YPF S.A. — Annual Report 2025

Feb 27, 2026

AÑO 2025

& 4T25

Webcast: 27 de febrero de 2026 9:00 am ET / 11:00 am BAT

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CENTRO DE INVERSORES

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EQUIPO RI

MARGARITA CHUN – GERENTE RI

4T25

YPF

PRINCIPALES HITOS DEL 2025 & 4T25

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KPI 4T25 3T25 T/T Δ 4T24 A/A Δ 2025 2024 Δ
Ingresos 4.556 4.643 -2% 4.751 -4% 18.448 19.293 -4%
EBITDA Ajustado 1.283 1.357 -5% 839 53% 5.009 4.654 8%
Resultado neto (649) (198) 228% (284) 129% (799) 2.393 N/A
Inversiones 1.086 1.017 7% 1.320 -18% 4.477 5.041 -11%
FCF 265 (759) N/A 64 314% (1.816) (760) 139%
Deuda neta 9.386 9.595 -2% 7.434 26% 9.386 7.434 26%
Ratio de apalancamiento neto (x) 1,9 2,1 -11% 1,6 17% 1,9 1,6 17%
Producción total (Kboe/d) 488,0 523,1 -7% 520,6 -6% 527,0 536,1 -2%
Crudo (Kbbl/d) 264,4 239,8 10% 269,8 -2% 255,4 257,5 -1%
Gas Natural (Mm3/d) 29,6 38,4 -23% 34,3 -14% 36,2 37,4 -3%
NGL (Kbbl/d) 37,7 41,9 -10% 35,2 7% 43,7 43,1 1%
Precio de crudo (US$/bbl) 53,0 60,0 -12% 65,7 -19% 60,1 68,2 -12%
Precio de gas natural (US$/MBTU) 2,8 4,3 -36% 3,1 -11% 3,6 3,7 -3%
Export. crudo (Kbbl/d) 39,3 38,3 2% 40,8 -4% 39,4 34,9 13%
Producción Crudo Shale (Kbbl/d) 196,0 170,0 15% 138,1 42% 164,8 122,4 35%
Costos extracción (US$/boe) 9,6 8,8 9% 17,3 -44% 11,6 15,6 -26%
Costos extrac. shale oil hub (US$/boe) 4,2 4,3 -2% 4,2 -2% 4,4 4,2 4%
Crudo procesado (Kbbl/d) 334,9 326,2 3% 304,1 10% 320,2 300,7 6%
Utilización refinerias (%) 99% 97% 3% 90% 10% 95% 89% 6%
Venta local combustibles (Km3) 3.774 3.655 3% 3.577 5% 14.366 13.947 3%
Precio neto local comb. (US$/m3) 638 608 5% 685 -7% 645 701 -8%
Combustible importado (Km3) 36 50 -27% 44 -18% 258 309 -16%
EBITDA Ajustado R&M (US$/bbl) 18,6 6,1 207% 11,5 62% 12,9 13,9 -7%
Financieros
Upstream
Midstream & Dw
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En US$ millones, salvo que se indique lo contrario. EBITDA = Resultado operativo + Depreciación de propiedad, planta y equipo + Depreciación por derecho de uso de uso de activos + Amortización de activos intangibles + Perforaciones exploratorias improductivas + (Reversión) / Deterioro de propiedad, planta y equipo. EBITDA Ajustado = EBITDA que excluye los efectos de la NIIF 16 + partidas no recurrentes. Ratio de apalancamiento neto = Deuda neta / EBITDA Ajustado de los últimos 12 meses. FCF = Flujo Neto de las Actividades Operativas menos inversiones (Actividades de inversión), M&A (Actividades de inversión), y pago de intereses y leasing (Actividades de Financiación). Combustible = gasoil + nafta. R&M es el negocio de refino y marketing, excluye petroquímica y productos agros.

El EBITDA Aj. fue US$5.009 millones (+8% a/a), a pesar de la caída del precio del Brent, principalmente por la mayor producción de petróleo shale (+35% a/a) y menores costos de extracción (-26% a/a), derivado de la estrategia combinada de salida de campos maduros y expansión de la producción shale, además de niveles récord de procesamiento en nuestras refinerías y sólidos crack spreads. En el 4T25 , el EBITDA Aj. fue US$1.283 millones (-5% t/t), reflejando menores ventas estacionales de gas y mayores costos en términos reales, en parte compensado por mejores precios locales de combustibles y niveles récord de procesamiento.

