENTES FINANCIEROS ___________ 124
XII.	INFORMACIÓN CONTABLE _________ 145
XIII.	DATOS ESTADÍSTICOS Y PROGRAMA PREVISTO PARA LA OFERTA ______ 146
XIV.	TÉRMINOS Y CONDICIONES DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES _____ 150
XV.	DE LA OFERTA Y LA NEGOCIACIÓN _______ 158
XVI.	INFORMACIÓN ADICIONAL _________ 159

II. NOTIFICACIÓN A LOS INVERSORES

Al tomar decisiones de inversión respecto de las Obligaciones Negociables, el público inversor deberá basarse en su propio análisis de la Emisora, de los términos y condiciones de las Obligaciones Negociables, y de los beneficios y riesgos involucrados. El contenido de este Prospecto y/o de los Suplementos correspondientes no debe ser interpretado como asesoramiento legal, comercial, financiero, cambiario, impositivo y/o de otro tipo. 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 indicación en contrario o a menos que el contexto requiera otra interpretación, todas las referencias en este Prospecto a la “Compañía”, “Tecpetrol”, “Sociedad”, “Emisora”, “nosotros”, “nuestro” o términos similares aluden a Tecpetrol S.A.

No se ha autorizado, a ningún 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 presente Prospecto y/o en los Suplementos correspondientes, y, si se brindara y/o efectuara, dicha información y/o declaraciones no podrán ser consideradas autorizadas y/o consentidas por la Emisora y/o los correspondientes agentes colocadores.

Ni este Prospecto ni los Suplementos correspondientes 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 dicha 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 este Prospecto y/o los Suplementos correspondientes, 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 dichas compras, ofertas y/o ventas. Ni la Emisora ni los correspondientes agentes colocadores tendrán responsabilidad alguna por incumplimientos a dichas normas vigentes.

La exactitud de la información contable, financiera, estadística y toda otra información contenida en este Prospecto es responsabilidad del directorio y del órgano de fiscalización de la Emisora, con respecto a cualquier aspecto dentro de su competencia y de los auditores, respecto de sus informes sobre los estados financieros. El directorio de la Emisora por el presente declara que a la fecha del presente este Prospecto contiene información veraz, exacta y completa sobre todo hecho sustancial que pueda afectar su situación patrimonial y los resultados de sus operaciones, así como toda otra información que deba ser presentada a los posibles inversores en relación con las Obligaciones Negociables de acuerdo con las leyes aplicables y que no existen otros hechos significativos cuya omisión podría tornar conducente a error a este Prospecto como un todo, a cualquier parte de dicha información o a cualquier opinión o intención expresada en el presente. Los posibles inversores no deberán asumir que la información contenida en este Prospecto es exacta a ninguna fecha distinta de la indicada en la portada de este Prospecto. Los negocios, situación patrimonial, resultados de las operaciones y perspectivas de la Emisora podrían haber cambiado desde dicha fecha. Ni la entrega de este Prospecto ni ninguna venta de Obligaciones Negociables realizada de conformidad con el presente implicará en ninguna circunstancia que la información del presente es correcta a ninguna fecha posterior a la indicada en la portada de este Prospecto.

La información contenida en este Prospecto con respecto a la situación política, legal y económica de Argentina ha sido obtenida de fuentes gubernamentales y otras fuentes públicas y la Emisora no es responsable de su veracidad. No podrá considerarse que la información contenida en el presente

Prospecto constituya una promesa o garantía de dicha veracidad, ya sea con respecto al pasado o al futuro.

EN LAS OFERTAS PÚBLICAS INICIALES DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES LOS AGENTES QUE PARTICIPEN EN LA ORGANIZACIÓN Y COORDINACIÓN DE LA 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 DICHAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES, UNA VEZ QUE LOS VALORES NEGOCIABLES INGRESAN EN LA NEGOCIACIÓN SECUNDARIA, CONFORME CON EL ARTÍCULO 12 DE LA SECCIÓN IV DEL CAPÍTULO IV DEL TÍTULO VI DE LAS NORMAS N.T, 2013 Y SUS MOD. Y DEMÁS NORMAS VIGENTES (LAS CUALES PODRÁN SER SUSPENDIDAS Y/O INTERRUMPIDAS EN CUALQUIER MOMENTO). DICHAS 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) LAS OPERACIONES PODRÁN SER REALIZADAS POR AGENTES QUE HAYAN PARTICIPADO EN LA ORGANIZACIÓN Y COORDINACIÓN DE LA COLOCACIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE LA EMISIÓN; (III) SÓLO PODRÁN REALIZARSE OPERACIONES DE ESTABILIZACIÓN DESTINADAS A EVITAR O MODERAR ALTERACIONES BRUSCAS EN EL PRECIO AL CUAL SE NEGOCIEN LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES COMPRENDIDAS EN LA OFERTA PÚBLICA INICIAL EN CUESTIÓN; (IV) NINGUNA OPERACIÓN DE ESTABILIZACIÓN QUE SE REALICE EN EL PERÍODO AUTORIZADO PODRÁ EFECTUARSE A PRECIOS SUPERIORES A AQUELLOS A LOS QUE SE HAYAN NEGOCIADO LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES EN CUESTIÓN EN LOS MERCADOS AUTORIZADOS, EN OPERACIONES ENTRE PARTES NO VINCULADAS CON LAS ACTIVIDADES DE ORGANIZACIÓN, DISTRIBUCIÓN Y COLOCACIÓN; Y (V) LOS MERCADOS DEBERÁN INDIVIDUALIZAR COMO TALES Y HACER PÚBLICAS LAS OPERACIONES DE ESTABILIZACIÓN, YA FUERE EN CADA OPERACIÓN INDIVIDUAL O AL CIERRE DIARIO DE LAS OPERACIONES.

En caso que la Emisora se encontrara sujeta a procesos judiciales de quiebra, concurso preventivo, acuerdos preventivos extrajudiciales y/o similares, las normas vigentes que regulan las Obligaciones Negociables (incluyendo, sin limitación, las disposiciones de la Ley de Obligaciones Negociables), y los términos y condiciones de las Obligaciones Negociables, estarán sujetos a las disposiciones previstas por las leyes de quiebra, concursos, acuerdos preventivos extrajudiciales y/o similares y/o demás normas vigentes que sean aplicables.

En lo que respecta a la información contenida en el Prospecto, la Emisora tendrá las obligaciones y responsabilidades que impone el artículo 119 de la Ley de Mercado de Capitales. Según lo establece ese artículo, los emisores de valores, 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 con relación a la información vinculada a los mismos, y las personas que firmen el prospecto de una emisión de valores con oferta pública, serán responsables de toda la información incluida en los prospectos por ellos registrados ante la CNV. Por su parte, el artículo 120 de la citada ley dispone que las entidades y agentes intermediarios en el mercado que participen como organizadores, o colocadores en una oferta pública de venta o compra de valores 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 dicha información sobre la que han emitido opinión.

III. INFORMACIÓN RELEVANTE

Aprobaciones societarias

Los términos y condiciones del Programa y la emisión y los términos y condiciones generales de las Obligaciones Negociables fueron aprobados por la Asamblea Ordinaria y Extraordinaria de accionistas de la Emisora con 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 fueron aprobadas 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 08 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 08 de marzo de 2024, y autorizar la ampliación del monto del Programa por hasta US$ 2.000.000.000 (Dólares dos mil millones). Mediante Asamblea Extraordinaria de fecha 8 de abril de 2026 (cargada en AIF bajo ID#3507879) se resolvió ratificar las facultades oportunamente delegadas al Directorio con fecha 15 de mayo de 2017, renovadas en fechas 08 de marzo de 2024 y 18 de marzo de 2025, y autorizar la ampliación del monto del Programa por hasta US$3.000.000.000 (Dólares tres mil millones). La aprobación de la actualización de la información comercial, contable y financiera, así como toda otra información contenida en el presente Prospecto fue autorizada por el Directorio de la Sociedad con fecha 8 de abril de 2026 (cargada en AIF bajo ID#3507851).

Presentación de información financiera

Los Estados Financieros Auditados de la Emisora por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023 están expresados en pesos argentinos y fueron confeccionados de acuerdo con las Normas Internacionales de Información Financiera (“ NIIF ”).

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 N° 29 “Información Financiera en Economías Hiperinflacionarias”.

Ciertos términos definidos

En este Prospecto, los términos “$” o “pesos” se refieren a la moneda de curso legal en Argentina y los términos “US$”, “U.S.$” y “dólares” se refieren a la moneda de curso legal en los Estados Unidos de América. El término “Argentina” se refiere a la República Argentina. Los términos “Estados Unidos” o “EE.UU.” se refieren a Estados Unidos de América. El término “Gobierno Nacional” o “Gobierno Argentino” se refiere al Gobierno de la Nación Argentina, el término “Secretaría de Energía” o “SE” refiere a la Secretaría de Energía de la República Argentina, a aquellos órganos a los que ésta última reemplazó y a aquellos órganos que la reemplacen a futuro, los términos “Banco Central” y

“BCRA” se refieren al Banco Central de la República Argentina, el término “BCBA” se refiere a la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, “BYMA” se refiere a Bolsas y Mercados Argentinos S.A., “A3” se refiere a A3 Mercados S.A., “Boletín Diario Electrónico de la BCBA” se refiere al boletín diario electrónico publicado por la BCBA en su página web www.bcba.sba.com.ar , en virtud del ejercicio de la facultad delegada por BYMA a la BCBA, conforme lo dispuesto por la Resolución N° 17.501 de la CNV, el término “INDEC” se refiere al Instituto Nacional de Estadística y Censos, el término “IPC” se refiere al índice de precios al consumidor y el término “Ley General de Sociedades” se refiere a la Ley Nº 19.550 y sus modificatorias, el término “Ministerio de Hacienda” se refiere al ex Ministerio de Hacienda de la Nación Argentina, el término “Ministerio de Economía” se refiere al Ministerio de Economía de la Nación Argentina y al antiguo Ministerio de Economía y Finanzas Públicas de la Nación Argentina, según el contexto, el término “MLC” se refiere al Mercado Libre de Cambios, el término “AIF” se refiere a la Autopista de la Información Financiera de la CNV, el término “ARCA” significa la Agencia de Recaudación y Control Aduanero, autoridad fiscal nacional. La Compañía también utiliza en este Prospecto diversos términos y abreviaturas específicas de la industria de petróleo, gas y electricidad de Argentina.

Datos de mercado

La Emisora ha extraído la información sobre el mercado, la industria y las posiciones competitivas que se emplean a lo largo de este Prospecto 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 ni la investigación comercial interna, ni las definiciones, han sido verificadas por ninguna fuente independiente. 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.

Calificación de Riesgo

Los detalles de las calificaciones de la Emisora pueden ser consultados por el público inversor en el sitio web de FIX SCR S.A. Agente de Calificación de Riesgo (www.fixscr.com/calificaciones) y/o en la página web del agente calificador de riesgo que se indique en el correspondiente Suplemento de Prospecto.

Documentos a disposición

El presente Prospecto y los Estados Financieros incluidos en el mismo se encuentran a disposición de los interesados en las oficinas ejecutivas de la Emisora ubicadas en Carlos M. Della Paolera 299, Piso 16 (C1001ADA), Ciudad Autónoma de Buenos Aires, en su página web (www.tecpetrol.com) y en la página web de la CNV https://www.argentina.gob.ar/cnv en el ítem Información Financiera. Asimismo, se encontrarán a disposición en los mercados donde estén listadas o se negocien las Obligaciones Negociables (entre ellos, sin limitación, en el caso de A3: https://a3mercados.com.ar/ y en el caso de BYMA: www.bolsar.info).

Redondeo

La Emisora ha efectuado ajustes de redondeo a ciertos números contenidos en el presente Prospecto. Como consecuencia de ello, números presentados como totales podrán no ser siempre sumas aritméticas de sus componentes, tal cual son presentadas.

IV. DECLARACIONES SOBRE HECHOS FUTUROS

Este Prospecto 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 del Peso Argentino respecto a las divisas extranjeras;
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 Hamás, entre Estados Unidos e Irán, el conflicto en Venezuela, los cambios en las políticas monetarias

de los Estados Unidos y Europa, las interrupciones en las cadenas de suministro de insumos y bienes, la caída de la actividad económica en China, entre otras, que repercuten negativamente en la Argentina; y

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

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, competencia, 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 Prospecto 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 Prospecto. A la luz de estas limitaciones, las declaraciones referentes al futuro contenidas en este Prospecto no deberán tomarse como fundamento para una decisión de inversión dado que las mismas se basan en las expectativas de la Sociedad.

V. INFORMACIÓN SOBRE LA EMISORA

Este resumen detalla cierta información relevante incluida en otras secciones de este Prospecto. Este resumen no pretende ser completo, y podría no contener toda la información que es de importancia o relevante para los inversores. Antes de invertir en las Obligaciones Negociables, es necesario leer detenidamente este Prospecto en su totalidad para una mejor comprensión de los negocios de la Emisora y de esta oferta, entre ellos, los estados financieros auditados de la Emisora y sus notas relacionadas, así como las secciones tituladas “ Capítulo VI. Factores de Riesgo. ” y “ Capítulo XI. Antecedentes Financieros - f) Reseña y perspectiva operativa y financiera ” incluidos en otras secciones de este Prospecto.

a) Reseña histórica y descripción

General

Denominación, forma legal y CUIT: La Emisora se denomina Tecpetrol S.A. y es una sociedad anónima constituida conforme los términos de la Sección V.- de la Ley General de Sociedades de la República Argentina (Ley N° 19.550 y concordantes). La Emisora se encuentra identificada tributariamente bajo el CUIT N° 30-59266547-2.

Fecha de Constitución, Plazo de Duración y Reformas de Estatuto: Tecpetrol fue constituida el 5 de junio de 1981, por un plazo de 99 años (que expira el 19 de junio de 2080) resultando inscripta en el Registro Público de Comercio el 19 de junio de 1981 bajo el Número correlativo de IGJ 802.207 y Número de inscripción 247 del libro 94, tomo A de Sociedades Anónimas.

El estatuto y sus modificaciones fueron inscriptos en el Registro Público de Comercio a cargo de la Inspección General de Justicia de la Capital Federal al Tomo "A" de Estatutos de Sociedades Anónimas Nacionales bajo los siguientes números y fechas: Nº 247- Lo. 94, el 19 de junio de 1981; Nº1409- Lo. 98, el 25 de marzo de 1983; Nº 10312- Lo. 101, el 16 de octubre de 1985; Nº 4587- Lo. 103, el 1 de julio de 1987; Nº 537- Lo. 106, el 24 de febrero de 1989, Nº 8862- Lo. 107, el 12 de diciembre de 1989, Nº 7601-Lo. 111, el 18 de agosto de 1992; Nº 12535- Lo 112, el 21 de diciembre de 1992, Nº 2660- Lo 112, el 6 de abril de 1993; Nº 12036- Lo 117, el 14 de diciembre de 1995, Nº 12632- Lo 122, el 30 de octubre de 1997; Nº 15449 Lo. 12, el 13 de octubre de 2000; Nº 10506 Lo. 28, el 14 de septiembre de 2005; Nº 19250 Lo. 37, el 16 de noviembre de 2007; Nº 4985 Lo. 44, el 23 de marzo de 2009; Nº 17349 Lo. 51, el 20 de septiembre de 2010; N° 3.041 L°78, el 02 de marzo de 2016; N° 23.337 L° 82, el 25 de noviembre de 2016; N° 19.900 L°86, el 28 de septiembre de 2017; N° 15.183 Lo. 90, el 14 de agosto de 2018; y N° 9288, Lo. 117, el 28 de mayo de 2024.

Objeto Social: La Emisora tiene por objeto las siguientes actividades: (a) la exploración, explotación y desarrollo de yacimientos de hidrocarburos; (b) el transporte, la distribución, la transformación, la destilación y el aprovechamiento industrial de hidrocarburos y sus derivados y el comercio de hidrocarburos; y (c) generación de energía eléctrica y su comercialización mediante construcción, operación y explotación bajo cualquier forma de centrales y equipos para la generación, producción, autogeneración y/o cogeneración de energía eléctrica.

Sede Social y datos de contacto: La Emisora tiene su sede social en el Pasaje Carlos M. Della Paolera 297/299, piso 16, C1001ADA, Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina. La misma ha sido inscripta en el Registro Público de Comercio de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, dependiente de la Inspección General de Justicia, el 25 de octubre de 2006, bajo el número 17.155, del libro 33, del Tomo de Sociedades por Acciones. El teléfono de contacto de la Emisora es (+54) 11 40185900/ Fax (+54) 11 4018-5939; y la dirección de email es [email protected].

Capital Social. Acciones. Accionista: La Emisora es una compañía privada, cuyas acciones no listan ni se comercializan en ningún mercado de valores autorizado por la CNV y/o del exterior.

El capital social es de cuatro mil cuatrocientos treinta y seis millones cuatrocientos cuarenta y ocho mil sesenta y ocho Pesos ($4.436.448.068), representado por cuatro mil cuatrocientos treinta y seis millones cuatrocientos cuarenta y ocho mil sesenta y ocho (4.436.448.068) acciones ordinarias escriturales de un peso ($1) de valor nominal cada una. El capital social se encuentra 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”.

No existen aportes irrevocables efectuados a la Emisora y que se encuentren pendientes de capitalización.

El artículo séptimo del Estatuto Social de la Emisora dispone que “ las acciones totalmente integradas no serán representadas por títulos, sino por inscripciones en cuentas a nombre de sus titulares en un registro de acciones escriturales que será llevado por la Emisora con las formalidades indicadas en el artículo 213 de la ley 19.550 en lo pertinente, o por un tercero ”.

La Emisora es controlada por Tecpetrol Internacional S.L., quien posee subsidiarias que desarrollan, invierten y operan negocios en la producción, transporte y distribución de petróleo y gas en Argentina, Bolivia, Ecuador, México, Perú, Venezuela y Colombia. Para mayor información, véase “ Capítulo IX. Estructura de La Emisora, Accionistas Principales y Transacciones con Partes Relacionadas ”.

Administración: La administración de la Emisora está a cargo de un Directorio compuesto de no menos de tres y no más de cinco miembros titulares nombrados por la Asamblea Ordinaria, que podrá nombrar a uno o varios miembros suplentes. Los Directores durarán un ejercicio en sus funciones, siendo válidos sus mandatos hasta la elección de sus reemplazantes; pueden ser reelectos indefinidamente. Para mayor información, véase “ Capítulo VIII. Datos Sobre Directores, Gerentes, Asesores y Miembros del Órgano de Fiscalización ”.

Asimismo, el estatuto de la Emisora dispone la existencia de un Consejo de Vigilancia formado por no menos de tres miembros titulares que serán designados anualmente por la Asamblea Ordinaria, con las funciones asignadas para tal órgano por la Ley General de Sociedades.

El gerenciamiento de la Emisora está a cargo de un Director General (CEO) que a la vez reviste el carácter de Presidente del Directorio de la Sociedad, a quien reporta un equipo de once funcionarios con responsabilidad específica sobre diferentes áreas de negocio. Para más información, véase el “ Capítulo VIII. Datos Sobre Directores, Gerentes, Asesores y Miembros del Órgano de Fiscalización del presente Prospecto.

Las decisiones operativas son tomadas por el grupo de directivos compuesto por el Presidente y Director General, el Presidente de E&P, el Presidente de Áreas Corporativas, el Director de Planeamiento y Control de Gestión y el Director Sr. de Desarrollo de Negocios, con el apoyo de los demás directores ejecutivos antes mencionado, y las decisiones de tipo estratégico, así como aquellas inherentes al órgano de administración de la Emisora, son sometidas a aprobación del Directorio.

Producción y Reservas: Los hidrocarburos extraídos durante el ejercicio 2025 en áreas operadas por Tecpetrol fueron en promedio 3.667 m3/día de petróleo y 18.932 Mm3/día de gas (correspondiendo a la Sociedad 3.130 m3/día y 17.530 Mm3/día de petróleo y gas respectivamente), y representa un incremento del 17% en petróleo respecto al año anterior, principalmente por el desarrollo del área Puesto Parada, mientras que la producción de gas se mantuvo en niveles similares.

Al 31 de diciembre de 2025, las reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de gas y petróleo de acuerdo a las participaciones de la Sociedad, ascendían a: (i) Petróleo crudo: (i.a.) Reservas probadas desarrolladas: 2,97 millones de metros cúbicos; (i.b.) Reservas probadas no desarrolladas: 10,28 millones de metros cúbicos; y (ii) Gas natural: (ii.a.) Reservas probadas desarrolladas: 16,17 miles de

millones de metros cúbicos; y (ii.b.) Reservas probadas no desarrolladas: 74,05 miles de millones de metros cúbicos.

Actividad: La Emisora realiza actividades de exploración, explotación y transporte de petróleo y gas en Argentina. Las actividades de exploración y explotación de petróleo y gas de la Emisora pueden dividirse en dos segmentos: (i) un primer segmento que contempla las actividades y participaciones en la Cuenca Neuquina; y (ii) un segundo segmento que contempla las actividades y participaciones integrando dos cuencas, la Cuenca del Noroeste y la Cuenca Marina Malvinas.

El primer segmento -la Cuenca Neuquina- comprende la exploración y explotación de hidrocarburos convencionales (áreas Agua Salada y Los Bastos) y de hidrocarburos no convencionales (áreas Fortín de Piedra, Punta Senillosa, Los Toldos I Norte, Los Toldos II Este, Los Toldos I Sur (no operada), Loma Ancha y Puesto Parada).

El segundo segmento comprende la exploración y explotación de hidrocarburos convencionales, encontrándose dentro de (i) la Cuenca del Noroeste, las áreas Aguaragüe y Ramos; y (ii) en la Cuenca Marina Malvinas, el área MLO-124 (no operada).

Luego de más de 30 años de operación en el Tordillo y La Tapera – Puesto Quiroga y en línea con la estrategia de poner foco en el desarrollo de yacimientos no convencionales, durante 2025 Tecpetrol vendió a Crown Point Energía S.A.: (i) su participación sobre las concesiones de explotación y los contratos de unión transitoria asociados a dichas áreas; (ii) las concesiones de transporte de hidrocarburos sobre ciertos gasoductos y oleoductos; y (iii) su participación en Terminales Marítimas Patagónicas S.A.. El cierre de la operación se concretó el 1 de diciembre de 2025.

Las áreas El Tordillo/ La Tapera – Puesto Quiroga representaron un hito en la construcción del ADN operativo de Tecpetrol. Iniciada en 1991, fue la primera operación de gran envergadura, con casi 800 perforaciones realizadas por la Sociedad y un pico de producción de más de 4.500 m3/día. El yacimiento fue una verdadera escuela donde se enfrentaron desafíos técnicos complejos y se desarrollaron capacidades clave: recuperación secundaria y terciaria, programas de mantenimiento y operación integral de pozos.

Compromisos de Inversión: La Emisora posee al 31 de diciembre de 2025 los siguientes compromisos de inversión en las áreas en que participa:

Cuenca	Área	Compromisos de inversión pendientes
Noroeste - y Otros	Ramos	Instalación de planta modular de aminas; abandono de 2 pozos y de líneas e instalaciones; ejecución de estudios, tareas de mantenimiento y acondicionamiento a realizarse hasta 2031 (*)
	MLO-124	Adquisicióny procesamiento de sísmica antes de abril de 2027
Neuquina	Agua Salada	Perforación de 2 pozos y 6 workovers entre 2026 y 2028.
	Los Bastos	Inversiones exploratorias por US$ 4,96 millones a realizarse hasta el año 2026 fuera del lote de explotación (**).

(*) A la fecha de emisión del presente Prospecto la instalación de la planta modular de aminas se encuentran pendiente de reconocimiento por parte de la provincia de Salta.

(**) A la fecha de este Prospecto, las inversiones fueron ejecutadas y se encuentran en proceso de certificación y reconocimiento por parte de la provincia del Neuquén.

En el marco del Plan Gas.Ar, Tecpetrol asumió un compromiso de inversión total entre los años 2021 y

2028 por aproximadamente US$ 1.081 millones en la Cuenca Neuquina, a ser ejecutado de la siguiente manera: i) US$ 13 millones para el primer trimestre de 2021; ii) US$ 29,2 millones a partir del segundo trimestre de 2021 y hasta el cuarto trimestre de 2022 y; iii) US$ 36 millones por trimestre desde el 2023 al 2028. Asimismo, Tecpetrol asumió el compromiso de inyección en las Rondas 1 y 3 del Plan Gas.Ar de 14,9 MMm3/d para la Cuenca Neuquina hasta el año 2024, y prorrogado por la Ronda 4.1 hasta 2028, a los que se agrega el compromiso adicional de inyección hasta el año 2028, resultante de los volúmenes adjudicados en la Ronda 4.2 por 2,5MMm3/de a partir de julio de 2023. De igual forma, Tecpetrol asumió el compromiso de entrega en la ronda 4.2 para los volúmenes de solo invierno por 2,75 MMm3/d a partir de mayo 2024 y por 3,25 MMm3/d a partir de mayo 2025, ambos hasta 2028. En materia de contratación de mano de obra local, regional y nacional, la Sociedad asumió el compromiso de un incremento proporcional, hasta el año 2028, del componente argentino en las contrataciones asociadas al plan de inversiones comprometido. A la fecha de emisión del presente Prospecto, Tecpetrol ha cumplido con los compromisos asumidos.

Por otra parte, bajo los contratos celebrados para el suministro de gas natural con las licenciatarias de distribución de gas natural, CAMMESA y ENARSA bajo el referido Plan Gas.Ar, se incluyeron cláusulas habituales de entregar o pagar por hasta 10,64 MMm3/d hasta junio 2023, y de hasta 13,14 MMm3/d desde julio de 2023 hasta diciembre 2028, con incrementos de 4,5 MMm3/d de mayo a septiembre de 2023, 7,25 MMm3/d de mayo a septiembre del 2024, y 6 MMm3/d de mayo a septiembre de cada año desde el 2025 hasta el 2028.

Respecto a los contratos celebrados con industriales y comercializadoras para el suministro de gas con destino industrial o GNC, en los mismos se incluyeron cláusulas habituales de entregar o pagar por volúmenes del orden de 5,3 MMm3/d hasta abril de 2026, los que a partir de dicha fecha se reducen en forma significativa por el vencimiento de ciertos contratos.

En relación a contratos de transporte de gas celebrados, los mismos incluyen cláusula de ship or pay por entre 2,2 y 5 MMm3/d hasta 2028.

Asimismo, en relación a la Ronda 5.2 del Plan Gas.Ar, Tecpetrol fue adjudicada con volúmenes de producción incremental provenientes de las concesiones de explotación Aguaragüe. En este marco Tecpetrol firmó un acuerdo de venta de gas con ENARSA por volúmenes de producción incremental de hasta un máximo de 0,1 MMm3/d hasta diciembre de 2028. Tecpetrol no tiene la obligación de entregar gas de no haber producción incremental.

En el marco del Concurso Abierto N°1/2022 de Oldelval y del Concurso Abierto N° OTE 1-2022 de Oiltanking Ebytem, Tecpetrol S.A. asumió compromisos de contratación de servicios de transporte, embarque y almacenaje con cláusulas de ship or pay por aproximadamente 3.066 m3/d, 3.522 m3/d y 21.122 m3, los cuales entraron en vigencia una vez puesta en marcha las instalaciones hasta el año 2037, respectivamente.

Por último, Tecpetrol asumió compromisos de contratación de transporte, almacenaje y embarque con cláusulas de ship or pay con Oldelval S.A. por 10.900 m3/d hasta 2037 y con VMOS S.A. por 6.359 m3/d por un máximo de 12 años desde la finalización del ducto. Asimismo, Tecpetrol suscribió con YPF S.A. un acuerdo de transporte con compromiso de ship or pay inicial de 1.200 m3/d con reducción escalonada cada 5 años hasta alcanzar 800 m3/d hasta su finalización en 2040.

Información adicional de las áreas: Por otra parte, en el siguiente cuadro se resume cierta información adicional al 31 de diciembre de 2025 sobre las áreas en las que la Emisora tiene derechos de exploración y explotación:

Cuenca	Área	Tipo de Concesión	Provincia	Superficie (en Km2)	Socios	Participación	Fecha Vencimiento Concesión/Permiso
Cuenca Neuquina	Fortín de Piedra	Concesión de Explotación No Convencional	Neuquén	248,17	Tecpetrol SA	100,00%	1/7/2051
	Puesto Parada	Concesión de Explotación No Convencional	Neuquén	159,09	Tecpetrol SA	100,00%	1/11/2057
	Punta Senillosa	Concesión de Explotación No Convencional	Neuquén	24,39	Tecpetrol SA	100,00%	1/7/2051
	Loma Ancha	Permiso de Exploración	Neuquén	142,74	Tecpetrol S.A. GyP de Neuquén	95,00% 5,00%	15/12/2025(1)
	Los Bastos	Concesión de Explotación	Neuquén	208,73	Tecpetrol SA	100,00%	12/3/2026(2)
	Los Toldos I Norte	Concesión de Explotación No Convencional	Neuquén	206,34	Tecpetrol SA (operador)	90,00%	10/5/2054
					GyP de Neuquén	10,00%
	Los Toldos II Este	Concesión de Explotación No Convencional	Neuquén	77,85	Tecpetrol SA (operador)	90,00%	10/5/2054
					GyP de Neuquén	10,00%
	Agua Salada	Concesión de Explotación	Rio Negro	650,6	Tecpetrol SA (operador)	70,00%	6/9/2035
					YPF SA	30,00%
	Los Toldos I Sur	Concesión de Explotación No Convencional	Neuquén	194,79	Pluspetrol Cuenca Neuquina S.R.L. (operador)	80,00%	24/10/2052
					Tecpetrol SA	10,00%
					GyP de Neuquén	10,00%
enca del Noroeste	Aguaragüe	Concesión de Explotación	Salta	2.210,58	YPF SA	53,00%	13/11/2037
					Tecpetrol SA (operador)	23,00%
					Pampa Energía SA	15,00%
					CGC SA	5,00%
					Ledesma SA	4,00%
Cu					Tecpetrol SA	5800%
	Ramos	Concesión de Explotación	Salta	135,14	(operador)	,	21/1/2036
					YPF SA	42,00%
Cuenca Marina Malvinas	MLO-124	Permiso de Exploración	Malvinas	4.418,00	ENI Argentina Exploración y Explotación SA (operador)	80,00%	19/04/2027(3)
					Mitsui E&P Argentina S.A.	10,00%
					Tecpetrol SA	10,00%

(1) A la fecha de emisión del presente Prospecto el área de Loma ancha se encuentra en proceso de restitución a Gas y Petróleo del Neuquén S.A.

(2) Mediante el Decreto N° 152/2026 de la Provincia de Neuquén, de fecha 2 de febrero de 2026, se extendió el plazo de la Concesión de Explotación Convencional de Hidrocarburos Los Bastos, que fuera originalmente otorgada mediante Decreto N° 42/1991 y prorrogada por el Decreto N° 834/10, por un plazo de sesenta (60) días corridos, contados desde el 11 de enero de 2026 hasta el 12 de marzo de 2026. A la fecha del presente Prospecto, la sociedad se encuentra en negociación con la provincia para extender el plazo.

(3) El periodo exploratorio consiste en dos subperiodos de 4 años cada uno, pudiéndose devolver el área finalizado cada subperiodo. El primer periodo exploratorio finaliza en abril de 2027 y la Sociedad debe notificar a la Secretaría de Energía si se pasa al segundo período exploratorio antes del 10 de febrero de 2027.

Historia de Tecpetrol

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 hace 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.

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,

como Perú, Colombia, México, Bolivia y Ecuador, bajo el control de dicha compañía.

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 S.L.

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. Actualmente nos encontramos en el proceso de restitución del área a Gas y Petróleo del Neuquén (GyP).

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 20172019. 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.

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. la venta de su participación en OLCLP, operación que se perfeccionó en junio de 2025. Como parte de la mecánica para establecer la contraprestación de la venta, las partes celebraron un acuerdo de reserva de capacidad y prestación del servicio de transporte a través del Oleoducto Vaca Muerta Sur – Tramo 1 por una capacidad comprometida de 2.500 M³/d y por una capacidad adicional de hasta 2.000 M³/d cuando Tecpetrol la solicite y por un plazo de 15 años. El precio de la transacción ascendió a US$ 15 millones, de los cuales US$ 13,6 millones fueron compensados con la obligación de pago por parte de la Sociedad en virtud del acuerdo de servicios de transporte firme antes mencionado y US$ 1,4 millones fueron cancelados en efectivo.

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. Actualmente nos encontramos formalizando el pedido de reversión de área.

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 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 ramas horizontales 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 del Chubut) se incrementó la actividad de perforación, poniéndose en marcha 18 nuevos pozos. En el área La Tapera Puesto Quiroga (Provincia del 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 TRANSPORTE PARA TODAS LAS CUENCAS HIDROCARBURÍFERAS DEL PAÍS 2023-2028” aprobado por 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 que 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. 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 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.

Durante 2024, 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 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 entró 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.En junio de 2025, suscribimos un acuerdo con Crown Point Energía S.A. para la transferencia de nuestras participaciones en las concesiones de explotación de “El Tordillo”, “La Tapera” y “Puesto Quiroga” (lo que representa el 52,13347%); las relativas concesiones de transporte de hidrocarburos; y nuestro 4,2% de participación en Terminales Marítimas Patagónicas S.A. El 1 de diciembre de 2025, habiéndose complido las condiciones oportunamente acordadas, se perfeccionó el cierre de la transacción. El precio de la operación (neto de ajustes) fue de US$ 47,4 millones.

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.

Adicionalmente, durante 2025 Tecpetrol ha avanzado en el desarrollo de sus activos, siendo los hitos salientes del ejercicio los siguientes: (i) En Fortín de Piedra se perforaron 22 pozos de hasta 3.000 metros de rama horizontal y se pusieron en marcha 16 pozos con muy buenas productividades, alcanzándose una producción acumulada desde el inicio del desarrollo de 34.850 MMm3 de gas, equivalente al consumo residencial del país de 3 años; adicionalmente, se comprobó la continuidad de los niveles productivos en el sector del bloque que se encuentra al sur del río Neuquén; las entregas de gas del yacimiento promediaron los 18 MMm3/d en 2025, alcanzando un pico de más de 24 MMm3/d en invierno, siendo uno de los principales yacimientos productores de gas del país; (ii) En Los Toldos I Norte se continuó con la evaluación de los pozos perforados en años anteriores, obteniéndose resultados superiores a los previstos, lo cual mejora las perspectivas de desarrollo del área; (iii) En Puesto Parada se pusieron en marcha 11 pozos de desarrollo con resultados diversos, alcanzándose la capacidad máxima de la planta de tratamiento con una producción de más de 6.000 bbl/d, y se logró perforar una rama horizontal de 3.582 metros de largo; (iv) Se obtuvieron las extensiones sobre las concesiones de explotación de las áreas Agua Salada y Ramos por 10 años, que incluyen compromisos de actividad convencional en dichas áreas; (v) Se testeó con éxito el bombeo continuo como una nueva

forma de trabajo en la completación del pad, que permite que el set de fractura no se detenga en el paso de un pozo a otro, con un ahorro considerable en los tiempos de puesta en marcha y adelantamiento de la producción; (vi) Con el objetivo de ampliar nuestra cadena de suministros de insumos críticos, una parte importante de la arena utilizada en fracturas de pozos fue abastecida por la planta propia de procesamiento y se puso en marcha el servicio de última milla interno para eficientizar la logística del proceso de dichas fracturas.

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, el sector de gas y petróleo, para el proyecto “Planta de Procesamiento Los Toldos UTE”, a cuyos efectos 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. El mencionado proyecto consistía en 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, pudiendo expandir la capacidad a 70.000 barriles por día seis meses después de que la primera fase entre en funcionamiento.

Atento que con fecha 18 de febrero del corriente año, el PEN a través del dictado del Decreto N° 105/2026 incorporó adecuaciones relevantes a la reglamentación del RIGI para el Sector de Petróleo y Gas, contemplando actividades vinculadas a la explotación y producción costa adentro (onshore) de nuevos desarrollos de hidrocarburos líquidos y gaseosos, y en el entendimiento de que las Plantas de Tratamiento y las Facilidades de Transporte originalmente proyectadas en la presentación antedicha, por su propia naturaleza, se encuentran estrechamente vinculadas y resultan complementarias de las actividades requeridas para el desarrollo y explotación de determinados reservorios del Área Los Toldos Bloque ll Este, se decidió contemplar dentro de proyecto RIGI, de manera integrada, la realización de las actividades upstream asociadas a nuevos desarrollos (es decir, de nuevos pozos y sus instalaciones de boca de pozo y demás obras e instalaciones asociadas a los pozos) y sus servicios asociados, como un conjunto inescindible y funcional respecto de las Plantas de Tratamiento y las Facilidades de Transporte, la comercialización de la producción de petróleo y gas natural luego de ser tratada en dichas instalaciones.

En función de lo expuesto en el párrafo precedente, en marzo de 2026 se resolvió: (i) desistir de la presentación oportunamente formulada para la adhesión al RIGI de la Planta de Procesamiento Los Toldos UTE”; y (ii) efectuar una nueva solicitud de adhesión de la Unión Transitoria "TECPETROL S.A. – GAS Y PETROLEO DEL NEUQUEN S.A. – UT RIGI LOS TOLDOS" en calidad de VPU en el RIGI, como proyecto de exportación estratégica de largo plazo en el Sector de Petróleo y Gas para las actividades de: (a) construcción de plantas de tratamiento, plantas de separación de líquidos de gas natural, oleoductos, gasoductos y poliductos e instalaciones de almacenamiento; y (b) La explotación y producción de nuevos desarrollos de hidrocarburos líquidos y gaseosos costa adentro. El proyecto consisten en llevar a cabo, operar y explotar en el Área Los Toldos Bloque ll Este, aproximadamente a 30 kilómetros al oeste de Rincón de los Sauces, al norte de la provincia de Neuquén, un conjunto integrado de (i) nuevos desarrollos de pozos de producción de Hidrocarburos costa adentro (onshore) con sus instalaciones en boca de pozo (el “Componente Upstream”); (ii) las Instalaciones del Proyecto y demás bienes de capital necesarios para la realización de las actividades, prestaciones, servicios y gestión de suministros complementarios, accesorios o adicionales del Proyecto, incluyendo, sin limitación, los requeridos para el desarrollo del Componente Upstream y para la prestación de servicios petroleros asociados al Proyecto y/o terceros, incluyendo servicios de tratamiento y transporte de hidrocarburos, provisión de arena y agua para fractura y su transporte (en adelante, los “Servicios”); y (iii) la comercialización por cuenta propia de la producción de Hidrocarburos proveniente del Área Los Toldos Bloque ll Este asociada al Componente Upstream, conforme el alcance y criterios de segregación, trazabilidad y medición separada a ser establecidos en el Contrato de Unión Transitoria (en adelante, el conjunto integrado de las actividades enumeradas en (i), (ii) y (iii), el “Proyecto UT RIGI Los Toldos ”)

El Proyecto UT RIGI Los Toldos” contempla tres etapas:

(i) La Etapa I incluye inversiones hasta Marzo de 2027, fecha en la cual se estima culminaría la construcción, montaje y puesta en marcha del primer módulo de la planta de tratamiento vinculada al Proyecto Único con una capacidad de aproximadamente 35.000 bbl/d de petróleo y gas asociado. Dentro de esta primera etapa también se incluyen las inversiones estimadas hasta Marzo de 2027 en: 1) perforación y terminación de pozos y 2) la construcción de todas las demás instalaciones conexas, entre las cuales se destacan los oleoductos y gasoductos necesarios para entrega de la producción con sus sistemas de medición, ductos para el transporte de la producción hasta la planta de tratamiento, la generación eléctrica, caminos, área industrial y campamento, sistema agua de fractura y otros sistemas auxiliares. Esta etapa prevé inversiones por US$ 1.500.000.000.
(ii) La Etapa II comprende las inversiones desde el mes de Abril de 2027 hasta Diciembre de 2028, fecha en la cual se habrán terminado las inversiones correspondientes a la ampliación de la capacidad de la planta de tratamiento para alcanzar una capacidad de 70.000 bbl/d de petróleo y gas asociado con una continuidad de operaciones hasta del 2028. Dentro de esta etapa también se incluyen las inversiones estimadas desde Abril de 2027 hasta Diciembre de 2028 en: 1) perforación y terminación de pozos y 2) la culminación de la construcción de todas las demás instalaciones conexas, entre las cuales se destacan los oleoductos y gasoductos necesarios para entrega de la producción con sus sistemas de medición, ductos para el transporte de la producción hasta la planta de tratamiento, la generación eléctrica, caminos, área industrial y campamento, sistema agua de fractura y otros sistemas auxiliares. Esta etapa prevé inversiones por US$ 900.000.000.
(iii) La Etapa III comprende la perforación, terminación de los pozos de desarrollo del Proyecto Único junto con el resto de las inversiones en instalaciones necesarias para su puesta en producción desde Enero de 2029 hasta el fin de desarrollo económico del campo. Durante la Etapa III, el Vehículo del Proyecto estima realizar inversiones por aproximadamente US$ 370.000.000 por año por aproximadamente 10 años. La magnitud de estas inversiones y el período de las mismas dependerán de los resultados técnicos y económicos que se vayan obteniendo.