Las inversiones fueron US$4.477 millones en 2025 (-11% a/a), aproximadamente 10% por debajo de nuestras estimaciones originales, principalmente debido a nuevas mejoras operativas y menores costos medidos en dólares, de las cuales el 72% fue alocado al negocio no convencional. En el 4T25 , las inversiones siguieron esta tendencia, alcanzando US$1.086 millones (+7% t/t y 73% alocado al negocio no convencional).

La producción de petróleo shale promedió 165 kbbl/d en 2025 (+35% a/a, en línea con el target), compensando completamente la desinversión del convencional. En el 4T25 , la producción promedió 196 kbbl/d (+42% a/a y +15% t/t). En dic-25, se firmó un contrato de exportación de petróleo shale con ENAP, por alrededor de 32 kbbl/d hasta jun-33.

Las reservas P1 de shale en Vaca Muerta crecieron a 1.128 Mboe en 2025 (+32% a/a y 88% del total de reservas P1), con un sólido índice de reemplazo de reservas de 3,2x y vida promedio de 9.0 años: 54% petróleo, 40% gas y 6% NGL.

Los niveles de procesamiento en nuestras refinerías alcanzaron record de 335 kbbl/d en el 4T25 , con una tasa de utilización del 99%, generando excedente de nafta y gasoil que permitió sustituir importaciones tanto de otros operadores locales como del mercado externo.

Actividades de M&A : En dic-25 vendimos la participación del 50% en Profertil por US$635 millones (2/3 cobrados a ene-26). Además, adquirimos el 4,9% del bloque Bandurria Sur y el 15% de los bloques Bajo del Toro por US$163 millones, sujeto al cierre.

Avances en nuestros proyectos principales:

• Andes Fase I : se completaron 45 de los 48 bloques involucrados.

• Andes Fase II : se completaron 3 de los 16 bloques involucrados, destacándose la venta del bloque Manantiales Behr por US$410 millones y un earn out de US$40 millones, firmado en feb-26, sujeto al cierre.

• Argentina LNG : en feb-26, YPF, ENI y XRG (filial de inversiones de ADNOC) firmaron un Acuerdo de Desarrollo Conjunto para el proyecto de 12 MTPA, con 2 FLNGs propios, iniciando FEED y actividades asociadas. En ene-26, YPF intercambió activos con Pluspetrol, para adquirir la participación total de tres bloques de gas húmedo clave para el proyecto (Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y Las Tacanas) a cambio del 20 % de los bloques La Escalonada y Rincón La Ceniza.

En el frente financiero , en ene-26, YPF reabrió su bono internacional 2034 por US$550 millones a 8,1% de rendimiento, el nivel más bajo alcanzado por la Compañía en los mercados internacionales desde 2017.

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4T25

YPF

Buenos Aires, 26 de febrero, 2026 – YPF (BYMA: YPFD | NYSE: YPF[1] ). La información se basa en los EEFF, preparados según las NIIF vigentes en Argentina. La suma de partes de ciertas cifras está sujeta a redondeo. La moneda funcional de la Compañía es US$.

1. ANÁLISIS DE RESULTADOS CONSOLIDADOS 2025 & 4T25

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Desglose Ingresos Consolidados 4T25 3T25 4T24 T/T ∆ A/A ∆ 2025 2024 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Gasoil 1.525 1.467 1.581 4,0% -3,5% 6.039 6.454 -6,4%
Nafta 1.055 929 1.022 13,5% 3,1% 3.944 4.013 -1,7%
Gas natural como productores (a terceros) 249 523 258 -52,3% -3,4% 1.525 1.469 3,8%
Otros 1.072 1.067 1.117 0,5% -4,0% 4.153 4.435 -6,4%
Total Mercado Local 3.902 3.986 3.979 -2,1% -1,9% 15.662 16.371 -4,3%
Jet fuel 108 87 105 24,2% 3,4% 362 503 -28,1%
Granos y harinas 80 139 131 -42,1% -38,7% 524 387 35,6%
Crudo 216 238 262 -9,1% -17,5% 948 962 -1,5%
Petroquímicos y otros 250 193 274 29,3% -9,0% 952 1.070 -11,0%
Total Mercado Externo 654 657 772 -0,4% -15,3% 2.786 2.922 -4,6%
Total Ingresos 4.556 4.643 4.751 -1,9% -4,1% 18.448 19.293 -4,4%
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Los Ingresos Netos fueron US$18.448 millones en 2025 (-4% a/a), principalmente por la caída del 15% en el precio del Brent, que impactó negativamente en los precios de combustibles, petróleo, petroquímicos y otros productos refinados. Este efecto fue en parte compensado por niveles récord de procesamiento, permitiendo mayores despachos de combustibles, junto a mayores ventas de productos agro no vinculados al petróleo.

En 4T25 , los ingresos netos disminuyeron 2% t/t, impulsados por menores ventas estacionales de gas natural y por el menor precio del petróleo. Esto fue parcialmente compensado por mejores precios locales de combustibles —que se recuperaron frente a sus paridades de importación—, junto a una suba en el volumen de naftas, gasoil, jet fuel y petroquímicos en el mercado local, sumado a mayores exportaciones de petróleo.

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Desglose Costos Consolidados 4T25 3T25 4T24 T/T ∆ A/A ∆ 2025 2024 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Costo de extracción (433) (426) (828) 1,7% -47,7% (2.228) (3.066) -27,3%
Otros Upstream (164) (184) (200) -10,7% -18,0% (653) (673) -2,9%
Costos Downstream (553) (518) (558) 6,9% -0,8% (2.128) (2.104) 1,2%
Otros Midstream & Downstream (143) (82) (146) 73,8% -1,7% (357) (338) 5,6%
LNG & GI, NNEE, Corpo y Otros (236) (146) (305) 61,7% -22,4% (793) (1.039) -23,7%
Total Costos Operativos (1.530) (1.356) (2.036) 12,8% -24,9% (6.159) (7.220) -14,7%
Depreciaciones y Amortizaciones (774) (836) (795) -7,4% -2,6% (3.204) (2.759) 16,1%
Regalías (207) (238) (261) -13,1% -20,6% (953) (1.095) -12,9%
Otros (309) (284) (392) 8,9% -21,3% (1.224) (1.385) -11,7%
Total Otros Costos (1.290) (1.358) (1.448) -5,0% -10,9% (5.381) (5.239) 2,7%
Importación de combustibles (incluye jet fuel) (25) (35) (28) -29,7% -10,1% (172) (225) -23,4%
Compras de crudo a terceros (545) (688) (440) -20,8% 23,9% (2.161) (1.755) 23,1%
Compras de biocombustibles (231) (208) (212) 11,3% 9,2% (909) (910) -0,1%
Compras de productos agro (156) (226) (133) -31,0% 16,9% (723) (602) 20,2%
Otras compras (177) (221) (206) -19,9% -14,1% (783) (1.038) -24,6%
Variación de existencias (85) 54 (157) N/A -45,9% (94) (127) -26,0%
Total de Compras y Variación de existencias (1.219) (1.324) (1.176) -7,9% 3,7% (4.842) (4.657) 4,0%
Otros resultados operativos, netos 67 (48) (559) N/A N/A (330) (609) -45,8%
Recupero / (Deterioro) de valor en PP&E - (5) (61) N/A N/A 4 (87) N/A
Total Costos Operativos + Compras + Deterioro de Activos (3.972) (4.091) (5.280) -2,9% -24,8% (16.708) (17.812) -6,2%
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La variación de existencias incluye el efecto precio por (US$ 77) millones en el 4T25, (US$ 4) millones en el 3T25, (US$ 47) millones en el 4T24, (US$173) millones en el 2025 y (US$111) Millones en el 2024

Los costos operativos fueron US$ 6.159 millones en 2025 (-15% a/a), particularmente debido a una baja significativa en los costos de extracción, impulsada por la desinversión de campos maduros y a menor provisión por incobrabilidad asociada a ventas de gas. En el 4T25 , los costos operativos aumentaron un 13% t/t, principalmente por una provisión ambiental extraordinaria en el segmento Midstream & Downstream y mayores costos de transporte, en parte compensado por ahorro derivado de menor exposición a campos maduros.

Otros Costos alcanzaron US$5.381 millones en 2025 (+3% a/a), principalmente por mayores depreciaciones y amortizaciones derivadas de mayor actividad shale, en parte compensado por menores regalías (contracción en precios de petróleo y gas), sumado a menores perforaciones exploratorias no productivas. En el 4T25 , Otros Costos cayeron 5%, dado mayormente por menores depreciaciones y amortizaciones asociadas a reevaluación de abandono de pozos, y por menores regalías (baja en precio de gas por estacionalidad y menores precios de petróleo), parcialmente compensado por mayores costos extraordinarios vinculados a campos maduros.

Las Compras y Variaciones de Existencias totalizaron US$4.842 millones en 2025 (+4% a/a), explicado especialmente por mayores compras de crudo a terceros (menor exposición de campos maduros y mayor nivel de procesamiento) y por mayores compras de productos agro, impulsadas por recortes de los derechos de

1 1 ADR = 1 acción. El capital social emitido ascendió a 393.312.793 acciones a Dic-2025 (51% Gobierno Argentino; 25% NYSE y 24% ByMA).