En función de la evolución y los resultados obtenidos, el VPU podrá efectuar en el futuro modificaciones del plan de inversiones o ampliaciones con inversiones adicionales notificando a la autoridad de aplicación.

Antecedentes de Tecpetrol bajo el régimen de Oferta Pública:

Tecpetrol se encuentra autorizada para la oferta pública de obligaciones negociables en el marco de su Programa de Obligaciones Negociables Simples (no convertibles en acciones) por hasta US$ 3.000.000.000 (o su equivalente en otras monedas o unidades de medida o valor), autorizado por la CNV mediante Resolución CNV Nº RESFC-2017-18994-APN-DIR#CNV de fecha 30 de octubre de 2017. Con fecha 21 de abril de 2022 mediante Disposición CNV N° DI-2022-7-APN-GE#CNV la CNV autorizó la prórroga del plazo de vigencia del Programa y la modificación de ciertos términos y condiciones del mismo. Con fecha 15 de abril de 2025, mediante Disposición CNV N°DI-2025-59APN-GE#CNV, la CNV autorizó el aumento del monto del Programa por hasta US$ 2.000.000.000 (o su equivalente en otras monedas o unidades de medida o valor). Con fecha 21 de abril de 2026, mediante Disposición CNV N° DI-2026-42-APN-GE#CNV, la CNV autorizó el aumento del monto del Programa por hasta US$3.000.000.000 (o su equivalente en otras monedas o unidades de medida o valor).

Para mayor información acerca de las Obligaciones Negociables en circulación de la Compañía véase “ Capítulo XI. Antecedentes Financieros - f) Reseña y perspectiva operativa y financiera - Descripción de la Deuda Bancaria y Financiera de la Emisora".

b) Descripción del sector donde la Emisora desarrolla su actividad

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 “ Controles de cambio ” de este Prospecto.

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, 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 al momento de la sanción de la Ley 27.742 es facultad 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 de 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 producidos. 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.

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 la 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 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 -, puedan 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
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 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. Dicho valor fue posteriormente ajustado a partir del Decreto del Poder Ejecutivo Nacional N° 488/2020 y sus modificatorios, según se detalla más abajo.

Adicionalmente, por medio del Decreto del Poder Ejecutivo Nacional N° 59/2026, se estableció una escala de aplicación de los derechos de exportación en función del precio internacional del petróleo crudo tipo Brent provenientes de yacimientos convencionales, fijando un rango de alícuotas entre un

0% (para un precio internacional inferior a USD65/BBL) y un 8% (para un precio internacional igual o superior a USD80/BBL) con una fórmula a aplicarse para los casos intermedios.

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 técnicos o económicos 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 se fija 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.

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 20202024 (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 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);

(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:

Claudio G. Gugliuzza Director

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 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 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.

Durante 2025, por medio de resoluciones mensuales emitidas por ENARGAS 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 (i) 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.

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 fue 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 de ENARGAS fueron suspendidos de sus funciones hasta tanto el ENARGAS deje 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);
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;

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.

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 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.

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 a 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 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). El Decreto N° 488/2020 fue actualizado por diversas normas, entre ellas el decreto del Poder Ejecutivo Nacional N° 811/2025.

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.

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”.

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.

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.

b) Descripción de las actividades y negocios

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.

La Emisora incrementó a través de los años sus niveles de producción a los fines de llegar a un nivel óptimo de rotación de sus reservas, similares a los parámetros internacionales. Adicionalmente, los objetivos de definición, ejecución y control de las inversiones de desarrollo y exploratorias se han llevado a la práctica de acuerdo con los niveles más exigentes de optimización en el uso de los recursos.

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 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 31 de diciembre de 2025, dicho plan consistía en la perforación de 189 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 31 de diciembre de 2025, la Sociedad invirtió aproximadamente U.S.$4.261 millones en el desarrollo del área Fortín de Piedra. Las entregas de gas de Fortín de Piedra al 31 de diciembre de 2025 promediaron los 17,8 millones de m3 por día, y en 2024 promediaron 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 un pozo monitor, y 4 pozos de desarrollo actualmente siendo ensayados.

las actividades upstream asociadas a nuevos desarrollos (es decir, de nuevos pozos y sus instalaciones de boca de pozo y demás obras e instalaciones asociadas a los pozos) y sus servicios asociados, como un conjunto inescindible y funcional respecto de las Plantas de Tratamiento y las Facilidades de Transporte, la comercialización de la producción de petróleo y gas natural luego de ser tratada en dichas instalaciones.

El Proyecto UT RIGI Los Toldos” contempla tres etapas:

(i) La Etapa I incluye inversiones hasta Marzo de 2027, fecha en la cual se estima culminaría la construcción, montaje y puesta en marcha del primer módulo de la planta de tratamiento vinculada al Proyecto Único con una capacidad de aproximadamente 35.000 bbl/d de petróleo y gas asociado. Dentro de esta primera etapa también se incluyen las inversiones estimadas hasta Marzo de 2027 en: 1) perforación y terminación de pozos y 2) la construcción de todas las demás instalaciones conexas, entre las cuales se destacan los oleoductos y gasoductos necesarios para entrega de la producción con sus sistemas de medición, ductos para el transporte de la producción hasta la planta de tratamiento, la generación eléctrica, caminos, área industrial y campamento, sistema agua de fractura y otros sistemas auxiliares. Esta etapa prevé inversiones por US$ 1.500.000.000.
(ii) La Etapa II comprende las inversiones desde el mes de Abril de 2027 hasta Diciembre de 2028, fecha en la cual se habrán terminado las inversiones correspondientes a la ampliación de la capacidad de la planta de tratamiento para alcanzar una capacidad de 70.000 bbl/d de petróleo y gas asociado con una continuidad de operaciones hasta del 2028. Dentro de esta etapa también se incluyen las inversiones estimadas desde Abril de 2027 hasta Diciembre de 2028 en: 1) perforación y terminación de pozos y 2) la culminación de la construcción de todas las demás instalaciones conexas, entre las cuales se destacan los oleoductos y gasoductos necesarios para entrega de la producción con sus sistemas de medición, ductos para el transporte de la producción hasta la planta de tratamiento, la generación eléctrica, caminos, área industrial y campamento, sistema agua de fractura y otros sistemas auxiliares. Esta etapa prevé inversiones por US$ 900.000.000.
(iii) La Etapa III comprende la perforación, terminación de los pozos de desarrollo del Proyecto Único junto con el resto de las inversiones en instalaciones necesarias para su puesta en producción desde Enero de 2029 hasta el fin de desarrollo económico del campo. Durante

la Etapa III, el Vehículo del Proyecto estima realizar inversiones por aproximadamente US$ 370.000.000 por año por aproximadamente 10 años. La magnitud de estas inversiones y el período de las mismas dependerán de los resultados técnicos y económicos que se vayan obteniendo.

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. El 1 de diciembre de 2025, habiéndose complido las condiciones oportunamente acordadas, se perfeccionó el cierre de la transacción.

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.
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.

Control por parte de Tecpetrol Internacional, 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 2025, la producción propia promedio diaria de Tecpetrol Internacional 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 Internacional 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.

Negocios de la Emisora

Como se señaló precedentemente, las actividades de exploración y explotación de petróleo y gas de la Emisora se encuentran divididas en dos segmentos: (i) Segmento Cuenca Neuquina; y (ii) Segmento Cuenca del Noroeste y Cuenca Marina Malvinas.

El segmento de la Cuenca Neuquina comprende la exploración y explotación de hidrocarburos convencionales (áreas Agua Salada y Los Bastos) y de hidrocarburos no convencionales (áreas Fortín de Piedra, Punta Senillosa, Los Toldos I Norte, Los Toldos II Este, Los Toldos I Sur (no operada). Loma Ancha y Puesto Parada).

El segmento de la Cuenca del Noroeste y de la Cuenca Marina Malvinas comprende la exploración y explotación de hidrocarburos convencionales, encontrándose dentro de la Cuenca del Noroeste las áreas Aguaragüe y Ramos (ambas operadas), y en la Cuenca Marina Malvinas el área de exploración MLO-124 (esta última, no operada por la Emisora). En febrero de 2023, se acordó la cesión por parte de Tecpetrol a Alianza Petrolera S.A. de los derechos y obligaciones asociadas a la concesión de explotación sobre el área Estancia La Mariposa, la renuncia a la concesión de las áreas Lomita de la Costa y Cerro El Mangrullo, y la posición contractual de Tecpetrol S.A. en la UT Lago Argentino. A la fecha de emisión del presente Prospecto, la autorización de dicho acuerdo por parte de la autoridad de aplicación provincial se encuentra pendiente.

La Emisora opera distintas áreas de petróleo y gas natural en Argentina, siendo en distintos casos titular conjunto con otras empresas nacionales e internacionales. Adicionalmente, la Emisora participa en dos áreas no operadas en Argentina. Sus principales socios locales son: YPF S.A., Pampa Energía S.A., Pluspetrol Energy S.A., Pluspetrol Cuenca Neuquina S.R.L., Compañía General de Combustibles S.A., Eni Argentina Exploración y Explotación S.A., Mitsui E&P Argentina S.A.., Gas y Petróleo del Neuquén S.A., Ledesma S.A.A.I., y Alianza Petrolera Argentina S.A.

A continuación, se muestra un mapa de las áreas en las que participa la Emisora agrupándolas por cuenca:

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Actividades de Exploración y Producción:

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 y Cuenca Marina Malvinas, indicándose asimismo sus respectivas participaciones, fecha de vencimiento de las

concesión/permiso, reservas auditadas probadas y producción diaria promedio neta por área:

Cuenca	Area	Socios	Participaci ón	Fecha Vencimiento Permiso/Conces ión	Reservas Auditadas Probadas al 31 de diciembre de 2025(6)(7)	Reservas Auditadas Probadas al 31 de diciembre de 2025(6)(7)	Producción Diaria Promedio Neta en 2025	Producción Diaria Promedio Neta en 2025
					Petróleo (Mm3)	Gas (MMm3)	Petróleo (m3/d)	Gas (Mm3/d)
Neuquina	Fortín de Piedra	-	100,00%	01/07/2051	3.332	87.691	1.295	16.076
	Punta Senillosa	-	100,00%	01/07/2051	5	75	8	107
	Loma Ancha (5)	Tecpetrol SA (operador)	95,00%	15/12/2025(1)	-	-	-	-
		GyP de Neuquén	5,00%
	Puesto Parada	-	100,00%	01/11/2057	3.628	298	834	75
	Los Bastos	-	100,00%	12/03/2026(8)	-	-	25	46
	Los Toldos I Norte	Tecpetrol SA (operador)	90,00%	10/05/2054	-	-	200	200
		GyP de Neuquén	10,00%
	Los Toldos II Este	Tecpetrol SA (operador)	90,00%	10/05/2054	6.211	1.810	261	59
		GyP de Neuquén	10,00%
	Agua Salada	Tecpetrol SA (operador)	70,00%	6/9/2035	23	46	92	309
		YPF SA	30,00%
	Los Toldos I Sur(3)	Pluspetrol Cuenca Neuquina SRL (operador)	80,00%	24/10/2052	4	10	4	9
		Tecpetrol SA	10,00%
		GyP de Neuquén	10,00%
Noroeste	Aguaragüe(4)	YPF SA	53,00%	13/11/2037	43	288	30	104
		Tecpetrol SA (operador)	23,00%
		Pampa Energía SA	15,00%
		CGC SA	5,00%
		Ledesma SA	4,00%
	Ramos	Tecpetrol SA (operador)	58,00%	21/01/2036	-	-	36	407
		YPF SA	42,00%
Marina Malvinas	MLO-124(3) (5)	ENI Argentina Exploración y Explotación SA (operador)	80,00%	19/04/2027(2)	-	-	-	-
		Mitsui E&P Argentina S.A.	10,00%
		Tecpetrol SA	10,00%

Notas :

(1) A la fecha de emisión del presente Prospecto el área Loma Ancha se encuentra en proceso de restitución a Gas y Petróleo del Neuquén S.A.

(2) 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. (3) En el caso de áreas no operadas por nosotros (Los Toldos I Sur y MLO-124), se presentan las estimaciones internas de la Sociedad.

(4) Incluye las reservas de San Antonio Sur.

(5) No auditadas por Gaffney, Cline & Asociados.

(6) Los valores indicados representan los volúmenes restantes de la participación de Tecpetrol antes de deducir las regalías.

(7) Las reservas probadas incluyen reservas desarrolladas y no desarrolladas.

(8) Mediante el Decreto N° 152/2026 de la Provincia de Neuquén, de fecha 2 de febrero de 2026, se extendió el plazo de la Concesión de Explotación Convencional de Hidrocarburos Los Bastos, que fuera originalmente otorgada mediante Decreto N° 42/1991 y prorrogada por el Decreto N° 834/10, por un plazo de sesenta (60) días corridos, contados desde el 11 de enero de 2026 hasta el 12 de marzo de 2026. A la fecha del presente Prospecto, la sociedad se encuentra en negociación con la provincia para extender el plazo.

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 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023:

					Producción Diaria Promedio	Producción Diaria Promedio	Producción Diaria Promedio	Producción Diaria Promedio	Neta
				2025			2024			2023
Cuenca	Area	Pozos en producción a Dic 25	Petróleo (m3/d)	Gas (Mm3/d)	Total promedio (m3eq/d)	Petróleo (m3/d)	Gas (Mm3/d)	Total promedio (m3eq/d)	Petróleo (m3/d)	Entregas Gas *(Mm3/d)()**	Total promedio (m3eq/d)
NEUQUINA	Fortín de Piedra	152	1.295	16.076	17.372	1.268	15.837	17.105	1.068	16.937	18.005
	Loma Ancha	0	0	0	0	-	-	-	-	-	-
	Puesto Parada	33	834	75	908	196	29	225	262	32	293
	Los Toldos I Sur	3	4	9	12	4	8	13	2	5	7
	Los Toldos II Este	7	261	59	321	200	36	236	239	14	253
	Los Toldos I Norte	4	200	200	400	173	149	322	-	-	-
	LosBastos	20	25	46	71	29	52	82	34	60	94
	Punta Senillosa	21	8	107	114	8	106	114	11	132	144
	Agua Salada	47	92	309	401	143	488	630	154	472	626

Nota:-

(*) 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 31 de diciembre de 2025, hemos invertido aproximadamente U.S.$4.261 millones en el desarrollo del área Fortín de Piedra, correspondientes a trabajos de perforación y facilities .

A la fecha de este Prospecto, 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 perforarán, 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.

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.

Mediante el Decreto N° 152/2026 de la Provincia de Neuquén, de fecha 2 de febrero de 2026, se extendió el plazo de la Concesión de Explotación Convencional de Hidrocarburos Los Bastos, que fuera originalmente otorgada mediante Decreto N° 42/1991 y prorrogada por el Decreto N° 834/10, por un plazo de sesenta (60) días corridos, contados desde el 11 de enero de 2026 hasta el 12 de marzo de 2026. A la fecha del presente Prospecto, la sociedad se encuentra en negociación con la provincia para extender el plazo.

Operaciones en Áreas de Exploración y Explotación de Hidrocarburos No Convencionales.

Fortín de 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 ” de este 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 31 de diciembre de 2025, se han perforado más de 189 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 “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. A la fecha del presente Prospecto, dicho plan piloto se encuentra cumplido y no tenemos compromisos pendientes.

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.

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. A la fecha de emisión del presente Prospecto el área se encuentra en proceso de restitución a Gas y Petróleo del Neuquén S.A.

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

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.

transporte firme antes mencionado y US$ 1,4 millones fueron cancelados en efectivo.

Segmento Cuenca del Noroeste y Cuenca Marina Malvinas:

El presente segmento se encuentra dividido entre la Cuenca Noroeste y la Cuenca Marina Malvinas.

Cuenca del Noroeste:

En las provincias de Salta y Jujuy, la Emisora participa en dos áreas en esta Cuenca: Aguaragüe y Ramos, ambas operadas por la Sociedad.

A continuación, se detallan las áreas operadas por la Emisora en esta Cuenca indicando los pozos en producción al 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023:

			Producción Diaria Promedio Neta	Producción Diaria Promedio Neta	Producción Diaria Promedio Neta	Producción Diaria Promedio Neta	Producción Diaria Promedio Neta	Producción Diaria Promedio Neta	Producción Diaria Promedio Neta	Producción Diaria Promedio Neta	Producción Diaria Promedio Neta
			2025			2024			2023
Cuenca	Area	Pozos en producción a Dic 25	Petróleo (m3/d)	Gas (Mm3/d)	Total promedio (m3eq/d)	Petróleo (m3/d)	Gas (Mm3/d)	Total promedio (m3eq/d)	Petróleo (m3/d)	Entregas Gas (Mm3/d) *()**	Total promedio (m3eq/d)
NOROESTE	Aguaragüe	21	30	104	134	33	89	123	34	46	80
	Ramos	9	36	407	443	40	454	494	18	195	213

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 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

Originalmente Tecpetrol era 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, el cual fue ratificado mediante el decreto 24/26 publicado en el Boletín oficial de Salta en enero de 2026.

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 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 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.

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. Al 31 de diciembre de 2025, la Compañía llevaba invertidos en Fortín de Piedra aproximadamente U.S.$4.261 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.

En ocho años de trabajo y aprendizaje en el desarrollo de hidrocarburos no convencionales, durante los cuales se han construido más de 189 pozos con un total de más de 7.688 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.

Además, en Los Toldos II Este, desde 2021 hasta el 31 de diciembre de 2024 (antes de que se iniciara el desarrollo completo), perforamos y completamos siete pozos. En 2025 iniciamos el programa de perforación para el desarrollo completo, tal y como se ha descrito anteriormente. Desde 2021 hasta el 31 de diciembre de 2025, hemos invertido más de U.S.$613 millones en el desarrollo de esta zona. La producción de petróleo durante 2025 fue de un promedio de 290 metros cúbicos diarios, alcanzando un pico promedio de 400 metros cúbicos diarios en diciembre de 2025.

El Proyecto UT RIGI Los Toldos” contempla tres etapas:

(i) La Etapa I incluye inversiones hasta Marzo de 2027, fecha en la cual se estima culminaría la construcción, montaje y puesta en marcha del primer módulo de la planta de tratamiento vinculada al Proyecto Único con una capacidad de aproximadamente 35.000 bbl/d de petróleo y gas asociado. Dentro de esta primera etapa también se incluyen las inversiones estimadas hasta Marzo de 2027 en: 1) perforación y terminación de pozos y 2) la construcción de todas las demás instalaciones conexas, entre las cuales se destacan los oleoductos y gasoductos necesarios para entrega de la producción con sus sistemas de medición, ductos para el transporte de la producción hasta la planta de tratamiento, la generación eléctrica, caminos, área industrial y campamento, sistema agua de fractura y otros sistemas auxiliares. Esta etapa prevé inversiones por US$ 1.500.000.000.
(ii) La Etapa II comprende las inversiones desde el mes de Abril de 2027 hasta Diciembre de 2028, fecha en la cual se habrán terminado las inversiones correspondientes a la ampliación de la capacidad de la planta de tratamiento para alcanzar una capacidad de 70.000 bbl/d de petróleo y gas asociado con una continuidad de operaciones hasta del 2028. Dentro de esta etapa también se incluyen las inversiones estimadas desde Abril de 2027 hasta Diciembre de 2028 en: 1) perforación y terminación de pozos y 2) la culminación de la construcción de todas las demás instalaciones conexas, entre las cuales se destacan los oleoductos y gasoductos necesarios para entrega de la producción con sus sistemas de medición, ductos para el transporte de la producción hasta la planta de tratamiento, la generación eléctrica, caminos, área industrial y campamento, sistema agua de fractura y otros sistemas auxiliares. Esta etapa prevé inversiones por US$ 900.000.000.
(iii) La Etapa III comprende la perforación, terminación de los pozos de desarrollo del Proyecto Único junto con el resto de las inversiones en instalaciones necesarias para su puesta en producción desde Enero de 2029 hasta el fin de desarrollo económico del campo. Durante la Etapa III, el Vehículo del Proyecto estima realizar inversiones por aproximadamente US$ 370.000.000 por año por aproximadamente 10 años. La magnitud de estas inversiones y el período de las mismas dependerán de los resultados técnicos y económicos que se vayan obteniendo.

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%.

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	Salta	Aguaragüe	Regalías	12,00%	12,00%
	Salta	Aguaragüe	Contribución especial	3,00%	3,00%
	Salta	Ramos	Regalías	12,00%	12,00%

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 2025, 2024 y 2023, son las que se detallan a continuación:

Al 31 de diciembre de

	2025			2024			2023
Petróleo (Mm3)	Gas (MMm3)	Total (Mm3eq)	Petróleo (Mm3)	Gas (Mm3)	Total (Mm3eq)	Petróleo (Mm3)	Gas (Mm3)	Total (Mm3eq)
23 43 3.332 - - 3.628 - 4 6.211 - 5 -	46 288 87.691 - - 298 - 10 1.810 - 75 -	*Total de Reservas Probadas (P1)de Tecpetrol %* 69 23 70 94 57 332 51 342 393 73 91.023 3.260 91.660 94.920 3.715 - - - - - - 8 16 24 13 3.925 2.211 179 2.390 165 - 86 68 155 - 15 5 10 15 7 8.021 444 132 575 430 - — — - - 80 5 89 94 26 - 12 140 152 11					151 431 97.452 - 28 27 - 14 85 - 276 133	208 504 101.167 - 41 192 - 21 515 - 302 144
13.247	90.217	103.464	6.106	92.706	98.812	4.498	98.596	103.094

Notas:-

(*) En el caso de áreas no operadas por nosotros, se presentan las estimaciones internas de la Sociedad. No operamos el área Ramos para 2023; desde el 2024, operamos esa área y las reservas reportadas reflejan este cambio.

(1) Incluye las reservas de San Antonio Sur.

(2) 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.

El proceso de estimación del volumen de las reservas existentes de petróleo y de gas natural es necesariamente inexacto debido a imponderables geológicos, geofísicos y de otro tipo. Dicho proceso implica una continua revisión de las estimaciones generalmente con una periodicidad anual (salvo en ocasión de un hecho relevante que amerite una revisión inmediata), sobre la base de información adicional obtenida a través de perforaciones, pruebas de pozos y estudio de reservas.

Para áreas de hidrocarburos no convencionales, (por ejemplo, Fortín de Piedra), las reservas probadas se irán incorporando de acuerdo a la siguiente metodología. En una primera etapa se perforan pozos pilotos verticales para obtener datos y caracterizar la formación Vaca Muerta en el bloque y para seleccionar potenciales niveles de navegación con pozos horizontales (se requieren pozos horizontales fracturados para el desarrollo comercial de un área de shale ). En la siguiente etapa se perforan pozos horizontales de evaluación (a el/los niveles de navegación seleccionados) para validar la productividad y comercialidad de Vaca Muerta en el bloque. Resultados positivos de estos pozos permitirán incorporar reservas probadas no desarrolladas en ubicaciones cercanas (además de las reservas probadas en producción correspondiente a la continuidad de operaciones de los mismos). Finalmente se avanza en la etapa de desarrollo con pozos horizontales (incorporando las reservas de los pozos perforados e incrementando el área de reservas probadas no desarrolladas).

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:

Gas Crudo Escalante Crudo Medanito Servicios De operaciones discontinuas Ingresos por ventas	Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2025 2024 1.153.463 878.769 73.206 75.255 513.153 321.008 1.283 3.432 1.741.105 1.278.464 (71.907) (69.665) 1.669.198 1.208.799	Variación %
		274.694 31% (2.049) (3%) 192.145 60% (2.149) (63%)
		462.641 36%
		(2.242) 3%
		460.399 38%

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

Durante 2025, los precios tanto locales como internacionales se vieron afectados por la evolución del petróleo de referencia “Brent”. Para lo que resta de 2026, 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 30 días desde la fecha de embarque del petróleo o 20 días desde la fecha en que recibe el cobro, lo que ocurra primero, 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 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.

En febrero de 2026, se establecieron nuevos precios de referencia para la determinación de alícuotas de derechos de exportación para el petróleo convencional (la alícuota es del 0% si el precio internacional es igual o inferior a U.S.$65 por barril, del 8% si el precio internacional es igual o superior a U.S.$80 por barril, y un valor variable que se incrementa linealmente entre 0% y 8% si el precio internacional se encuentra entre U.S.$65 y U.S.$80 por barril)

Gas Natural

La producción de gas natural proviene de los siguientes yacimientos: • los yacimientos de la Cuenca noroeste: Aguaragüe, San Antonio Sur y Ramos; y

los yacimientos en la Cuenca neuquina: Agua Salada, Los Bastos, Punta Senillosa, Los Toldos I Sur, Los Toldos I Norte y Fortín de Piedra.

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 ha 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.
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 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

2025, los ingresos de Tecpetrol correspondieron aproximadamente en un 17% a usuarios industriales y comercializadores de gas natural, 2% a usuarios de GNC, 46% a licenciatarias del servicio de distribución, un 26% 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. Adicionalmente, se encuentra en construcción el proyecto Vaca Muerta Oil Sur consistente en un oleoducto que una vez finalizado transportará el petróleo desde la estación cabecera Allen, ubicada en la provincia de Río Negro, hasta la terminal de embarques Punta Colorada, provincia de Río Negro, en donde se cargarán buques con destino a exportación.

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.

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.

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 y nueva 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 (GPPM o Gasoducto Perito Pascasio Moreno, 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.

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, ingresa 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 y GPPM; 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

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: 21 MMm3/d en el GPPM en el tramo comprendido entre Tratayén y Salliquelo,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 ”) o de Refinor Madrejones 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.

VI. FACTORES DE RIESGO

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 de este Prospecto, y en cualquier otro documento complementario o Suplemento de Prospecto 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 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 Prospecto contiene asimismo declaraciones sobre hechos futuros que incluyen riesgos e incertidumbres. Remitirse a la sección “IV. 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 Prospecto.

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 reimplementación 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 en 2025 fue de 31,5%; durante los primeros tres meses de 2026, la inflación acumulada fue de 9,4%;
en 2025 el PBI mostró un aumento del 4,4% con relación al 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 40% en 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 Prospecto.

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. El 15 de abril de 2026 el Gobierno argentino y el equipo técnico del FMI alcanzaron un acuerdo a nivel de staff que habilita el acceso a cerca de U.S.$ 1.000 millones en el marco de la segunda revisión del Programa de Facilidades Extendidas, restando únicamente la aprobación del Directorio del organismo para concretar el giro de los fondos.

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 semianuales, 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 Prospecto, 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, 40% en 2025 y -6,28% durante los primeros tres meses de 2026.

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 ” de este 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 Prospecto, 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.

El índice de inflación medido por el IPC del INDEC para 2023, 2024 y 2025 fue del 211,4% 117,8%, y 31,5%, respectivamente. La inflación acumulada para los primeros tres meses del 2026 es del 9,4%. En el pasado, el gobierno argentino implementó programas para controlar la inflación y controlar los precios de bienes y servicios esenciales, incluido 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 “ Controles de cambio ” en este Prospecto.

A la fecha de este Prospecto, 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 “ Controles de cambio ” de este Prospecto.

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 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, lo cual fue prorrogado hasta 31 de diciembre de 2027 a través del Decreto 49/2026. 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 2025, Argentina termino el año con un superávit fiscal primario del

1,4% del PBI y un superávit fiscal general del 0,2%. 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 Prospecto, 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 2025 de Transparency International, que incluye un estudio de 180 países, la Argentina descendió cinco posiciones en comparación con el año 2024, ubicándose en el puesto 104.

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 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 Prospecto, 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 Prospecto, 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 Prospecto, 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 2025, el valor del Peso se redujo de Ps.$ 1012,5 a Ps.$ 1.430,00 por Dólar de acuerdo

con el tipo de cambio comprador billete 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 - Exportaciones e importaciones de Petróleo” de este 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 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 2025 y de 2024 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 2025 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 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 físico-químicos 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 físico-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 hemos reservado para dichos riesgos 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 ” de este 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.

Riesgos relacionados con las Obligaciones Negociables

Las Obligaciones Negociables podrán tener garantía común, especial, flotante, y/u otra garantía (incluyendo, sin limitación garantía de terceros) y estarán estructuralmente subordinadas a toda la deuda y otros pasivos de las subsidiarias de la Emisora; el derecho de los tenedores de las Obligaciones Negociables a recibir pagos respecto de las Obligaciones Negociables podría verse adversamente afectado si cualquiera de las subsidiarias de la Emisora se declara en quiebra, es liquidada o reorganizada

Las Obligaciones Negociables a ser emitidas bajo el Programa podrán tener garantía común, especial, flotante y/u otra garantía (incluyendo, sin limitación, garantía de terceros). Las Obligaciones Negociables estarán efectivamente subordinadas a cualquier deuda garantizada que la Emisora pueda contraer en el futuro, por el valor de los activos que garanticen dicha deuda. Asimismo, bajo la Ley 24.522 de Concursos y Quiebras y sus modificatorias (la “ Ley de Concursos y Quiebras ”), las obligaciones de la Emisora conforme a las Obligaciones Negociables están subordinadas a ciertas preferencias establecidas por ley, incluyendo reclamos de sueldos, salarios, cargas, leyes sociales, impuestos y costas y gastos judiciales, créditos privilegiados y créditos de proveedores. En caso de que la Emisora se encontrara sujeta a procesos judiciales de quiebra, concursos preventivos, acuerdos preventivos extrajudiciales y/o similares, estas preferencias tendrán prioridad sobre cualquier otro crédito, incluyendo reclamos por cualquier tenedor con respecto a las Obligaciones Negociables y, como resultado, los tenedores de las Obligaciones Negociables podrán verse imposibilitados de recuperar los montos debidos bajo las Obligaciones Negociables, total o parcialmente.

Dado que los pagos en concepto de capital o intereses conforme a las Obligaciones Negociables no estarán garantizados por las subsidiarias de la Emisora, las Obligaciones Negociables estarán estructuralmente subordinadas a todas las deudas existentes y futuras y otros pasivos de las subsidiarias de la Emisora. En el caso de liquidación, disolución, reorganización por quiebra o procedimiento similar bajo la ley argentina relativo a cualquiera de las subsidiarias de la Emisora, los tenedores de su deuda y sus acreedores tendrán en general derecho al pago de sus créditos con los activos de esas subsidiarias antes de que cualesquiera activos sean distribuidos a la Emisora y, a su vez a los acreedores, de la Emisora incluyendo los tenedores de las Obligaciones Negociables.

Podría no desarrollarse un mercado de negociación activo para las Obligaciones Negociables.

Las Obligaciones Negociables constituyen títulos valores nuevos para los que no existe un mercado de negociación activo. La Emisora presentará una solicitud para el listado de cada clase de Obligaciones Negociables en BYMA y en el A3, pero no es posible asegurar que se aprobará ninguna de tales solicitudes. Si las Obligaciones Negociables se negocian luego de su emisión inicial, pueden negociarse con un descuento respecto de su precio de oferta inicial, dependiendo de las tasas de interés vigentes, el mercado para títulos valores similares, las condiciones económicas en general y el desempeño financiero de la Emisora.

No es posible asegurar que se desarrollará un mercado de negociación activo para las Obligaciones Negociables o que, en caso de desarrollarse, éste se mantendrá. Si no se desarrolla o no se mantiene un mercado de negociación, los tenedores de las Obligaciones Negociables podrán experimentar dificultades para revender las Obligaciones Negociables o verse imposibilitados de venderlas a un precio atractivo o en lo absoluto. Por ende, aun si se desarrolla un mercado, la liquidez de cualquier mercado para las Obligaciones Negociables dependerá de la cantidad de tenedores de Obligaciones Negociables, el interés de los corredores bursátiles de crear un mercado para las Obligaciones Negociables y otros factores. Asimismo, si bien pueda desarrollarse un mercado para las Obligaciones Negociables, éste podría no ser líquido. Asimismo, si las Obligaciones Negociables se negocian, podrán negociarse a un descuento respecto de su precio de oferta inicial, dependiendo de las tasas de interés vigentes, el mercado

para títulos valores similares, las condiciones económicas en general y el desempeño y las perspectivas comerciales de la Emisora y otros factores.

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.

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 “ Controles de cambio ”.

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 caso de concurso preventivo o acuerdo preventivo extrajudicial los tenedores de las Obligaciones Negociables emitirán su voto en forma diferente a los demás acreedores quirografarios.

En caso que la Emisora se encontrare sujeta a concurso preventivo o acuerdo preventivo extrajudicial y/o un proceso similar, las normas argentinas vigentes que regulan las Obligaciones Negociables (incluyendo, sin limitación las disposiciones de la Ley de Obligaciones Negociables) estarán sujetas a las disposiciones previstas por la Ley de Concursos y Quiebras, y demás normas aplicables a procesos de reestructuración empresariales y, consecuentemente, algunas disposiciones de las Obligaciones Negociables no se aplicarán.

La normativa de la Ley de Concursos y Quiebras establece un procedimiento de votación diferencial al de los restantes acreedores quirografarios a los efectos del cómputo de las mayorías requeridas (las cuales exigen mayoría absoluta de acreedores que representen 2/3 partes del capital quirografario). Conforme este sistema, el poder de negociación de los tenedores de las Obligaciones Negociables puede ser significativamente menor al de los demás acreedores financieros de la Emisora en caso de un proceso concursal.

En adición a ello, ciertos precedentes jurisprudenciales han sostenido que aquellos tenedores de las Obligaciones Negociables que no asistan a la asamblea para expresar su voto o que se abstengan de votar, no serán computados a los efectos de los cálculos que corresponden realizar para determinar las mayorías requeridas para aprobar un acuerdo concursal. Por ende, el poder de negociación de los tenedores de las Obligaciones Negociables con relación al de los restantes acreedores financieros y comerciales pueda verse disminuido.

Las obligaciones bajo las Obligaciones Negociables estarán subordinadas a ciertas preferencias establecidas por ley.

Conforme a la Ley de Concursos y Quiebras, las obligaciones contraídas en virtud de las Obligaciones Negociables están subordinadas a ciertas preferencias establecidas por ley, incluidas, créditos por sueldos y salarios, créditos derivados de obligaciones garantizadas, pagos de seguridad social, impuestos y honorarios y gastos judiciales. Si la Emisora estuviera sujeta a un procedimiento de quiebra, reestructuración judicial o extrajudicial o procedimiento equivalente, los derechos de los tenedores de las obligaciones negociables tendrán un rango inferior a las preferencias previstas por ley mencionadas anteriormente y, en consecuencia, la capacidad de la Emisora de pagar los montos pendientes respecto de las Obligaciones Negociables podría verse menoscabada.

Las Obligaciones Negociables podrían ser rescatadas en forma total o parcial por la Sociedad.

En caso de que así se especifique en el Suplemento correspondiente a una Clase y/o Serie, las Obligaciones Negociables podrán ser rescatadas, en forma total o parcial, a opción de la Sociedad y/o de los tenedores con anterioridad al vencimiento de las mismas (para mayor detalle véase “ Capítulo XIV. Términos y Condiciones de las Obligaciones Negociables – Rescate a Opción de la Sociedad y/o de los Tenedores ”) de conformidad con los términos y condiciones que se especifiquen en cada Suplemento. En consecuencia, un inversor podría no estar en posición de reinvertir los fondos provenientes del rescate en un título similar a una tasa de interés similar a la de las Obligaciones Negociables.

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.

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

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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 Prospecto, 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.

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VII. POLÍTICAS DE LA EMISORA

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.

Para mayor información sobre las principales inversiones de capital en los últimos tres años, véase “Capítulo V. Información Sobre La Emisora - c) Descripción de las actividades y negocios - Compromisos de Inversión” del presente Prospecto .

Para mayor información sobre los principales financiamientos obtenidos por la Sociedad en los últimos tres años, véase “ Capítulo XI. Antecedentes Financieros - f) Reseña y perspectiva operativa y financiera – Niveles de Producción y Precios Promedio de Venta de Gas y Petróleo – Descripción de la Deuda Bancaria y Financiera de la Emisora ” del presente Prospecto.

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

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 2025, el 91% 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, Halliburton, Expro, Nabors, Helmerich&Payne, Weatherford, San Antonio, Techint Compañía Técnica Internacional S.A.C.I., Propak, Marbar, Prodeng, Enerflex, entre otras.

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Recursos Humanos

Para mayor información sobre los empleados de la Emisora, véase “ Capítulo VIII - Datos Sobre Directores, Gerentes, Asesores Y Miembros Del Órgano De Fiscalización – i) Empleados ” del presente Prospecto.

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, está comprometida con su cumplimiento en todos los niveles de la organización.

Dentro del área de influencia, el objetivo prioritario en Seguridad, Ambiente y Salud (“ SAS ") es conducir sus operaciones protegiendo la integridad física de su personal, la de terceros y conservando adecuadamente el ambiente, en conformidad con la legislación aplicable e implementando las mejores prácticas para beneficio de las comunidades, los empleados y la empresa. Operar de una manera segura constituye un valor en la organización.

Tecpetrol ha definido su Política de Seguridad, Ambiente y Salud, 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 a las cuales exige los más altos estándares y procedimientos en materia de Seguridad, Ambiente y Salud, alineados con la política y principios de Tecpetrol.

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 ”) alineado a normas internacionales de referencia en la materia, 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.

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.

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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 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, en las operaciones de Tecpetrol, no se han suscitado eventos con fatalidades de personal propio o 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.

Durante 2025 se continuó trabajando en diversas iniciativas de gestión y de refuerzo de la cultura de seguridad, consolidando el enfoque sistémico, en forma conjunta con nuestros contratistas. Como resultado de dicho proceso, durante el período se obtuvieron los valores más bajos históricos de la compañía en el Índice de Frecuencia de Accidentes con días perdidos y Accidentes de alto potencial. Adicionalmente, Tecpetrol recibió el premio 2025 a la “Gestión Integrada de Seguridad y Ambiente”, otorgado por el Instituto Argentino de Petróleo y Gas (IAPG) de Argentina, entre todas las empresas productoras de hidrocarburos del país. Durante el período, se produjeron 18 eventos registrables, dos de los cuales provocaron días perdidos.

Se continuó con la revisión y actualización de las normas y procedimientos que conforman el Sistema de Gestión SAS, centrándose en el Sistema de Permisos de Trabajo, Aislamiento de Energías, Bloqueo y Etiquetado y el Estándar Corporativo de Gestión Ambiental. En materia ambiental, durante 2025 se consolidaron avances significativos en la gestión de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI). Se completó la actualización de las fuentes de emisión de las operaciones de Tecpetrol y métodos de cálculo conforme al Compendio API 2021, para lograr una cuantificación más confiable de los GEI. Asimismo, se implementaron proyectos concretos de reducción de emisiones, con foco en las operaciones de la Cuenca Neuquina y se encuentran en evaluación iniciativas adicionales.