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4T25

YPF

exportación, mayor producción de granos y reposición de existencias de fertilizantes. Esto fue en parte compensado por menores precios de crudo y combustibles importados, alineado a la tendencia bajista de precios internacionales, y menores compras de jet fuel , dado el cese del negocio de aviación en YPF Chile.

En el 4T25 , las Compras y Variaciones de Existencias cayeron 8% t/t, principalmente por menores costos unitarios de petróleo y por el crecimiento de la producción shale, sumado a una menor estacionalidad en productos agro. Esto fue parcialmente compensado por variaciones de existencias, por (-US$85) millones en el 4T25 vs. US$54 millones en el 3T25, explicado principalmente por precios internacionales de referencia más bajos —que redujeron el valor de las existencias— junto con el consumo de existencias de productos agro.

Otros resultados operativos, netos fueron (-US$330 millones) en 2025 vs. (-US$609 millones en 2024), principalmente por el resultado positivo de la desinversión del 50% en Profertil, parcialmente compensado por el resultado negativo de la venta del bloque Manantiales Behr y por costos de salida de campos maduros. En el 4T25 , los otros resultados operativos netos fueron ganancia de US$67 millones (vs. pérdida de -US$48 millones en el 3T25), también impulsados por la desinversión en Profertil, en parte compensado por costos vinculados a campos maduros.

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Desglose Resultado neto 4T25 3T25 4T24 T/T ∆ A/A ∆ 2025 2024 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Resultado operativo 584 552 (530) 5,8% N/A 1.740 1.480 17,6%
Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos 15 32 133 -53,1% -88,7% 122 396 -69,2%
Resultados financieros, netos (206) (245) (103) -15,9% 100,1% (952) (856) 11,3%
Resultado antes de impuestos 393 339 (500) 15,9% N/A 910 1.020 -10,8%
Impuesto a las ganancias -1042 (537) 216 94,0% N/A (1.709) 1.373 N/A
Resultado neto (649) (198) (284) 228,0% 128,5% (799) 2.393 N/A
Resultado neto antes de deterioro de activos (649) (195) (244) 233,5% 165,6% (802) 2.450 N/A
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Los resultados financieros, netos registraron (-US$952) millones en 2025 (vs. -US$856 millones en 2024), dado mayormente por la contracción en la valuación a precio de mercado de los bonos soberanos incluidos en la liquidez de YPF respecto a 2024, parcialmente compensados por una menor provisión por abandono tras las desinversiones en campos maduros. En el 4T25 , los resultados financieros netos mejoraron t/t, registrando una pérdida de (-US$206) millones, principalmente dado por el recupero en el precio de los bonos soberanos.

El impuesto a las ganancias alcanzó (-US$1.709) millones en 2025 , particularmente por la adhesión al Plan de Facilidades de Pagos de ARCA, Resolución 5684/2025. Bajo este régimen, la Compañía ingresó a un plan por alrededor de US$1.000 millones, en 120 cuotas mensuales en pesos para cancelar obligaciones derivadas de la revaluación de quebrantos impositivos acumulados. Así, YPF resolvió una contingencia fiscal relevante. En el 4T25 , el impuesto a las ganancias registró (-US$1.042) millones, reflejando el impacto de dicha adhesión y una caída en el valor fiscal de los activos de la compañía, aumentando el impuesto a pagar en el futuro.

En consecuencia, el resultado neto fue una pérdida de (-US$799) millones, comparado con una ganancia de US$2.393 millones en 2024. En 4T25 , el resultado neto fue una pérdida de (-US$649) millones, comparado con una pérdida de (-US$198) millones en 3T25.

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4T25

YPF

2. EBITDA AJUSTADO E INVERSIONES

2.1 RECONCILIACIÓN DEL EBITDA AJUSTADO

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Reconciliación EBITDA Ajustado 4T25 3T25 4T24 T/T ∆ A/A ∆ 2025 2024 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Resultado neto (649) (198) (284) 228,0% 128,5% (799) 2.393 N/A
Resultados financieros, netos 206 245 103 -15,9% 100,1% 952 856 11,3%
Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos (15) (32) (133) -53,1% -88,7% (122) (396) -69,2%
Impuesto a las ganancias 1.042 537 (216) 94,0% N/A 1.709 (1.373) N/A
Perforaciones exploratorias improductivas 31 - 77 N/A -59,7% 32 133 -75,9%
Depreciaciones y amortizaciones 774 836 795 -7,4% -2,6% 3.204 2.759 16,1%
Recupero / (Deterioro) de valor en PP&E - 5 61 N/A N/A (4) 87 N/A
EBITDA 1.389 1.393 403 -0,3% 244,7% 4.972 4.459 11,5%
Arrendamientos (86) (88) (85) -2,5% 1,8% (341) (326) 4,7%
Provisión por optimizaciones operativas (3) 60 266 N/A N/A 87 266 -67,3%
Resultado por venta de activos (3) (34) (6) -91,2% -49,5% (219) (6) 3585,5%
Resultado por cambios en el VR de los activos mantenidos para la venta 178 (4) 260 N/A -31,7% 418 260 60,5%
Provisión por indemnizaciones 17 2 - N/A N/A 45 - N/A
Provisión para materiales y equipos obsoletos 7 (19) - N/A N/A 247 - N/A
Resultado por revaluación de sociedades - - - N/A N/A (45) - N/A
Resultado por venta de sociedades (335) - - N/A N/A (335) - N/A
Diversos – Campos Maduros y Otros 119 48 - 149,9% N/A 180 - N/A
EBITDA Ajustado 1.283 1.357 839 -5,5% 53,0% 5.009 4.654 7,6%
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2.2 EBITDA AJUSTADO E INVERSIONES POR SEGMENTO

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Segmentos 4T25 3T25 T/T Δ 4T24 A/A Δ 2025 2024 Δ
Upstream 725 1.042 -30% 597 21% 3.304 3.028 9%
Midstream & Downstream 694 359 93% 377 84% 2.015 1.837 10%
LNG & GI 2 (4) N/A (3) N/A (7) (47) -85%
NNEE 23 52 -56% 34 -32% 139 156 -11%
Corporación (81) (62) 31% (119) -32% (240) (243) -1%
Eliminaciones y Otros (80) (30) 164% (48) 67% (202) (76) 165%
EBITDA ajustado 1.283 1.357 -5% 839 53% 5.009 4.654 8%
Upstream 774 751 3% 883 -12% 3.368 3.664 -8%
Midstream & Downstream 256 218 17% 350 -27% 924 1.187 -22%
LNG & GI 16 9 78% 18 -10% 42 26 62%
NNEE 12 7 60% 15 -20% 38 40 -5%
Corporación 28 31 -9% 54 -47% 105 124 -15%
Inversiones totales 1.086 1.017 7% 1.320 -18% 4.477 5.041 -11%
EBITDA Aj.
Inversiones
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Nota: EBITDA Aj. de Midstream & Dw excluye efecto precio de productos oil, el cual se incluye en Eliminaciones y Otros.

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4T25

YPF

3. ANÁLISIS DE RESULTADOS POR SEGMENTO

3.1 UPSTREAM

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Resultados Upstream 4T25 3T25 4T24 T/T ∆ A/A ∆ 2025 2024 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Crudo 1.302 1.323 1.591 -1,6% -18,2% 5.595 6.317 -11,4%
Gas natural 317 611 345 -48,1% -8,1% 1.863 1.825 2,1%
Otros 27 33 33 -15,8% -17,2% 117 133 -12,0%
Ingresos 1.646 1.967 1.969 -16,3% -16,4% 7.575 8.275 -8,5%
Depreciaciones y amortizaciones (544) (615) (566) -11,5% -3,9% (2.349) (1.963) 19,7%
Costo de extracción (433) (426) (828) 1,7% -47,7% (2.228) (3.066) -27,3%
Regalías (206) (237) (258) -13,3% -20,2% (946) (1.083) -12,7%
Otros costos (526) (274) (839) 91,7% -37,4% (1.642) (1.570) 4,6%
Rdo operativo antes de deterioro de activos (62) 415 (522) N/A -88,1% 410 594 -31,0%
Recupero / (Deterioro) de valor en PP&E - - (58) N/A N/A - (79) N/A
Resultado operativo (62) 415 (580) N/A -89,3% 410 515 -20,4%
Depreciaciones y amortizaciones 544 615 566 -11,5% -3,9% 2.349 1.963 19,7%
Perforaciones exploratorias improductivas 31 - 77 N/A -59,7% 32 133 -75,9%
Recupero / (Deterioro) de valor en PP&E - - 58 N/A N/A - 79 N/A
EBITDA 513 1.030 121 -50,2% 324,2% 2.791 2.690 3,8%
Arrendamientos (42) (42) (44) 0,0% -6,3% (183) (183) 0,2%
Provisión por optimizaciones operativas (3) 60 266 N/A N/A 87 266 -67,3%
Resultado por venta de activos (3) (34) (6) -91,2% N/A (219) (6) 3585,5%
Resultado por cambios en el valor razonable de los activos 178 (4) 260 N/A N/A 418 260 60,5%
mantenidos para la venta
Provisión por indemnizaciones 17 2 - 750,0% N/A 45 - N/A
Provisión para materiales y equipos obsoletos 7 (19) - N/A N/A 247 - N/A
Diversos – Campos Maduros 57 48 - 19,2% 21,4% 118 - N/A
EBITDA Ajustado 725 1042 597 -30,4% 21,4% 3.304 3.028 9,1%
Inversiones 774 751 883 3,0% -12,4% 3.368 3.664 -8,1%
Cash Costs unitarios
4T25 3T25 4T24 T/T ∆ A/A ∆ 2025 2024 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$/boe
Costo de extracción 9,6 8,8 17,3 9,0% -44,2% 11,6 15,6 -25,9%
Regalías y otros impuestos 5,8 6,0 6,7 -2,3% -13,1% 6,1 6,9 -10,6%
Otros costos 3,9 4,0 4,3 -2,9% -10,9% 3,7 3,6 2,0%
Total Cash Costs (US$/boe) 19,3 18,8 28,3 2,9% -31,6% 21,4 26,1 -18,0%
----- End of picture text -----