En Argentina, en las áreas de la Cuenca Neuquina, se trabajó en diversas iniciativas de refuerzo de la cultura de seguridad y de la disciplina operativa, tales como: la planificación y el aseguramiento de la gestión SAS en el proyecto de desarrollo del Área Los Toldos II Este, enfocada en la prevención de riesgos críticos y en una gestión adecuada de los desvíos, lo cual incluyó la formación de más de 2500 personas asignadas al proyecto en competencias SAS específicas determinadas de acuerdo al puesto de trabajo. Se implementó también un aseguramiento integral en diversos ejes para los nuevos equipos de torre en perforación que ingresaron a las operaciones; fortaleciendo la calidad de las inspecciones previas al arranque en donde se realizaron 7 auditorías certificadas de preinicio, formando anticipadamente al personal ingresante y realizando la actualización de las matrices de actividades críticas y procedimientos operativos. En materia cultural, se amplió el programa de reconocimiento con mayor alcance hacia contratistas y se desarrollaron campañas integradoras junto a los principales contratistas de supervisión y operación, alcanzando a 290 trabajadores con actividades orientadas a mejorar el trabajo en equipo y el cumplimiento de los procedimientos operativos. Por último, se han logrado progresos significativos en la cultura de Seguridad de Procesos. Se realizó una nueva revisión de riesgos en las instalaciones de mayor criticidad, actualizando 7 estudios de riesgos de plantas, lo que permitió mejorar las condiciones locativas actuales y optimizar las medidas de gestión del riesgo.

En las operaciones de la Cuenca del Noroeste se destacó el montaje y puesta en marcha de la Planta de Aminas en el Área Ramos, sin eventos ni desvíos de seguridad.

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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 al 31 de diciembre de 2025 y 2024. Los valores están expresados en dólares estadounidenses al porcentaje de participación de la Emisora.

	Para el período	Para el período
	finalizado el 31 de	finalizado el 31 de
	diciembre de 2025	diciembre de 2024
	Valores	en % de Tecpetrol
		(en U.S.$)
Programas de Relaciones con la Comunidad (Educación – Fortalecimiento cultural – Inclusión Social y Sostenibilidad – Salud)	1.082.775	1.181.225
Gestión Social del Negocio	1.464.728	130.187
Total Invertido en Gestión Social	2.547.503	1.311.412

Durante 2025, continuaron desarrollándose las actividades de los 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 ejecutamos una variedad de iniciativas sociales, educativas y culturales en la región de la Cuenca Neuquina, incluyendo:

Programa 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. Desde su lanzamiento en 2024 hasta la fecha, 2.477 beneficiarios han recibido más de 102.000 horas de capacitación en 19 escuelas de 10 localidades y se realizaron 26 visitas a los yacimientos. Además, en el marco de la 7° edición de TecnoAventura - que ahora forma parte del programa-, se logró llegar a más de 600 estudiantes de 17 instituciones educativas de la provincia con una edición en Neuquén capital y otra, por primera vez, en la ciudad de Zapala. Durante estas jornadas, los participantes aprendieron de manera lúdica sobre las distintas áreas clave de la industria.
Gen Técnico: Iniciativa en curso que promueve el fortalecimiento de la educación secundaria técnica, a través de la formación de habilidades para la industria 4.0, realizando prácticas industriales, capacitaciones a estudiantes y educadores, y modernizando equipamiento e infraestructura en instituciones educativas.

Además de nuestros programas educativos y técnicos, apoyamos iniciativas culturales y comunitarias

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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, aportes para afrontar la emergencia hídrica en Rincón de los Sauces 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 1.862 niños de localidades de provincia de Neuquén.

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.

Compromiso Ético

La Emisora promueve activamente y se compromete profundamente con una cultura corporativa basada en la transparencia, integridad, comportamiento ético y el cumplimiento de las leyes. El equipo directivo y los gerentes de primera línea de la empresa 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

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de la Emisora. Nuestro compromiso con una gestión abierta y transparente es parte de nuestro patrimonio 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.

En virtud de ello, la Emisora cuenta con un “Código de Conducta” con los principios y estándares de integridad y transparencia que deben cumplir todos los empleados, funcionarios y directivos de Tecpetrol, cualquiera sea su nivel jerárquico, un “Código de Conducta para Proveedores”, y con “Principios Esenciales de la Política de Conducta Empresarial para Terceros”, todos ellos publicados en el sitio web de la Sociedad (https://www.tecpetrol.com/es/compromiso-etico), en donde se reflejan las mejores prácticas en materia de ética, cumplimiento de leyes y transparencia, y se refuerza la protección de los datos personales, la promoción, la competencia económica transparente y el ambiente de trabajo respetuoso, en particular, ninguna forma de acoso, trabajo infantil o explotación en cualquiera de sus modalidades es tolerada en nuestras actividades.

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 que prohíben las prácticas corruptas y el soborno. 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 la “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.

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.

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VIII. DATOS SOBRE DIRECTORES, GERENTES, ASESORES, MIEMBROS DEL ÓRGANO DE FISCALIZACIÓN Y EMPLEADOS 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 tres (3) Directores suplentes designados por dicha asamblea en su reunión de fecha 18 de marzo de 2026.

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

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que los accionistas titulares de un 5% o más del capital social de la Compañía objetaran tal aprobación, o que la decisión hubiera sido 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 de accionistas celebrada el 18 de marzo de 2026, 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(i)	Nombre(i)	DNI	CUIT/CUIL	Cargo	Fecha Designación(ii)	Vigencia(ii) (iii) (iv)
Markous	Ricardo Miguel	11.960.136	20119601364	Presidente	18/03/2026	31/12/2026
Ferreiro	Ricardo Raúl	17.441.718	20174417181	Vicepresidente	18/03/2026	31/12/2026
Lapalma	Mario Cesar	14942659	20149426591	Director Titular	18/03/2026	31/12/2026
Gugliuzza	Claudio Gabriel	18.140.856	20181408562	Director Titular	18/03/2026	31/12/2026
Perczyk	Jorge	16.131.200	20161312003	Director Titular	18/03/2026	31/12/2026
Ridelener	Daniel	93.273.131	20932731313	Director Suplente	18/03/2026	31/12/2026
Mantilla	Fernando Jorge	23.469.555	20234695550	Director Suplente	18/03/2026	31/12/2026
Martínez Mosquera	Marcelo Germán	10.155.432	20101554326	Director Suplente	18/03/2026	31/12/2026

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 séptimo ejercicio a finalizar el 31 de diciembre de 2026.

(iii) Todos los directores constituyeron domicilio en la calle Pasaje Carlos M. Della Paolera 297/299, piso 16, CABA. (iv) La designación de las autoridades se encuentra en trámite de inscripción ante la IGJ.

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.yVicepresidente 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 2001 fue 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. 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 Director de Tecpetrol Internacional S.L., Suizum - Servicios de Consultoría S.L. (Unipersonal), Techenergy Ventures S.A., Techenergy Lithium S.A., Tecpetrol Investments S.L.U., Pardaliservices S.A. y TIBSA Servicios S.A.U., y es Director Suplente de Techegen S.A. de C.V., 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 Carlos M. Della Paolera 297/299, piso 16°, CABA. Ocupó varios cargos en el Grupo Techint y actualmente es el Director de Planificación de Tecpetrol S.A. Adicionalmente ocupa los cargos de Presidente de Gasinvest S.A. y Director Titular de Transportadora Gas del Mercosur S.A., , Transportadora de Gas del Norte S.A., Litoral Gas S.A., TIBSA Inversora 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
Daniel Ridelener	Ingeniero industrial, graduado en el Instituto Tecnológico de Buenos Aires y con un Master en Administración de Empresas en el Instituto Tecnológico de Massachusetts. En 1982 comenzó su carrera laboral en Techint, en donde ocupó diversos cargos en las empresas Techint S.A. y Cometarsa S.A. En 1992 se incorporó a Transportadora de Gas del Norte donde se desempeñó como Asistente de Gerente General, y desde 1998 como Gerente de Desarrollo de Negocios; Desde el 1° de enero de 2008 y hasta febrero de 2026 se desempeñó como Director General (CEO) de Transportadora de Gas del Norte.
Marcelo Germán Martínez Mosquera	Ingeniero graduado en la Universidad de Buenos Aires con domicilio constituido en Pasaje Carlos 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	DirectordeE&P	17.01.1965
Claudio Gabriel Gugliuzza	Director de Áreas Corporativas	25.04.1966
JorgePerczyk	DirectordePlaneamiento y Controlde Gestión	02.01.1963
AndreaCostantinoRocca	DirectordeTransición 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

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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	Director 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 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 Director 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 Director 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. Los integrantes del actual Consejo de Vigilancia han sido designados mediante Asamblea Ordinaria de accionistas de fecha 18 de marzo de 2026. 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:

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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	31.12.2026
Andrea Susana Barbagelata	Contadora Pública egresada de la Facultad de Ciencias Económicas – UBA. Posee una 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). 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.	31/07/1967	31.12.2026
Pablo Rodolfo Stampalia	Ingeniero Industrial graduado en la Universidad de Buenos Aires. Posee un Posgrado en Desarrollo Directivo en IAE.	12/08/1960	31.12.2026
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.

Respecto del ejercicio cerrado al 31 de diciembre de 2025, en la Asamblea Ordinaria de accionistas celebrada el 18 de marzo de 2026, aprobó las sumas de $ 151.300.000 y de $ 48.000.000 a pagar

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en concepto de honorarios totales para los miembros del Directorio y del Consejo de Vigilancia de la Emisora, respectivamente.

A la fecha de este Prospecto, la Emisora no ofrece planes de jubilación a sus directores y funcionarios ejecutivos en el marco de sus programas de beneficios.

e) Información sobre participaciones accionarias

A la fecha de emisión del presente Prospecto, ningún director y/o empleado de la Emisora resulta titular de acciones de Tecpetrol ni se le han conferido opciones sobre las acciones de la Emisora.

f) Asesores legales y auditores externos

El asesor legal de la Emisora, a la fecha de este Prospecto, es FINMA S.A.I.F., una empresa relacionada a Tecpetrol, con domicilio en Carlos M. Della Paolera 299 – Piso 16°, Ciudad de Buenos Aires, Argentina, en tanto que su auditor externo durante los tres últimos ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023 ha sido la firma PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L., siendo actualmente la auditora titular la Dra. María Carolina García Zuñiga y el auditor suplente el Dr. Gustavo Ariel Vidán, quienes fueron designados por la Asamblea Ordinaria del 18 de marzo de 2026 para el análisis de los estados financieros de 2026, todos ellos pertenecientes a la firma auditora antes mencionada y debidamente matriculados por ante el Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. La misma tiene domicilio en Bouchard 557, Ciudad de Buenos Aires.

Mediante Asamblea Ordinaria de accionistas de fecha 18 de marzo de 2026 se aprobaron los honorarios por las tareas de auditoría fijados a PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. y a otras firmas de la red global de PRICEWATERHOUSECOOPERS durante el ejercicio 2025 en la suma de $926.713.491 (más IVA) correspondiendo la suma de $ 267.484.769 (más IVA) a la auditoría de los estados financieros anuales, la suma de $ 185.754.972 (más IVA) por las a las revisiones limitadas de los trimestrales y la suma de $ 473.473.750 (más IVA) a otros servicios.

g) Responsable de Relaciones con el Mercado

De conformidad con lo prescripto en el artículo 99 inciso a) de la Ley de Mercado de Capitales, la Emisora ha designado como Responsable de Relaciones con el Mercado al Sr. Emiliano León (DNI 23.888.057), Tel. (54) 11 4018-6111, e-mail: [email protected].

h) Gobierno Corporativo

La Emisora ha implementado un Programa de Cumplimiento de Conducta Empresarial, un plan integral que refleja los principios, estándares, políticas y procedimientos de la empresa en materia de soborno y ética empresarial y que define cómo la Emisora se relaciona con los funcionarios públicos, entidades gubernamentales, otras corporaciones públicas y privadas, terceros, socios comerciales y empleados.

El Programa de Cumplimiento tiene como objetivo prevenir la corrupción y fomentar una cultura de conducta ética y transparente. Contempla medidas sustanciales en la evaluación periódica de riesgos, destinadas a identificar riesgos críticos y prevenir el riesgo de posibles incumplimientos o violaciones a las regulaciones anticorrupción.

El programa incluye una serie de políticas y procedimientos específicos orientados a cumplir de manera sistemática con las regulaciones contra el soborno y los estándares aceptados internacionalmente, y fomentar una cultura corporativa de transparencia e integridad, basada en el comportamiento ético y el cumplimiento de las leyes.

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El programa de Tecpetrol considera también la implementación de procedimientos específicos para evaluar, seleccionar y contratar representantes, agentes aduanales, gestores de permisos, estudios jurídicos, socios, asesores y / o consultores. Estos procedimientos incluyen procesos de debida diligencia, controles de autorización internos y disposiciones para garantizar el compromiso de terceros con las políticas anticorrupción de la Emisora.

Tecpetrol comunica y capacita al personal respecto de las políticas y procedimientos contra el soborno, a través de sesiones presenciales y cursos online, con el objetivo de reforzar los conocimientos en materia de conducta empresarial, incrementando la concientización entre los empleados, destacando la importancia de la aplicación de los controles y el mantenimiento de registros transparentes y exactos.

El monitoreo continuo de la implementación efectiva del Programa, junto a la utilización de la “ Línea Transparente ” como canal de denuncias que garantiza la confidencialidad y está disponible para empleados y terceros, permiten detectar posibles incumplimientos y adoptar las medidas necesarias para su remediación.

i) Empleados

Descripción General

Nuestra visión de crecimiento sostenible y de largo plazo se apoya en una cultura organizacional basada en la integridad, la transparencia y el respeto por las personas. En Tecpetrol entendemos que nuestro capital humano es un factor crítico para la generación de valor, por lo que trabajamos de manera constante en atraer, desarrollar y retener talento altamente calificado, promoviendo un entorno de trabajo seguro, diverso y respetuoso.

La gestión de Recursos Humanos se sustenta en procesos innovadores y formaren el uso de tecnologías avanzadas, que permiten acompañar la evolución del negocio y fortalecer equipos colaborativos, profesionales y comprometidos con la mejora continua. La inversión permanente en capacitación y desarrollo refleja nuestro compromiso con el crecimiento profesional de las personas y con la excelencia operativa, en línea con los más altos estándares de la industria.

Nuestra estrategia de crecimiento se apoya, asimismo, en un equipo técnico multidisciplinario de amplia experiencia, integrado por profesionales de geociencias y de distintas especialidades de ingeniería. Estos equipos participan activamente en la evaluación integral de proyectos, el diseño de estrategias de exploración y desarrollo, la selección de locaciones, y la ejecución de las operaciones fundamentales para la puesta en valor y gestión integral de los activos de la compañía. Este enfoque permite tomar decisiones basadas en información confiable, sólidos criterios técnicos y un adecuado análisis de riesgos.

Nuestro equipo de profesionales tiene una amplia experiencia en las cuencas petrolíferas de Latinoamérica y una metodología de trabajo que les permite operar en cualquier entorno.

Desarrollamos nuestras actividades bajo los siguientes valores y principios:

Responsabilidad corporativa y gestión transparente
Promoción de la diversidad, la equidad y la inclusión
Entorno de trabajo seguro como prioridad organizacional.
Fomento del bienestar y de un estilo de vida saludable del personal
Compromiso permanente con el medio ambiente y con el desarrollo y crecimiento de las comunidades donde operamos.
Foco en la excelencia y la calidad de nuestros productos, servicios, y procesos.

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Tecpetrol apoya los diez principios del Pacto Global de Naciones Unidas en materia de derechos humanos, derechos laborales, medio ambiente y lucha contra la corrupción.

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.

Empleados

Al 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023, la Emisora tenía 841, 817 y 754 empleados, respectivamente.

La prioridad de nuestra compañía es consolidar su crecimiento mediante la formación de recursos humanos altamente calificados, comprometidos y con amplia experiencia en los diversos negocios en los que operamos. Por esta razón, la capacitación es un aspecto fundamental y continuo dentro de la estrategia de recursos humanos de Tecpetrol, llevada adelante por nuestra Tecpetrol University. Ofrecemos una amplia variedad de programas de formación para nuestros colaboradores, basados en metodologías de aprendizaje que nos permiten crear, transformar y distribuir el conocimiento. Fomentamos la actualización constante y la integración de las mejores prácticas de la industria. Por ello, nuestros procesos claves de gestión (reclutamiento, capacitación, desarrollo, etc.) se ajustan continuamente al contexto mundial y a las necesidades del negocio de Tecpetrol y cada una de sus operaciones.

Convencidos de que las características y particularidades de cada persona contribuyen a un equipo más sólido, y con el objetivo de fomentar un diálogo que impulse el desarrollo del talento en la empresa en julio de 2019 lanzamos el programa “+Diversidad”. Este programa tiene como propósito aceptar, valorar y promover la diversidad en Tecpetrol en todas sus formas.

Evolución y Afiliaciones

Las dos tablas siguientes muestran información relativa a nuestro personal durante los últimos dos años finalizados el 31 de diciembre de 2025 y 2024, agrupados por área operativa, y el número de empleados afiliados a sindicatos.

Dic 25 Número de empleados % total de empleados 6 0,71% 13 1,55% 5 0,59% 5 0,59% 25 2,97% 43 5,11% 211 25,09% 1 0,12% 13 1,55% 59 7,02% 86 10,23% 52 6,18% 7 0,83%	Dic. 24	Dic. 24
Número de empleados	Número de empleados	% total de empleados
		0,73% 1,71% 0,61% 0,61% 3,30% 5,75% 24,36% 0,12% 1,47% 7,83% 9,18% 5,75% 2,69%
6 13 5 5 25 43 211 1 13 59 86 52 7	6 14 5 5 27 47 199 1 12 64 75 47 22

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		Dic	25		Dic. 24	Dic. 24
Función	Número de empleados		% total de empleados		Número de empleados	% total de empleados
Comercial		18		2,14%	17	2,08%
Desarrollo Negocio		8		0,95%	7	0,86%
Salud, Seguridad y		30		3,57%	31	3,79%
Medioambiente
E&P		433	51,49%		408	49,94%
E&P		1		0,12%	1	0,12%
Instalaciones Proyectos		22		2,62%	3	0,37%
Especiales
Operaciones energéticas de		8		0,95%	0	0,00%
NextGen
Asuntos Institucionales,		1		0,12%	2	0,24%
Relaciones Laborales y
Security
Operaciones & Argentina		58		6,90%	105	12,85%
Convencional
Perforación & Finalización		71		8,44%	77	9,42%
Exploración y Desarrollo		61		7,25%	60	7,34%
Cuenca Neuquina & Vaca		211		25,09%	160	19,58%
Muerta
Programa JP Pool		37		4,40%	29	3,55%
TOTAL .................................		841		100%	817	100%
Afiliaciones Sindicales					2025		2024
Sindicato del Personal Jerárquico y Profesional del						25		34
Petróleo y Gas Privado de Neuquén, Río Negro y		La
Pampa. .................................................................................
Sindicato del Personal Jerárquico y Profesional del						0		10
Petróleo y Gas Privado de la Patagonia Austral ..................
Sindicato del Personal Jerárquico y Profesional del						0		0
Petróleo y Gas Privado de Salta, Jujuy y Formosa
Federación Argentina Sindical de Petróleo, Gas y						12		12
Biocombustibles ..................................................................
Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Chubut.						0		1
Total...................................................................................						37		57

La Emisora colabora estrechamente con las autoridades laborales nacionales y provinciales, los sindicatos y las empresas contratistas para explorar opciones que mejoren las condiciones de trabajo y aseguren el desarrollo y la sostenibilidad a largo plazo de la actividad petrolera. Además, el diálogo continuo entre la Emisora y los sindicatos contribuye a mantener un bajo nivel de conflictos. En las negociaciones salariales, se acuerdan ajustes en los sueldos alineados con la inflación y los salarios del personal fuera de convenio reciben ajustes equivalentes.

A la fecha de este Prospecto, el 44,4% del personal de la compañía en Argentina se encuentra alcanzada por convenios colectivos de trabajo, de los cuales el 9,9% está afiliado. Del personal alcanzado, más del 99% lo está por el Sindicato de Personal Jerárquicos y Profesional del Petróleo y Gas de las diferentes regiones donde Tecpetrol opera. El restante corresponde al Sindicato de Petróleo y Gas privado.

Nuestros contratistas implementan las mejores prácticas de la empresa para garantizar la seguridad de los empleados y la adecuada protección del medio ambiente, operando bajo los mismos estándares de calidad y exigencia que la empresa. El número de contratistas ha evolucionado conforme a las demandas del negocio. Actualmente, más de 2000 contratistas colaboran en el desarrollo de los proyectos de la compañía, estando la mayoría de sus trabajadores cubiertos por convenios colectivos.

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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 2025 y 2024 el pasivo reconocido asciende a $32.915 y $21.620 (en millones de pesos), respectivamente, y se expone dentro del rubro “Beneficios para empleados”, no existiendo deuda exigible al cierre del ejercicio.

El cargo a resultados ascendió a $6.709 y $7.234 (en millones de pesos), en los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2025 y 2024, 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 empleados 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 2025 y 2024 el pasivo reconocido asciende a $20.788 y $18.044 (en millones de pesos) respectivamente, y se expone dentro del rubro “Programas de beneficios al personal”, no existiendo deuda exigible al cierre del ejercicio.

El cargo a resultados ascendió a $4.063 y $4.706 (en millones de pesos) en los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2025 y 2024, respectivamente.

119

IX. ESTRUCTURA DE LA EMISORA, ACCIONISTAS PRINCIPALES Y TRANSACCIONES CON PARTES RELACIONADAS

a) Estructura de la Emisora y su grupo económico

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 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;
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;
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

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y U.S.$5.900 millones en compras de materias primas para sus clientes.

Ninguna entidad del Grupo Techint garantiza nuestras obligaciones o compromisos.

Listado de sociedades Controladas, Vinculadas y Otras Participaciones de Tecpetrol

La Emisora es controlada por Tecpetrol Internacional S.L., domiciliada en el Reino de España, quien posee subsidiarias que desarrollan, invierten y operan negocios en la producción, transporte y distribución de petróleo y gas en Argentina, Bolivia, Ecuador, México, Perú y Colombia.

A continuación, se detalla la sociedad controlante y las participaciones en sociedades de Tecpetrol a la fecha de emisión del presente Prospecto:

Sociedad Controlante		Actividad principal	País		%	%
Tecpetrol Internacional	S.L.	Inversiones y participación en sociedades.	España		95,98

Otrasparticipaciones	Actividadprincipal			País		%
Oleoducto del Valle S.A.	Concesión de transporte de oleoductos a Allen y del oleoducto Allen - Puerto Rosales			Argentina		2,10
VMOS S.A.	Desarrollo el “Proyecto Vaca Muerta Sur”, consistente en la construcción, desarrollo y explotación de un oleoducto de aproximadamente 437 km de extensión, desde Allen hasta Punta Colorada en la Provincia de Rio Negro			Argentina		8,16
Tecpetrol del Perú S.A.C.	Exploración, explotación y venta de hidrocarburos.			Perú		2,00
Tecpetrol Bloque 56 S.A.C.	Exploración, explotación y venta de hidrocarburos.			Perú		2,00

Durante el cuarto trimestre de 2025 Tecpetrol S.A. perfeccionó la venta de su participación accionaria en Tecpetrol Operaciones S.A. de C.V., Tecpetrol Colombia S.A.S., Norpower S.A. de C.V., Tecpeservices S.A. y Tecpecuador S.A. con la finalidad de simplificar la estructura societaria del grupo.

b) Accionistas Principales

A la fecha de este Prospecto, 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.

Todas las acciones en circulación se encuentran totalmente integradas. Seguidamente 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%

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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%

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.

c) Beneficiarios Finales

La Sociedad no cuenta con personas humanas que revistan la calidad de beneficiarios finales conforme a la definición del Artículo 8°, Sección IV, Título XI de las Normas de la CNV.

d) Transacciones con partes relacionadas

Durante los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2025 y 2024, se habían perfeccionado las siguientes transacciones con sociedades relacionadas (valores expresados en millones de pesos):

Ingresos por ventas Otras sociedades relacionadas Compras de productos y servicios Otras sociedades relacionadas Oleoducto Loma Campana - Lago Pellegrini S.A. Reembolsos de gastos Otras sociedades relacionadas Intereses ganados Otras sociedades relacionadas Intereses perdidos Tecpetrol Internacional S.L.U. Tecpetrol Internacional S.L.U. - Sucursal Uruguay Otras sociedades relacionadas	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2025 2024
	147.385 72.771 (614.426) (206.461) (910) (1.792)
	(615.336) (208.253)
	5.980 4.355 518 469 - (42) (120) (294) (150) (183)
	(270) (519)

122

X. ACTIVOS FIJOS

Los activos fijos de Tecpetrol constan de inversiones de exploración, evaluación y de desarrollo que le permiten explorar y desarrollar reservas de hidrocarburos en las áreas donde participa.

Las inversiones de exploración y evaluación incluyen los derechos de exploración y explotación de las áreas, los costos de perforación de pozos exploratorios, estudios geológicos y demás costos directamente atribuibles a la actividad.

Las inversiones de desarrollo incluyen los costos de perforación de pozos de desarrollo, las intervenciones realizadas en pozos que desarrollan reservas y/o incrementan la producción y la adquisición e instalación de plantas de producción y maquinarias para llevar a cabo el proyecto.

En el punto “ Actividades de exploración y producción ” incluido en el “ Capítulo V. Información Sobre la Emisora ” se detallan las áreas petrolíferas y gasíferas operadas por la Emisora y aquellas en las que la Emisora participa como socio no operador.

123

XI. ANTECEDENTES FINANCIEROS

a) Estados financieros

Las siguientes tablas presentan la información financiera y de otra índole seleccionada de la Emisora y para cada uno de los ejercicios indicados. La siguiente información debe leerse junto con los Estados Financieros de la Emisora, incluyendo sus notas, así como con las secciones “ Información sobre la emisora ” y “ Capítulo XI. Antecedentes Financieros - f) Reseña y perspectiva operativa y financiera ”.

Los datos seleccionados del Estado de Situación Financiera al 31 de diciembre de 2025 y 2024, y los datos seleccionados del Estado de Resultados para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2025 y 2024 han sido extraídos de los Estados Financieros Anuales Auditados al 31 de diciembre de 2025, los cuales fueron confeccionados de acuerdo con las Normas de Contabilidad NIIF (Normas Internacionales de Información Financiera, en adelante “NIIF”). Los Estados Financieros Auditados de la Emisora han sido auditados por PwC, conforme se detalla en otra sección de este Prospecto.

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 primario en el cual la entidad opera. Tanto las ventas como los precios de los principales costos de perforación son negociados, pactados y perfeccionados en dólares estadounidense o considerando 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.

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)

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 valorpatrimonialproporcional Resultado antes del impuesto a lasganancias Impuesto a las ganancias	Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2025 2024
	1.669.198 1.208.799 (1.182.634) (809.496)
	486.564 399.303
	(132.873) (87.951) (131.546) (104.742) (4.621) (1.737) 5.334 3.824 (6.510) (2.616)
	216.348 206.081
	37.505 28.054 (119.531) (86.708) (115.298) 16.197
	19.024 163.624
	8.603 1.567
	27.627 165.191
	(72.080) 177.900

124

Resultado del ejercicio de operaciones continuas Operaciones discontinuas Resultado del ejercicio Resultado atribuible a: Accionistas de la Sociedad	(44.453) 343.091
	26.055 (37.909)
	(18.398) 305.182
	(18.398) 305.182

2) Estado de Resultados Integrales (expresado en millones de pesos)

Resultado del ejercicio Otros resultados integrales: *Items que no pueden ser reclasificados posteriormente en resultados:* Operaciones continuas Efecto de conversión monetaria Variación en el valor razonable de inversiones en instrumentos de patrimonio Resultados actuariales netos generados por programas de beneficios al personal Impuesto a las ganancias relativo a componentes de otros resultados integrales Operaciones discontinuas Efecto de conversión monetaria Variación en el valor razonable de inversiones en instrumentos de patrimonio Impuesto a lasganancias relativo a componentes de otros resultados integrales Total de otros resultados integrales del ejercicio Total de resultados integrales del ejercicio Resultados integrales atribuibles a: Accionistas de la Sociedad Operaciones continuas Operaciones discontinuas	Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2025 2024
	(18.398) 305.182 604.456 291.025 213 (2.237) (769) (97) (881) 814 (1.604) 4.499 1.353 - (553) -
	602.215 294.004
	583.817 599.186
	583.817 599.186 558.566 632.596 25.251 (33.410)

3) Estado de Situación Financiera (expresado en millones de pesos)

ACTIVO Activo no corriente	Al 31 de diciembre de 2025 2024
	3.060.178 1.742.955 91.274 55.226 - 7.917 64.858 15.673 147.035 177.115 270.210 94.062 34 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 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
	3.633.589 2.092.982
	92.703 66.605 195.142 86.812 5.848 685 400.058 149.518 - 17.506 1.026.157 48.254
	1.719.908 369.380

125

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	5.353.497 2.462.362
	4.436 4.436 898 898 87.851 44.216 659.467 467.944 1.309.276 584.834 (13.880) 361.903
	2.048.048 1.464.231
	2.620.718 385.204 48.211 27.243 43.419 31.059 102.949 117.491
Pasivos por derecho de uso
Programas de beneficio al personal Previsiones Total del Pasivo no corriente Pasivo corriente Deudas bancarias y financieras
	2.815.297 560.997
	40.153 174.921 25.388 18.355 12.284 8.605 18.669 30.415 393.658 204.838
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
	490.152 437.134

	3.305.449 998.131
	5.353.497 2.462.362

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

Por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2025 y 2024

	Atribuible a los accionistas de la Sociedad
	Aportes de los accionistas Resultados acumulados
Saldos al 31 de diciembre de 2024 Resultado del ejercicio Efecto de conversión monetaria Variación en el valor razonable de inversiones en instrumentos de patrimonio Resultados actuariales netos generados por programas de beneficio al personal Impuesto a las ganancias relativo a componentes de otros resultados integrales Otros resultados integrales del ejercicio Total resultados integrales del ejercicio	Capital social Ganancias reservadas Resultados no asignados Total Capital suscripto Contribuciones de capital Reserva legal Otras reservas Reserva para futuros dividendos
	4.436 898 44.216 467.944 584.834 361.903 1.464.231
	- - - - - (18.398) (18.398)
	- - 25.540 193.852 380.634 2.826 602.852 - - - 1.566 - - 1.566 - - - (769) - - (769) - - - (1.434) - - (1.434)
	- - 25.540 193.215 380.634 2.826 602.215
	- - 25.540 193.215 380.634 (15.572) 583.817

Distribución de resultados según lo dispuesto por la Asamblea ordinaria y extraordinaria celebrada el 18 de marzo de 2025:

126

Asignación de reservas Reclasificación por venta de participaciones Saldos al 31 de diciembre de 2025	- - 18.095 - 343.808 (361.903) - - - - (1.692) - 1.692 -
	4.436 898 87.851 659.467 1.309.276 (13.880) 2.048.048

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

ACTIVIDADES OPERATIVAS Resultado del ejercicio Ajustes al resultado del ejercicio para arribar al flujo operativo de fondos Variación en el capital de trabajo	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2025 2024
	(18.398) 305.182 816.457 346.643 (423.484) (284.880) 186.064 100.433 (7.917) (4.822) (5.200) (959)
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 Dividendos cobrados Cobro por venta de operaciones discontinuas Aportes en inversiones en instrumentos de patrimonio a valor razonable Cobro por venta de inversiones en instrumentos de patrimonio a valor razonable Cobro 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 Aumento del efectivo y equivalentes de efectivo Variación en efectivo y equivalentes de efectivo Efectivo y equivalentes de efectivo al inicio del ejercicio (i) Aumento del efectivo y equivalentes de efectivo Baja por venta Resultados financieros generados por el efectivo y equivalentes de efectivo Diferencias de conversión Efectivo y equivalentes de efectivo al cierre del ejercicio (i)
	547.522 461.597
	(1.303.843) (624.767) 2.624 1.242 18.064 115.526 2.560 2.080 63.725 - (35.612) - 612 - 1.710 -
	(1.250.160) (505.919)
	560.715 288.128 1.652.718 253.461 (558.206) (439.878) (25.377) (16.482)
	1.629.850 85.229

	927.212 40.907
	48.254 3.673 927.212 40.907 (142) - 4.161 1.381 46.672 2.293
	1.026.157 48.254

127

Efectivo y equivalentes de efectivo Efectivo y equivalentes de efectivo al cierre del ejercicio (i)	Al 31 de diciembre de 2025 2024
	1.026.157 48.254
	1.026.157 48.254

b) Indicadores financieros

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

Solvencia (i) Liquidez (ii) Inmovilización del capital (iii) Rentabilidad (iv)	Al 31 de diciembre de 2025 2024
	61,96% 146,70% 350,89% 84,50% 67,87% 85,00% (1,05%) 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 ejercicio / Patrimonio neto promedio

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

Solvencia:

El índice de solvencia disminuyó en 85 puntos en el ejercicio al 31 de diciembre 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 aumentó en 266 puntos en el ejercicio al 31 de diciembre de 2025 principalmente debido al incremento del efectivo y equivalente de efectivo, originado por los fondos obtenidos por las obligaciones negociables Clase 11 y 12 pendientes de aplicación.

Inmovilización del capital:

El índice de inmovilización de capital disminuyó en 17 puntos en el ejercicio al 31 de diciembre de 2025 principalmente por el aumento del total del activo debido al incremento del efectivo y equivalente de efectivo mencionado anteriormente.

Rentabilidad:

El índice de rentabilidad al 31 de diciembre de 2025 es 27 puntos menor al del ejercicio anterior, debido a los resultados obtenidos por la Emisora en el presente ejercicio (pérdida), neto del efecto de la conversión a moneda de presentación.

c) Capitalización y endeudamiento

El siguiente cuadro detalla cierta información financiera de la Emisora al 31 de diciembre de 2025 y 2024 incluyendo su deuda de corto y largo plazo y patrimonio neto. Este cuadro debe leerse junto con

128

“ Capítulo XI. Antecedentes Financieros - f) Reseña y perspectiva operativa y financiera - Descripción de la Deuda Bancaria y Financiera de la Emisora ” en este Prospecto, así como con los Estados Financieros incluidos en otra sección de este Prospecto (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 31 de diciembre de 2025 2024
	40.153 174.921 2.620.718 385.204
	2.660.871 560.125
	2.048.048 1.464.231
	4.708.919 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 y las amortizaciones, más los intereses devengados al cierre del ejercicio.

(ii) Al 31 de diciembre de 2025 y 2024 el endeudamiento de la Emisora garantizado con garantía corporativa asciende a $143.121 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 31 de diciembre del 2025 se explica por el incremento del endeudamiento en $2.100.746 millones y por el incremento del patrimonio neto en $583.817 millones.

El aumento del total de endeudamiento de la Emisora se explica principalmente por el aumento de las deudas bancarias y financieras para atender el plan de inversiones en Los Toldos II Este.

El aumento del patrimonio neto se explica principalmente por el efecto de la conversión a moneda de presentación, neto del resultado del ejercicio (pérdida).

De conformidad con las Normas de la CNV, a continuación, se presenta información relativa a la capitalización y endeudamiento desde la presentación de los estados contables al 31 de diciembre de 2025 hasta la fecha del presente Prospecto.

Cifras expresadas en millones de pesos	Para el período finalizado el 31 de diciembre de 2025	Al 7 de abril de 2026
Pagarés electrónicos	-	-
Cheques y diferidos (físicos y electrónicos)	-	-
Facturas de crédito	-	-
Cauciones	-	-
Deudas financieras bancarias	403.902	431.905
Obligaciones Negociables	1.412.424	1.412.424
Otras deudas de la Sociedad	-	-
Total	1.816.326	1.844.329

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 7 de abril de 2026 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

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el 31 de diciembre 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	-	-	-	-
Cheques y diferidos (físicos y electrónicos)	-	-	-	-
Facturas de crédito	-	-	-	-
Cauciones	-	-	-	-
Deudas financieras bancarias	-	-	-	403.902
Obligaciones Negociables	-	-	-	1.412.424
Otras deudas de la Sociedad	-	-	-	-

El siguiente cuadro indica el vencimiento de capital de las obligaciones en los siguientes tramos desde el 7 de abril de 2026:

Cifras expresadas en millones de pesos	Menos de 2 meses	Menos de 6 meses	Menos de 1 año	Mayor a 1 año
Pagarés electrónicos	-	-	-	-
Cheques y diferidos (físicos y electrónicos)	-	-	-	-
Facturas de crédito	-	-	-	-
Cauciones	-	-	-	-
Deudas financieras bancarias	-	-	-	431.905
Obligaciones Negociables	-	-	-	1.412.424
Otras deudas de la Sociedad	-	-	-	-

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

La variación porcentual del capital de la deuda bancaria y financiera respecto del activo total, del pasivo total, del patrimonio neto y del resultado de los últimos 12 meses al 31 de diciembre de 2025 fue de 49%, 80%, 129% y -16.970%, respectivamente.

A la fecha de este Prospecto, y manteniendo los valores del activo total, pasivo total, patrimonio neto y resultado de los últimos 12 meses al 31 de diciembre de 2025, dichas variaciones porcentuales respecto a la deuda financiera a la fecha ascienden a 50 %, 81%, 131% y -17.232%, respectivamente. El aumento de las variaciones porcentuales en 2%, 2%, 2% y 2% respectivamente se debe a un incremento en el endeudamiento a la fecha de este prospecto, el cual se explica principalmente por tomas de préstamos bancarios.

d) Capital Social

Para mayor información, véase “ Capítulo IX. Estructura de la Emisora, Accionistas Principales y Transacciones con Partes Relacionadas – b) Accionistas Principales ” del presente Prospecto.

La evolución del capital social de los últimos dos ejercicios se encuentra reflejada en los Estados Financieros Auditados de la Emisora por los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2025, 31 de diciembre de 2024 y 31 de diciembre de 2023, respectivamente.

e) Cambios significativos

No han ocurrido cambios significativos desde la fecha de los Estados Financieros Auditados de la Compañía por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2025.

f) Reseña y perspectiva operativa y financiera

El siguiente análisis debe leerse junto con los estados financieros de la Emisora y sus respectivas notas incluidas en otras partes de este Prospecto.

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a.- Resultado Operativo

Factores que afectan nuestras operaciones

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.

Condiciones económicas argentinas

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.

Regulaciones cambiarias e impacto en la Emisora:

Por otro lado, el Banco Central impuso 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 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.

Para mayor información, véase “ Capítulo VI. Factores de Riesgo – Riesgos relacionados con Argentina” del presente Prospecto.

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. Las exportaciones de petróleo siguen sujetas a la autorización de la Secretaría de Energía, que exige que los productores demuestren que se ha satisfecho la demanda local antes de emitir el permiso que habilita la exportación. Esto ha provocado en los últimos años que, en algunas ocasiones, los precios del petróleo en el mercado doméstico queden desconectados de los precios internacionales y se fijen en relación a los precios en dólares de los combustibles en el mercado doméstico.

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Para una descripción de estos programas, remitirse a “Capítulo V. Información Sobre La Emisora - b) Descripción del sector donde la Emisora desarrolla su actividad” del presente Prospecto.

Véase “ Capítulo VI. Factores de Riesgo – Riesgos relacionados con el negocio de petróleo y gas” del presente Prospecto .

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 Secretaría de Energía, tanto en condición firme de corto plazo (período estacional) y 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" de este 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.

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.

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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 periodos adicionales de diez (10) años cada uno- con un periodo 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. Al final de la primera fase del período de exploración en octubre de 2025 (“ Primera Etapa del Período de Exploración ”) la SE debe ser notificada acerca de si el área continuará siendo explorada o será completamente revertida.

Al 31 de diciembre de 2025, se han perforado 189 pozos, se han instalado 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), se ha construido un oleoducto de 8” hasta Loma Campana con una extensión de 43 km, se ha participado en la construcción de un oleoducto de 18” y 88 km entre Loma Campana y la estación Lago Pellegrini, se ha desarrollado una toma de agua en el Río Neuquén, y se ha instalado 41 km de acueductos de distribución de agua y cerca de 100 km de ductos para recolectar la producción del yacimiento. Al 31 de diciembre de 2025, la Sociedad invirtió más de U.S.$4.261 millones en el desarrollo del área Fortín de Piedra. Las entregas de gas en el período anual finalizado el 31 de diciembre de 2025 fueron de 17,8 millones de m3 por día en promedio, alcanzando un pico de 24 millones de m3 por día, siendo uno de los principales yacimientos productores de gas del país.