Los ingresos totalizaron US$7.575 millones en 2025 (-8% a/a), principalmente por una reducción del 12% en el precio del crudo, mientras que la producción total cayó 1,7% dado que la desinversión de campos convencionales fue casi completamente compensada por la expansión de la producción shale. En menor medida, los volúmenes de gas vendidos crecieron 5% (incluyendo cierta producción de NGL), con un precio 3% menor. En el 4T25 , los ingresos cayeron 16% t/t, principalmente por menores ventas estacionales de gas natural, mientras que los menores precios de crudo se neutralizaron por el crecimiento del shale.

El costo de extracción bajó a US$11,6/BOE en 2025 (-26% a/a), principalmente por la salida de campos maduros y la expansión de la producción de petróleo shale: el costo de extracción no convencional promedió US$4,6/BOE (-13% a/a) y el costo de extracción convencional fue US$26,0/BOE (-8% a/a). En el 4T25 , el costo de extracción subió a US$9,6/BOE (+9% t/t), mayormente debido a servicios adicionales en bloques no convencionales, fuera del core-hub: el no convencional fue US$4,8/BOE y el convencional fue US$23,1/BOE.

En cuanto al costo de extracción en nuestros bloques shale oil hub[2] (al 100% de participación) se mantuvo estable en niveles competitivos de US$4,4/BOE en 2025 y US$4,2/BOE en el 4T25 , reflejando la eficiencia operativa y fuerte productividad alcanzada en las actividades de petróleo shale en Vaca Muerta.

Las regalías y otros impuestos promediaron US$6,1/BOE en 2025 (-11% a/a), principalmente por la contracción del precio del crudo. En el 4T25 , estos costos alcanzaron US$5,8/BOE (-2% t/t), explicado especialmente por menores precios estacionales del gas y, en menor medida, por la baja en el precio del crudo.

Otros costos alcanzaron US$1.642 millones en 2025 (+5% a/a), principalmente por mayores costos extraordinarios relacionados con campos maduros, compensados en parte por menores costos de perforaciones exploratorias improductivas. En el 4T25 , otros costos ascendieron a US$526 millones (vs. US$274 millones en el 3T25), afectados por mayores costos extraordinarios relacionados con campos maduros y perforaciones exploratorias improductivas.

El EBITDA Aj. fue US$3.304 millones en 2025 (+9% a/a), impulsado por un ahorro significativo en los costos de extracción (salida de campos maduros y expansión de shale), en parte compensado por la baja del precio del crudo. En el 4T25 , el EBITDA Aj. fue US$725 millones (-30% t/t), debido a menores ventas estacionales de gas, mientras que la baja del precio del crudo fue totalmente compensada por la expansión de shale.

2 5 bloques de shale oil operados por YPF: La Angostura Sur I y II (100% tenencia YPF), Loma Campana (50%), La Amarga Chica (50%), Bandurria Sur (40%, en proceso de adquirir un 4,9% adicional de Equinor) y Aguada del Chañar (51%). La Angostura Sur corresponde al south-hub, mientras que los restantes forman parte del core ‑ hub.