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 la ampliación de la planta de procesamiento existente en Los Bastos para incrementar su capacidad de procesamiento a un estimado de 1000 m3/d. Al 31 de diciembre de 2024, se perforaron ocho pozos adicionales a profundidades de aproximadamente 2.300 metros con rama horizontal de 3.500 metros con objetivo de Shale Oil en Vaca Muerta, en los cuales se realizaron 332 etapas de fracturas. En el 2025 se perforaron otros seis pozos adicionales a profundidades de aproximadamente 2.300 metros con rama horizontal de 3.500 metros con objetivo de Shale Oil en Vaca Muerta, en los cuales se realizaron 273 etapas de fracturas. Los pozos se encuentran en producción, junto con los otros pozos perforados a la fecha en el área.

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 2100 metros, en los cuales se realizaron 77 etapas de fracturas. Durante 2024 se realizaron 2 pozos adicionales, con 2.200 metros de rama y 84 etapas de fractura en total. Los pozos se encuentran en producción, junto con los otros 4 pozos perforados hasta 2022. Por último, en 2025 se perforaron y completaron 4 pozos de 3.500 metros de rama, habiéndose realizado 254 etapas de fractura. A mediados

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de marzo de 2026, se llevan ensayados 2 pozos de los 4 que conforman el PAD. 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, en los cuales se realizaron 73 etapas de fracturas. Los pozos fueron puestos en producción en el primer trimestre 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 “ Capítulo V. Información Sobre La Emisora – c) Descripción de las actividades y negocios – Regalías, cánones de producción y otros conceptos similares ” del presente Prospecto.

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”.

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 el negocio de petróleo y gas – La industria del petróleo y del gas está sujeta a riesgos económicos y operativos específicos” de este Prospecto.

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Resultados de las Operaciones para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2025 y 2024.

Resumen de Resultados (valores expresados en millones de pesos)

	Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2025 2024
Operaciones continuas
Ingresos por ventas	1.669.198 1.208.799 (1.182.634) (809.496)
Costos operativos
Margen bruto	486.564 399.303
Gastos de comercialización	(132.873) (87.951) (131.546) (104.742) (4.621) (1.737) 5.334 3.824 (6.510) (2.616)
Gastos de administración
Costos de exploración y evaluación
Otros ingresos operativos
Otros egresos operativos
Resultado operativo	216.348 206.081
Ingresos financieros	37.505 28.054 (119.531) (86.708) (115.298) 16.197
Costos financieros
Otros resultados financieros netos
Resultado antes de resultado de inversiones a valor patrimonial proporcional y del impuesto a las ganancias	19.024 163.624
Resultado de inversiones a valorpatrimonialproporcional	8.603 1.567
Resultado antes del impuesto a lasganancias	27.627 165.191
Impuesto a lasganancias	(72.080) 177.900
Resultado del ejercicio de operaciones continuas	(44.453) 343.091
Operaciones discontinuas	26.055 (37.909)
Resultado del ejercicio	(18.398) 305.182
	(18.398) 305.182
Resultado atribuible a:
Accionistas de la Sociedad

Los estados financieros son preparados en base a las partidas registradas en la moneda funcional (dólar estadounidense “US$”) 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/ejercicio 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 ejercicios analizados fue el siguiente:

TC inicio del ejercicio TC cierre del ejercicio TC promedio del primer trimestre TC promedio del segundo trimestre TC promedio del tercer trimestre TC promedio del cuarto trimestre	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2025 2024 1.032,00 808,45 1.455,00 1.032,00 1.056,67 834,07 1.150,84 885,86 1.331,50 940,91 1.437,39 1.000,92	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2025 2024 1.032,00 808,45 1.455,00 1.032,00 1.056,67 834,07 1.150,84 885,86 1.331,50 940,91 1.437,39 1.000,92
		808,45 1.032,00 834,07 885,86 940,91 1.000,92

La variación del resultado operativo del ejercicio 2025 por $10.267 millones comparado con el ejercicio anterior, se explica principalmente por: i) mayores ingresos por aumento de las cantidades despachadas de crudo medanito, neto de un menor precio promedio de crudo y gas ii) un incremento de los costos operativos producto de mayores depreciaciones de propiedades, planta y equipos (netas de

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desvalorizaciones) como consecuencia del aumento de las inversiones y de la producción de crudo, mayores costos laborales y mayores cargos por regalías asociados al incremento de producción; y iii) mayores cargos por almacenaje y transporte, lo cual fue parcialmente compensado por una disminución del cargo de incobrables.

El resultado neto del ejercicio 2025 arrojó una pérdida de $18.398 millones comparado con una ganancia de $305.182 millones para el ejercicio 2024. Dicha variación se explica principalmente por: (i) la variación del resultado operativo antes mencionado; (ii) un incremento de los resultados financieros negativos por mayores diferencias de cambio negativas sobre saldos en pesos argentinos; 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 II Este; la derogación en 2025 del régimen especial de liquidación de divisas de exportaciones creado por la Resoluciones Resolución N° 808/2023 de la Secretaría de Energía y el Decreto N° 28/2023; y los resultados por tenencia de títulos públicos del 2024.; (iii) la variación del resultado por impuesto a las ganancias debido a la actualización de los saldos fiscales de acuerdo a la normativa correspondiente y su posterior conversión a dólares estadounidenses que impacta en el impuesto diferido. En el ejercicio 2025 la inflación acumulada fue de 31,5%, mientras que la devaluación fue de 41% (en el ejercicio 2024 la inflación acumulada fue de 117,8% y la devaluación fue de 27,7%); y (iv) la variación del resultado de operaciones discontinuas debido al resultado de la venta de El Tordillo y La Tapera/Puesto Quiroga reconocido en 2025, parcialmente compensado por menores ventas de crudo producto de una disminución en el precio y el cargo por desvalorización de propiedades, planta y equipos reconocido en el ejercicio 2024.

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 ejercicios indicados:

	Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2025 2024 7.546 7.281 6.529 6.509 1.017 772 1.143 920 6.403 6.361 61,21 74,86 64,83 74,31	Variación %
		265 4% 20 0% 245 32% 223 24% 42 1% (13,65) (18%) (9,48) (13%)
Producción en unidades equivalentes de petróleo (*)
(miles de m3de 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)	3,58 3,75	(0,17) (5%)

(*) Equivalencia volumétrica (1.000 m[3] de gas = 1 m[3] de 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.

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Los ingresos por la venta de crudo Escalante y Medanito estuvieron sujetos a la variación de los precios internacionales. Las ventas del ejercicio fueron realizadas tanto al mercado de exportación como 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 ejercicios 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 Servicios De operaciones discontinuas Ingresos por ventas	Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2025 2024 1.153.463 878.769 73.206 75.255 513.153 321.008 1.283 3.432 1.741.105 1.278.464 (71.907) (69.665) 1.669.198 1.208.799	Variación %
		274.694 31% (2.049) (3%) 192.145 60% (2.149) (63%)
		462.641 36%
		(2.242) 3%
		460.399 38%

Los ingresos por ventas del ejercicio 2025 ascendieron a $1.669.198 millones, aumentando respecto del año anterior principalmente por mayores cantidades despachadas de crudo medanito, neto de un menor precio promedio de crudo y gas.

Durante el año 2025, la producción promedio de gas estándar de yacimiento fue de 17,5 millones m[3] /día, manteniéndose en niveles similares a la del año 2024, que ascendió a 17,4 millones m[3] /día. Los volúmenes de producción de crudo ascendieron a 1.143 mil m[3] (correspondiendo un 12% a crudo escalante y el 88% restante a crudo medanito), representando un incremento del 24% respecto a la producción del año anterior.

Los ingresos por venta de gas aumentaron $274.694 millones, debido principalmente al tipo de cambio utilizado para convertir a moneda de presentación y un leve aumento de las cantidades despachadas, neto de un menor precio promedio.

Los ingresos por venta de crudo Escalante disminuyeron $2.049 millones debido a por una disminución de las cantidades despachadas y de los precios promedio de venta. Los ingresos por ventas de las áreas El Tordillo y La Tapera/Puesto Quiroga se exponen como operaciones discontinuas en los Estados Financieros finalizados el 31 de diciembre de 2025 y 2024.

Los ingresos por venta de crudo medanito aumentaron $192.145 millones producto principalmente del incremento de las cantidades despachadas, neto de un menor precio promedio.

Costos operativos

La siguiente tabla muestra los principales componentes de los costos operativos de la Emisora para los

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ejercicios indicados (en millones de pesos):

	Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre	Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre
	de
	2025	2024	Variación	%
Costos laborales	-88.647	-60.763	-27.884	46%
Honorarios y servicios	-17.975	-7.483	-10.492	140%
Operaciones de mantenimiento y servicios de	-164.040	-124.177	-39.863	32%
pozos
Depreciación de propiedades, planta y equipos	-705.322	-425.267	-280.055	66%
Desvalorización de propiedades, planta y equipos	-11.221	-77.755	66.534	-86%
Depreciación de activos por derecho de uso	-22.538	-17.263	-5.275	31%
Acondicionamiento y almacenaje	-10.105	-9.067	-1.038	11%
Regalías y otros impuestos	-203.327	-147.447	-55.880	38%
Otros, compras y consumos de stock	-39.342	-36.347	-2.995	8%
	-1.262.517	-905.569	-356.948	39%
De operaciones discontinuas	79.883	96.073	-16.190	-17%
Costos operativos	-1.182.634	-809.496	-373.138	46%

Los costos operativos totalizaron $1.182.634 millones en el ejercicio 2025, comparado con $809.496 millones registrados en el año 2024. La variación respecto al año anterior se debe principalmente a: i) un incremento de las depreciaciones de propiedades, planta y equipos como consecuencia del aumento de las inversiones y de la producción de crudo; ii) los cargos por desvalorización de propiedades, planta y equipos reconocidos en el ejercicio 2025 y 2024 principalmente en las áreas El Tordillo y La Tapera - Puesto Quiroga (expuesto en operaciones discontinuas), Loma Ancha y Aguaragüe; iii) mayores costos laborales y iv) mayores cargos por regalías asociados al incremento de producción.

Gastos de comercialización

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

Impuestos y derechos Almacenaje y transporte Cargo de previsión para créditos incobrables Otros cargos De operaciones discontinuas	Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2025 2024 (64.946) (43.766) (67.138) (31.201) (3.502) (17.215) (176) (166) (135.762) (92.348) 2.889 4.397 (132.873) (87.951)	Variación %
		(21.180) 48% (35.937) 115% 13.713 (80%) (10) 6%
		(43.414) 47%
		(1.508) (34%)
Gastos de comercialización		(44.922) 51%

Los gastos de comercialización del ejercicio 2025 fueron de $132.873 millones, comparado con $87.951 millones del ejercicio 2024. La variación respecto al año anterior se debe principalmente a mayores cargos por almacenaje y transporte, lo cual fue parcialmente compensado por una disminución del cargo de incobrables.

Gastos de administración

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

Costos laborales Honorarios y servicios	Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2025 2024 (79.161) (62.896) (24.486) (15.389)	Variación %
		(16.265) 26% (9.097) 59%

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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	(7.212) (3.426) (1.447) (1.649) (19.540) (20.225) (23.882) (13.183) 23.516 11.335 (132.212) (105.433) 666 691 (131.546) (104.742)	(3.786) 111% 202 (12%) 685 (3%) (10.699) 81% 12.181 107%
		(26.779) 25%
		(25) (4%)
		(26.804) 26%

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 ejercicio 2025 ascendieron a $131.546 millones comparado con los $104.742 millones para el ejercicio 2024. La variación 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 honorarios relacionados con asesoramientos de nuevos proyectos, parcialmente compensado una disminución de los costos laborales medidos en dólares estadounidense e impuestos.

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 en los ejercicios 2025 y 2024 ascendieron a $4.621 millones y $1.737 millones, respectivamente. Incluyen principalmente 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 ejercicios indicados (en millones de pesos):

Dividendos ganados Intereses ganados Ingresos financieros Intereses perdidos Costos financieros Resultado neto por diferencia de cambio Resultado por operaciones de compra-venta con valores negociables () 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 el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2025 2024 2.560 2.080 35.170 26.194 37.730 28.274 (129.731) (93.926) (129.731) (93.926) (104.882) (23.414) 1.793 14.672	Variación %
		480 23% 8.976 34%
		9.456 33%
		(35.805) 38%
		(35.805) 38%
		(81.468) 348% (12.879) (88%) (12.734) 9721% (26.324) (101%) (377) 51%
	(12.865) (131)
	(231) 26.093 (1.123) (746) (117.308) 16.474 (209.309) (49.178) 11.985 6.721 (197.324) (42.457)
		(133.782) (812%)
		(160.131) 326%
		5.264 78%
		(154.867) 365%

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

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

Los resultados financieros netos del ejercicio 2025 arrojaron una pérdida de $197.324 millones, comparado con una pérdida de $42.457 millones en el ejercicio anterior. La variación respecto al año anterior se debe principalmente a: i) mayores diferencias de cambio negativas sobre saldos en pesos argentinos; ii) 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 II Este; iii) la derogación en 2025 del régimen especial de liquidación de divisas de exportaciones creado por la Resoluciones Resolución N° 808/2023 de la Secretaría de Energía y el Decreto N° 28/2023; y iv) los resultados por tenencia de títulos públicos del 2024.

Flujo de Efectivo (valores expresados en millones de pesos)

Efectivo y equivalentes de efectivo al inicio del ejercicio (i) Diferencias de conversión Baja por venta Resultados financieros generados por el efectivo y equivalentes de efectivo Efectivo y equivalentes de efectivo al cierre del ejercicio (i) Aumento del efectivo y equivalentes de efectivo Efectivo generado por actividades operativas Efectivo aplicado a actividades de inversión Efectivo generado por actividades de financiación Aumento del efectivo y equivalentes de efectivo	Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2025 2024
	48.254 3.673 46.672 2.293 (142) - 4.161 1.381 1.026.157 48.254
	927.212 40.907
	547.522 461.597 (1.250.160) (505.919) 1.629.850 85.229
	927.212 40.907

(i) Neto de descubiertos en cuenta corriente, en caso de corresponder.

El efectivo neto generado por las actividades operativas en los años 2025 y 2024 fue de $547.522 millones y $461.597 millones, respectivamente.

Durante los ejercicios 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 31 de diciembre de 2025 y 2024 las deudas bancarias y financieras de la Sociedad ascienden a $2.660.871 millones y $560.125 millones, respectivamente, y el patrimonio neto asciende a $2.048.048 millones y $1.464.231 millones, respectivamente.

En los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2025 y 2024 la Emisora no ha distribuido dividendos.

Las inversiones en Propiedades, planta y equipos en los ejercicios 2025 y 2024 ascendieron a $ 1.322.320 millones y $609.517 millones, respectivamente, correspondiendo principalmente a las áreas Fortín de Piedra, Los Toldos II Este y Puesto Parada en la Cuenca Neuquina.

Descripción de la Deuda Bancaria y Financiera de la Emisora

La siguiente tabla resume los principales términos y condiciones de la deuda bancaria y financiera de la Emisora pendientes al 31 de diciembre de 2025:

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Préstamosy Bonos	Capital pendiente de pago al 31 de diciembre de 2025 (en millones de U.S.$)	Moneda del Contrato U.S.$ U.S.$ U.S.$ U.S.$ U.S.$ U.S.$ U.S.$ U.S.$ U.S.$ U.S.$ U.S.$ U.S.$ U.S.$ U.S.$ U.S.$ U.S.$	Fecha de Emisión Vencimiento
Obligaciones Negociables Clase 8 Obligaciones Negociables Clase 9 Obligaciones Negociables Internacionales Clase 10 Obligaciones Negociables Clase 11 Obligaciones Negociables Internacionales Clase 12 Préstamo sindicado Prefinanciación de exportaciones Banco de Galicia y Buenos aires SA Prefinanciación de exportaciones Industrial and Commercial Bank of China - Argentina- S.A.U. Prefinanciación de exportaciones Banco BBVA Argentina S.A. Prefinanciación de exportaciones Banco Santander Argentina S.A. Itaú Unibanco S.A. – Sucursal Nassau 1(1) Itaú Unibanco S.A. – Sucursal Nassau 2(1) Itaú Unibanco S.A. – Sucursal Nassau 3(1) Itaú Unibanco S.A. – Sucursal Nassau 4(1) Itaú Unibanco S.A. – Sucursal Nassau 5(1) Total			24 de octubre de 2024 24 de octubre de 2027 24 de octubre de 2024 24 de octubre de 2029 22 de enero de 2025 22 de enero de 2033 16 de octubre de 2025 16 de octubre de 2027 3 de noviembre de 2025 3 de noviembre de 2030 11 de agosto de 2025 6 de agosto de 2030 6 de agosto de 2025 6 de agosto de 2030 12 de agosto de 2025 6 de agosto de 2030 18 de agosto de 2025 6 de agosto de 2030 26 de agosto de 2025 6 de agosto de 2030 21 de marzo de 2025 25 de septiembre de 2028 27 de marzo de 2025 28 de septiembre de 2028 7 de julio de 2025 8 de enero de 2029 25 de agosto de 2025 26 de febrero de 2029 26 de septiembre de 2025 26 de marzo de 2029 - -
	67,4 80,5 400,0 114,5 750,0 100,0 75,0 75,0 15,0 50,0 35,6 19,1 15,1 4,8 14,4 1.816,4

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

Al 31 de diciembre de 2025, cumplimos los compromisos financieros de nuestros instrumentos de deuda.

Emisiones de obligaciones negociables en el marco del Programa:

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.$67.430.342, con un precio de emisión del 100%, con vencimiento el 24 de octubre de 2027, a una tasa de interés fija del 5%. Los

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intereses son pagaderos semestralmente y el capital será cancelado 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.$80.541.942, 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 son pagaderos semestralmente y el capital será cancelado 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: Con fecha 22 de enero de 2025, la Emisora emitió las Obligaciones Negociables Clase 10 por un valor de U.S.$400.000.000, con un precio de emisión del 100%, con vencimiento el 22 de enero de 2033, a una tasa de interés fija del 7,625%. Los intereses son pagaderos semestralmente y el capital será cancelado en 3 (tres) cuotas anuales consecutivas, de acuerdo al siguiente esquema: 33% el 22 de enero de 2031, 33% el 22 de enero de 2032 y un 34% el 22 de enero de 2033. Los fondos obtenidos por la emisión de las mencionadas ONs se utilizaron principalmente para la refinanciación de endeudamiento existente, inversiones en activos fijos y capital de trabajo y la adquisición de nuevas compañías o negocios.
Obligaciones Negociables Clase 11: Con fecha 16 de octubre de 2025, la Emisora emitió las Obligaciones Negociables Clase 11 por un valor de U.S.$114.452.024, con un precio de emisión del 100%, con vencimiento el 16 de octubre de 2027, a una tasa de interés fija del 6,50%. Los intereses son pagaderos semestralmente y el capital será cancelado en su totalidad al vencimiento. Los fondos obtenidos por la emisión de las mencionadas ONs se utilizaron principalmente para inversiones en activos físicos y/o bienes de capital, la integración de capital de trabajo y la refinanciación de pasivos.
Obligaciones Negociables Clase 12: Con fecha 3 de noviembre de 2025, la Emisora emitió las Obligaciones Negociables Clase 12 por un valor de U.S.$750.000.000, con un precio de emisión del 100%, con vencimiento el 3 de noviembre de 2030, a una tasa de interés fija del 7,625%. Los intereses son pagaderos semestralmente y el capital será cancelado en su totalidad al vencimiento.

A la fecha del presente Prospecto, los fondos obtenidos por la emisión de las mencionadas ONs aún no se han utilizado en su totalidad. No obstante ello, al 31 de diciembre de 2025 la Sociedad había aplicado US$ 127 millones al repago de endeudamiento existente y a inversiones en propiedades, plantas y equipos.

Préstamo sindicado

El 6 de agosto de 2025, la empresa suscribió un contrato de préstamo sindicado con Itaú Unibanco S.A. – Sucursal de Nassau y Banco Bilbao Vizcaya Argentaria S.A. por un total de U.S.$270 millones. La amortización de capital se realiza en 13 cuotas trimestrales y consecutivas comenzando a partir del mes 24 desde la fecha del desembolso, venciendo la última cuota el día 6 de agosto de 2030. El capital devenga intereses compensatorios en forma trimestral a una tasa Term SOFR más un margen. Los restantes términos y condiciones son los habituales para financiamientos de estas características. A la fecha de este Prospecto el importe desembolsado es de U.S.$ 100.000.000.

Prefinanciación de exportaciones

• Banco de Galicia y Buenos Aires S.A.

El 6 de agosto de 2025, la empresa suscribió un contrato de prefinanciación de exportaciones con Banco de Galicia y Buenos Aires S.A. por un total de U.S.$150 millones. La amortización de capital se realiza en 13 cuotas trimestrales y consecutivas comenzando a partir del mes 24 desde la fecha del desembolso, venciendo la última cuota el día 6 de agosto de 2030. El capital devenga intereses compensatorios en forma trimestral a una tasa fija. Los restantes términos y condiciones son los habituales para financiamientos de estas características. A la fecha de este Prospecto el importe desembolsado es de

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U.S.$ 75.000.000.

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

El 6 de agosto de 2025, la empresa suscribió un contrato de prefinanciación de exportaciones con Industrial and Commercial Bank of China -Argentina- S.A.U. por un total de U.S.$150 millones. La amortización de capital se realiza en 13 cuotas trimestrales y consecutivas comenzando a partir del mes 24 desde la fecha del desembolso, venciendo la última cuota el día 6 de agosto de 2030. El capital devenga intereses compensatorios en forma trimestral a una tasa fija. Los restantes términos y condiciones son los habituales para financiamientos de estas características. A la fecha de este Prospecto el importe desembolsado es de U.S.$ 75.000.000.

• Banco BBVA Argentina S.A.

El 6 de agosto de 2025, la empresa suscribió un contrato de prefinanciación de exportaciones con Banco BBVA Argentina S.A. por un total de U.S.$30 millones. La amortización de capital se realiza en 13 cuotas trimestrales y consecutivas comenzando a partir del mes 24 desde la fecha del desembolso, venciendo la última cuota el día 6 de agosto de 2030. El capital devenga intereses compensatorios en forma trimestral a una tasa fija. Los restantes términos y condiciones son los habituales para financiamientos de estas características. A la fecha de este Prospecto el importe desembolsado es de U.S.$ 15.000.000.

• Banco Santander Argentina S.A.

El 6 de agosto de 2025, la empresa suscribió un contrato de prefinanciación de exportaciones con Banco Santander Argentina S.A. por un total de U.S.$150 millones. La amortización de capital se realiza en 13 cuotas trimestrales y consecutivas comenzando a partir del mes 24 desde la fecha del desembolso, venciendo la última cuota el día 6 de agosto de 2030. El capital devenga intereses compensatorios en forma trimestral a una tasa fija. Los restantes términos y condiciones son los habituales para financiamientos de estas características. A la fecha de este Prospecto el importe desembolsado es de U.S.$ 50.000.000.

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).

• 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.$15,1 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).

• 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 trimestrales y vencimiento el 26 de febrero de 2029. El capital se cancelará en seis cuotas trimestrales, a partir del mes 27 (a partir del 25 de noviembre de 2027).

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• 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 trimestrales y vencimiento el 26 de marzo de 2029. El capital se cancelará en seis cuotas trimestrales, a partir del mes 27 (a partir del 26 de diciembre de 2027)

Deuda contraída recientemente

Desde el 31 de diciembre de 2025, la Emisora ha contraído los siguientes acuerdos de deuda financiera:

• Itaú Unibanco S.A. – Sucursal Nassau 6

El 6 de enero de 2026, UTE Los Toldos celebró un contrato de préstamo con Itaú Unibanco S.A. Sucursal Nassau por un monto de U.S.$13,7 millones, a una tasa SOFR más un margen, con pagos de intereses trimestrales y vencimiento el 9 de julio de 2029. El capital se cancelará en seis cuotas trimestrales, a partir del mes 27 (a partir del 8 de abril de 2028).

• Itaú Unibanco S.A. – Sucursal Nassau 7

El 2 de febrero de 2026, UTE Los Toldos celebró un contrato de préstamo con Itaú Unibanco S.A. Sucursal Nassau por un monto de U.S.$4,5 millones, a una tasa SOFR más un margen, con pagos de intereses trimestrales y el capital se cancelará al vencimiento que opera el 3 de febrero de 2028.

• Itaú Unibanco S.A. – Sucursal Nassau 8

El 23 de febrero de 2026, UTE Los Toldos celebró un contrato de préstamo con Itaú Unibanco S.A. Sucursal Nassau por un monto de U.S.$9,9 millones, a una tasa SOFR más un margen, con pagos de intereses trimestrales y vencimiento el 24 de agosto de 2028. El capital se cancelará en tres cuotas trimestrales, a partir del mes 24 (a partir del 24 de febrero de 2028).

Liquidez y recursos de capital

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.

Información sobre tendencias

Los resultados de la Emisora se ven afectados principalmente por los niveles de producción, los precios de venta, la demanda de petróleo, gas y productos derivados, las fluctuaciones en los costos operativos y en el tipo de cambio, las condiciones económicas en Argentina y las regulaciones gubernamentales. La Emisora opera en un contexto económico cuyas variables principales han tenido recientemente una fuerte volatilidad como consecuencia de acontecimientos políticos, económicos y sociales en el ámbito nacional como internacional.

La Dirección de la Emisora monitorea permanentemente la evolución de las situaciones mencionadas precedentemente, para determinar las posibles acciones a adoptar e identificar los eventuales impactos sobre su situación patrimonial y financiera.

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XII. INFORMACIÓN CONTABLE

Estados Financieros

Los Estados Financieros Auditados de la Compañía por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023 están expresados en pesos argentinos y fueron confeccionados de acuerdo con las NIIF emitidas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (“ IASB ”, por su sigla en inglés) y las normas de la CNV.

Procesos legales

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 31 de diciembre de 2025 a un monto total de $ 1.554 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 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.

Cambios significativos

No han ocurrido cambios significativos desde la fecha de los Estados Financieros Auditados de la Compañía por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2025.

Código de Gobierno Societario

El Código de Gobierno Societario de la Sociedad se encuentra cargado en la AIF bajo el ID 3324456.

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XIII. DATOS ESTADÍSTICOS Y PROGRAMA PREVISTO PARA LA OFERTA

El siguiente es un resumen de los términos y condiciones generales de las Obligaciones Negociables que se describen en “Capítulo XIV. Términos y Condiciones de las Obligaciones Negociables” de este Prospecto, y está condicionado en su totalidad por la información más detallada contenida en dicha sección de este Prospecto.

Emisora Tecpetrol S.A. Agentes Colocadores Los agentes colocadores que pudieran designarse periódicamente según se indique en el respectivo Suplemento de Prospecto correspondiente a cada Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables.

Descripción Obligaciones Negociables simples, no convertibles en acciones, subordinadas o no, emitidas con garantía común, especial y/o flotante, con o sin recurso limitado, y con o sin garantía de terceros (incluyendo sin limitación sociedades afiliadas de la Compañía).

Monto máximo

Monedas

El monto máximo de las Obligaciones Negociables en circulación en cualquier momento bajo el Programa no podrá exceder un valor nominal total de hasta US$ 3.000.000.000 (o su equivalente en otras monedas o unidades de medida o valor).

Las Obligaciones Negociables podrán estar denominadas en cualquier moneda, según se especifique en los Suplementos correspondientes. Adicionalmente, podrán emitirse con su capital, intereses y/u otros montos adeudados bajo los mismos, pagaderos en una o más monedas distintas de la moneda en que se denominan, con el alcance permitido por las normas aplicables. Asimismo podrán estar denominadas en unidades de medida o valor, tales como unidades monetarias ajustables por índices y/o formulas, incluyendo pero no limitándose a Unidades de Vivienda actualizables por el Índice de Costo de la Construcción en el Gran Buenos Aires, en virtud de la Ley N°27.271(UVI) o en Unidades de Valor Adquisitivo, actualizables por el Coeficiente de Estabilización de Referencia, en virtud de la Ley N° 25.827 y de conformidad con lo dispuesto por el Decreto de Necesidad y Urgencia N° 146/2017 del Poder Ejecutivo Nacional (UVA), la Resolución General de la CNV N° 718/18 y/o en toda otra unidad monetaria de valor que se determine y sea autorizada por la CNV.

Precio de emisión

Las Obligaciones Negociables podrán ser emitidas a su valor nominal, con descuento o con prima sobre su valor nominal, según se especifique en los Suplementos correspondientes.

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Clases y series

Plazos y formas de amortización

Intereses

Montos adicionales

Forma

Denominaciones
Las Obligaciones Negociables podrán ser emitidas en distintas Clases con términos y condiciones específicos diferentes entre sí; sin embargo, las Obligaciones Negociables de una misma Clase siempre tendrán los mismos términos y condiciones. Asimismo, las Obligaciones Negociables de una misma Clase podrán ser emitidas en distintas Series con los mismos términos y condiciones de la Clase en cuestión, salvo que la fecha de emisión, el precio de emisión y la fecha de pago de intereses inicial, pueden variar. Los términos y condiciones aplicables a cada Clase y/o Serie serán los que se especifiquen en los Suplementos correspondientes.

Los plazos y las formas de amortización de las Obligaciones Negociables serán los que se especifiquen en los Suplementos correspondientes. La Compañía podrá emitir Obligaciones Negociables con vencimientos no menores a 30 días desde la fecha de emisión, según se detalle en el respectivo Suplemento de Prospecto.

Las Obligaciones Negociables podrán devengar intereses a tasa fija o variable, ser emitidos con descuento de emisión, no devengar intereses, o devengar intereses de acuerdo a cualquier otro mecanismo para la fijación de intereses, según se especifique en los Suplementos correspondientes.
A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, la Emisora realizará los pagos respecto de Obligaciones Negociables sin retención o deducción de impuestos, tasas, contribuciones y/u otras cargas gubernamentales presentes o futuras de cualquier naturaleza fijadas por Argentina, o cualquier subdivisión política de la misma o autoridad gubernamental de la misma con facultades fiscales. En caso de que las normas vigentes exijan practicar tales retenciones o deducciones, la Emisora, sujeto a ciertas excepciones, pagará los montos adicionales necesarios para que los tenedores reciban el mismo monto que habrían recibido respecto de pagos bajo las Obligaciones Negociables de no haberse practicado tales retenciones o deducciones.
Las Obligaciones Negociables podrán ser emitidas en forma escritural o cartular, pudiendo, según corresponda, estar representadas por certificados globales o definitivos, de acuerdo a lo establecido por la Ley N° 24.587 de Nominatividad de los Títulos Valores Privados o de cualquier otra forma que sea permitida conforme las normas vigentes y según lo que se determine en los Suplementos correspondientes.
Las Obligaciones Negociables tendrán la denominación que se especifique en los Suplementos correspondientes.

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Compromisos

A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, la Emisora se obliga a cumplir los compromisos que se detallan en “ Capítulo XIV. Términos y Condiciones de las Obligaciones Negociables – Compromisos ” del presente Prospecto en tanto existan Obligaciones Negociables en circulación.

Rescate a opción de la En caso de que así se especifique en los Suplementos Sociedad correspondientes, las Obligaciones Negociables podrán ser y/o de los tenedores rescatadas total o parcialmente a opción de la Sociedad y/o de los tenedores con anterioridad a su vencimiento, de conformidad con los términos y condiciones que se especifiquen en tales Suplementos. En todos los casos se observará el principio de trato igualitario entre los inversores.

Rescate por razones impositivas
A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, la Sociedad podrá rescatar cualquier clase y/o serie de Obligaciones Negociables en su totalidad, pero no parcialmente, en caso de que la Sociedad se encuentre, o vaya a encontrarse, obligada a abonar cualquier monto adicional bajo “ Términos y Condiciones de las Obligaciones Negociables - Montos Adicionales ” del presente. Ver “ Términos y Condiciones de las Obligaciones Negociables - Rescate por Razones Impositivas ” del presente Prospecto. En todos los casos se observará el principio de trato igualitario entre los inversores.
Eventos de incumplimiento En los Suplementos correspondientes se incluirá un detalle de los eventos de incumplimiento.

Rango

Las Obligaciones Negociables serán obligaciones directas e incondicionales de la Emisora, con garantía común sobre su patrimonio y gozarán del mismo grado de privilegio sin ninguna preferencia entre sí. Salvo que las Obligaciones Negociables fueran subordinadas, las obligaciones de pago de la Emisora respecto de las Obligaciones Negociables, salvo lo dispuesto o lo que pudiera ser contemplado por la ley argentina, tendrán en todo momento por lo menos igual prioridad de pago que todas las demás obligaciones con garantía común y no subordinadas, presentes y futuras, de la Emisora oportunamente vigentes.

Colocación de las La colocación de cada Serie y/o Clase de las Obligaciones Obligaciones Negociables Negociables se hará sobre la base de una suscripción en firme o una colocación en base a los mejores esfuerzos, según lo acordado entre la Sociedad y los colocadores respectivos. El Suplemento de Prospecto respectivo especificará los nombres y las direcciones de dichos colocadores, y los términos de colocación acordados por la Sociedad con los mismos, los que observarán lo dispuesto por el Artículo 27, Sección IV, Capítulo V del Título II y Capítulo IV del Título VI de las Normas N.T. 2013 y sus modificatorias.

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Listado y Negociación

Ley aplicable

Jurisdicción

Duración del Programa

La Sociedad podrá oportunamente solicitar el listado de las Obligaciones Negociables de cada Clase y/o Serie en el BYMA a través de la BCBA, y su negociación en A3 y/o en cualquier otro mercado de valores de la Argentina y/o del exterior según se especifique en el Suplemento de Prospecto correspondiente.

Las Obligaciones Negociables se regirán por, y serán interpretadas de conformidad con, las leyes de Argentina y/o de cualquier otra jurisdicción que se especifique en los Suplementos correspondientes (incluyendo, sin limitación, las leyes del Estado de Nueva York); estableciéndose, sin embargo, que todas las cuestiones relativas a la autorización, firma, otorgamiento y entrega de las Obligaciones Negociables por la Sociedad, así como todas las cuestiones relativas a los requisitos legales necesarios para que las Obligaciones Negociables sean “obligaciones negociables” bajo las leyes de Argentina, se regirán por la Ley de Obligaciones Negociables, la Ley de General de Sociedades y todas las demás normas vigentes en Argentina.

A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, toda controversia que se suscite entre la Emisora y/o los tenedores en relación con las Obligaciones Negociables de una clase y/o serie se resolverá, a elección de los tenedores, por el Tribunal Arbitral de alguno de los mercados autorizados en los que se solicite el listado y la negociación de las Obligaciones Negociables de la clase y/o serie en cuestión. No obstante lo anterior, los inversores tendrán el derecho de optar por acudir a los tribunales judiciales competentes de conformidad con el artículo 46 de la Ley de Mercado de Capitales. Asimismo, en los casos en que las normas vigentes establezcan la acumulación de acciones entabladas con idéntica finalidad ante un solo tribunal, la acumulación se efectuará ante el tribunal judicial.

El plazo de duración del Programa, dentro del cual podrán emitirse las Obligaciones Negociables, será de cinco (5) años contados a partir del vencimiento del plazo original, es decir, el vencimiento del Programa opera el 30 de octubre de 2027.

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XIV. TÉRMINOS Y CONDICIONES DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES

A continuación, se detallan los términos y condiciones generales de las Obligaciones Negociables que podrán ser emitidas por la Emisora en el marco del Programa. En los Suplementos correspondientes se detallarán los términos y condiciones específicos de las Obligaciones Negociables de la clase y/o serie en cuestión, los cuales complementarán dichos términos y condiciones generales y/o determinarán su aplicabilidad con respecto a las Obligaciones Negociables de la clase y/o serie en cuestión.

Descripción

Las Obligaciones Negociables serán obligaciones negociables simples no convertibles en acciones, subordinadas o no, emitidas con garantía común, especial y/o flotante, con o sin recurso limitado, y con o sin garantía de terceros (incluyendo sin limitación sociedades afiliadas de la Compañía).

Monto Máximo

El monto máximo de las Obligaciones Negociables en circulación en cualquier momento bajo el Programa no podrá exceder un valor nominal de hasta US$3.000.000.000 (o su equivalente en otras monedas o unidades de medida o valor). A fin de determinar el monto total de las Obligaciones Negociables en circulación en la fecha de emisión de nuevas Obligaciones Negociables, se incluirá en los documentos correspondientes, en caso de que las Obligaciones Negociables en cuestión se emitan en una moneda diferente al peso, la fórmula o procedimiento a utilizar para la determinación de la equivalencia entre la moneda utilizada en la emisión en cuestión y el peso.

Monedas

Las Obligaciones Negociables podrán estar denominadas en cualquier moneda, según se especifique en los Suplementos correspondientes. Adicionalmente, podrán emitirse Obligaciones Negociables con su capital, intereses y/u otros montos adeudados bajo los mismos, pagaderos en una o más monedas distintas de la moneda en que se denominan, con el alcance permitido por las normas aplicables. Asimismo podrán estar denominadas en unidades de medida o valor, tales como unidades monetarias ajustables por índices y/o formulas, incluyendo pero no limitándose a Unidades de Vivienda actualizables por el Índice de Costo de la Construcción en el Gran Buenos Aires, en virtud de la Ley N°27.271(UVI) o en Unidades de Valor Adquisitivo, actualizables por el Coeficiente de Estabilización de Referencia, en virtud de la Ley N° 25.827 y de conformidad con lo dispuesto por el Decreto de Necesidad y Urgencia N° 146/2017 del Poder Ejecutivo Nacional (UVA), la Resolución General de la CNV N° 718/18 y/o en toda otra unidad monetaria de valor que se determine y sea autorizada por la CNV.

Precio de Emisión

Las Obligaciones Negociables podrán ser emitidas a su valor nominal, o con descuento o con prima sobre su valor nominal, según se especifique en los Suplementos correspondientes.

Clases y Series

Las Obligaciones Negociables podrán ser emitidas en distintas clases, con términos y condiciones específicos diferentes entre sí, pero las Obligaciones Negociables de una misma clase siempre tendrán los mismos términos y condiciones. Asimismo, las Obligaciones Negociables de una misma clase podrán ser emitidas en distintas series con los mismos términos y condiciones de la clase en cuestión, salvo que la fecha de emisión, el precio de emisión y la fecha de pago de intereses inicial, pueden variar. Los términos y condiciones aplicables a cada clase y/o serie serán los que se especifiquen en los Suplementos

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correspondientes.

Plazos y Formas de Amortización

Intereses

Las Obligaciones Negociables podrán devengar intereses a tasa fija o variable, con descuento de emisión, no devengar intereses, o devengar intereses de acuerdo a cualquier otro mecanismo para la fijación de intereses, según se especifique en los Suplementos correspondientes.

Montos Adicionales

A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, la Emisora realizará los pagos respecto de Obligaciones Negociables sin retención o deducción de impuestos, tasas, contribuciones y/u otras cargas gubernamentales presentes o futuras de cualquier naturaleza fijadas por Argentina, o cualquier subdivisión política de la misma o autoridad gubernamental de la misma con facultades fiscales. En caso de que las normas vigentes exijan practicar tales retenciones o deducciones, la Emisora, en el mismo momento en que efectúe la retención y/o deducción en cuestión, pagará sujeto a ciertas excepciones los montos adicionales necesarios para que los tenedores reciban el mismo monto que habrían recibido respecto de pagos bajo las Obligaciones Negociables de no haberse practicado tales retenciones o deducciones.

Forma

Las Obligaciones Negociables podrán ser emitidas en forma escritural o cartular, pudiendo, según corresponda, estar representadas por certificados globales o definitivos, de acuerdo a lo establecido por la Ley N° 24.587 de Nominatividad de los Títulos Valores Privados o de cualquier otra forma que sea permitida conforme las normas vigentes y según lo que se determine en los Suplementos correspondientes.

Denominaciones

Las Obligaciones Negociables tendrán la denominación que se especifique en los Suplementos correspondientes.

Razones para la oferta y Destino de los fondos

En los Suplementos correspondientes se especificará el destino que la Emisora dará a los fondos netos que reciba en virtud de la colocación de las Obligaciones Negociables, que será uno o más de los siguientes destinos previstos en el Artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables: (i) inversiones en activos físicos y bienes de capital situados en Argentina, (ii) adquisición de fondos de comercio situados en el país, (iii) integración de capital de trabajo en Argentina, (iv) refinanciación de pasivos, (v) integración de aportes de capital en sociedades controladas o vinculadas a la Emisora, (vi) adquisición de participaciones sociales, y/o (vii) financiamiento del giro comercial de su negocio, cuyo producido se aplique exclusivamente a los destinos antes especificados, según se haya establecido en la resolución que disponga la emisión, y dado a conocer al público inversor.

Asimismo, la Emisora podrá destinar el producido neto proveniente de la emisión de cada Serie o Clase de Obligaciones Negociables, en cumplimiento del artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables y en virtud de los lineamientos establecidos en el art. 4.5 del Anexo III - Capítulo I - Título VI de las Normas de la CNV, para financiar o refinanciar proyectos o actividades con fines verdes (“ Proyectos Verdes Elegibles ”) y/o sociales (“ Proyectos Sociales Elegibles ”) y/o sustentable (“ Proyectos Sustentables

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Elegibles ”) (y sus gastos relacionados, tales como investigación y desarrollo), según se detallará oportunamente en el Suplemento de Prospecto correspondiente (conjuntamente, los “ Proyectos Elegibles ”).

Definiciones

Bonos Verdes : son definidos como cualquier tipo de bono donde los recursos serán exclusivamente destinados para financiar, o refinanciar, ya sea en parte o totalmente, proyectos nuevos o existentes que sean elegibles como ‘proyectos verdes’. Los componentes principales son el uso de los fondos, la selección de proyectos, la administración de los fondos y la presentación de informes. Los fondos de la emisión se destinan exclusivamente a financiar actividades con beneficios ambientales, pudiendo incluir activos intangibles. Estos instrumentos contemplan beneficios ambientales como la mitigación y/o adaptación al cambio climático, la conservación de la biodiversidad, la conservación de recursos nacionales, o el control de la contaminación del aire, del agua y del suelo. Los bonos verdes también pueden tener beneficios sociales.
Bonos Sociales : son definidos como bonos cuyos recursos serán exclusivamente utilizados para financiar o refinanciar, en parte o en su totalidad, proyectos sociales elegibles, ya sea nuevos o existentes y que estén alineados con los cuatro componentes principales de los SBP (social bonds principles). Los proyectos sociales tienen como objeto abordar o mitigar un determinado problema social y/o conseguir resultados sociales positivos especial, pero no exclusivamente, para un determinado grupo de la población. Los bonos sociales también pueden tener beneficios ambientales.
Bonos sustentables : son aquellos que financian una combinación de proyectos ambientales y sociales.

Proyectos Elegibles

Selección de Proyecto

Los Proyectos Elegibles estarán alineados con los Principios de Bonos Verdes de 2018 (GBP, por sus siglas en inglés) Principios de Bonos Sociales (SBP, por sus siglas en inglés), Guía para bonos sustentables (SBG, por sus siglas en inglés) y los principios de bonos vinculados a la sostenibilidad (SLBP, por sus siglas en inglés), todos publicados por ICMA (International Capital Market Association) y los “Lineamientos para la Emisión de Valores Negociables Sociales, Verdes y Sustentables en Argentina” contenidos en el Anexo III del Capítulo I del Título VI de las Normas de CNV.

Gestión de los Fondos

Dado que los Proyectos Elegibles serán desarrollados por la Emisora, las aplicaciones de los fondos serán trazables y monitoreables en los estados financieros de la misma.

Mientras se encuentre pendiente su aplicación, los fondos podrán invertirse en instrumentos financieros líquidos de alta calidad y en otras inversiones de corto plazo.

Presentación de Informes y Reportes

La Emisora se compromete a enviar al mercado correspondiente -para su difusión- un reporte (el “ Reporte ”) que contemple información actualizada sobre el uso de los fondos provenientes de sus emisiones, en la que se indiquen el uso de los fondos (agregando una breve descripción de los Proyectos Elegibles), los montos asignados durante el período que abarque dicho informe y, en su caso, las inversiones temporales de los recursos no asignados a dicha fecha. El Reporte incluirá los beneficios ambientales logrados por los Proyectos Elegibles, conforme los Principios de ICMA (International Capital Market Association) y los “Lineamientos para la Emisión de Valores Negociables Sociales, Verdes y Sustentables en Argentina” contenidos en el Anexo III del Capítulo I del Título VI de las Normas de CNV (N.T. 2013 y mod.).

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Revisión externa independiente

A los efectos de validar las credenciales verdes de las potenciales Clases o Series de Obligaciones Negociables, de conformidad con los lineamientos del Anexo III, Capítulo I, Título VI de las Normas de la CNV, la Emisora contratará a un revisor independiente, quien contará con experiencia en finanzas y sustentabilidad y asimismo, se encargará de realizar un informe indicando su opinión respecto a la categoría verde, social o sustentable del valor negociable elegido para canalizar los Proyectos Elegibles y comprobará que los fondos percibidos por la emisión de las Obligaciones Negociables sean aplicados a los destinos descriptos en el Suplemento de Prospecto correspondiente.

Información adicional

El financiamiento obtenido será exclusivamente asignado a actividades o proyectos que califiquen como sociales, verdes o sustentables, que podrán o no estar garantizados por instituciones dedicadas exclusivamente a evaluar la transparencia de este tipo de proyectos, según se detallará en el respectivo Suplemento. Podrá asignarse o no una calificación de riesgo a dichas obligaciones negociables.

La Sociedad adoptará prácticas internacionales a fin de obtener una mayor armonización con los mercados en forma global.

Para que las obligaciones negociables sean calificadas como “Bonos Verdes”, “Bonos Sociales”, “Bonos Sustentables” o “Bonos vinculados a la sostenibilidad” conforme los principios de ICMA y los lineamientos de CNV deberán ser expresamente encuadrados de tal manera por los mercados en que se solicite autorización para la cotización y negociación, no pudiendo hacer uso de estos calificativos si no cumplen los lineamientos especificados en la normativa aludida.

Asimismo, se deja constancia de que la Sociedad también podrá emitir Obligaciones Negociables conforme otros lineamientos y/o parámetros publicados por (i) otros organismos nacionales o internacionales, tales como la ONU (Organización de las Naciones Unidas) (the Ten Principles of the UN Global Compact), OCDE (Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos) (OECD Principles of Corporate Governance), la OIT (Organización Internacional del Trabajo) (ILO Principles); o bien (ii) entidades que asignen calificaciones conforme el grado de cumplimiento con ciertos parámetros. En tales casos, la adecuación de las Obligaciones Negociables emitidas por la Sociedad a dichos lineamientos, parámetros y/o calificaciones será oportuna y debidamente informada en el respectivo Suplemento. La CNV no ha emitido juicio sobre carácter Social, Verde y/o Sustentable o el grado de adecuación a los parámetros mencionados que puedan tener las potenciales emisiones de la Emisora.

Registro, Transferencias, Gravámenes y Medidas Precautorias; Depósito Colectivo

El agente de registro de las Obligaciones Negociables será, en su caso, aquel que se especifique en los documentos correspondientes.

A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, las transferencias de Obligaciones Negociables serán, en su caso, efectuadas de acuerdo con los procedimientos aplicables del agente de registro en cuestión.

La Emisora podrá, a su solo criterio, solicitar la admisión de las Obligaciones Negociables para su compensación a través de los sistemas de Euroclear S.A./N.V., Clearstream Banking , Société Ánonime , Depositary Trust Company , y/u otro sistema de compensación similar.

A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, “tenedor” de Obligaciones

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Negociables es aquel que, en la correspondiente fecha de determinación, figura como tal en el registro que a tal fin lleve el correspondiente agente de registro o surja del sistema de depósito colectivo, según corresponda.

Reemplazo

A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, en caso de que cualquier título global o título definitivo que represente Obligaciones Negociables sea dañado y/o mutilado, o se encuentre aparentemente destruido, extraviado, hurtado o robado, la Emisora, a solicitud escrita del titular registral del título en cuestión, emitirá un nuevo título en reemplazo del mismo.

En todos los casos, el titular registral que solicite el reemplazo proveerá a la Emisora, juntamente con su solicitud, garantías e indemnizaciones aceptables para la Emisora a fin de que la Emisora y sus agentes sean exentos de toda responsabilidad en relación con el reemplazo en cuestión. Cuando el reemplazo sea de títulos dañados y/o mutilados, el titular registral en cuestión deberá entregar a la Emisora, juntamente con su solicitud, el título dañado y/o mutilado. Cuando el reemplazo sea de títulos aparentemente destruidos, extraviados, hurtados o robados, el titular registral en cuestión deberá entregar a la Emisora, juntamente con su solicitud, prueba de la aparente destrucción, extravío, hurto o robo, ajustándose a lo establecido en la Sección 4, “Deterioro, sustracción, pérdida y destrucción de títulos valores o de sus registros” del Capítulo 6, Título V, Libro Tercero – Derechos Personales, del Código Civil y Comercial de la Nación.

Los títulos emitidos en virtud de cualquier reemplazo de títulos serán obligaciones válidas de la Emisora y evidenciarán la misma deuda y tendrán derecho a los mismos beneficios que los títulos reemplazados. En todos los casos, los nuevos títulos serán entregados en las oficinas de la Emisora que se detallan en el presente Prospecto. Los gastos y costos derivados de la realización de cualquier reemplazo de Obligaciones Negociables, incluyendo el pago de las sumas suficientes para cubrir cualquier impuesto, tasa, contribución y/u otra carga gubernamental presente o futura de cualquier naturaleza, serán soportados por el titular registral que solicite el reemplazo en cuestión.

Pagos

El agente de pago de las Obligaciones Negociables será, en su caso, aquel que se especifique en los Suplementos correspondientes.

A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, todos los pagos de capital, intereses, montos adicionales y/o cualquier otro monto adeudado por la Emisora bajo las Obligaciones Negociables serán efectuados por la Emisora a través del correspondiente agente de pago o sistema de depósito colectivo, según corresponda, de acuerdo con los procedimientos aplicables del agente de pago o sistema de depósito colectivo en cuestión.

Compromisos

En los Suplementos correspondientes se incluirán los compromisos que la Emisora se obliga a cumplir respecto de las Obligaciones Negociables en circulación.

Rescate a Opción de la Sociedad y/o de los Tenedores

En caso de que así se especifique en los Suplementos correspondientes, las Obligaciones Negociables podrán ser rescatadas total o parcialmente a opción de la Sociedad y/o de los tenedores con anterioridad al vencimiento de las mismas, de conformidad con los términos y condiciones que se especifiquen en tales Suplementos. El rescate anticipado parcial se realizará respetando el principio de trato igualitario entre inversores.

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Eventos de Incumplimiento

Los Suplementos correspondientes incluirán eventos de incumplimiento en relación con las Obligaciones Negociables de la clase en cuestión.

Rango

A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, las Obligaciones Negociables serán obligaciones directas e incondicionales de la Emisora, con garantía común sobre su patrimonio y gozarán del mismo grado de privilegio que cualquier obligación no garantizada de la Sociedad. Salvo que las Obligaciones Negociables fueran subordinadas, las obligaciones de pago de la Emisora respecto de las Obligaciones Negociables, salvo lo dispuesto o lo que pudiera ser contemplado por la ley argentina, tendrán en todo momento por lo menos igual prioridad de pago que todas las demás obligaciones con garantía común y no subordinadas, presentes y futuras, de la Emisora oportunamente vigentes.

Asambleas

En los Suplementos correspondientes se especificará el mecanismo de las asambleas de tenedores de las Obligaciones Negociables.

Notificaciones

A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, todas las notificaciones a los tenedores de Obligaciones Negociables se considerarán debidamente efectuadas cuando se publiquen por un día en el Boletín Diario Electrónico de la BCBA publicado en la página web de la BCBA (www.bcba.sba.com.ar), en el boletín diario electrónico de A3 publicado en la página web de A3 (https://a3mercados.com.ar/), y en la AIF. Las notificaciones se considerarán efectuadas el día siguiente al día en que se realizó dicha publicación. El costo de cualquier publicación y/o notificación estará a cargo de la Sociedad. Sin perjuicio de ello, la Sociedad efectuará todas las publicaciones que requieran las Normas N.T. 2013 y sus mod. y las demás normas vigentes, y asimismo, en su caso, todas las publicaciones que requieran las normas vigentes de las bolsas y/o mercados autorizados del país o del exterior donde coticen y/o negocien las Obligaciones Negociables. Asimismo, podrán disponerse medios de notificación adicionales complementarios para cada clase y/o serie de Obligaciones Negociables, los cuales se especificarán en el Suplemento correspondiente.

Fiduciarios, Agentes Fiscales y Otros Agentes

Las Obligaciones Negociables podrán ser emitidas en el marco de contratos de fideicomiso y/o de contratos de agencia fiscal que oportunamente la Emisora celebre con entidades que actúen como fiduciarios y/o agentes fiscales, lo cual será especificado en los Suplementos correspondientes. Los contratos de fideicomiso regularán los derechos de los tenedores de las Obligaciones Negociables y su relación con el Emisor. Tales fiduciarios y/o agentes fiscales desempeñarán funciones solamente respecto de las clases de Obligaciones Negociables que se especifiquen en los respectivos contratos, y tendrán los derechos y obligaciones que se especifiquen en los mismos. Asimismo, la Emisora podrá designar otros agentes en relación con las Obligaciones Negociables para que desempeñen funciones solamente respecto de las clases de Obligaciones Negociables que se especifiquen en cada caso. En caso de que se designara cualquier fiduciario y/o agente fiscal, y/o cualquier otro agente, en relación con las Obligaciones Negociables de cualquier clase, la Sociedad deberá cumplir en tiempo y forma con los términos y condiciones de los respectivos contratos que celebre con tales fiduciarios, agentes fiscales y/u otros agentes.

Agentes Colocadores

Los agentes colocadores (y agentes co-colocadores, en su caso) de las Obligaciones Negociables de cada Clase y/o Serie serán aquellos que se especifiquen en los Suplementos correspondientes.

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Otras Emisiones de Obligaciones Negociables

A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, la Sociedad, sin el consentimiento de los tenedores de Obligaciones Negociables de cualquier clase y/o serie en circulación, podrá en cualquier momento emitir nuevas Obligaciones Negociables que tengan los mismos términos y condiciones que las Obligaciones Negociables de cualquier clase en circulación y que sean iguales en todo sentido, excepto por sus fechas de emisión y/o precios de emisión, de manera que tales nuevas Obligaciones Negociables sean consideradas Obligaciones Negociables de la misma clase que dichas Obligaciones Negociables en circulación y sean fungibles con las mismas. Tales nuevas Obligaciones Negociables serán de una serie distinta dentro de la clase en cuestión.

Ley Aplicable

Las Obligaciones Negociables se regirán por, y serán interpretadas de conformidad con, las leyes de Argentina y/o de cualquier otra jurisdicción que se especifique en los Suplementos correspondientes (incluyendo, sin limitación, las leyes del Estado de Nueva York); estableciéndose, sin embargo, que todas las cuestiones relativas a la autorización, firma, otorgamiento y entrega de las Obligaciones Negociables por la Sociedad, así como todas las cuestiones relativas a los requisitos legales necesarios para que las Obligaciones Negociables sean “obligaciones negociables” bajo las leyes de Argentina, se regirán por la Ley de Obligaciones Negociables, la Ley General de Sociedades y todas las demás normas vigentes argentinas.

Jurisdicción

Las Obligaciones Negociables constituirán “obligaciones negociables” conforme a la Ley de Obligaciones Negociables, y tendrán derecho a los beneficios establecidos en ella. La calificación como obligaciones negociables, la autorización, formalización y otorgamiento de las mismas por parte de la Sociedad, y la aprobación de las mismas por la CNV para su oferta pública en la Argentina, se encuentran regidas por la legislación argentina. Las demás cuestiones relacionadas a las Obligaciones Negociables podrán regirse por la legislación de otra jurisdicción conforme se establezca en cada Suplemento de Prospecto.

Toda acción contra la Sociedad en razón de las Obligaciones Negociables podrá ser interpuesta en forma no exclusiva ante los Tribunales Ordinarios en lo Comercial con asiento en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, el Tribunal Arbitral Permanente de la BCBA, en virtud del ejercicio de la facultad delegada por el BYMA a la BCBA, conforme lo dispuesto por la Resolución 17.501 de la CNV, o el que en el futuro lo reemplace, de conformidad con las disposiciones del artículo 46 de la Ley de Mercado de Capitales o cualquier otro tribunal al cual la Sociedad decida someterse con respecto a cada una de las Clases y/o Series, conforme se establezca en cada Suplemento de Prospecto, sin perjuicio del derecho de los tenedores a acudir a los tribunales judiciales competentes, a los que también podrá acudir la Sociedad en caso que el tribunal arbitral correspondiente cese en sus funciones.

Acción Ejecutiva

En el supuesto de incumplimiento por parte de la Sociedad en el pago de cualquier monto adeudado bajo las Obligaciones Negociables, los tenedores de las mismas podrán iniciar acciones ejecutivas ante tribunales competentes de la Argentina para reclamar el pago de los montos adeudados por la Sociedad.

En caso de que las Obligaciones Negociables fueran nominativas no endosables representadas por títulos globales, y los beneficiarios tengan participaciones en los mismos pero no sean los titulares registrales de las mismas, el correspondiente depositario podrá expedir certificados de tenencia a favor de tales beneficiarios a solicitud de éstos y éstos podrán iniciar con tales certificados las acciones ejecutivas mencionadas. Asimismo, en caso de que las Obligaciones Negociables fueran escriturales, el correspondiente agente de registro podrá expedir certificados de tenencia a favor de los titulares registrales en cuestión a solicitud de éstos y éstos podrán iniciar con tales certificados las acciones

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ejecutivas mencionadas.

Prescripción

Los reclamos contra la Sociedad por el pago de capital y/o intereses bajo las Obligaciones Negociables prescribirán a los cinco y dos años, respectivamente, contados desde la fecha de vencimiento del pago correspondiente.

Duración del Programa

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XV. DE LA OFERTA Y LA NEGOCIACIÓN

Plan de Distribución

En los documentos correspondientes se detallará el plan de distribución aplicable a las Obligaciones Negociables de la clase y/o serie en cuestión. Dicho plan de distribución deberá ajustarse a lo previsto en los artículos 27, 28 y concordantes del Capítulo V, Título II de las Normas N.T. 2013 y sus modificatorias. El plan de distribución podrá establecer que las Obligaciones Negociables sean integradas por los correspondientes suscriptores en efectivo y/o mediante la entrega de Obligaciones Negociables de cualquier otra clase y/o serie en circulación.

Colocación

La Sociedad podrá colocar las Obligaciones Negociables (i) por medio de suscriptores, (ii) directamente a uno o más compradores o (iii) a través de agentes. Cada Suplemento de Prospecto, contendrá los términos de la oferta de las Obligaciones Negociables, pudiendo incluir el nombre de los suscriptores o agentes, el precio de emisión de las Obligaciones Negociables, el producido neto de dicha colocación, descuentos de emisión, comisiones, compensaciones y gastos relacionados, haciendo referencia a los procedimientos previstos por el Artículo 27, Sección IV, Capítulo V del Título II y el Capítulo IV del Título VI de las Normas N.T. 2013 y sus modificatorias que se aplicarán para cada emisión en particular.

La Sociedad podrá celebrar convenios de suscripción, de colocación o cualquier otro acuerdo relacionado para la colocación inicial de las Obligaciones Negociables (los “Contratos de Colocación”), con entidades financieras u otros intermediarios autorizados conforme con las Normas N.T. 2013 y sus modificatorias y las demás regulaciones vigentes (conjuntamente, los “Colocadores”), según se determine en cada Suplemento de Prospecto. Los Colocadores asumirán la obligación de colocar las Obligaciones Negociables conforme la modalidad que se pacte en cada Contrato de Colocación. Asimismo, los Contratos de Colocación contendrán, entre otras, disposiciones sobre el precio, comisiones, la forma y condiciones bajo las cuales los Colocadores eventualmente adquirirán las Obligaciones Negociables.

Los Contratos de Colocación establecerán disposiciones relativas a la designación de colocadores adicionales ya sea en general para las Obligaciones Negociables como para una Serie específica de las mismas.

En la Argentina, las Obligaciones Negociables sólo podrán ser ofrecidas al público por la Sociedad, los Colocadores o a través de personas o entidades que se hallen autorizadas conforme a las leyes y reglamentaciones de la Argentina a ofrecer y vender obligaciones negociables directamente al público.

Calificación de Riesgo

El Programa no cuenta con calificación de riesgo. Sin perjuicio de ello, la Emisora podrá optar por calificar o no cada clase y/o serie de Obligaciones Negociables, según se establezca en el correspondiente Suplemento.

La Ley de Mercado de Capitales junto con las Normas N.T. 2013 y sus mod., establecen normas generales sobre calificaciones aplicables a emisoras que procuran ofrecer títulos de deuda en la Argentina por oferta pública autorizada por la CNV. La Ley de Mercado de Capitales dispone que las emisoras podrán solicitar a las sociedades calificadoras que califiquen sus títulos, estén o no sujetos a las normas sobre oferta pública. Sin perjuicio de ello, la CNV podrá requerir la calificación de las Obligaciones Negociables, si lo considerara necesario en base a ciertas condiciones de la emisión.

Mercados

Se solicitará la autorización de listado y de negociación de las Obligaciones Negociables a ser emitidas bajo el Programa en BYMA, a través de la BCBA, en A3 o en cualquier otro mercado autorizado de la Argentina y/o del exterior, según se especifique en los Suplementos correspondientes.

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XVI. INFORMACIÓN ADICIONAL

Capital Social

A la fecha de este Prospecto, el capital social de la Compañía 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 cuatrocientos veintidós) acciones ordinarias escriturales “A”, y 1.330.105.646 (mil trescientos treinta millones ciento cinco mil seiscientos cuarenta y seis) acciones ordinarias escriturales “B”.

Todas las acciones en circulación se encuentran totalmente integradas. Seguidamente 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%

No existen personas o grupo de personas controlantes de R&P STAK.

La evolución del capital social de los últimos dos ejercicios se encuentra reflejada en los Estados Financieros Auditados de la Compañía por los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2025 y 31 de

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diciembre de 2024.

Instrumento Constitutivo

Estatutos

Tecpetrol fue constituida el 5 de junio de 1981, por un plazo de 99 años (que expira el 19 de junio de 2080) resultando inscripta en el Registro Público de Comercio el 19 de junio de 1981 bajo el Número correlativo de IGJ 802.207 y Número de inscripción 247 del libro 94, tomo A de Sociedades Anónimas.

El estatuto y sus modificaciones fueron inscriptos en el Registro Público de Comercio a cargo de la Inspección General de Justicia de la Capital Federal al Tomo "A" de Estatutos de Sociedades Anónimas Nacionales bajo los siguientes números y fechas: Nº 247- Lo. 94, el 19 de junio de 1981; Nº1409- Lo. 98, el 25 de marzo de 1983; Nº 10312- Lo. 101, el 16 de octubre de 1985; Nº 4587- Lo. 103, el 1 de julio de 1987; Nº 537- Lo. 106, el 24 de febrero de 1989, Nº 8862- Lo. 107, el 12 de diciembre de 1989, Nº 7601Lo. 111, el 18 de agosto de 1992; Nº 12535- Lo 112, el 21 de diciembre de 1992, Nº 2660- Lo 112, el 6 de abril de 1993; Nº 12036- Lo 117, el 14 de diciembre de 1995, Nº 12632- Lo 122, el 30 de octubre de 1997; Nº 15449 Lo. 12, el 13 de octubre de 2000; Nº 10506 Lo. 28, el 14 de septiembre de 2005; Nº 19250 Lo. 37, el 16 de noviembre de 2007; Nº 4985 Lo. 44, el 23 de marzo de 2009; Nº 17349 Lo. 51, el 20 de septiembre de 2010; N° 3.041 L° 78, el 02 de marzo de 2016; N° 23.337 L° 82, el 25 de noviembre de 2016; N° 19.900 L° 86, el 28 de septiembre de 2017; N° 15.183 Lo. 90, el 14 de agosto de 2018; y N° 9288 Lo. 117, el 28 de mayo de 2024.

El estatuto vigente de la Emisora se encuentra cargado en AIF bajo ID#3208774.

Administración

Conforme se expone con mayor detalle en el Capítulo VIII, la administración de la Sociedad está a cargo de un Directorio compuesto de no menos de tres y no más de cinco miembros titulares nombrados por la Asamblea Ordinaria que podrá nombrar a uno o varios miembros suplentes. Los Directores durarán un ejercicio en sus funciones, siendo válidos sus mandatos hasta la elección de sus reemplazantes; pueden ser reelectos indefinidamente.

Asimismo, el estatuto de la Sociedad dispone la existencia de un Consejo de Vigilancia formado por no menos de tres miembros titulares que serán designados anualmente por la Asamblea Ordinaria, con las funciones asignadas para tal órgano por la Ley General de Sociedades.

El gerenciamiento de la Sociedad está a cargo de un Director General (CEO) que a la vez reviste el carácter de Presidente del Directorio de la Sociedad, a quien reporta un equipo de once funcionarios con responsabilidad específica sobre diferentes áreas de negocio (al respecto ver el punto “Funcionarios Ejecutivos” del “ Capítulo VIII. Datos Sobre Directores, Gerentes, Asesores y Miembros del Órgano de Fiscalización ”).

Las decisiones operativas son tomadas por el grupo de directivos compuesto por el Presidente y Director General, el Presidente E&P, el Presidente de Áreas Corporativas, el Director de Planeamiento y Control de Gestión y el Director Sr. de Desarrollo de Negocios, con el apoyo de los demás directores ejecutivos antes mencionado, y las decisiones de tipo estratégico, así como aquellas inherentes al órgano de administración de la Sociedad, son sometidas a aprobación del Directorio.

Contratos Importantes

En los últimos dos ejercicios no se han celebrado contratos importantes distintos de los originados en el curso ordinario de los negocios.

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Controles de cambio

Tipos de cambio

Desde 1991 hasta fines de 2001, la Ley de Convertibilidad Nº 23.928 estableció un tipo de cambio fijo de 1 peso argentino por 1 Dólar Estadounidense. El 6 de enero de 2002, la Ley de Emergencia Pública N° 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 implementó un sistema cambiario dual provisional bajo la Ley de Emergencia Pública, desde febrero de 2002 se ha permitido que el peso argentino fluctúe libremente frente a otras monedas. No obstante, el gobierno argentino mantiene la facultad de intervenir en el Mercado de Cambios mediante la compra y venta de divisas por cuenta propia, una práctica que realiza de manera regular. En 2024, el BCRA anunció una devaluación mensual del 2%, la cual se redujo a un uno por ciento (1%) a partir del 1° de febrero de 2025. A partir del 1 de enero de 2026, los límites superior e inferior de la banda de flotación del tipo de cambio se ajustarán mensualmente en función de la tasa de inflación mensual más recientemente publicada por el INDEC, correspondiente al período T-2. Véase “ Factores de riesgo—Riesgos relacionados con la Argentina— Podríamos estar expuestos a fluctuaciones del tipo de cambio ” del presente 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 (el “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 de publicación de este Prospecto, las regulaciones cambiarias han sido (i) prorrogadas indefinidamente y (ii) consolidadas en un texto ordenado, conforme la Comunicación “A” 8307, conforme fuera modificado y actualizado de tanto en tanto (el “ Régimen Cambiario ”).

Asimismo, la CNV, en línea con lo establecido en el Decreto 609, estableció diversas medidas para evitar prácticas y operaciones tendientes a eludir, mediante el uso de títulos valores y otros instrumentos, las medidas adoptadas por dicha norma.

En el siguiente cuadro se exponen los tipos de cambio 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 mayorista cotizados por el BCRA (fuente: Comunicación “A” 3500 del BCRA). El Banco de la Reserva Federal de Nueva York no informa una tasa de compra para el peso argentino.

Año finalizado el 31 de diciembre de 2021 .......................................... 2022 .......................................... 2023 .......................................... 2024 .......................................... 2025 .......................................... Mes Enero 2026 ................................		Tipos de Cambio	Tipos de Cambio
	Máximo 102,75 177,13 808,48 1.032,50 1.487,08 1.472,73	Mínimo 84,70 103,04 178,14 810,65 1.032,75 1.427,03	Promedio(1) 95,80 133,55 317,16 925,10 1.262,38 1.449,33	Cierre del período
				102,75 177,13 808,48 1.032,50 1.459,42 1.447,67

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Febrero 2026 ............................	1.451,70	1.367,23	1.409,65	1.408,96
Marzo 2026 ..............................	1.418,27	1.370,29	1.396,33	1.382,75
Abril 2026(2)	1.395,09	1.358,52	1.378,18	1.363,65

(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 los tipos de cambio de cada día durante el período (para períodos mensuales).

(2) Hasta el 15 de abril de 2026.

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

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 argentinos 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.

En el caso de que el cliente sea un Vehículo de Proyecto Único (“ VPU ”) adherido al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (el “ RIGI ”) que declaró ante el Ministerio de Economía que preveía hacer uso de los beneficios establecidos en el artículo 198 de la Ley de Bases (que establece que dichos VPU no están obligados a ingresar ni liquidar en el Mercado de Cambios las divisas obtenidas por conceptos distintos de la exportación de productos, incluyendo servicios) en materia de cobro de exportaciones de bienes y servicios, resultarán aplicables los porcentajes de ingreso y liquidación dispuestos en los puntos 14.1.1. y 14.1.2. del Régimen Cambiario, según corresponda.

Los montos cobrados en moneda extranjera por concepto de siniestros relacionados con los bienes exportados también deben ser ingresados y liquidados en pesos en el Mercado de Cambios, hasta el monto de los bienes exportados asegurados.

Los anticipos, prefinanciaciones y posfinanciaciones del exterior deberán ser ingresados y liquidados en el Mercado de Cambios dentro de los 20 (veinte) días hábiles de la fecha de cobro o desembolso en el exterior, con los requisitos y excepciones establecidos en el punto 7.1.3 del Régimen Cambiario.

Existen algunas excepciones a la obligación de liquidación a través del Mercado de Cambios, incluyendo los cobros de exportadores que se encuentren dentro del Régimen de Fomento para las Exportaciones de la Economía del Conocimiento (establecido por el Decreto N° 679/2022), en la medida en que los fondos se hubieran ingresado dentro de los plazos normativos establecidos y se cumplan las demás condiciones establecidas en el Régimen Cambiario.

El exportador debe designar a una entidad financiera para el seguimiento de cada operación 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.

Obligación de ingresar las divisas procedentes de las exportaciones de servicios

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Como regla general, 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 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 cumplido 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.

En el caso de que el cliente sea un VPU adherido al RIGI, que haya declarado ante el Ministerio de Economía, autoridad de aplicación del RIGI, que preveía hacer uso de los beneficios establecidos en el artículo 198 de la Ley de Bases, será aplicable la excepción prevista en el Punto 14.1.3. Dicho punto establece que 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 en que el servicio haya sido prestado o devengado a partir de la fecha de puesta en marcha del VPU reportada por el Ministerio de Economía al BCRA.

Determinadas situaciones detalladas en el punto 2.2.2 del Régimen Cambiario están exceptuadas de la obligación de liquidación de los cobros de exportaciones de servicios, siempre que se ingresen en los plazos previstos.

Enajenación de activos no financieros no producidos.

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.

Títulos de deuda suscriptos en el exterior y endeudamientos financieros con el exterior

Los títulos de deuda con registro público en el exterior, otros endeudamientos de carácter financiero con el exterior y los títulos de deuda con registro público en el país denominados en moneda extranjera íntegramente suscriptos en el exterior (todos ellos, “Endeudamientos Financieros con el Exterior”), desembolsados a partir del 1 de septiembre de 2019, deberán ser ingresados y liquidados en el Mercado de Cambios como requisito para el posterior acceso al mismo a los efectos de atender sus servicios de capital e intereses. En consecuencia, aunque la liquidación del producto de dichas operaciones no es obligatoria, el hecho de no liquidarlo impedirá el acceso futuro al Mercado de Cambios a efectos de reembolso.

Asimismo, y como condiciones adicionales a dicho acceso al Mercado de Cambios, la operación debe haber sido declarada en el Relevamiento de Activos y Pasivos Externos, y el acceso al Mercado de Cambios 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.

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.

(iii) 18 (dieciocho) meses si el título fue emitido a partir del 16 de mayo de 2025.

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El acceso al Mercado de Cambios para realizar dichos pagos con más de 3 (tres) días de antelación a la fecha de vencimiento se encuentra, por regla general, sujeto a la autorización previa del BCRA. Los siguientes supuestos de precancelación 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: (i) precancelación de capital e intereses con la liquidación de fondos ingresados desde el exterior por la emisión de un nuevo título de deuda que califique como Endeudamiento Financiero con el Exterior; (ii) precancelación de capital e intereses con la liquidación simultánea de otros Endeudamientos Financieros con el Exterior; (iii) precancelación de intereses en el marco de un proceso de canje de títulos de deuda que califiquen como Endeudamientos Financieros con el Exterior; (iv) precancelación de capital e intereses en forma simultánea con la liquidación de un nuevo Endeudamiento Financiero con el Exterior otorgado por una entidad financiera local a partir de una línea de crédito del exterior; y (v) precancelación de capital e intereses por parte de un VPU adherido al RIGI.

Asimismo, 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 de Endeudamientos Financieros con el Exterior con partes vinculadas. Ciertas excepciones específicas resultan aplicables, y se encuentran incluidas en el punto 3.5.6. del Régimen Cambiario. Ver “- Pagos en virtud de deudas con contrapartes vinculadas”.

Por otra parte, y en el marco de lo dispuesto en 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 Endeudamientos Financieros con el Exterior 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 del Régimen Cambiario para la compra de moneda extranjera antes del plazo admitido por la normativa en las siguientes condiciones:

(i) los fondos adquiridos sean depositados en cuentas en moneda extranjera de su titularidad abiertas en entidades financieras locales;
(ii) 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
(iii) el acceso del cliente encuadra dentro de 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 para los egresos por el 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 individuo local 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 títulos de deuda suscriptos en el exterior y endeudamientos financieros con el exterior; pagos de intereses de deudas para la importación de bienes y servicios, entre otros) sin requerir conformidad previa del BCRA. En tal sentido, la empresa o individuo local 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 US$100.000. Sin perjuicio de lo cual, mediante la Comunicación “A” 8137, el BCRA estableció que las entidades

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podrán aceptar una declaración jurada del cliente en la que deje constancia de que sus tenencias en exceso al monto antes contemplado corresponden a fondos depositados en cuentas bancarias en el exterior a su nombre que se originaron en los últimos 180 días corridos por desembolsos en el exterior de endeudamientos financieros recibidos a partir del 29 de noviembre de 2024. El cliente podrá presentar una declaración jurada cuando el monto de los fondos depositados no supere el equivalente a pagar por capital e intereses en los próximos 365 días corridos. 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. del Régimen Cambiario o de fondos constituidos como garantía de operaciones con derivados concertadas en el exterior.

En el caso de que el cliente tuviera activos externos líquidos disponibles y/o CEDEARs por un monto superior al establecido en el párrafo precedente, la entidad también podrá aceptar una declaración jurada del cliente en la que deje constancia que no se excede tal monto al considerar que, parcial o totalmente, los activos externos líquidos:

(i) fueron utilizados durante esa jornada para realizar pagos que hubieran tenido acceso al Mercado de Cambios;
(ii) fueron transferidos a favor del cliente a una cuenta de corresponsalía de una entidad local autorizada a operar en cambios;
(iii) son fondos depositados en cuentas bancarias en el exterior a su nombre que se originan en cobros de exportaciones de bienes y/o servicios o anticipos, prefinanciaciones o posfinanciaciones de exportaciones de bienes otorgados por no residentes, o en la enajenación de activos no financieros no producidos para los cuales no ha transcurrido el plazo de 20 (veinte) días hábiles desde su percepción;
(iv) son fondos depositados en cuentas bancarias en el exterior a su nombre originados en Endeudamientos Financieros con el Exterior y su monto no supera el equivalente a pagar por capital e intereses en los próximos 365 (trescientos sesenta y cinco) días corridos.
(v) son fondos depositados en cuentas bancarias del exterior a su nombre originados en los últimos 180 (ciento ochenta) días corridos por desembolsos en el exterior recibidos a partir del 29 de noviembre de 2024 de Endeudamientos Financieros con el Exterior.
(vi) son fondos depositados en cuentas bancarias del exterior a su nombre originados en las ventas de títulos valores con liquidación en moneda extranjera contempladas en el punto 3.16.3.6.iii) del Régimen Cambiario.
(vii) son fondos depositados en cuentas bancarias en el exterior a su nombre originados en emisiones de títulos de deuda concretadas en los 120 (ciento veinte) días corridos previos y susceptibles de ser encuadradas en lo previsto en los puntos 7.11.1.5. y 7.11.1.6 del Régimen Cambiario.
2) Se comprometa a liquidar en el Mercado de Cambios, dentro de los 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.
3) En el caso de que el cliente no sea una persona humana residente, debe dejar constancia de 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;

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(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.
4) En el caso de que el cliente no sea una persona humana residente, debe comprometerse a no concertar ninguna de las transacciones descriptas en el apartado (c) precedente a partir del momento en que solicita el acceso al Mercado de Cambios y durante los 90 (noventa) días corridos subsiguientes, de manera directa o indirecta o por cuenta y orden de terceros.

El punto 3.16.3.6. del Régimen Cambiario estipula las distintas transacciones que no deberán tenerse en cuenta en las declaraciones juradas elaboradas para dar cumplimiento a los puntos (c) y (d).

5) El Punto 3.16.3 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 una declaración jurada en la que conste:
(i) 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 del BCRA 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”.
(ii) que en el día en que solicita el acceso al Mercado de Cambios 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.
(iii) Lo indicado en los puntos (i) y (ii) precedentes podrá ser considerado cumplido, en el caso de que el cliente que pretende acceder haya presentado:
a. una declaración jurada dejando constancia de que en el plazo previsto en el punto (e)(ii), salvo por aquellos directamente asociados a operaciones habituales en el marco del desarrollo de su actividad, 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;
b. una declaración jurada rubricada por cada persona humana o jurídica detallada en el punto (e)(i) a la cual el cliente le haya entregado fondos en los términos previstos en el punto (e)(ii), dejando constancia de lo requerido en los puntos (c), (d) y (e)(ii);
c. una declaración jurada rubricada por cada persona humana o jurídica detallada en el punto

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(e)(i), en la cual deje constancia de que: (x) cumple lo requerido en los puntos (c) y (d), o bien, (y) que en el plazo previsto en el punto (e)(ii), salvo por aquellos directamente asociados a operaciones habituales entre residentes de adquisición de bienes y/o servicios, 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- que hayan provenido del cliente o de alguna persona detallada en el punto (e)(i) a la cual el cliente le haya entregado fondos en los términos previstos en el punto (e)(ii).

Los clientes que hayan adquirido bonos BOPREAL en una suscripción primaria en el marco de lo dispuesto en “ Operaciones con bonos BOPREAL ” no deberán tener en cuenta a los efectos de la confección de las declaraciones juradas previstas en los puntos (c) y (d) precedentes las ventas con liquidación en moneda extranjera en el país o en el exterior de los bonos BOPREAL o las transferencias de estos bonos a depositarios en el exterior, cuando sean realizados por hasta el monto adquirido en la suscripción primaria. Tampoco deberán tener en cuenta en las declaraciones juradas indicadas, las ventas de títulos valores con liquidación en moneda extranjera en el exterior o las transferencias de títulos valores a depositarios en el exterior, cuando el valor de mercado de estas operaciones no supere a la diferencia entre el valor obtenido por la venta con liquidación en moneda extranjera en el exterior de bonos BOPREAL adquiridos en una suscripción primaria por deudas de importaciones de bienes y servicios elegibles de conformidad con lo dispuesto en “ Operaciones con bonos BOPREAL ” y su valor nominal, si el primero resultase menor.