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4T25

YPF

Las inversiones fueron US$3.368 millones en 2025 , 8% inferior a los US$3.664 millones de 2024, explicado por la desinversión en activos convencionales. En el desglose, alrededor de US$3.200 millones fue alocado al negocio no convencional en ambos años. No obstante, los pozos de shale oil completados en 2025 crecieron 25% en términos brutos, reflejando mayores niveles de eficiencia y productividad en nuestras operaciones no convencionales. En el 4T25 , las inversiones fueron US$774 millones, levemente por encima del 3T25.

Los pozos de petróleo no convencionales registraron resultados sólidos, principalmente en actividades de terminación (completados) y enganche de pozos:

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En términos de eficiencias en nuestras operaciones no convencionales , durante el 4T25 , continuamos superando nuestros propios récords en actividades de perforación y fractura. En este sentido, la velocidad de perforación promedió 341 metros/día en los bloques del shale oil hub (+2%% t/t), mientras que la velocidad de fractura alcanzó 287 etapas por set mensual (+3% t/t).

==> picture [385 x 183] intentionally omitted <==

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Upstream información operativa 4T25 3T25 4T24 T/T ∆ A/A ∆ 2025 2024 A/A ∆
Cifras no auditadas
Desglose producción neta
Producción Crudo (Kbbld) 264,4 239,8 269,8 10,2% -2,0% 255,4 257,5 -0,8%
Convencional 67,6 69,0 129,6 -1,9% -47,8% 89,7 132,8 -32,5%
Shale 196,0 170,0 138,1 15,3% 41,9% 164,8 122,4 34,6%
Tight 0,7 0,9 2,1 -17,4% -65,2% 1,0 2,3 -57,3%
Producción NGL (Kbbld) 37,7 41,9 35,2 -9,9% 7,2% 43,7 43,1 1,4%
Convencional 6,9 11,3 9,0 -38,3% -22,9% 10,9 10,5 3,3%
Shale 30,6 30,4 25,4 0,6% 20,2% 32,5 31,6 2,7%
Tight 0,2 0,3 0,8 -17,1% -71,4% 0,4 1,0 -61,3%
Producción Gas (Mm3d) 29,6 38,4 34,3 -23,0% -13,8% 36,2 37,4 -3,2%
Convencional 7,3 8,7 11,2 -16,6% -35,0% 9,6 12,3 -21,9%
Shale 19,5 26,3 19,3 -25,9% 1,1% 23,3 20,4 13,7%
Tight 2,8 3,4 3,8 -17,0% -26,5% 3,4 4,7 -28,3%
Producción Total (Kboed) 488,0 523,1 520,6 -6,7% -6,2% 527,0 536,1 -1,7%
Convencional 120,4 135,2 209,1 -10,9% -42,4% 161,1 220,8 -27,0%
Shale 349,2 365,6 284,8 -4,5% 22,6% 343,5 282,6 21,6%
Tight 18,4 22,2 26,7 -17,1% -30,8% 22,5 32,7 -31,4%
Precios promedio de realización
Crudo (USD/bbl) 53,0 60,0 65,7 -11,6% -19,2% 60,1 68,2 -11,9%
Gas Natural (USD/MMBTU) 2,8 4,3 3,1 -35,7% -10,9% 3,6 3,7 -2,9%
----- End of picture text -----

En cuanto a la producción de petróleo shale , en el 4T25, alcanzamos 196 kbbl/d, aumentando 42% a/a . Cabe señalar que La Angostura Sur creció cerca de 8 veces a/a , promediando 41 kbbl/d en el 4T25, mientras que los bloques del core ‑ hub aumentaron 13% a/a. Como resultado, la Compañía alcanzó su target anual de producción de petróleo shale de 165 kbbl/d para 2025. Además, en dic ‑ 25 se alcanzaron 204 kbbl/d , superando ampliamente el target de 190 kbbl/d definido a comienzos del 2025.

La producción de crudo promedió 255 kbbl/d en 2025 (-1% a/a), dado que la desinversión de campos maduros fue totalmente compensada por el crecimiento de la producción de petróleo shale.

La producción de gas natural cayó 3% a/a en 2025 , principalmente por la menor contribución de campos maduros. En el 4T25 , descendió 23% t/t, explicado especialmente por una menor demanda estacional.

La producción de NGL creció levemente 1% a/a en 2025 a 43,7 kbbl/d. En el 4T25 , cayó 10% t/t, particularmente por una menor producción estacional de gas natural asociado.