El Punto 3.16.1 del Régimen Cambiario establece que las entidades deberán contar con 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 aplicable para el acceso al Mercado de Cambios 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 de compra.

De conformidad con el Punto 3.13.4 del Régimen Cambiario, las entidades deberán verificar previamente a dar curso a operaciones de egresos de fondos al exterior si el cliente está incluido en el listado de CUITs con operaciones inconsistentes en el sistema online implementado por el BCRA a tal efecto y, en caso afirmativo, deberá reforzar las medidas de control para determinar la razonabilidad y genuinidad de las operaciones. Las entidades conservarán la copia de las tareas realizadas en el legajo del cliente. Ante la detección de inconsistencias en la documentación presentada por un cliente que pretende cursar una operación, las entidades deberán abstenerse de cursar la operación e incorporar los datos de identificación del cliente en el sistema online. En todos los casos en que se detectaren indicios de un fraude cambiario, las entidades deberán instrumentar las correspondientes denuncias ante el BCRA en los términos de la Ley de Régimen Penal Cambiario.

Por último, el Punto 3.16.5 del Régimen Cambiario establece que si el cliente fuese un VPU adherido al RIGI que haya declarado ante el Ministerio de Economía que preveía hacer uso de los beneficios establecidos en el artículo 198 de la Ley de Bases en materia de cobro de exportaciones de bienes y servicios, deberá darse cumplimiento al requisito complementario previsto en el punto 14.4 del Régimen Cambiario.

Pagos de 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.

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.

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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.

En cuanto al acceso al Mercado de Cambios para el pago de importaciones de bienes, rigen las siguientes disposiciones:

I. Pagos de importaciones de bienes con registro de Ingreso Aduanero a partir del 13 de diciembre de 2023.

Las entidades podrán dar acceso al Mercado de Cambios 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 y se verifiquen los restantes requisitos normativos aplicables.

Las entidades también podrán dar acceso al Mercado de Cambios para cursar pagos con registro de ingreso aduanero pendiente por operaciones no comprendidas en el punto 10.6.6. del Régimen Cambiario cuando, en adición a los restantes requisitos aplicables, el pago encuadre en las situaciones previstas en el punto 10.10.2 del Régimen Cambiario.

1.3. El acceso al Mercado de Cambios para realizar pagos con registro aduanero pendiente requerirá la conformidad previa del BCRA excepto cuando, adicionalmente a los restantes requisitos aplicables, el pago encuadre en las situaciones previstas en el punto 10.10.2 del Régimen Cambiario.

II. 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 requerirá la conformidad previa del BCRA excepto cuando, adicionalmente a los restantes requisitos aplicables, sean operaciones financiadas por entidades financieras o agencias oficiales de crédito u organismos internacionales; cuando el pago se efectúe mediante una operación de canje y/o arbitraje utilizando fondos depositados en una cuenta local provenientes del cobro de capital e intereses en moneda extranjera de BOPREAL; entre otras situaciones detalladas en el punto 10.11 del Régimen Cambiario.

Pago de servicios prestados por no residentes

En virtud del Punto 3.2 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 cuenten con documentación que permita avalar la existencia del servicio.

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”.

En cuanto al acceso al Mercado de Cambios para el pago de importaciones de servicios rigen las siguientes disposiciones:

Pagos de servicios que fueron o serán prestados o devengados a partir del 13 de diciembre de 2023:

Las entidades podrán dar acceso al Mercado de Cambios sin necesidad de contar con la conformidad previa del BCRA para cursar pagos de servicios prestados o que vayan a prestarse al 13 de diciembre de 2023 por no residentes, en la medida que se verifiquen los restantes requisitos normativos aplicables, cuando:

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

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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. S36. 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.

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

iii) 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.

iv) 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. En caso de tratarse de fletes de una operación de importación encuadrada en lo previsto en el punto 10.10.2.1., el pago podrá realizarse a partir del embarque de los bienes en origen.

v) 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 de abril de 2025 y se concreta una vez transcurrido un plazo de 90 (noventa) días corridos desde la fecha de prestación o devengamiento del servicio.

vi) el pago corresponde a un servicio no comprendido en los Puntos 13.2.1. a 13.2.5. del Régimen Cambiario prestado por una contraparte no vinculada al residente y 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.

vii) el pago corresponde a un servicio no comprendido en los Puntos 13.2.1. a 13.2.5. del Régimen Cambiario prestado por una contraparte vinculada al residente y se concreta:

(a) una vez transcurrido un plazo de 90 (noventa) días corridos desde la fecha de prestación o devengamiento del servicio si esa fecha tuvo lugar a partir del 14 de abril de 2025.
(b) una vez transcurrido un plazo de 180 (ciento ochenta) días corridos desde la fecha de prestación o devengamiento del servicio si esa fecha es previa al 14 de abril de 2025.

Pagos de servicios que fueron o serán prestados o devengados a partir del 13/12/23 con anterioridad a lo previsto en los puntos 13.2.3. a 13.2.7 del Régimen Cambiario

Será admisible el acceso al Mercado de Cambios para pagos por servicios de no residentes prestados y/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. del Régimen Cambiario, cuando, además de los demás requisitos aplicables, se verifiquen las siguientes situaciones.

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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 sean compatibles con los previstos en el punto 13.2. del Régimen Cambiario.

Si la concesión de la financiación es anterior a la fecha de prestación o devengo del servicio, los plazos previstos en el punto 13.2 del Régimen Cambiario se computarán a partir de la fecha estimada de prestación o devengo más 15 (quince) días corridos.

En caso de tratarse de una operación del concepto "S30. Servicios de fletes por operaciones de importaciones de bienes" que encuadra en lo previsto en el punto 10.10.2.1. del Régimen Cambiario, deberá financiarse hasta la fecha estimada de embarque de los bienes en origen más un plazo adicional de 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. del Régimen Cambiario 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 adelantos 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.
3) Que el cliente acceda al Mercado de Cambios simultáneamente con la liquidación de fondos originados en un Endeudamiento Financiero con el Exterior, 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 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 de 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

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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.

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

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 requisitos establecidos en el punto 13.5. del Régimen Cambiario.

Pagos de títulos de deuda suscriptos en el exterior y Endeudamientos Financieros con el Exterior

Tal y como se ha comentado anteriormente, para que los deudores residentes puedan acceder al Mercado de Cambios para realizar pagos de capital o intereses de Endeudamientos Financieros con el Exterior, es necesario que se haya ingresado y liquidado a través del Mercado de Cambios un monto equivalente al valor nominal del Endeudamiento Financiero con el Exterior y que la operación haya sido declarada en el Relevamiento de Activos y Pasivos Externos. Véase “- Títulos de deuda suscriptos en el exterior y endeudamientos financieros con el exterior”.

Este requisito de ingreso y liquidación se considerará cumplido en los siguientes casos:

(1) Los endeudamientos desembolsados antes del 1 de septiembre de 2019.
(2) Los endeudamientos originados a partir del 1 de septiembre de 2019 que no generen desembolsos por ser refinanciaciones de capital y/o intereses de deudas financieras con el exterior que hubieran tenido acceso en virtud de la normativa aplicable, en la medida que las refinanciaciones no anticipen el vencimiento de la deuda original.
(3) Por el monto de los gastos de otorgamiento y/o emisión que resulten aplicables y otros gastos debitados en el exterior por las operaciones bancarias involucradas.
(4) Por la diferencia entre el valor efectivo y el valor nominal en emisiones de títulos de deuda con registro público colocados bajo la par.
(5) Por la porción que corresponda a una capitalización de intereses prevista en el contrato de endeudamiento.
(6) Por la porción de los nuevos títulos de deuda que sean entregados por un residente a sus acreedores como prima de participación, recompra, rescate anticipado o similar en el marco de una operación de canje, recompra y/o rescate anticipado de Endeudamientos Financieros con el Exterior, en la medida que:

(i) el valor nominal de los nuevos títulos entregados, en concepto de prima de participación, recompra o rescate anticipado o similar, no supere el equivalente al 5% (cinco por ciento) del valor de capital de la deuda efectivamente canjeada o recomprada; y

(ii) los nuevos títulos de deuda contemplen como mínimo 1 (un) año de gracia para el pago de capital e impliquen una extensión mínima de 2 (dos) años respecto de la vida promedio del capital remanente de la deuda canjeada o recomprada.

(7) Por 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

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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.

(8) Por la porción suscripta con moneda extranjera en el país de emisiones de títulos de deuda con registro público en el exterior realizadas a partir del 5 de febrero de 2021, en la medida que se cumplan la totalidad de las condiciones detalladas en el Régimen Cambiario.
(9) Por los endeudamientos con el exterior originados a partir del 1 de septiembre de 2019 en una refinanciación del capital y/o intereses de deudas comerciales con el acreedor del exterior, en la medida que la nueva deuda financiera no anticipe vencimientos respecto de la deuda comercial refinanciada ni implique la realización de pagos antes de la fecha en que el cliente hubiera podido acceder por la deuda comercial en virtud de la normativa aplicable.
(10) Los Endeudamientos Financieros con el Exterior que encuadren en los puntos 7.11.1.3. y 7.11.1.5. del Régimen Cambiario en la medida que se demuestre el registro de ingreso aduanero de bienes por un valor equivalente a la financiación recibida. También se podrá computar el valor de los fletes que conste en la documentación de transporte asociada al registro de ingreso aduanero de los bienes, en la medida que los fondos de las operaciones contempladas en los puntos mencionados hayan sido destinados al pago en forma directa al proveedor de servicios de fletes de importaciones no incluidos en su condición de compra pactada.
(11) Los Endeudamientos Financieros con el Exterior que hayan sido encuadrados en el punto 7.10.2.2.ii) del Régimen Cambiario en la medida que se demuestre el registro de ingreso aduanero de bienes por un valor equivalente a la financiación recibida.
(12) Por la porción de las emisiones de títulos de deuda con registro público realizadas entre el 9 de octubre de 2020 y el 31 de diciembre de 2023 con una vida promedio no inferior a 2 (dos) años que fueron entregadas a acreedores de endeudamientos financieros con el exterior y/o títulos de deuda con registro público denominados en moneda extranjera con vencimientos entre el 15 de octubre de 2020 y el 31 de diciembre de 2023, como parte del plan de refinanciación oportunamente requerido en el punto 7 de la Comunicación A 7106 y concordantes (disposiciones receptadas en el punto 3.17. del Anexo de la Comunicación A 7914), en base a los parámetros determinados en el Régimen Cambiario.

El punto 3.5.4 del Régimen Cambiario establece que, en tanto continúe vigente el requisito de obtener conformidad previa para acceder al Mercado de Cambios para pagar, al vencimiento, el capital e intereses de Endeudamientos Financieros con el Exterior, dicho requisito no será aplicable cuando 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 20202024” establecido en el artículo 2° del Decreto N° 892/20 (“ Plan GasAr ”);
(b) los fondos hayan sido ingresados y liquidados a través del Mercado de Cambios a partir del 16 de noviembre de 2020; y
(c) el endeudamiento tenga una vida promedio no inferior a los 2 (dos) años.

Pagos en virtud de deudas con contrapartes vinculadas

Se requiere la conformidad previa del BCRA para acceder al Mercado de Cambios para la cancelación de capital e intereses de Endeudamientos Financieros con el Exterior cuando el acreedor sea una contraparte relacionada con el deudor residente, de acuerdo con el punto 3.5.6 del Régimen Cambiario. Asimismo, las

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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 6 (seis) meses y los fondos hayan sido ingresados y liquidados por el Mercado de Cambios a partir del 21 de abril de 2025;
(iii) 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 2 de octubre de 2020 y el 20 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 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 con el Exterior en el marco de lo previsto en el punto 14.2.1 del Régimen Cambiario.
(vi) se trate de un pago de intereses que se concreta simultáneamente con la liquidación por el importe al menos equivalente de:

(A) nuevos Endeudamientos Financieros con el Exterior con una vida promedio no inferior a 2 (dos) años y que contemplen como mínimo 1 (un) año de gracia para el pago de capital, en ambos casos contados desde la fecha en que se concreta el acceso al Mercado de Cambios.

(B) nuevos aportes de inversión directa de no residentes.

Los endeudamientos financieros y/o los aportes de inversión extranjera directa, que no podrán ser computados a los efectos de otros mecanismos considerados en el Régimen Cambiario, podrán ser ingresados y liquidados por el deudor que cancela los intereses o por otra empresa residente perteneciente a su grupo económico.

(vii)el cliente cuente 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.
(viii) se trate de un Endeudamiento Financiero con el Exterior 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.
(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 del Régimen Cambiario 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 los 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 a partir de la emisión de una "Certificación de ingreso de nuevo endeudamiento financiero con el exterior"

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en el marco del punto 1. de la Comunicación A 7348 y concordantes (disposiciones receptadas oportunamente en el punto 3.19. del Anexo de la Comunicación A 7914).

(xi) se trate de un Endeudamiento Financiero con el Exterior con una vida promedio no inferior a los 2 (dos) años originado 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 y concordantes (disposiciones receptadas oportunamente en el punto 3.20. del Anexo de la Comunicación A 7914).

Pagos de títulos de deuda u otros valores representativos de deuda denominados y pagaderos en moneda extranjera en el país

De acuerdo con el Punto 2.5 del Régimen Cambiario, las emisiones de residentes de títulos de deuda con registro público en el país que no constituyan Endeudamientos Financieros con el Exterior y/o de pagarés con oferta pública emitidos en el marco de la Resolución General N° 1003/24 de la CNV y concordantes y/o de valores de deuda fiduciaria de fiduciarios de fideicomisos fiduciarios con oferta pública concretadas con las disposiciones de la CNV en la materia, denominados y suscriptos en moneda extranjera, deberán ser liquidadas en el Mercado de Cambios como requisito para el posterior acceso a éste a los efectos de atender sus servicios de capital y/o intereses con moneda extranjera en el país en el marco de lo dispuesto en esta sección.

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 en el país a partir de su vencimiento de capital e intereses de:

(i) Financiaciones en moneda extranjera concedidas 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 (1) del párrafo siguiente y que conlleven un incremento de la vida promedio de las obligaciones.
(iii) Las emisiones realizadas a partir del 29 de noviembre de 2019 de títulos de deuda con registro público en el país que no califican como Endeudamiento Financiero con el Exterior, que estén denominadas y suscriptas en moneda extranjera y cuyos servicios de capital e intereses sean pagaderos en moneda extranjera, en la medida que la totalidad de los fondos obtenidos hayan sido liquidados en el 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 transcurridos, como mínimo, 12 (doce) meses desde su fecha de emisión.

(iv) Pagarés con oferta pública emitidos en el marco de la Resolución General 1003/24 de la CNV 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,

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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 ítems (iii) a (v) 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.

Las emisiones de títulos valores que cumplen las condiciones previstas los ítems (iii) a (v) para el acceso al Mercado de Cambios quedarán habilitadas a cancelar sus servicios de capital e intereses a partir de su vencimiento mediante la aplicación en el país de cobros de exportaciones de bienes y servicios, en la medida que se cumplan los requisitos previstos en el punto 7.9 del Régimen Cambiario.

Las entidades también podrán dar acceso al Mercado de Cambios para la cancelación a partir de su vencimiento de:

(1) Obligaciones en moneda extranjera entre residentes instrumentadas mediante registros o escrituras públicos al 30 de agosto de 2019.
(2) Financiaciones en moneda extranjera otorgadas por entidades financieras locales pendientes al 30 de agosto de 2019.

El acceso al Mercado de Cambios con anterioridad al vencimiento requerirá la conformidad previa del BCRA, excepto que la operación encuadre en alguna de las siguientes situaciones y se cumplan todas las condiciones establecidas en cada caso:

(i) Cuando la deuda se origina en financiaciones en moneda extranjera otorgadas por entidades financieras locales por los consumos en moneda extranjera efectuados mediante tarjetas de crédito o de compra.
(ii) En el caso de otras financiaciones en moneda extranjera de entidades financieras locales, excepto la cancelación de giros en descubierto en cuentas corrientes en Dólares Estadounidenses, canceladas en forma simultánea con la liquidación de fondos desde el exterior por nuevos endeudamientos:
a. La precancelación sea efectuada de manera simultánea con los fondos liquidados de un nuevo Endeudamiento Financiero con el Exterior y/o una nueva prefinanciación de exportaciones del exterior;
b. la vida promedio del nuevo endeudamiento sea mayor a la vida promedio remanente de la deuda que se precancela;
c. el monto acumulado de los vencimientos de capital del nuevo endeudamiento en ningún momento, hasta la fecha de vencimiento de la deuda que se cancela, podrá superar el monto que hubieran acumulado los vencimientos de capital de la financiación a precancelar; y
d. en caso de que el nuevo endeudamiento sea una prefinanciación de exportaciones del exterior, la entidad deberá contar con una declaración jurada del cliente dejando constancia de que será necesaria la conformidad previa del BCRA para la aplicación de divisas de cobros de exportaciones a la cancelación del capital con anterioridad a los vencimientos computados a los efectos del cumplimiento de las condiciones indicadas.

Si la financiación precancelada por el cliente hubiese sido otorgada a partir de una línea de crédito del exterior, la entidad financiera podrá a su vez precancelar el capital y los intereses devengados de la línea de crédito por la parte proporcional a la deuda cobrada anticipadamente.

(iii) En el caso de precancelación de intereses en el marco de un proceso de canje de títulos de deuda:

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a. La precancelación de intereses se concreta en el marco de un proceso de canje de títulos de deuda emitidos por el cliente, en el cual se entrega al acreedor un nuevo título con registro público en el país que no califica como Endeudamiento Financiero con el Exterior.
b. el monto abonado antes del vencimiento corresponde a los intereses devengados a la fecha de cierre del canje;
c. la vida promedio de los nuevos títulos de deuda es mayor a la vida promedio remanente del título canjeado; y
d. el monto acumulado de los vencimientos de capital de los nuevos títulos en ningún momento, hasta la fecha de vencimiento de la deuda que se cancela, podrá superar el monto que hubieran acumulado los vencimientos de capital del título canjeado.
(iv) En el caso de precancelación de capital e intereses de un título de deuda comprendido en esta sección con la liquidación de fondos ingresados desde el exterior por la emisión de un nuevo título de deuda que califica como Endeudamiento Financiero con el Exterior:
a. la precancelación de capital sea efectuada de manera simultánea con la liquidación de los fondos ingresados desde el exterior por la emisión de un nuevo título de deuda comprendido que califica como Endeudamiento Financiero con el Exterior emitido en el marco de una operación de refinanciación, recompra y/o rescate anticipado del título de deuda.
i. el nuevo título de deuda contempla un (1) año de gracia para el pago de capital y su vida promedio es al menos 2 (dos) años mayor a la vida promedio remanente del título de deuda que se precancela; y
ii. el monto acumulado de los vencimientos de capital del nuevo endeudamiento en ningún momento podrá superar, hasta la fecha de vencimiento de la deuda que se cancela, el monto que hubieran acumulado los vencimientos de capital de la deuda que se cancela.
b. la precancelación de intereses corresponde a los intereses devengados por la deuda refinanciada hasta la fecha de cierre de la operación de recompra y/o rescate, sin necesidad de que exista una liquidación de fondos por el monto equivalente.

Adicionalmente, la entidad podrá darle acceso al Mercado de Cambios al cliente para:

a. pagar en concepto de prima de recompra, de rescate anticipado o similar hasta el equivalente del 5% (cinco por ciento) del monto del capital del título de deuda recomprado y/o rescatado, en la medida que el pago se concrete de manera simultánea con una liquidación de fondos ingresados desde el exterior por el nuevo título de deuda que exceda al monto de capital que se precancela, como mínimo, por un monto equivalente al monto de la prima abonada.
b. pagar a la fecha de cierre de la operación de recompra y/o rescate, sin necesidad de que exista una liquidación de fondos por el monto equivalente, los gastos de emisión u otros servicios prestados por no residentes en el marco de la emisión de los nuevos títulos de deuda emitidos y/o la operación de recompra y/o rescate.
(v) En el caso de precancelación de capital e intereses de un título de deuda comprendido en esta sección en forma simultánea con la liquidación de otros Endeudamientos Financieros con el Exterior:
a. La precancelación de capital e intereses sea efectuada de manera simultánea con los fondos liquidados de un nuevo Endeudamiento Financiero con el Exterior; y
b. La vida promedio del nuevo endeudamiento sea mayor a la vida promedio remanente del título de deuda que se precancela; y
c. El monto acumulado de los vencimientos de capital del nuevo endeudamiento en ningún momento, hasta la fecha de vencimiento de la deuda que se cancela, podrá superar el monto que hubieran acumulado los vencimientos de capital del título de deuda que se cancela.

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(vi) En el caso de precancelación de capital e intereses de un título valor comprendido en esta sección o una financiación en moneda extranjera de una entidad financiera local que no hubiese sido otorgada a partir de una línea de crédito del exterior en forma simultánea con la liquidación de un nuevo título valor comprendido en esta sección.
a. La precancelación de capital e intereses devengados de un título valor comprendido en esta sección o una financiación en moneda extranjera de una entidad financiera local que no hubiese sido otorgada a partir de una línea de crédito del exterior sea efectuada de manera simultánea con los fondos liquidados por la emisión de un nuevo título valor comprendido en esta sección;
b. la vida promedio del nuevo título sea mayor a la vida promedio remanente de la deuda que se precancela;
c. el monto acumulado de los vencimientos de capital del nuevo título en ningún momento, hasta la fecha de vencimiento de la deuda que se cancela, podrá superar el monto que hubieran acumulado los vencimientos de capital de la deuda que se cancela.
(vii) El cliente es un VPU adherido al RIGI que precancela capital o intereses devengados por deudas comprendidas en esta sección en el marco de lo previsto en el punto 14.2.1 del Régimen Cambiario.
(viii) En el caso de capital e intereses devengados de un título valor comprendido en esta sección o una financiación en moneda extranjera de una entidad financiera local que no hubiese sido otorgada a partir de una línea de crédito del exterior en forma simultánea con la liquidación de una nueva financiación en moneda extranjera de una entidad financiera local.
a. la precancelación de capital e intereses de un título valor comprendido en esta sección o una financiación en moneda extranjera de una entidad financiera local que no hubiese sido otorgada a partir de una línea de crédito del exterior sea efectuada de manera simultánea con los fondos liquidados por una nueva financiación en moneda extranjera otorgada por una entidad financiera local.

En caso de que se cancele una financiación en moneda extranjera de una entidad local, lo previsto en el párrafo precedente se considerará cumplido cuando se cuente con una certificación emitida por la entidad que otorgó el nuevo financiamiento respecto a la liquidación del monto requerido en las 48 (cuarenta y ocho) horas hábiles previas.

b. la vida promedio de la nueva deuda sea mayor a la vida promedio remanente de la deuda que se precancela.
c. el monto acumulado de los vencimientos de capital de la nueva deuda en ningún momento, hasta la fecha de vencimiento de la deuda que se cancela, podrá superar el monto que hubieran acumulado los vencimientos de capital de la deuda que se cancela.

Operaciones con bonos BOPREAL

Los BOPREAL son títulos emitidos por el BCRA para su suscripción en una colocación primaria, con los siguientes destinos: (i) por importadores de bienes, hasta el monto de la deuda pendiente por importaciones de bienes con registro de ingreso aduanero efectuado con anterioridad al 12 de diciembre de 2023; (ii) por importadores de servicios, hasta el monto de la deuda pendiente por importaciones de servicios cuyo cumplimiento o devengamiento por parte del prestador no residente hubiera ocurrido con anterioridad al 12 de diciembre de 2023; (iii) para el pago de utilidades y dividendos adeudados a no residentes, a partir de la fecha en que su distribución hubiere sido aprobada por la asamblea de accionistas; (iv) por deudores de capital e intereses vencidos con contrapartes vinculadas sujetos a la conformidad previa del BCRA prevista en los puntos 3.3.3. y 3.5.6 del Régimen Cambiario.

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a) Para importadores de bienes:

Los importadores de bienes podrán suscribir 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. La entidad que concrete la oferta de suscripción en nombre del cliente deberá contar con las respectivas certificaciones sobre el monto pendiente de pago emitidas por la/s entidad/es encargada/s del seguimiento de las oficializaciones involucradas en el SEPAIMPO, para verificar que la totalidad de las siguientes condiciones se encuentran cumplidas:

(A) la obligación califica como una deuda por importaciones de bienes según lo indicado en el punto 10.2.4. del Régimen Cambiario.
(B) la operación se encuentra declarada, en caso de corresponder, en la última presentación vencida del "Relevamiento de activos y pasivos externos".
(C) se cumplen las condiciones previstas en el punto 10.3.2.1. del Régimen Cambiario para el acceso al Mercado de Cambios excepto aquella prevista en el inciso viii).
(D) el cliente cumple los requisitos complementarios previstos en los puntos 3.16.1. a 3.16.4 del Régimen Cambiario. El punto 3.16.3. sólo será aplicable para clientes que no sean personas humanas residentes.
(E) se cuenta con una declaración jurada del cliente en la que deja constancia que la deuda por la cual solicita la suscripción se encuentra pendiente de pago.

En determinados casos, la entidad que concrete la oferta de suscripción en nombre del cliente deberá contar con una declaración jurada del cliente en la que deja constancia de que no ha solicitado la utilización de este mecanismo en otra entidad por esa deuda.

b) Para importadores de servicios:

Los importadores de servicios podrán suscribir BOPREAL por hasta el monto de la deuda pendiente de pago por sus importaciones de servicios en las que la prestación o devengamiento del servicio por parte del no residente haya tenido lugar hasta el 12 de diciembre de 2023. La entidad que concrete la oferta de suscripción en nombre del cliente deberá contar con la documentación que permita avalar la existencia del servicio, el monto adeudado a la fecha de suscripción y verificar que la totalidad de las siguientes condiciones se encuentran cumplidas:

(i) la obligación califica como una deuda por importaciones de servicios según lo indicado en el segundo párrafo del punto 13.1.2. del Régimen Cambiario.
(ii) la operación se encuentra declarada, en caso de corresponder, en la última presentación vencida del "Relevamiento de activos y pasivos externos".
(iii) el cliente cumple los requisitos complementarios previstos en los puntos 3.16.1. a 3.16.4 del Régimen Cambiario. El punto 3.16.3. sólo será aplicable para clientes que no sean personas humanas residentes.
(iv) cuenta con una declaración jurada del cliente en la que deja constancia de que la deuda por la cual solicita la suscripción se encuentra pendiente de pago y de que no ha utilizado ya este mecanismo por esa deuda.

c) Por utilidades y dividendos de accionistas no residentes pendientes de pago o ya percibidas en el país:

Cuando se trate de utilidades y dividendos pendientes de pago a no residentes a partir de la distribución determinada por la asamblea de accionistas, 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 a partir de la distribución determinada por la asamblea de accionistas. La entidad que concrete la oferta de suscripción en nombre del cliente deberá verificar el cumplimiento de los siguientes requisitos:

(i) Cuenta con la documentación que le permite avalar que la deuda pendiente corresponde a utilidades y dividendos de balances cerrados y auditados.

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(ii) La operación se encuentra declarada, en caso de corresponder, en la última presentación vencida del "Relevamiento de activos y pasivos externos".
(iii) El cliente cumple los requisitos complementarios previstos en los puntos 3.16.1. a 3.16.4 del Régimen Cambiario.
(iv) Cuenta con una declaración jurada del cliente en la que deja constancia de que:
a. las utilidades y dividendos por las cuales solicita la suscripción se encuentran pendientes de pago,
b. no ha utilizado ya este mecanismo por esta deuda, y
c. toma conocimiento de que no tendrá acceso al Mercado de Cambios para pagar el equivalente de la deuda por la cual se suscribió excepto que el pago se concrete a partir de un canje y arbitraje con los fondos depositados en una cuenta local y originados en cobros de capital e intereses en moneda extranjera de los bonos BOPREAL.

Los clientes no residentes, por las utilidades y dividendos cobrados desde el 1 de septiembre de 2019, podrán suscribir BOPREAL por hasta el equivalente al monto en moneda local de las utilidades y dividendos cobrados desde dicha fecha a partir de 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 verificar el cumplimiento de los requisitos detallados en el punto 4.6.2 del Régimen Cambiario.

d) Suscripción de bonos BOPREAL por parte de deudores de capital e intereses vencidos con contrapartes vinculadas sujetos a la conformidad previa del BCRA prevista en los puntos 3.3.3. y 3.5.6 del Régimen Cambiario.

Los clientes podrán suscribir BOPREAL por hasta la suma adeudada a la fecha de la suscripción por:

(i) Intereses compensatorios vencidos hasta el 4 de julio de 2024 por deudas comerciales por importaciones de bienes y servicios con contrapartes vinculadas.
(ii) Intereses compensatorios vencidos hasta el 31 de diciembre de 2024 por deudas financieras con contrapartes vinculadas.
(iii) Capital vencido por deudas financieras con contrapartes vinculadas.

La entidad que concrete la oferta de suscripción en nombre del cliente deberá contar con la documentación que permite avalar la existencia de la deuda, el monto adeudado a la fecha de suscripción y verificar que:

la operación se encuentra declarada, en caso de corresponder, en la última presentación vencida del "Relevamiento de activos y pasivos externos".
el cliente cumple los requisitos complementarios previstos en los puntos 3.16.1. a 3.16.4 del Régimen Cambiario.
el cliente cumple con los restantes requisitos que resultarían aplicables para el acceso al Mercado de Cambios por el tipo de operación en virtud de la normativa vigente.
cuenta con una declaración jurada del cliente en la que deja constancia de que:
a. la deuda por la cual solicita la suscripción se encuentra pendiente de pago;
b. no ha utilizado ya este mecanismo por esta deuda; y
c. toma conocimiento de que no tendrá acceso al Mercado de Cambios para pagar el equivalente de la deuda por la cual se suscribió excepto que el pago se concrete a partir de un canje y arbitraje con los fondos depositados en una cuenta local y originados en cobros de capital e intereses en moneda extranjera de los bonos BOPREAL.

La mencionada entidad deberá realizar un boleto de venta de cambio a nombre del cliente por el código de concepto que identifique el tipo de operación, consignando el valor nominal en moneda extranjera de bonos BOPREAL adjudicado al importador.

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e) Disposiciones complementarias asociadas a los BOPREAL.

Los clientes podrán, en la medida que se cumplan los requisitos aplicables, acceder al Mercado de Cambios mediante la realización de un canje y/o arbitraje con los fondos depositados en una cuenta local y originados en cobros de capital e intereses en moneda extranjera de los bonos BOPREAL para concretar las siguientes operaciones:

(i) el pago de deudas comerciales por importaciones de bienes con registro de ingreso aduanero hasta el 12 de diciembre de 2023, que resultaban elegibles de acuerdo con lo dispuesto en el punto (a) precedente. También se podrán considerar comprendidos en este punto a aquellos pagos elegibles que se cursen por el Sistema de Moneda Local (el “ SML ”) a partir de la venta de fondos depositados en una cuenta local y originados en cobros de capital e intereses en moneda extranjera de los bonos BOPREAL.
(ii) el pago de deudas comerciales por importaciones de servicios prestados o devengados hasta el 12 de diciembre de 2023, que resultaban elegibles de acuerdo con lo dispuesto en el punto (b) precedente. También se podrán considerar comprendidos en este punto a aquellos pagos elegibles que se cursen por el SML a partir de la venta de fondos depositados en una cuenta local y originados en cobros de capital e intereses en moneda extranjera de los bonos BOPREAL.
(iii) el pago de deudas con accionistas no residentes por utilidades y dividendos, que resultaban elegibles de acuerdo con lo dispuesto en el primer párrafo del punto (c) precedente.
(iv) la repatriación de inversiones de portafolio de no residentes originadas en utilidades y dividendos cobrados en el país desde el 1 de septiembre de 2019, a partir de la distribución determinada por la asamblea de accionistas por balances cerrados y auditados, que resultaban elegibles de acuerdo con lo dispuesto en el segundo párrafo del punto (c) precedente.
(v) el pago de capital e intereses de deudas con contrapartes vinculadas que resultaban elegibles de acuerdo con lo dispuesto en el punto (d) precedente.

Los clientes que hayan adquirido bonos BOPREAL en una suscripción primaria en el marco de lo dispuesto en los puntos (a), (b), (d) y el primer párrafo del punto (c) podrán realizar ventas de títulos valores contra cable sobre una cuenta de terceros en el exterior en la medida que se cumplan los requisitos previstos en el punto 4.3.2.3. del Régimen Cambiario, cuando se trate de la venta de los bonos BOPREAL adquiridos por el vendedor en las suscripciones primarias citadas.

También podrán liquidar, en las condiciones indicadas en el párrafo precedente, otras ventas de títulos valores concretadas a partir del 1 de abril de 2024 en la medida que el valor de mercado de estas operaciones no supere a la diferencia entre el valor obtenido por la venta con liquidación en moneda extranjera en el exterior de los bonos BOPREAL adquiridos en una suscripción primaria por deudas de importaciones de bienes y servicios elegibles y su valor nominal, si el primero resultase menor.

El punto 4.8 del Régimen Cambiario establece una serie de operaciones que podrán ser realizadas por los clientes que adquirieron BOPREAL en suscripción primaria.

En el caso de que un cliente haya concretado una operación de venta con obligación de recompra utilizando los BOPREAL adquiridos en una suscripción primaria será aplicable lo siguiente:

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 (c) y (d) de “Requisitos generales”;
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 BOPREAL adquiridos en una suscripción primaria por deudas de importaciones de bienes y servicios elegibles.
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.

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Repatriaciones de inversiones directas y otras compras de moneda extranjera por parte de no residentes

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

(i) Organismos internacionales e instituciones que cumplan funciones de agencias oficiales de crédito;
(ii) Representaciones diplomáticas y consulares y personal diplomático acreditado en el país por transferencias que efectúen en ejercicio de sus funciones;
(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 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 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;
(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 US$100 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 a 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 este punto);
(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: (a) 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; o (b) 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;
(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 de noviembre de 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;

181

(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. del Régimen Cambiario, 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:
a. el acceso se concrete en forma simultánea con la liquidación de fondos ingresados desde el exterior por Endeudamientos Financieros con el Exterior o fondos provenientes de un préstamo financiero en moneda extranjera otorgado 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;
b. 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
c. 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, el BCRA estableció que, en el marco de lo dispuesto en este punto (x):
lo aquí dispuesto será aplicable, cuando se cumplan los restantes requisitos previstos, a la adquisición de empresas residentes de todos los sectores económicos en la medida que no sean entidades financieras o empresas controlantes de ellas.
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, adicionalmente a dar cumplimiento a lo establecido en los incisos a), b) y c) de este punto (x), el cliente residente deberá 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:
(i) 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;
(ii) 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;
(iii) 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 de Cambios el pago recibido dentro de los 15 (quince) días hábiles.
(xi) Repatriaciones de aportes de inversión directa de no residentes en un 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 182

ventas de inversiones de portafolio en instrumentos con cotizaciones en mercados locales autorizados por la CNV, 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:

(a) 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 de Cambios a partir del 21 de abril de 2025.
El requisito de liquidación se considerará cumplido cuando el cliente no residente haya aplicado moneda extranjera en forma directa a partir del 23 de mayo de 2025 a la suscripción primaria de títulos de deuda emitidos por el Tesoro Nacional.
(b) se cuente con la documentación que demuestre que el monto por el cual se accede al Mercado de Cambios no supera los servicios cobrados y/o el monto efectivamente recibido por la venta de la inversión realizada.
En el caso de 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.
(xiii) Repatriaciones de inversiones de portafolio de no residentes originadas en utilidades y dividendos cobrados en el país desde el 1 de septiembre de 2019, 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.
Por otra parte, la mencionada Comunicación “A” 8331 estableció que 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 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.
(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 por parte de los particulares

Las entidades podrán dar acceso al Mercado de Cambios a las personas humanas residentes, sin conformidad previa del BCRA para la compra de billetes en moneda extranjera para su tenencia o para la constitución de depósitos en la medida que se cumplan la totalidad de los siguientes requisitos:

(i) La operación se curse con débito en cuenta del cliente en entidades financieras locales o el uso de efectivo de moneda local por parte del cliente no supere el equivalente a US$ 100 en el mes calendario en el conjunto de las entidades y por el conjunto de los conceptos señalados.

En caso de que el cliente utilice efectivo en moneda local, la entidad deberá contar con una

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declaración jurada del cliente en la cual deje constancia de que cumple con el requisito mencionado precedentemente.

(ii) La entidad vendedora deberá entregar los billetes en moneda extranjera o acreditar los fondos en una cuenta en moneda extranjera de titularidad del cliente en entidades financieras locales o en una cuenta bancaria de titularidad del cliente en el exterior, según corresponda.
(iii) La entidad ha registrado la operación en el sistema online implementado a tal efecto por el BCRA.
(iv) En todos los casos, la entidad deberá obtener evidencia de que el cliente posee ingresos y/o activos consistentes con el ahorro en moneda extranjera.

En todos los casos, la entidad deberá contar con una declaración jurada del cliente en la que deje constancia de 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 compromiso indicado no comprenderá a las compras de títulos valores con liquidación en moneda extranjera que se concreten:

(i) en el marco de suscripciones primarias de títulos de deuda emitidos por residentes y en la medida que el comprador los mantenga en su cartera como mínimo 15 (quince) días hábiles.

Este plazo mínimo no será aplicable cuando la suscripción primaria se haya concretado hasta el 9 de diciembre de 2025 o la venta de los títulos suscriptos se haga con liquidación en moneda extranjera.

(ii) a partir de la reinversión de los cobros en moneda extranjera de servicios de capital y/o intereses de títulos emitidos por el Tesoro Nacional o el BCRA dentro de los 15 (quince) días hábiles siguientes a la fecha de cobro.

Las entidades podrán dar acceso al Mercado de Cambios a las personas humanas residentes para la formación de activos externos, la remisión de ayuda familiar y para la operatoria con derivados en la medida que no encuadre en el punto 3.12.1 del Régimen Cambiario, sin la conformidad previa del BCRA, en la medida que se cumplan la totalidad de los siguientes requisitos:

(i) El cliente no supere, en el mes calendario en el conjunto de las entidades y por el conjunto de los conceptos señalados, el equivalente a US$ 200.
(ii) La operación se curse con débito en cuenta del cliente en entidades financieras locales.
Si el cliente utiliza efectivo el monto comprado por el cliente no supere el equivalente a US$ 100 en el mes calendario en el conjunto de las entidades y por el conjunto de los conceptos señalados.
(iii) La entidad cuenta con una declaración jurada del cliente en la que consta que el cliente cumple con los requisitos mencionados precedentemente.
(iv) La entidad ha constatado en el sistema online implementado a tal efecto que lo declarado por el cliente resulta compatible con los datos existentes en el BCRA.
(v) En el caso de que la operación corresponda a conceptos incluidos en la formación de activos externos del cliente, la entidad vendedora deberá entregar los billetes o cheques de viajero en moneda extranjera o acreditar los fondos en una cuenta en moneda extranjera de titularidad del cliente en entidades financieras locales o en una cuenta bancaria de titularidad del cliente en el exterior, según corresponda.

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En todos los casos, la entidad deberá obtener evidencia de que el cliente posee ingresos y/o activos consistentes con el ahorro en moneda extranjera.

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.

Acceso al Mercado de Cambios por parte de otros residentes -excluidas las entidades- para la formación de activos extranjeros y para las operaciones de derivados

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

Operaciones con derivados financieros

Las entidades podrán dar 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, en caso de corresponder, en el “Relevamiento de activos y pasivos externos”, en tanto no se cubran riesgos superiores a los pasivos externos que efectivamente registre el deudor en la tasa de interés cuyo riesgo se está cubriendo con la celebración de los mismos.

El cliente que acceda al Mercado de Cambios usando este mecanismo deberá nominar a una entidad para que realice el seguimiento de la operación y firmar una declaración jurada en la que se compromete a ingresar y liquidar los fondos que resulten a favor del cliente local como resultado de dicha operación, o como resultado de la liberación de los fondos de las garantías constituidas, dentro de los 5 (cinco) días hábiles siguientes.

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 del Régimen Cambiario, según corresponda.

Todas las liquidaciones de las operaciones de futuros en mercados regulados, “forwards”, opciones y cualquier otro tipo de derivados concertados en el país que realicen las entidades a partir del 11 de septiembre de 2019 deberán efectuarse en moneda local.

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. Las utilidades y 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.

185

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 anuales regulares y auditados de ejercicios iniciados a partir del 1 de enero de 2025.
(b) 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.
(c) El cliente es un VPU adherido al RIGI y las utilidades corresponden a aportes de inversión extranjera directa que encuadran en lo previsto en el punto 14.2.2 del Régimen Cambiario. El cliente deberá presentar la documentación que avale la capitalización definitiva del aporte.
(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 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.
(g) Cuenta con una “Certificación de aumento de exportaciones de bienes” para los años 2021 a 2023 emitida en el marco del punto 3.18 del Régimen Cambiario, por el equivalente al valor de utilidades y dividendos que se abona.

Otras disposiciones específicas

Operaciones de canje y arbitraje

Las entidades financieras pueden realizar operaciones de canje de divisas y arbitraje no asociadas a un ingreso de divisas desde el exterior en los siguientes casos con sus clientes:

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 Nacional o del BCRA, cuando dicha operación forme parte del procedimiento de pago a solicitud de los depositarios comunes extranjeros;
iii. Las transferencias de divisas al exterior para realizar pago de importaciones de bienes y

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servicios en el marco de lo previsto en los puntos 10.10.2.13, 10.10.2.14 y 13.3.9. del Régimen Cambiario 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 por personas físicas, 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 de diciembre de 2023, 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 de diciembre de 2023, 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) La repatriación de inversiones de portafolio de no residentes originadas en utilidades y dividendos cobrados en el país desde el 1 de septiembre de 2019, a partir de la distribución determinada por la asamblea de accionistas por balances cerrados y auditados, elegibles de acuerdo a lo dispuesto en el Punto 4.6.2. 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, de instrumentarse como operaciones individuales pasando por pesos, 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 las Normas de la CNV, se estableció un período mínimo de tenencia de 1 día hábil contado desde su acreditación en el Agente Depositario Central de Valores Negociables, 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 de BOPREAL; (ii) sea realizada en los términos de lo dispuesto por los puntos 3.16.3.6.v) y 4.7.2., segundo párrafo, del Régimen Cambiario, o (iii) se trate de acciones y/o CEDEARs con negociación en mercados regulados por la CNV.

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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;
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. 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; 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 restricciones antes mencionadas no resultan aplicables, entre otros:

(1) a los BOPREAL adquiridos en licitación primaria;
(2) 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 de Entidades Financieras, 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;
(3) para dar curso a transferencias emisoras a entidades depositarias del exterior de valores negociables: (a) emitidos con fecha/s de amortización -total o parcial- no inferior/es a dos (2) años desde la fecha de su emisión; o (b) emitidos por el Tesoro Nacional con fecha/s de amortización -total o parcial- no inferior/es a ciento ochenta (180) días desde la fecha de su emisión; o (c) BOPREAL; cuando su previa acreditación -en todos los casos- haya sido como resultado de un proceso de colocación o de licitación primaria, hasta el valor

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nominal total así suscripto de la respectiva especie.

(4) para dar curso a transferencias emisoras a entidades depositarias del exterior en los términos de lo dispuesto por los puntos 3.16.3.6.v) y 4.8.2. (segundo párrafo) del Régimen Cambiario.
(5) para dar curso a transferencias emisoras a entidades depositarias del exterior de valores negociables emitidos por el Tesoro Nacional - cualquiera sea la ley de emisión y cualquiera sea el plazo de su amortización-, en la medida que aquellos hubieran sido previamente adquiridos y acreditados como resultado de un proceso de reinversión de los servicios de valores negociables emitidos por el Tesoro Nacional –pagaderos en pesos en el país, con fecha/s de amortización -total o parcial- no inferior/es a ciento ochenta (180) días desde su emisión y oportunamente adquiridos en colocación o licitación primaria, hasta el valor nominal total así suscripto de la respectiva especie-, por hasta el importe correspondiente a dichos servicios y el producido de sus sucesivas reinversiones, debiendo asimismo los agentes constatar el cumplimiento de tales condiciones en forma previa a dar curso a cualquiera de dichas transferencias y, a tales efectos, conservar en los respectivos legajos la documentación respaldatoria que acredite la adquisición de los referidos valores negociables, el cobro de sus servicios y su reinversión en otros valores negociables emitidos por el Tesoro Nacional, por hasta el importe antes señalado.

Régimen informativo del BCRA: Relevamiento de Activos y Pasivos Externos

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), por un régimen unificado, el Relevamiento de Activos y Pasivos Externos.

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 US$ 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 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 US$ 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, para 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

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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 US$ 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 US$ 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 BCRA 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.

Comunicación “A” 8417

En fecha 9 de abril de 2026, el BCRA emitió la Comunicación “A” 8417, mediante la cual efectuó las siguientes modificaciones al texto ordenado de Exterior y Cambios:

En primer lugar, establece que, en la medida en que se cumpla con los requisitos aplicables, las personas humanas quedarán exceptuadas de la obligación de liquidación de los cobros de exportaciones de bienes, lo cual no alcanza a las exportaciones oficializadas por personas humanas por cuenta y orden de personas jurídicas, patrimonios u otras universalidades;
Asimismo, extiende a todos los conceptos de servicios la excepción a la obligación de liquidación de cobros de exportaciones de servicios que realicen personas humanas conforme lo establecido en la normativa;
Por otro lado, deja sin efecto los límites establecidos para los retiros en el exterior en carácter de adelanto en efectivo.
Por último, en lo que respecta a la compra de moneda extranjera para operaciones con derivados financieros, incorpora que las entidades podrán dar acceso al mercado de cambios para el pago de primas, constitución de garantías y cancelaciones que correspondan a operaciones de contratos de cobertura entre monedas extranjeras por las obligaciones de residentes con el exterior, en tanto no se cubran riesgos superiores a los pasivos externos que efectivamente registre el deudor en la moneda cuyo riesgo se está cubriendo con la celebración de ellos. El cliente que acceda al mercado de cambios usando este mecanismo deberá nominar a una entidad para que realice el seguimiento de la operación y firmar una declaración jurada en la que se compromete a ingresar y liquidar los fondos que resulten a favor del cliente local como resultado de esa operación, o como resultado de la liberación de los fondos de las garantías constituidas, dentro de los 5 días hábiles siguientes.

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Régimen Penal Cambiario

El Régimen Penal 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: www.infoleg.gob.ar, o en el sitio web del BCRA: www.bcra.gob.ar, según corresponda. Ninguna de las informaciones en o conectadas a dichos sitios web está incorporada por referencia en este Prospecto.

Normas de la CNV

Las Normas de la CNV establecen, entre otras disposiciones, que los sujetos obligados bajo su control únicamente llevarán a cabo las operaciones contempladas según el régimen de oferta pública cuando dichas operaciones sean llevadas a cabo u ordenadas por personas constituidas, domiciliadas o residentes en países, dominios, jurisdicciones, territorios o estados asociados que no sean considerados No Cooperantes o de Alto Riesgo por el GAFI.

Asimismo, establecen las modalidades de pago y procedimientos de control para la recepción y entrega de fondos de y hacia clientes.

A continuación, se detallan algunas de las Resoluciones Generales emitidas por la CNV:

Resolución General N° 953/2023

El 21 de marzo de 2023 la CNV publicó la Resolución General 953/2023, en dónde deroga el artículo 5° del Capítulo V del Título XVIII "Disposiciones transitorias" de las Normas (N.T. 2013 y mod.). La medida posibilita a los agentes Inscriptos concertar y liquidar operaciones de valores negociables de renta fija nominados y pagaderos en Dólares Estadounidenses emitidos por la República Argentina bajo Ley Local, con patrimonio propio; sin contemplar restricciones en las cantidades operadas.

Resolución General Nº 959/2023

Mediante la Resolución General CNV N° 95/2023, el 28 de abril de 2023, la CNV estableció que los ALyC y los agentes de negociación no podrán dar curso ni liquidar operaciones de venta de valores negociables con liquidación en moneda extranjera, tanto en jurisdicción local como jurisdicción extranjera, correspondiente a clientes ordenantes en tanto éstos últimos mantengan posiciones tomadoras en cauciones y/o pases, cualquiera sea la moneda de liquidación. A tales efectos, los mencionados agentes: (i) no podrán bajo ninguna circunstancia otorgar financiamientos para la obtención de aquellos valores negociables que serán objeto de las operaciones de venta mencionadas en el párrafo anterior; y (ii) deberán exigir a cada uno de los clientes ordenantes, una manifestación en carácter de declaración jurada de la cual surja en forma expresa que los mismos no mantienen posiciones tomadoras en ninguna de las operatorias a plazo detalladas en el párrafo anterior, en carácter de titulares y/o cotitulares, y en ningún agente inscripto, así como que tampoco han obtenido cualquier tipo de financiamiento, ya sea de fondos y/o de valores negociables, debiendo tales declaraciones juradas ser conservadas en los respectivos legajos. Los AlyC y los agentes de negociación deberán constatar el cumplimiento de los plazos mínimos de permanencia de los valores negociables antes referidos.

Mediante el Criterio Interpretativo N°83, la CNV aclaró que la referencia “cualquier tipo de financiamiento, ya sea de fondos y/o de Valores Negociables” establecida el sexto párrafo del Artículo 2º del Capítulo V “Disposiciones Transitorias” del Título XVIII (mediante Resolución General 959/2023) abarca únicamente a las operaciones de caución y/o pase concertadas en el mercado secundario.

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Resolución General Nº 960/2023

Mediante Resolución General 960/2023 emitida el 12 de mayo de 2023 la CNV adecuó la reglamentación relativa a la suscripción en especie para los FCI denominados en moneda extranjera, no siendo admitida, en dichos supuestos, la suscripción e integración de cuotapartes mediante la entrega de valores negociables.

Se destaca que esta resolución es de carácter extraordinario y transitorio, subsistiendo su vigencia hasta que hechos sobrevinientes hagan aconsejable la revisión de la medida y/o hasta que desaparezcan las causas que determinaron su adopción.

Resolución General N° 963/2023

Mediante Resolución General 963/2023 emitida con fecha 31 de mayo de 2023, la CNV actualizó los Lineamientos para la Emisión de Valores Negociables Sociales, Verdes y Sustentables en Argentina, lo cual permite incorporar etiquetas que identifiquen instrumentos destinados a proyectos sociales y naturales específicos.

Resolución General N° 964/2023

Mediante Resolución General Nº 964 de la CNV de fecha 13 de junio de 2023, se somete al Procedimiento de “Elaboración Participativa de Normas” aprobado por el Decreto N° 1.172/2003, invitando a la ciudadanía a expresar sus opiniones y/o propuestas, respecto de la adopción de una reglamentación sobre "PROYECTO DE RG CAPÍTULO IV TÍTULO V de las NORMAS" que contiene una modificación integral al régimen general aplicable a los fideicomisos financieros con oferta pública de sus valores fiduciarios.

Se prevé un plazo de TREINTA (30) días hábiles para realizar presentaciones de opiniones y/o propuestas, las que deberán efectuarse a través del Sitio Web www.argentina.gob.ar/cnv.

De tal forma, en el proyecto se instituyen mecanismos más ágiles a los procedimientos aplicables a las solicitudes de autorización de oferta pública de valores fiduciarios emitidos en el marco de fideicomisos financieros, sin que ello importe menoscabo alguno a los derechos del público inversor.

En virtud de que la responsabilidad propia del fiduciario resulta ser el vector que aglutina las vinculaciones contractuales del fideicomiso financiero, se regulan ciertos aspectos:

cuando en el contrato de fideicomiso se hubiere previsto la participación de otras personas, además del fiduciario, en la administración de los bienes fideicomitidos, el contrato no podrá eximir la responsabilidad del fiduciario ante terceros por el incumplimiento de sus obligaciones legales.
en miras de asegurar la tutela de los derechos del público inversor, se precisa, por vía reglamentaria, para los casos en que el fiduciario delegue la ejecución de funciones propias, los límites, condiciones y deberes de control a los que deberán ajustarse dichas delegaciones.
siendo la administración de los bienes cedidos en propiedad fiduciaria la responsabilidad natural del fiduciario, la modificación normativa le encomienda a quien se desempeñe en tal carácter el control de cumplimiento de las exigencias formales que versan sobre la documentación inherente a las delegaciones que el propio fiduciario realice.

Asimismo, se propone incorporar la figura de la retención de riesgo en cabeza del fiduciante de cada fideicomiso financiero. Al respecto será la propia sociedad la que determine qué mecanismos de retención de riesgo económico implementará, para cuyo cálculo se computará únicamente el valor en circulación de los valores representativos de deuda que el fideicomiso hubiera emitido. El mismo no podrá ser inferior al CINCO POR CIENTO (5 %) del valor nominal de los valores representativos de deuda emitidos y en circulación.

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Otras novedades son:

i) la simplificación de la documentación a ser acompañada durante la tramitación de la solicitud de oferta pública, delegándose la responsabilidad en relación a su existencia y legalidad, al fiduciario en cuanto resulta ser la figura central del fideicomiso;

ii) la reglamentación de fideicomisos financieros destinados al financiamiento de PYMES a través de la creación de una sección especial, la cual contempla la simplificación del régimen de información de los fiduciantes cuando se trate de emisiones avaladas por entidades de garantía, entre otros;

iii) la estandarización del medio de publicación de los resultados arrojados mensualmente por los informes de control y revisión, los cuales deberán ser publicados por el fiduciario en el Sitio Web de la CNV, a través de la AIF, en un plazo que no podrá exceder de los QUINCE (15) días hábiles luego del cierre de cada mes que se trate;

iv) se exime de la presentación del informe de control y revisión inicial en el supuesto de fideicomisos financieros que se constituyan con dinero u otros activos líquidos.

Finalmente, como novedad, en el supuesto que la sociedad hubiera decidido no calificar los valores fiduciarios a ser emitidos en el marco del fideicomiso financiero, se ha incluido la obligatoriedad de informar en la portada los motivos de dicha decisión.

Resolución General N° 966/2023

Mediante Resolución General Nº 966 de la CNV cuya entrada en vigencia fue el 27 de junio de 2023, adecúa el artículo 8° de la Sección IV del Título XI de las NORMAS (N.T. 2013 y mod.), modificando la definición de Beneficiario/a Final, a los fines de adaptar la normativa del organismo a la emitida por la UIF, como así también a otras disposiciones normativas a las que se hace referencia.

De tal forma, se recuerda que la citada definición establece que se entiende como Beneficiario/a Final a la/s persona/s humana/s que posea/n como mínimo el DIEZ POR CIENTO (10 %) del capital o de los derechos de voto de una persona jurídica, un fideicomiso, un fondo de inversión, un patrimonio de afectación y/o de cualquier otra estructura jurídica; y/o a la/s persona/s humana/s que por otros medios ejerza/n el control final, directo o indirecto, de las mismas, conforme lo dispuesto por el artículo 2° de la Resolución UIF N° 112/2021.

Resolución General N° 967/2023

Mediante Resolución General N° 967 de la CNV cuya entrada en vigencia fue el 30 de junio de 2023 se introdujeron modificaciones al marco normativo aplicable a la categoría de Agente de Negociación (“ AN ”).

En particular, sobresalen las siguientes novedades:

Se revisan ciertos aspectos operativos con relación a aquellos AN que desarrollan, de manera simultánea, actividades de corretaje de granos, agropecuarias y agroindustriales en general y/o accesorias a éstas, de forma tal de alinear esta nueva propuesta normativa con las exigencias impuestas por la RG N° 924 y, al mismo tiempo, reforzar los objetivos de control y supervisión de tales Agentes por parte de la CNV.
Se incorpora la posibilidad de que los AN realicen actividades tendientes a referenciar FCI a sus clientes, requiriéndose para ello la previa suscripción del respectivo convenio con al menos un ACyDI, que revista adicionalmente la calidad de ALyC Integral.
Los AN podrán prestar servicios tendientes a actuar como gestores entre el ALyC INTEGRAL y los clientes del AN respecto a las funciones comprendidas en el convenio para la liquidación y compensación que los vincule, ello en la medida que siempre actúen por cuenta y orden del ALyC INTEGRAL, y únicamente se trate de:

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1) Cheques emitidos por el ALyC INTEGRAL a favor de los clientes del AN o viceversa.

2) En el caso de ANs que desarrollen, de manera simultánea, actividades de corretaje de granos, agropecuarias y agroindustriales en general y/o accesorias a éstas, los fondos de terceros clientes de tales AN, provenientes y/u originados, exclusivamente, con motivo y/o en ocasión de las referidas actividades, en la medida que: (i) los mencionados AN se encuentren: (a) debidamente autorizados e inscriptos en el Registro Único de la Cadena Agroalimentaria (R.U.C.A); (b) incluidos en el Registro Fiscal de Operadores de Granos y Legumbres SECA en los términos de la RG AFIP 2300/2007 y sus modificatorias y/o complementarias; y (c) inscriptos en el Sistema de Información Simplificado Agrícola (SISA); (ii) los terceros clientes del AN hubieran optado por realizar operaciones en el ámbito del mercado de capitales e integrar las mismas con tales fondos, únicamente, a través de la cuenta bancaria específica de titularidad del AN afectada a las mencionadas actividades de corretaje de granos, agropecuarias y agroindustriales en general y/o accesorias a éstas. A tales efectos, los mencionados clientes deberán: (a) encontrarse inscriptos en el sistema SISA; y (b) ser especialmente identificados por los AN mediante la incorporación de un apartado adicional en los convenios de apertura, con expresa indicación de su C.U.I.T. y actividad desarrollada, en carácter de declaración jurada, todo lo cual deberá ser conservado en el legajo del cliente conjuntamente con la respectiva documentación respaldatoria.

Para tales actividades los AN deberán: (i) en todo momento, contar con la previa y expresa autorización por escrito de los clientes en cuestión respecto a cada uno de los servicios solicitados y autorizados por éstos últimos, debiendo dejar constancia de ello en los respectivos Convenios de Apertura de Cuenta, mediante la incorporación de un apartado adicional específico; (ii) en ejercicio del servicio de gestión, conservar la documentación respaldatoria de la gestión de los fondos de titularidad de terceros clientes que son transferidos al ALyC INTEGRAL para ser aplicados en el ámbito del mercado de capitales; y (iii) asimismo, contemplar expresamente los servicios en cuestión dentro de los respectivos convenios para la liquidación y compensación celebrados entre el AN y el ALyC INTEGRAL, así como también brindar al ALyC INTEGRAL la información correspondiente a los clientes involucrados, en especial aquella relacionada y/o que resulte pertinente para cumplir con los requisitos de segregación de activos de terceros y trazabilidad de los fondos provenientes del servicio de gestión y acreditados en las cuentas bancarias del ALyC INTEGRAL.

Resolución General N° 972/2023

Mediante la Resolución General N° 972/2023, dictada por la CNV en fecha 14 de agosto de 2023, se modificaron las Normas relativas a la forma de presentación y criterios de valuación en los estados financieros a los efectos de incorporar que no se admitirá la aplicación anticipada de las NIIF y/o sus modificaciones, excepto que en oportunidad de adoptarse se admita específicamente y que tampoco se admitirá la aplicación anticipada de las Normas Contables Profesionales Argentinas y/o sus modificaciones o aquellas que en un futuro las reemplacen, excepto que en oportunidad de adoptarse se admita específicamente ya que, como detalla en los considerandos de la presente, la admisión de aplicación anticipada de normas contables puede inducir a interpretaciones erróneas o conllevar mayores costos en el esfuerzo de aislar los efectos de la aplicación anticipada de aquellas entidades que hubieren utilizado tal opción, dificultando la toma de decisiones.

Resolución General N° 973/2023

Mediante la Resolución General N° 973/2023, dictada por la CNV en fecha 1 de septiembre de 2023, se dispone que resulta necesario establecer los lineamientos que garanticen la trazabilidad de los fondos involucrados en las transferencias entre cuentas de un mismo ALyC I AGRO, que impliquen fondos de terceros y que sean destinadas a la operatoria del mercado de capitales, permitiendo, de ese modo, identificar al originador y beneficiario final de los mismos, así como a los terceros intervinientes, con la documentación respaldatoria que resulte suficiente a tales efectos.

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En este sentido, se autoriza que el ALyC I AGRO reciba fondos de clientes desde la cuenta bancaria de su titularidad afectada a las actividades de corretaje de granos, agropecuarias y agroindustriales en general y/o accesorias a éstas.

Resolución General N° 977/2023

Mediante la Resolución General 977, la CNV, con fecha 20 de septiembre de 2023, establece un régimen especial destinado a las personas menores de edad adolescentes, posibilitando que, a partir de los 13 años, suscriban cuotapartes de Fondos Comunes de Inversión Abiertos de "Mercado de Dinero", por sí o a través de sus representantes legales. Estas personas podrán cursar órdenes de suscripción de cuotapartes de Fondos Comunes de Inversión Abiertos de "Mercado de Dinero", mediante la modalidad de colocación a través de internet y con la previa autorización del representante legal.

Determinaron como requisito del sistema de colocación empleado la vinculación de una cuenta bancaria identificada con Clave Bancaria Uniforme (CBU) o cuenta de pago con Clave Virtual Uniforme (CVU), de titularidad del menor, con la de su representante legal.

Otro de los puntos resalta que el sistema deberá ofrecer un acceso específico con contenidos de educación financiera vinculados a las inversiones en FCI Abiertos, dirigido y adaptado a los menores de edad de este rango etario, no pudiendo contener ofrecimiento alguno de valores negociables y/o de servicios propios de los agentes vinculados al Fondo.

La presente Resolución entró en vigencia a partir del 2 de octubre de 2023 y, a tal efecto, detallan las pautas de adecuación a los fines de permitir su encuadre de conformidad con la reglamentación.

Resolución General N° 988/2023

Mediante la Resolución General 988, la CNV, con fecha 15 de diciembre de 2023, la CNV realizo una serie de modificaciones al Capítulo V del Título XVIII "Disposiciones transitorias" de las Normas (N.T. 2013 y mod.):

Se unifica el plazo mínimo de tenencia en cartera para dar curso a operaciones de venta de valores negociables con liquidación en moneda extranjera y se establece que será de un día hábil, sin diferenciar la jurisdicción de liquidación ni la ley de emisión de los mismos.
Se reduce a un día hábil el plazo mínimo de tenencia en cartera para para dar curso a transferencias, entidades depositarias del exterior, de valores negociables adquiridos con liquidación en moneda nacional, cualquiera sea la ley de emisión de los mismos.
Se reduce a un día hábil el plazo mínimo de tenencia en cartera para poder aplicar Valores Negociables provenientes de entidades depositaria del exterior a la liquidación de operaciones en moneda extranjera, en cualquier jurisdicción y cualquiera sea la ley de emisión de los mismos.
Se deroga el régimen que establecía que se debía informar por cada una de las subcuentas involucradas, con carácter de declaración jurada y en forma semanal dentro de los tres días hábiles de finalizada la semana calendario, una serie de detalles respecto de las operaciones de compraventa de valores negociables concertados en mercados del exterior, y se deroga el artículo 6° BIS que establecía una serie de requisitos y condiciones para las transferencias desde y hacia el exterior y para la concertación de operaciones con liquidación en moneda extranjera por parte de los clientes.

Resolución General N° 990/2023

Mediante la Resolución General 990, la CNV, con fecha 5 de febrero de 2023, la CNV realizo una serie de modificaciones adicionales al Capítulo V del Título XVIII “Disposiciones transitorias” de las Normas (N.T. 2013 y mod.):

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Se agrega una excepción del plazo mínimo de tenencia en cartera para dar curso a transferencias emisoras a entidades depositarias del exterior de valores negociables adquiridos con liquidación en moneda nacional, de modo que quedan exentos de este requisito cuando la acreditación de los valores negociables sea (i) producto de la colocación primaria de valores negociables emitidos por el Tesoro Nacional o por el BCRA, en el marco de la Comunicación “A” 7918 o (ii) se trate de acciones y/o CEDEARs con negociación en mercados regulados por la CNV.
Se elevó a 200 millones diarios para las operaciones y transferencias de valores negociables al exterior, exceptuándose asimismo a los valores negociables emitidos por el BCRA, en el marco de la Comunicación “A” 7918 de los límites y régimen informativo previo requeridos tanto para dar curso a las transferencias emisoras a entidades depositarias del exterior como para concertar su venta en el país con liquidación en moneda extranjera, en la medida que tales valores negociables hubieran sido adquiridos en un proceso de colocación o de licitación primaria y por hasta el valor nominal total así suscripto de dicha especie.
Se derogo lo establecido en el artículo 5° BIS. en relación con la concertación y liquidación de operaciones con valores negociables de renta fija nominados y pagaderos en dólares estadounidenses emitidos por la República Argentina y con CEDEARs, por parte de aquellas subcuentas alcanzadas por el concepto de cartera propia y que revistan el carácter de inversores calificados.

Resolución General N° 993/2024

Mediante resolución general de fecha 21 de febrero de 2024, la CNV realizó modificaciones en los capítulos I al III del Título VI de las Normas. De esta manera se estableció que los informes emitidos por las Auditorías Externas Anuales de Riesgos de los Mercados y de las Cámaras Compensadoras deberán hacer saber acerca del cumplimiento de los principios y recomendaciones del Comité de Pagos e Infraestructuras del Mercado en la materia y lo exigido en el Capítulo III del presente Título. A su vez, determina que, dentro de las funciones del Comité de Riesgos, corresponderá emitir y elevar, con periodicidad anual, un informe que abarque el relevamiento de las políticas y procedimientos de gestión de riesgos oportunamente establecidos por dicho órgano, su grado de cumplimiento, desvíos y propuestas de ajustes y/o mejoras a ser implementadas. Seguidamente, establece que, cuando garanticen el cumplimiento de las operaciones autorizadas por la CNV, los Mercados y las Cámaras Compensadoras, desempeñarán el rol y funciones de contraparte central (CCP por sus siglas en inglés), debiendo observar la totalidad de los requisitos y procedimientos internos de actuación alineados a las mejores prácticas internacionales. Además, dentro de los riesgos que se deberán mitigar como parte de la Gestión Integral de Riesgos, se incorpora el Riesgo General de Negocio. Agrega que los órganos de administración de los Mercados y de las Cámaras Compensadoras serán responsables de la aprobación, implementación, funcionamiento y control de la referida gestión integral de riesgos. Por último, dentro del capítulo sobre Liquidación y Compensación de Operaciones, se incorporan la Sección VIII (Estructura de Buen Gobierno y Eficacia en los Procesos de Gestión de Riesgos) y la Sección IX (Información sobre Activos que Integran los Fondos de Garantía con Aportes de Agentes Miembros).

Resolución General N° 1010/2024

Mediante la RG N°1010/2024 de fecha 19 de julio de 2024, la CNV emitió una serie de reglamentaciones en el marco del Régimen de Regularización de Activos del país y del exterior de la Ley Nro. 27.743.

Resolución General N° 1011/2024

Con fecha 24 de julio de 2024, la CNV amplió los canales de comercialización de cuotapartes de FCI abiertos. Con las modificaciones que presenta, brinda la posibilidad de adherir al acuerdo marco suscripto entre el Mercado autorizado y los órganos del FCI, cuyas cuotapartes se pretenda comercializar, a aquellos Agentes de Colocación y Distribución Integral que no cuenten con membresía en dicho Mercado.

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Resolución General N° 1012/2024

Con fecha 8 de agosto de 2024, la CNV reglamentó las nuevas disposiciones relativas a la determinación del precio equitativo en las Ofertas Públicas de Adquisición (OPA), a fin de salvaguardar los intereses de los accionistas frente al paso del tiempo y el valor del dinero. El precio equitativo debe expresarse, liquidarse y pagarse en la misma moneda acordada o utilizada en la toma de control, salvo que se acredite que ello no resulta posible.

Resolución General N° 1013/2024

Con fecha 14 de agosto de 2024, la CNV incorporó la posibilidad de que los Organismos Multilaterales de Crédito puedan actuar como garantes de los instrumentos del mercado de capitales. Se agregarán a las ya reconocidas "Entidades de Garantía” (entidades financieras, SGRs y fondos de garantías) con el fin de ampliar y diversificar la oferta de avalistas y contribuir a un mayor desarrollo y confianza en dicho mercado.

Resolución General N° 1016/2024 y Resolución General N° 1088/2025

Con fecha 18 de septiembre de 2024, la CNV reglamenta la normativa que regula la Oferta Privada de valores negociables, en el marco de lo establecido por el artículo 82 de la Ley Nº 26.831. Con esta nueva regulación, cualquier oferta que no cumpla con los requisitos de la presente no será automáticamente considerada una oferta pública irregular ni será automáticamente pasible de sanción disciplinaria alguna. Deberá evaluarse caso por caso, para determinar si la misma puede ser considerada como una oferta privada o extraterritorial, aún en caso de no cumplir con todos los supuestos contemplados en el puerto seguro. La norma abarca tanto ofertas privadas, reglamentando supuestos específicos y tomando en consideración, para ello, los medios y mecanismos de difusión, ofrecimiento y distribución, y el número y tipo de inversores a los cuales se destina la oferta; como ofertas extraterritoriales exentas del contralor de la CNV, por realizarse fuera del territorio de la República Argentina y no tener puntos de contacto suficientes con ésta. Se aclara que tanto las ofertas privadas, como las ofertas extraterritoriales, no requieren de la autorización de esta CNV, ni ninguna notificación posterior a su colocación.

Con fecha 22 de octubre de 2025, la CNV dictó la Resolución General N° 1088/2025, que introdujo ciertas modificaciones al texto aprobado por la Resolución General N° 1016/2024.

Resolución General N° 1017/2024

Con fecha 18 de septiembre de 2024, la CNV precisó el tratamiento que deberá darse a los saldos líquidos disponibles en las Cuentas Especiales de Regularización de Activos. Cumplido el plazo de diez días hábiles para concertar y liquidar las operaciones que involucren a activos elegibles, los fondos no invertidos -total o parcialmente- deberán ser transferidos y acreditados por los ALyCs a la cuenta bancaria denominada "Cuenta Especial de Regularización de Activos" de titularidad/cotitularidad del respectivo cliente, en la medida que dichos fondos superen el equivalente:

al 3%, calculado sobre la totalidad de los fondos de titularidad/cotitularidad del cliente en cuestión, o
a 1500 Unidades de Valor Adquisitivo actualizables por el Coeficiente de Estabilización de Referencia – Ley N° 25.827, de ambos el menor.

Los ALyCs deberán solicitar indicaciones expresas al cliente respecto del tratamiento de estos saldos líquidos.

Resolución General N° 1018/2024

Con fecha 18 de septiembre de 2024, la CNV realizó modificaciones a los artículos 2° y 6° ter del Capítulo V del Título XVIII de las NORMAS (N.T. 2013 y mod.), con el objetivo de dejar sin efecto:

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• La limitación para dar curso y/o liquidar operaciones de venta de valores negociables con liquidación en moneda extranjera -tanto en jurisdicción local como jurisdicción extranjera-, cuando los clientes mantengan, en moneda extranjera, posiciones tomadoras de cauciones y/o pases y/o cualquier tipo de financiamiento a través de operaciones en el ámbito del mercado de capitales; y

• El régimen informativo previo requerido para dar curso a las órdenes y/o registrar operaciones de valores negociables con liquidación en moneda extranjera, en el marco de las operatorias previstas en los puntos 3.16.3.1. y 3.16.3.2. del Régimen Cambiario.

Resolución General N° 1019/2024

Con fecha 18 de septiembre de 2024, la CNV modificó el régimen especial para la constitución de los Fideicomisos Financieros destinados al financiamiento de PyMEs. Explican que al identificar un nuevo actor que, sin poseer "Certificado MiPyME", tampoco resulta ser reconocido como Gran Empresa conforme al respectivo listado de la ARCA, por lo que estimaron necesario posibilitar su acceso al régimen previsto en la sección Fideicomisos Financieros destinados al financiamiento de Pymes. Adicionalmente, para los Fideicomisos Financieros destinados al financiamiento de PyMEs y Fondos Comunes de Inversión PyMEs, amplió el universo de activos elegibles hasta fin de este año.

Resolución General N° 1020/2024

Con fecha 30 de septiembre de 2024, la CNV modificó la normativa del Régimen Especial de Doble Listado de Empresas Extranjeras, suprimiendo requisitos con el objetivo de incentivar el interés de emisoras extranjeras para efectuar oferta pública de sus acciones en el país. A partir de estos cambios, no resultará exigible la inscripción ante el Registro Público correspondiente, respecto de las sociedades constituidas en el extranjero que únicamente pretendan negociar sus acciones bajo el Régimen Especial de Doble Listado en la República Argentina.

Resolución General N° 1022/2024

Con fecha 30 de septiembre de 2024, la CNV modificó la redacción del apartado "Operaciones de clientes con C.D.I. o C.I.E. y C.U.I.T" del Capítulo V. Agentes de liquidación y compensación, agentes de negociación y agentes asesores globales de inversión con el objetivo de:

Redefinir el alcance de la excepción prevista para dar curso a transferencias emisoras de valores negociables a entidades depositarias del exterior;
Eliminar la obligación de comunicar las operaciones realizadas en el marco de la excepción prevista para los fondos comunes de inversión abiertos denominados en moneda extranjera con el exclusivo fin de atender solicitudes de rescate.

Resolución General N° 1029/2024

En fecha 6 de noviembre de 2024, la CNV dispuso que los Mercados y/o las Cámaras Compensadoras que, conforme la Resolución General N° 1000, hubieran optado por mantener el plazo de liquidación de contado 48 horas respecto a las operaciones de contado con valores negociables de renta fija deberán adoptar, en forma definitiva, el plazo de liquidación de contado normal 24 horas.

Con este fin, tendrán que adecuar sus reglamentaciones conforme lo previsto por esta resolución y presentar las mismas, a la previa aprobación de la CNV, dentro del plazo de diez días hábiles, a contar desde su entrada en vigencia.

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Resolución General N° 1034/2024

Con fecha 4 de diciembre de 2024, la CNV amplió el porcentaje de adjudicación del tramo no competitivo, pero únicamente cuando una vez adjudicadas las ofertas del tramo competitivo, exista espacio para adjudicar a más participantes del tramo no competitivo. En este caso, podrá incrementarse el límite del 50% hasta el porcentaje necesario que permita cubrir el monto total ofrecido por el emisor.

Además, la CNV aclaró que las órdenes recibidas de inversores que sean tenedores de otros valores negociables del mismo emisor que sean objeto de canje y/o sean elegibles para una suscripción en especie, no serán tenidas en cuenta a los efectos del cálculo ni de la implementación de un tramo no competitivo.

Criterio Interpretativo N° 94

Con fecha 12 de febrero de 2025, la CNV emitió el CI N° 94, a fin de otorgar mayor transparencia en la información sobre endeudamiento y riesgos, asegurando que los inversores cuenten con datos actualizados y detallados para evaluar la situación financiera de las emisoras, tanto en los prospectos como en los suplementos de prospecto. Dicho criterio alcanza a todos los regímenes bajo el cual se preparen prospectos y/o suplementos de prospecto y establece la obligación de divulgar información actualizada a la fecha de publicación. El CI N° 94 fue incorporado a las Normas de la CNV mediante la Resolución General N° 1095/2025.

Resolución General N° 1062/2025

Mediante la resolución general de fecha 14 de abril del 2025, la CNV elimina el plazo mínimo de tenencia para operaciones de valores negociables (parking) aplicable a personas humanas, a los efectos de continuar con el proceso de normalización del mercado de capitales en materia de operaciones de valores negociables con liquidación en moneda extranjera.

Resolución General N° 1128/2026

En fecha 10 de abril de 2026, la CNV decidió aprobar una nueva excepción que contempla la posibilidad que, en el caso de transferencias a entidades depositarias del exterior de valores negociables en exceso del límite diario de $ 200.000.000 -cualquiera sea la ley de emisión y cualquiera sea el plazo de su amortización, puedan concertarse aquellas que se realicen sobre tales valores negociables, en la medida que hubieran sido mantenidos en subcuentas comitentes de titularidad del ordenante de las referidas transferencias por un plazo no inferior a 365 días corridos, contados desde su acreditación en dichas subcuentas comitentes en el Agente Depositario Central de Valores Negociables.

Régimen de Prevención de Lavado de Activos y Financiamiento del Terrorismo

El concepto de Lavado de Activos (“ LA ”) se utiliza para referirse a transacciones que tienen la intención de introducir fondos provenientes de la comisión de un delito en el sistema financiero legal y así darles una apariencia legítima.

La Financiación del Terrorismo (" FT ") es el acto de proporcionar fondos para actividades terroristas. Esto puede implicar fondos recaudados de fuentes legítimas, como donaciones personales y ganancias de empresas y organizaciones benéficas, así como de fuentes delictivas, como el tráfico de drogas, el contrabando de armas y otros bienes, el fraude, el secuestro y la extorsión.

La Financiación de la Proliferación de Armas de Destrucción Masiva (" FP ") es el acto de proporcionar fondos o servicios financieros que se utilizan, en todo o en parte, para la adquisición, fabricación, producción, desarrollo, posesión, exportación, importación, suministro, transporte, transferencia, almacenamiento o cualquier otro uso de armas nucleares, químicas o biológicas y sus vectores, así como los materiales relacionados, en contravención de las leyes nacionales o, en su caso, de las obligaciones internacionales.

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El 13 de abril del año 2000, el Congreso de la Nación aprobó la Ley N° 25.246, con sus modificatorias y complementarias (la “ Ley PLA/FT/FP ”), que creó a nivel nacional el Régimen de Prevención LA/FT/FP (“ Régimen PLA/FT/FP ”), tipificando el delito de lavado de activos, creando y designando a la Unidad de Información Financiera (“ UIF ”) como autoridad de aplicación del régimen, e imponiendo al mismo tiempo obligaciones legales a determinadas entidades y profesionales de los sectores público y privado (los " Sujetos Obligados ") de informar y cooperar con la UIF.

La UIF es un organismo descentralizado que funciona con autonomía y autarquía financiera en jurisdicción del Ministerio de Justicia, y tiene como misión prevenir e impedir los delitos de LA/FT/FP.

A continuación, se enumeran ciertas disposiciones relativas al Régimen PLA/FT/FP establecido por el Código Penal, la Ley PLA/FT/FP y sus disposiciones modificatorias y complementarias, incluidas las normas dictadas por la UIF. Se recomienda a los inversores consultar con sus propios asesores jurídicos y leer la Ley PLA/FT/FP y sus normas complementarias.

Delitos de lavado de activos, financiamiento del terrorismo y financiamiento de la proliferación

a) Lavado de activos

El Código Penal (el “ CP ”) tipifica en su art. 303 el delito de lavado de activos, el cual es cometido por toda persona que convierte, transfiere, administra, vende, grava, adquiere, disimula o de cualquier otro modo pone en circulación en el mercado bienes u otros activos provenientes de un acto ilícito, con la consecuencia posible de que los activos originales o cualquier activo derivado de ellos adquiera la apariencia de un origen lícito. El art. 303 del CP establece las siguientes penas:

i. Si el monto de la operación supera los 150 Salarios Mínimos, Vitales y Móviles (" SMVM ") (lo que, a la fecha de publicación de este Prospecto, equivale a un total de $53.670.000 - considerando el valor del SMVM de $357.800 para abril 2026-), calculados al momento de la comisión de los hechos, ya sea en un solo acto o por la repetición de varios actos vinculados entre sí, la pena será de prisión de tres (3) a diez (10) años y multa de dos (2) a diez (10) veces el monto de la operación. Esta pena se incrementará en un tercio del máximo y la mitad del mínimo, cuando:
a. la persona realice el hecho de manera habitual o como miembro de una asociación o banda constituida para la comisión continuada de actos de esta naturaleza;
b. la persona sea un funcionario público que haya cometido el hecho en el ejercicio o con ocasión de sus funciones. En este caso, también será castigado con la pena de inhabilitación especial de tres (3) a diez (10) años. La misma pena se impondrá a quien hubiera actuado en el ejercicio de una profesión u oficio que requiera cualificación especial.
ii. Prisión de seis (6) meses a tres (3) años el que reciba dinero u otros bienes procedentes de un delito para aplicarlos en una operación de las descritas anteriormente, que les dé la posible apariencia de un origen lícito.
iii. Si el valor de la mercancía no excede de 150 SMVM, la pena consistirá en una multa de cinco (5) a veinte (20) veces el importe de la operación.

Las disposiciones del artículo mencionado regirán aun cuando el ilícito penal precedente hubiera sido cometido fuera del ámbito de aplicación espacial del Código Penal, en tanto el hecho que lo tipificara también hubiera estado sancionado con una pena en el lugar de su comisión.

b) Sanciones para personas jurídicas

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Asimismo, el CP prevé en su art. 304 que cuando los hechos delictivos hubieren sido realizados en nombre, o con la intervención, o en beneficio de una persona de existencia ideal, se impondrán a la entidad las siguientes sanciones conjunta o alternativamente:

(i) multa de dos (2) a diez (10) veces el valor de los bienes objeto del delito;
(ii) suspensión total o parcial de actividades, que en ningún caso podrá exceder de diez (10) años;
(iii) suspensión para participar en concursos o licitaciones estatales de obras o servicios públicos o en cualquier otra actividad vinculada con el Estado, que en ningún caso podrá exceder de diez (10) años;
(iv) cancelación de la personería cuando hubiese sido creada al solo efecto de la comisión del delito, o esos actos constituyan la principal actividad de la entidad;
(v) pérdida o suspensión de los beneficios estatales que tuviere;
(vi) publicación de un extracto de la sentencia condenatoria a costa de la persona jurídica.

Para graduar estas sanciones, los jueces tendrán en cuenta el incumplimiento de reglas y procedimientos internos, la omisión de vigilancia sobre la actividad de los autores y partícipes, la extensión del daño causado, el monto de dinero involucrado en la comisión del delito, el tamaño, la naturaleza y la capacidad económica de la persona jurídica. Cuando fuere indispensable mantener la continuidad operativa de la entidad, o de una obra, o de un servicio en particular, no serán aplicables las sanciones de suspensión de actividades ni de cancelación de la personería.

c) Financiamiento del terrorismo y de la proliferación de armas de destrucción masiva

Asimismo, el art. 306 del CP tipifica el delito de financiamiento del terrorismo y la proliferación de armas de destrucción masiva. Comete estos delitos cualquier persona que, directa o indirectamente, recolectare o proveyere bienes u otros activos, de fuente lícita o ilícita, con la intención de que se utilicen, o a sabiendas de que serán utilizados, en todo o en parte:

i. Para financiar la comisión actos que tengan por objeto aterrorizar a la población u obligar a las autoridades públicas nacionales o gobiernos extranjeros o agentes de una organización internacional a realizar un acto o abstenerse de hacerlo (de conformidad con el artículo 41 quinquies del CP);
ii. Por una organización que cometa o intente cometer delitos con la finalidad enunciada en (i);
iii. Por un individuo que cometa, intente cometer o participe de cualquier modo en la comisión de delitos con la finalidad enunciada en (i).
iv. Financiar, para sí o para terceros, el viaje o la logística de personas y/o cosas a un Estado distinto del de su residencia o nacionalidad, o dentro del mismo territorio nacional con el fin de perpetrar, planificar, preparar o participar en la finalidad enunciada en (i);
v. Financiar, para sí mismos o para terceros, el suministro o la recepción de entrenamiento para la comisión de delitos con la finalidad enunciada en (i);
vi. Financiar la adquisición, elaboración, producción, desarrollo, posesión, suministro, exportación, importación, almacenamiento, transporte, transferencia, o en cualquier forma el uso de armas de destrucción masiva de tipo nuclear, químico, biológico, sus sistemas vectores, medios de entrega y sus materiales relacionados, incluyendo tecnologías y bienes de doble uso para cometer cualquiera de los delitos previstos en este Código o en Convenios Internacionales.

La pena será de prisión de cinco (5) a quince (15) años y multa de dos (2) a diez (10) veces el monto de la operación. Asimismo, se aplicarán a las personas jurídicas las mismas penas descritas para el delito de lavado de activos.

La misma pena de prisión y multa se aplicará también a quien elabore, produzca, fabrique, desarrolle, posea, suministre, exporte, importe, almacene, transporte, transfiera, emplee o, de cualquier forma, haga proliferar, aumente, reproduzca o multiplique las armas de destrucción masiva a que se refiere el inciso vi) anterior, sus sistemas vectores y los materiales relacionados destinados a su preparación.

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Las penas establecidas se aplicarán con independencia de la comisión del delito al que se destinaba la financiación y, si se comete este último, aunque los bienes o el dinero no se hayan utilizado para su comisión.

Si la escala de penas prevista para el delito financiado o que se pretende financiar es inferior a la establecida en este artículo, se aplicará al caso la escala de penas del delito de que se trate.

Las disposiciones de esta sección se aplicarán incluso cuando el delito que se financia o se pretende financiar tenga lugar fuera del ámbito espacial de aplicación del CP, o cuando en el caso de los párrafos (ii) y (iii) la organización o el individuo se encuentre fuera del territorio nacional, siempre que el acto también haya sido punible en la jurisdicción competente para su enjuiciamiento.

Sujetos Obligados a informar y colaborar con la UIF

La Ley PLA/FT/FP, en línea con los estándares internacionales de PLA/FT/FP, no se limita a designar a la UIF como el organismo a cargo de prevenir el LA/FT/FP, sino que también establece determinadas obligaciones a diversas entidades del sector público y privado, que son designados como Sujetos Obligados legalmente a informar a y colaborar con la UIF.

De conformidad con el artículo 20 de la Ley PLA/FT/FP, se consideran Sujetos Obligados ante la UIF, entre otros, los siguientes: (i) los bancos, las entidades financieras y cualquier otra entidad a la que el Banco Central extienda dicho régimen; (ii) las agencias de cambio y las personas humanas o jurídicas autorizadas por el BCRA para intervenir en operaciones de cambio de divisas; (iii) las remesadoras de fondos; (iv) las empresas de transporte de caudales; (v) los emisores, operadores y proveedores de servicios de cobro y/o pago; los proveedores de crédito no financieros; (vi) los participantes del mercado de capitales registrados o autorizados por la CNV como agentes de negociación, agentes de liquidación y compensación y otros intermediarios que realicen funciones equivalentes; los agentes de colocación y distribución que actúen en la colocación de fondos comunes de inversión u otros productos de inversión colectiva autorizados por la CNV; plataformas de financiamiento colectivo, agentes asesores globales de inversión y las personas jurídicas que actúen como fiduciarios financieros cuyos valores fiduciarios cuenten con autorización de oferta pública de la CNV, y los agentes registrados por el mencionado organismo de contralor que intervengan en la colocación de valores negociables emitidos en el marco de los fideicomisos financieros antes mencionados; (vii) las compañías de seguros y reaseguros autorizadas por la Superintendencia de Seguros de la Nación (" SSN "); (viii) los proveedores de servicios de activos virtuales; (ix) los registros públicos, y los correspondientes órganos de fiscalización y control de las personas jurídicas, los registros de la propiedad inmueble, los registros del automotor, los registros navales de toda clase y los registros de aeronaves; las organizaciones gubernamentales como el BCRA, la ARCA, la SSN, la CNV y la IGJ; y (x) los abogados, contadores públicos y escribanos públicos, únicamente cuando, en nombre y/o por cuenta de sus clientes, preparen o realicen operaciones relativas a las actividades expresamente enumeradas en el artículo 20 de la Ley PLA/FT/FP, con sujeción a las limitaciones del secreto profesional.

La norma establece que no se considerará como sujeto obligado a aquellos agentes registrados ante la CNV bajo la subcategoría de Agentes de Liquidación y Compensación –Participante Directo-, siempre que su actuación se limite exclusivamente a registrar operaciones en contratos de futuros y contratos de opciones sobre futuros, negociados en mercados bajo supervisión de esa comisión, por cuenta propia y con fondos propios; y no ofrezcan servicios de intermediación, ni la apertura de cuentas operativas a terceros para cursar órdenes y operar los instrumentos señalados; ello en atención a lo dispuesto por la Resolución General CNV N° 816/2019 o aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan.

De conformidad con el artículo 21 de la Ley PLA/FT/FP, los Sujetos Obligados tienen, entre otras, las siguientes obligaciones:

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(i) Recabar de sus clientes documentos que prueben fehacientemente su identidad, personería jurídica, domicilio, residencia y demás datos que en cada caso se estipulen (lo cual deberá traducirse en una política de “conozca a su cliente” o “KYC”, por sus siglas en inglés).
(ii) Reportar a la UIF, sin demora alguna, todo hecho u operación, sean realizados/as o tentados/as, sobre los/las que se tenga sospecha o motivos razonables para sospechar que los bienes u otros activos involucrados provienen o están vinculados con un ilícito penal o están relacionados con la financiación del terrorismo, o con el financiamiento de la proliferación de armas de destrucción masiva, o que, habiéndose identificado previamente como inusuales, luego del análisis y evaluación realizados por el sujeto obligado, no permiten justificar la inusualidad.

Dentro del marco del análisis de un reporte de operación sospechosa, de una declaración voluntaria o del intercambio de información con organismos análogos extranjeros, las personas físicas y jurídicas antes mencionadas no pueden abstenerse de divulgar a la UIF ninguna información que se les requiera alegando que dicha información se encuentra sujeta a secreto bancario, cambiario o profesional o acuerdos de confidencialidad de naturaleza legal o contractual similares.

(iii) Abstenerse de revelar al cliente o a terceros las actuaciones que se estén realizando en cumplimiento de la Ley PLA/FT/FP.
(iv) Registrarse ante la UIF.
(v) Documentar los procedimientos de PLA/FT/FP, estableciendo manuales internos que reflejen las tareas a desarrollar, asignando las responsabilidades funcionales que correspondan, en atención a la estructura del sujeto obligado, y teniendo en cuenta un enfoque basado en riesgos.
(vi) Designar oficiales de cumplimiento que serán responsables ante la UIF del cumplimiento de las obligaciones establecidas por la presente ley. No obstante ello, la responsabilidad del cumplimiento de las obligaciones de la presente ley es solidaria e ilimitada para la totalidad de los integrantes del órgano de administración. Las personas designadas deberán integrar el órgano de administración de la entidad.
(vii) Obtener información y determinar el propósito y la naturaleza de la relación establecida con el cliente.
(viii) Determinar el riesgo de lavado de activos, de financiación del terrorismo y de financiamiento de la proliferación de armas de destrucción masiva asociados a los clientes; los productos, servicios, transacciones, operaciones o canales de distribución; las zonas geográficas involucradas; realizar una autoevaluación de tales riesgos e implementar medidas idóneas para su mitigación.
(ix) Realizar una debida diligencia continua de la relación comercial, contractual, económica y/o financiera y establecer reglas de monitoreo que permitan examinar las transacciones realizadas durante todo el transcurso de la relación, para asegurar que las mismas sean consistentes con el conocimiento que el sujeto obligado tiene sobre el cliente, su actividad y su perfil de riesgo, incluyendo, cuando sea necesario, el origen de los fondos.
(x) Identificar a las personas humanas que ejercen funciones de administración y representación del cliente y a aquellas que posean facultades de disposición.
(xi) Adoptar medidas específicas a efectos de mitigar el riesgo de lavado de activos, financiación del terrorismo y financiamiento de la proliferación de armas de destrucción masiva, cuando

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se establezca una relación o se contrate un servicio y/o producto con clientes que no han estado físicamente presentes para su identificación.

(xii) Contar con sistemas apropiados de gestión de riesgo para determinar si el cliente o el/los beneficiario/s final/es es/son una persona expuesta políticamente.
(xiii) Determinar el origen y licitud de los fondos.
(xiv) Conservar, por un período mínimo de diez (10) años, en forma física o digital, todos los registros necesarios sobre las transacciones, tanto locales como internacionales, para poder cumplir rápida y satisfactoriamente con los pedidos de información efectuados por la UIF y/u otras autoridades competentes. Estos registros deben ser suficientes para permitir la reconstrucción de las transacciones individuales de manera tal que sirvan como evidencia. También deberán conservar todos los registros obtenidos a través de medidas de debida diligencia del cliente, legajos de clientes y correspondencia comercial, incluyendo los resultados de los análisis que se hayan realizado.

Por su parte, la UIF ha emitido resoluciones de aplicación general que abordan factores de riesgo específicos aplicables a todos los sectores. Por ejemplo, la Resolución UIF N° 35/2023 establece obligaciones para los sujetos obligados en relación con las personas expuestas políticamente (" PEP "), mientras que la Resolución UIF N° 112/2021 establece normas para la identificación y verificación de los beneficiarios finales.

Estas obligaciones se complementan con resoluciones de la UIF específicas para cada sector, que establecen requisitos más detallados y específicos en materia de debida diligencia del cliente, el monitoreo continuo, los controles internos y las medidas de mitigación de riesgos, en función de la actividad que realiza cada Sujeto Obligado. A modo de ejemplo, los Sujetos Obligados que operan en el sector financiero están sujetos a la Resolución UIF N° 14/2023 (modificada por la Resolución 199/2024), mientras que los que operan en el mercado de capitales están sujetos a la Resolución UIF N° 78/2023. Asimismo, la Resolución UIF N° 4/17, establece la posibilidad de llevar a cabo procedimientos de debida diligencia simplificada respecto clientes supervisados en el extranjero y clientes locales que sean sujetos obligados ante la UIF.

El marco descripto sigue un enfoque basado en el riesgo, en consonancia con las recomendaciones del GAFI, que exige a los sujetos obligados que identifiquen, evalúen y mitiguen sus riesgos de LA/FT/FP mediante medidas proporcionadas.

Dentro de sus respectivos marcos regulatorios, las autoridades sectoriales pertinentes, como la CNV y el BCRA también emiten normas aplicables a sus entidades reguladas que reflejan y operacionalizan los requisitos de PLA/FT/FP establecidos por la UIF. En este contexto, la normativa de la CNV estipula, entre otras disposiciones, que los Sujetos Obligados bajo su control sólo realizarán las operaciones previstas en el régimen de oferta pública cuando dichas operaciones sean realizadas u ordenadas por personas constituidas, domiciliadas o residentes en países, dominios, jurisdicciones, territorios o estados asociados no considerados como no cooperantes o de alto riesgo por el GAFI. Asimismo, establecen modalidades de pago y procedimientos de control para la recepción y entrega de fondos desde y hacia los clientes.

Régimen de Congelamiento de Activos y Régimen de Reporte de Financiamiento del Terrorismo/Financiamiento de la Proliferación

El Decreto Ejecutivo N° 918/2012, y sus modificatorias, establece el marco legal y los procedimientos para el reporte de transacciones vinculadas a FT/FP, así como para el congelamiento de activos relacionados con dichas actividades. En este contexto, las Resoluciones UIF N° 207/2025 y 3/2026, reglamentan la implementación del Decreto Ejecutivo N° 918/2012 y establecen, entre otras cuestiones: (i) la obligación de los Sujetos Obligados de verificar que los clientes no se encuentren en listados asociados a FT/FP, incluyendo los designados por el Consejo de Seguridad de las Naciones Unidas en virtud de la Resolución

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N° 1267 (1999), 1718 (2006), 1737 (2006) o vinculados a acciones penales en virtud del artículo 306 del Código Penal; (ii) los procedimientos para el reporte de operaciones sospechosas de FT/FP; y (iii) los procedimientos administrativos aplicables al congelamiento de activos de personas físicas o jurídicas o entidades relacionadas con FT/FP.

A los efectos de facilitar el cumplimiento de estas obligaciones, el Decreto Ejecutivo N° 489/2019 creó el Registro Público de Personas y Entidades vinculadas a actos de Terrorismo y su Financiamiento (RePET), un registro público nacional que consolida las designaciones pertinentes del Consejo de Seguridad de las Naciones Unidas y las personas o entidades vinculadas a delitos relacionados con el terrorismo según la legislación argentina. A enero de 2026, este registro no incluye designaciones o listas específicamente relacionadas con el FP.

Supervisión y Sanciones Administrativas

La UIF está investida de facultades de supervisión y fiscalización sobre los Sujetos Obligados y puede vigilar el cumplimiento de las obligaciones en materia de PLA/FT/FP, realizar inspecciones y solicitar información. De acuerdo a lo establecido por el Anexo I de la Resolución UIF 61/2023, en los sectores sujetos a una supervisión regulatoria específica (como el sector financiero y el mercado de capitales), la UIF ejerce sus funciones de supervisión con la asistencia de los correspondientes órganos de contralor específico, como el BCRA y la CNV.

Los sujetos obligados están sujetos a sanciones administrativas en virtud de la Ley PLA/FT/FP por el incumplimiento de las obligaciones aplicables. La UIF está facultada para imponer, previo sumario administrativo, las siguientes sanciones:

a. multa de entre uno (1) y diez (10) veces el valor total de los activos de la operación en caso de no reportar una transacción sospechosa, o de su comunicación fuera de los plazos y formas previstos para ello; en el caso de otras infracciones por incumplimientos formales, multa de entre quince (15) y dos mil quinientos (2500) módulos actualizables anualmente (actualmente fijados en $54.140) .
b. apercibimiento;
c. apercibimiento con obligación de publicar la parte dispositiva de la resolución; y d. para los oficiales de cumplimiento, inhabilitación de hasta 5 años para el ejercicio de funciones en tal condición.

La responsabilidad administrativa puede extenderse tanto al sujeto obligado como a los miembros de su órgano de administración y está sujeta a un plazo de prescripción de cinco (5) años.

Resolución UIF Nª 35/2026

En fecha 31 de marzo de 2026 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución UIF N° 35/2026, mediante la cual se efectuaron algunas modificaciones respecto al intercambio de información en materia de Prevención del Lavado de Activos, Financiación del Terrorismo y Financiamiento de la Proliferación de Armas de Destrucción Masiva (PLA/FT/FP) entre el BCRA, la CNV, la SSN y el Instituto Nacional de Asociativismo y Economía Social (denominados Organismos de Contralor Específicos) o entre estos y los organismos que cumplan funciones similares a los mencionados en otros países (denominados Organismos Similares Extranjeros).

Resolución UIF N° 37/2026

En fecha 14 de abril de 2026, se publicó en el Boletín Oficial la Resolución UIF N° 37/2026, que sustituye los artículos 3° bis, 3° ter y 3° quáter de la Resolución UIF 50/2011. En este sentido, se establece que los Sujetos Obligados del artículo 20 de la Ley 25.246 deben adjuntar documentación respaldatoria en formato PDF a través del Sistema de Reporte de Operaciones (SRO+) al momento de inscribirse ante la UIF, quedando dicha documentación sujeta a revisión y validación, con un plazo de 15 días hábiles administrativos para subsanar observaciones. Se detalla la documentación exigida tanto para personas

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humanas (datos personales, copia de documento de identidad, CUIT/CUIL, constancias habilitantes, antecedentes penales, entre otros) como para personas o estructuras jurídicas (razón social, estatuto, actas de designación del órgano de administración y del Oficial de Cumplimiento, declaración jurada de beneficiarios finales, antecedentes penales de los miembros del órgano de administración, entre otros). Asimismo, se dispone que, vencido el plazo de 15 días sin que el Sujeto Obligado remita la documentación faltante, se bloqueará su inscripción en el SRO+ y podrá ser sancionado conforme el Capítulo IV de la Ley 25.246. Adicionalmente, se obliga a los Sujetos Obligados y Oficiales de Cumplimiento ya registrados a mantener actualizados sus datos de contacto dentro de los 5 días hábiles de producida cualquier modificación, y a comunicar a la UIF la entrada en funciones de un Oficial de Cumplimiento suplente o su reemplazo en el mismo plazo, vía correo electrónico a [email protected].

Para un análisis exhaustivo del Régimen PLA/FT/FP de a la fecha de este Prospecto, los inversores deben consultar con sus asesores jurídicos y leer el Título XIII, Libro 2 del Código Penal argentino y cualquier normativa emitida por la UIF, la CNV y el BCRA en su totalidad. A tales fines, las partes interesadas pueden visitar los sitios web del Ministerio de Justicia de la Argentina (https://www.argentina.gob.ar/justicia), la UIF (www.argentina.gob.ar/uif), la CNV (www.argentina.gob.ar/cnv), o el y/o del BCRA (www.bcra.gov.ar). La información que se encuentra en dichos sitios web no forma parte de este Prospecto.

Carga tributaria

Lo que sigue es un resumen de las principales cuestiones impositivas de Argentina que pueden ser de relevancia en relación con la adquisición, titularidad y disposición de las Obligaciones Negociables, y no implica una descripción amplia de los aspectos impositivos de Argentina relacionados con una inversión en las Obligaciones Negociables.

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 para 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.

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.

I. 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 cobrados 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 de hasta 35% sobre el total de los intereses devengados para (a) personas humanas residentes en Argentina, (b) sucesiones indivisas residentes en Argentina;
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 LG, 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 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; y 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
2) 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 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

1 Conforme Artículo 104 inciso c) apartados 1 y 2 de la LIG.

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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 Procedimiento Fiscal ”), algunas exenciones no son aplicables cuando, como resultado de la aplicación de una exención, los ingresos que habrían sido recaudados por la 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.

II. 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: (i) el 43% del pago bruto del interés siempre que el tenedor sea un banco no residente o institución financiera controlada por el respectivo banco central o autoridad similar ubicada en jurisdicciones (a) distintas a aquellas consideradas como "jurisdicciones no cooperativas" o "jurisdicciones con baja o nula tributación", o (b) una jurisdicción que haya ejecutado acuerdos para el intercambio de información con Argentina y no permita entre otros secretos bancarios o bursátiles ante solicitudes fiscales conforme a su legislación local; o (ii) el 100% del pago bruto del interés si el emisor es una entidad corporativa argentina y el tenedor no está descripto bajo la cláusula (i) anterior.

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.

III. 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 sobre los intereses derivados de las Obligaciones Negociables y ganancias derivadas de su venta, intercambio, conversión o cualquier forma de disposición. Dichos contribuyentes se encuentran alcanzados por una escala progresiva de alícuotas que oscila entre el 25% y el 35%, determinada en función de la ganancia neta imponible acumulada del contribuyente. Los tramos de dicha escala se ajustan anualmente sobre la base del IPC.

Los pagos de intereses efectuados a Entidades Argentinas también se encuentran sujetos a retenciones conforme al régimen establecido por la Resolución General (AFIP) N° 830/2000. Tales retenciones deberán computarse como pago a cuenta del IG a ingresar por dichas Entidades Argentinas. Cualquier exclusión del referido régimen de retención deberá ser debidamente acreditada ante el agente de retención por quien invoque dicho beneficio.

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En la presente sección, el término “Entidades Argentinas” comprende: sociedades anónimas —incluidas las sociedades anónimas unipersonales—; sociedades en comandita por acciones, respecto de sus socios comanditarios; y sociedades por acciones simplificadas constituidas conforme al Título III de la Ley N° 27.349 y constituidas en la República Argentina; sociedades de responsabilidad limitada, sociedades en comandita simple y la porción correspondiente a los socios comanditados de las sociedades en comandita por acciones, en todos los casos cuando se encuentren constituidas en la República Argentina; asociaciones civiles y fundaciones, cooperativas y entidades civiles y mutuales constituidas en la República Argentina, salvo que resulte aplicable un tratamiento impositivo distinto conforme a la LIG; las entidades y organismos a que se refiere el artículo 1 de la Ley N° 22.016; sociedades de economía mixta, exclusivamente respecto de sus rentas no exentas; los fideicomisos constituidos conforme al Código Civil y Comercial de la Nación —con excepción de aquellos en los que el fiduciante sea a su vez beneficiario, excepción que no resulta aplicable a los fideicomisos financieros ni a los supuestos en los que el fiduciante-beneficiario califique como Beneficiario del Exterior—; los fondos comunes de inversión constituidos en la República Argentina que no se encuentren comprendidos en el primer párrafo del artículo 1 de la Ley N° 24.083 (t.o. y mod.); las sociedades comprendidas en el inciso b) del artículo 53 de la LIG y los fideicomisos comprendidos en el inciso c) del mismo artículo que opten por tributar como sociedades u otras entidades comprendidas en el artículo 73 de la LIG, siempre que cumplan con los requisitos establecidos para ejercer dicha opción; las rentas atribuibles a establecimientos permanentes conforme a lo definido en el artículo 22 de la LIG; cualquier otro tipo de sociedad o empresa unipersonal constituida en la República Argentina; los comisionistas, martilleros, consignatarios y demás intermediarios comerciales no incluidos expresamente en la cuarta categoría del Impuesto a las Ganancias; y todas las demás entidades comprendidas en el Título VI de la LIG.

IV. Impuesto al Valor Agregado

En la medida que se cumplan las Condiciones del Artículo 36, todas las operaciones financieras y beneficios relacionados con la oferta, suscripción, suscripción en firme, transferencia, autorización o cancelación de las Obligaciones Negociables y sus garantías están exentas del IVA.

Además, de conformidad con la Ley N° 20.631, complementada por el Decreto No. 280/1997 (la " Ley del Impuesto al Valor Agregado "), la transferencia de obligaciones negociables está exenta del IVA incluso si no se cumplen las Condiciones del Artículo 36.

V. Impuesto Sobre los Bienes Personales

Las personas humanas residentes y las sucesiones indivisas residentes en Argentina se encuentran obligadas al pago del IBP respecto de ciertos activos (tales como las Obligaciones Negociables) de los que fueran titulares al 31 de diciembre de cada año.

Para El período fiscal 2024, el mínimo no imponible fue establecido en Ps. 292.994.964,89 y el monto que exceda dicho umbral mínimo no imponible estará sujeto a tributación conforme a la siguiente tabla:

Valor total de los	bienes que supera el umbral mínimo no imponible	bienes que supera el umbral mínimo no imponible	bienes que supera el umbral mínimo no imponible
Mas de Ps.	A Ps.	Pagarán Ps.	Más el %	Sobre el excedente de Ps.
	40.107.213,86	-	0,50%	-
40.107.213,86	86.898.963,43	200.536,07	0,75%	40.107.213,86
86.898.963,43	240.643.283,28	551.474,19	1,00%	86.898.963,43
240.643.283,28	Enadelante	2.088.917,39	1,25%	240.643.283,28

Cuando el valor de los activos supere el mínimo no imponible, el excedente quedará gravado conforme a las siguientes alícuotas:

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Ejercicio fiscal 2025: del 0,50% al 1%;
Ejercicio fiscal 2026: del 0,50% al 0,75%; y
Ejercicio fiscal 2027: alícuota única del 0,25%.

Los montos del umbral mínimo y los montos establecidos anteriormente resultan ajustables anualmente considerando la variación anual del IPC.

Se creó un Régimen especial de ingreso del Impuesto sobre los Bienes Personales (“ REIBP ”), que permite la cancelación voluntaria y anticipada del impuesto hasta el ejercicio fiscal 2027, aplicando una alícuota unificada reducida del 0,45%. Los contribuyentes que hubieran adherido al régimen de regularización (blanqueo) podrán optar por el REIBP con una alícuota unificada del 0,5%. La adhesión al REIBP otorga estabilidad fiscal hasta 2038.

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 Ps. 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 Prospecto, 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 tales casos, la Ley de IBP establece la obligación a cargo del emisor privado argentino (el “ obligado sustituto ”) de ingresar el IBP a una alícuota total del 0,5%. El Decreto N° 127, de fecha 9 de febrero de 1996, y la Resolución General (AFIP) N° 2151/06 disponen que el obligado sustituto, y por lo tanto el obligado al pago del impuesto, será la entidad emisora de dichas obligaciones negociables. Asimismo, la Ley de IBP faculta al obligado sustituto a repetir íntegramente el importe abonado, sin limitación alguna, mediante retención o ejecución sobre los bienes que dieron origen al pago del tributo. Cuando resulte aplicable la presunción legal antes mencionada, la alícuota aplicable será del 1%. Este sistema de “responsable sustituto” es el mismo descripto en el primer párrafo de la sección “Personas humanas y las sucesiones indivisas residentes en el exterior”, resultando aplicables las mismas consideraciones allí expuestas.

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.

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Además, el Decreto N° 812/1996 de fecha 22 de julio de 1996 establece que la presunción legal mencionada anteriormente no 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 la inaplicabilidad de dicha presunción legal y, en consecuencia, que la Emisora no resulte obligada a actuar como “obligado sustituto” respecto de las Obligaciones Negociables, deberá obrar en los registros de la Emisora una copia debidamente certificada de la resolución de la CNV que autoriza la oferta pública de las Obligaciones Negociables, así como la documentación que acredite que dicha autorización o certificación se encontraba vigente al 31 de diciembre del ejercicio fiscal en que se produjo el pasivo impositivo, conforme a lo previsto en la Resolución General (AFIP) N° 2.151, de fecha 31 de octubre de 2006.

VI. Impuesto a los Débitos y Créditos en Cuenta Corriente

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 el impuesto a la ganancia mínima presunta (actualmente derogado) o de 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.

Existen algunas exenciones del IDC relativas al titular y el destino de las cuentas bancarias. Así, por ejemplo, se encuentran exentos del impuesto los movimientos registrados en las cuentas corrientes especiales (Comunicación “A” 3250 del BCRA) cuando las mismas estén abiertas a nombre de personas jurídicas del exterior y en tanto se utilicen exclusivamente para la realización de inversiones financieras en el país.

VII. Impuesto sobre los Ingresos Brutos

Aquellos inversores que realicen actividades en forma habitual o que se presuma que desarrollan dichas actividades en cualquier jurisdicción en la que obtengan ingresos por intereses derivados de la tenencia de Obligaciones Negociables, o de su venta o transferencia, podrían estar sujetos al impuesto sobre los ingresos brutos (“ ISIB ”) a alícuotas que varían de acuerdo con la legislación específica de cada provincia argentina, salvo que proceda la aplicación de alguna exención.

A la fecha de publicación de este Prospecto, 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.

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.

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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.

VIII. 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.

IX. Impuesto a la Transmisión Gratuita de Bienes

No se encuentra previsto un tributo federal a la transmisión gratuita de bienes a herederos, donatarios, legatarios o beneficiarios. A nivel provincial, únicamente la Provincia de Buenos Aires ha establecido un impuesto a la transmisión gratuita de bienes (“ ITGB ”).

Para los contribuyentes domiciliados en la Provincia de Buenos Aires, el ITGB se aplica al enriquecimiento que se obtenga en virtud de toda transmisión a título gratuito, con independencia de que los bienes se encuentren ubicados dentro o fuera de dicha provincia. Por el contrario, tratándose de contribuyentes domiciliados fuera de la Provincia de Buenos Aires, el impuesto resulta aplicable exclusivamente respecto de los bienes transferidos a título gratuito que se encuentren situados en la Provincia de Buenos Aires.

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 Ps. 2.038.752, o Ps. 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 tenedores de las Obligaciones Negociables deberán consultar a sus asesores impositivos para evaluar las implicancias tributarias

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específicas que pudieran resultar aplicables en la jurisdicción correspondiente.

X. 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 (actualmente a una alícuota del 3% o del o 1,5% para los procesos sucesorios). Determinados impuestos judiciales y de otro tipo podrían gravar el importe de cualquier demanda presentada ante los tribunales de la provincia correspondiente.

XI. 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, Chile, China, Dinamarca, España, Finlandia, Francia, Reino Unido, Italia, México, Noruega, Países Bajos, Rusia, Suecia, Suiza, Emiratos Árabes Unidos, Uruguay, Turquía y Qatar. Los convenios firmados con Austria[2] , Japón y Luxemburgo no han entrado en vigor a la fecha de este Prospecto.

Actualmente no se encuentra vigente ningún convenio entre la República Argentina y los Estados Unidos para evitar la doble imposición en materia de impuestos sobre la renta y el capital. No obstante, existe un acuerdo internacional para el intercambio automático de información entre ARCA y el Internal Revenue Service (IRS) de los Estados Unidos.

El “Convenio Multilateral para Implementar las Medidas Relacionadas con los Tratados Tributarios para Prevenir la Erosión de las Bases Imponibles y el Traslado de Beneficios” ( Multilateral Convention to Implement Tax Treaty-Related Measures to Prevent Base Erosion and Profit Shifting , “ MLI ”), en el marco de la OCDE, fue aprobado por la Ley Nº 27.788 y ratificado por la República Argentina el 29 de septiembre de 2025. El MLI resultará aplicable respecto de determinados hechos imponibles que se verifiquen a partir del 1 de enero de 2026. En consecuencia, dicha circunstancia podría modificar la aplicación y el alcance de los convenios para evitar la doble imposición celebrados por la República Argentina con aquellos estados que también hayan suscripto y ratificado el MLI.

XII. 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 los alcances antes definidos, no cumplan efectivamente con el intercambio de información. Los tratados y acuerdos mencionados deben ajustarse a los estándares internacionales de transparencia e intercambio de información en materia fiscal asumidos por la República Argentina. El artículo 24 del Decreto N° 862/2019, conforme fuera modificado, estableció el listado de jurisdicciones consideradas no cooperantes sobre la base de los criterios antes indicados (según Decreto N° 862/2019, modificado por el Decreto N° 603/2024). A la fecha, Estados Unidos no es considerada una “jurisdicción no cooperante” en virtud de la sección 19 de la LIG. Asimismo, mediante la Resolución N° 3576/2013, la ARCA estableció que el listado de jurisdicciones cooperantes (y, por exclusión, de jurisdicciones no cooperantes) a los fines de la transparencia fiscal puede

2 El acuerdo con Austria, suscripto el 6 de diciembre de 2019, fue sancionado por la Cámara de Senadores por unanimidad el 18 de marzo de 2026. Se encuentra pendiente la promulgación de la ley y la entrada en vigor del instrumento conforme los mecanismos previstos.

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consultarse en el sitio web del organismo (actualmente disponible en el sitio web de la ARCA) en: https://www.afip.gob.ar/jurisdiccionesCooperantes/.

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 para 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. La ARCA ha elaborado una lista indicativa y no exhaustiva de jurisdicciones consideradas de baja o nula tributación, que puede consultarse en su página web: https://www.arca.gob.ar.

Se considera que los fondos procedentes de “jurisdicciones no cooperantes” o “jurisdicciones de baja o nula tributación” constituyen incrementos patrimoniales no justificados para el tomador o receptor local, independientemente de la naturaleza de la operación de que se trate.[3]

Los incrementos patrimoniales no justificados a que se refiere el párrafo anterior están sujetos a los siguientes impuestos:

El IG se aplicaría al 110% del importe de los fondos transferidos;
IVA (e impuestos internos, en caso de que sea aplicable) sobre el 110% del importe de los fondos transferidos.

Aunque el concepto “ingresos procedentes de” no está claro, podría interpretarse como cualquier transferencia de fondos desde una cuenta en una jurisdicción no cooperante, o desde una cuenta bancaria abierta fuera de una jurisdicción no cooperante pero de propiedad de una entidad situada en una jurisdicción no cooperante; o a una cuenta bancaria situada en Argentina o a una cuenta bancaria abierta fuera de Argentina pero propiedad de un residente fiscal argentino.

No obstante, la reglamentación dispone que la ARCA podrá considerar como justificados aquellos ingresos de fondos a cuyo respecto el interesado pruebe fehacientemente que se originaron en actividades efectivamente realizadas por el contribuyente o por terceros en dichos países o que provienen de colocaciones de fondos oportunamente declarados.

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.

Hechos Recientes

No han ocurrido cambios significativos desde la fecha de los Estados Financieros Auditados de la Compañía por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2025.

3 Conforme lo dispuesto en el artículo 18.2. de la Ley N° 11.683 de Procedimiento Fiscal.

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Declaración por parte de expertos

No se ha incluido en el Prospecto ninguna declaración o informe atribuido a personas ajenas a la Sociedad.

Documentos a disposición

El presente Prospecto y los estados financieros incluidos en el mismo se encuentran a disposición de los interesados en las oficinas ejecutivas de la Emisora ubicadas en Carlos M. Della Paolera 299, Piso 16 (C1001ADA), Ciudad Autónoma de Buenos Aires, en su página web (www.tecpetrol.com) y en la página web de la CNV https://www.argentina.gob.ar/cnv en el ítem Información Financiera. Asimismo, se encontrarán a disposición en los mercados donde estén listadas o se negocien las Obligaciones Negociables (entre ellos, sin limitación, en el caso del A3: https://a3mercados.com.ar/ y en el caso de BYMA: www.bolsar.info).

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EMISORA TECPETROL S.A.

Pasaje Carlos M. Della Paolera 297/299, Piso 16° (C1001ADA) Ciudad Autónoma de Buenos Aires Argentina

ASESORES LEGALES FINMA S.A.I.F.

Pasaje Carlos M. Della Paolera 297/299, Piso 16° (C1001ADA) Ciudad Autónoma de Buenos Aires Argentina

AUDITORES

Price Waterhouse & Co. S.R.L.

Bouchard 557 – Piso 8° (C1106ABG) Ciudad Autónoma de Buenos Aires Argentina

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Claudio G. Gugliuzza Director

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AI assistant

TECPETROL S.A. — Capital/Financing Update 2026

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TECPETROL S.A.

PROGRAMA DE OBLIGACIONES NEGOCIABLES SIMPLES (NO CONVERTIBLES EN ACCIONES) POR HASTA US$ 3.000.000.000 (O SU EQUIVALENTE EN OTRAS MONEDAS O UNIDADES DE MEDIDA O VALOR)

I. ÍNDICE

II. NOTIFICACIÓN A LOS INVERSORES

III. INFORMACIÓN RELEVANTE

Aprobaciones societarias

Presentación de información financiera

Presentación de información financiera en economías de hiperinflación

Ciertos términos definidos

Datos de mercado

Calificación de Riesgo

Documentos a disposición

Redondeo

IV. DECLARACIONES SOBRE HECHOS FUTUROS

V. INFORMACIÓN SOBRE LA EMISORA

a) Reseña histórica y descripción

General

Historia de Tecpetrol

Antecedentes de Tecpetrol bajo el régimen de Oferta Pública:

b) Descripción del sector donde la Emisora desarrolla su actividad

La industria del gas y petróleo en la Argentina

Reseña

Exploración y Producción

Permisos y Concesiones

Canon y Regalías

Reversiones de Áreas

Transporte y procesamiento de Hidrocarburos

(i) Distribución y transporte de gas natural

(ii) Concesiones de transporte de hidrocarburos líquidos

Reglamentación específica del mercado para petróleo, gas y GLP (Gas Licuado de Petróleo)

Petróleo

Exportaciones e importaciones de Petróleo

Gas Natural

Comercialización de Gas Natural

(a) define cuáles serán los volúmenes “firmes” de gas para CAMMESA; y

Nuevo Régimen de Promoción de Inversiones para la Exportación

La Ley de Solidaridad Social y Reactivación Productiva

Decretos de Necesidad y Urgencia N° 55/2023, 1023/2024 y 370/2025 – Emergencia del sector energético nacional

Decreto de Necesidad y Urgencia N° 70/2023 – Bases para la Reconstrucción de la Economía Argentina

Ley 27.742 de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos

Exportación de gas

GLP (Gas Licuado de Petróleo)

b) Descripción de las actividades y negocios

Estrategia comercial

Estrategias Competitivas

Actividades de Exploración y Producción:

Segmento Cuenca Neuquina

Áreas de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Convencionales.

Agua Salada

Los Bastos

Operaciones en Áreas de Exploración y Explotación de Hidrocarburos No Convencionales.

Fortín de Piedra

Punta Senillosa

Los Toldos I Norte y Los Toldos II Este

Loma Ancha

Puesto Parada

Concesiones de transporte

Segmento Cuenca del Noroeste y Cuenca Marina Malvinas:

Cuenca del Noroeste:

Aguaragüe (y área San Antonio Sur)

Ramos

Concesiones de transporte

Cuenca Marina Malvinas

Vaca Muerta

Regalías

Reservas

Ventas de Petróleo y Gas Natural

Petróleo

Gas Natural

Transporte

Petróleo

Gas

VI. FACTORES DE RIESGO

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.

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