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4T25

YPF

RESERVAS P1

==> picture [408 x 155] intentionally omitted <==

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Petróleo crudo y Líquidos de gas Gas Natural Total
2025 condensado natural (miles de millones (millones de
(millones de (millones de barriles equivalente
de pies cúbicos)
barriles) barriles) de petróleo)
Reservas comprobadas, desarrolladas y no desarrolladas:
Saldos al inicio del ejercicio 548 69 2.688 1.096
Revisiones de estimaciones anteriores (38) 6 (148) (58)
Extensiones, descubrimientos y recuperación mejorada 291 16 899 467
Compras y Ventas (30) (1) 14 (29)
Producción del ejercicio (93) (16) (467) (192)
Saldos al cierre del ejercicio 678 74 2.986 1.284
Reservas comprobadas, desarrolladas:
Comienzo del ejercicio 284 44 1.627 618
Cierre del ejercicio 315 42 1.597 642
Reservas comprobadas, no desarrolladas:
Comienzo del ejercicio 264 25 1.061 478
Cierre del ejercicio 363 32 1.389 642
----- End of picture text -----

1 barril equivalente de petróleo = 5.615 pies cúbicos de gas = 1 barril de petróleo, condensado o líquidos del gas natural

Las reservas probadas (P1) cerraron en 1.284 Mboe en 2025 (+17% a/a), impulsadas por un sólido crecimiento del 32% en las reservas shale, parcialmente compensado por el declino en campos convencionales.

La adición de reservas probadas (desarrolladas y no desarrolladas) de hidrocarburos alcanzó 380 millones de barriles equivalentes de petróleo (según tabla en Mboe: 467 – 58 – 29), producto del desarrollo progresivo en nuestras operaciones no convencionales. Esto se dió a través de la incorporación de 244 millones de barriles de líquidos y 136 Mboe correspondientes a reservas de gas. Vale destacar los aportes en la Cuenca Neuquina: La Angostura Sur I, La Angostura Sur II, Bandurria Sur y La Amarga Chica en petróleo, y La Calera en gas.

Teniendo en cuenta que las reservas incorporadas en 2025 superaron la producción total del año (192 Mboe), el índice de reemplazo de reservas (“IRR”) alcanzó 2,0x con 6,7 años de vida de reservas.

Excluyendo los campos convencionales incluidos en el programa de desinversión Andes Fase 1 y 2, el IRR habría mejorado a 2,7x, la vida de reservas a 8,0 años, y las reservas P1 hubieran crecido 26% a/a.

Enfocándonos en las reservas shale , representaron 88% del total de reservas P1, promediando 9,0 años, un IRR de 3,2x y un crecimiento del 32% a/a.

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4T25

YPF

3.2 MIDSTREAM & DOWNSTREAM

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Resultados Midstream & Downstream
4T25 3T25 4T24 T/T ∆ A/A ∆ 2025 2024 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Gasoil (3ros) 1.525 1.467 1.581 4,0% -3,5% 6.039 6.454 -6,4%
Naftas (3ros) 1.055 929 1.022 13,5% 3,1% 3.944 4.013 -1,7%
Otros mercado local 716 715 706 0,1% 1,4% 2.706 2.790 -3,0%
Mercado externo 630 619 739 1,8% -14,7% 2.649 2.766 -4,2%
Ingresos 3.926 3.730 4.047 5,3% -3,0% 15.338 16.023 -4,3%
Depreciaciones y amortizaciones (196) (185) (191) 6,2% 2,8% (708) (660) 7,3%
Costos Downstream (553) (518) (558) 6,9% -0,8% (2.128) (2.104) 1,2%
Importación de combustibles (incluye jet fuel - a terceros) (25) (35) (28) -29,7% -10,1% (172) (225) -23,4%
Compras de crudo (intersegmento + a terceros) (1.841) (2.012) (2.031) -8,5% -9,4% (7.749) (8.072) -4,0%
Compras de biocombustibles (a terceros) (231) (208) (212) 11,3% 9,2% (909) (910) -0,1%
Compas de productos agro (a terceros) (156) (226) (133) -31,0% 16,9% (723) (602) 20,2%
Variación de existencias (137) 35 (150) N/A -8,5% (112) (25) 354,9%
Otros (470) (418) (560) 12,3% -16,1% (1.669) (2.066) -19,2%
Resultado operativo antes de deterioro de activos 317 163 185 94,5% 71,1% 1.167 1.359 -14,1%
Recupero / (Deterioro) de valor en PP&E - - (3) N/A N/A - (3) N/A
Resultado operativo 317 163 182 94,5% 74,0% 1.167 1.356 -13,9%
Depreciaciones y amortizaciones 196 185 191 6,2% 2,8% 708 660 7,3%
Recupero / (Deterioro) de valor en PP&E - - 3 N/A N/A - 3 N/A
EBITDA 513 348 376 47,5% 36,4% 1.875 2.019 -7,1%
Arrendamientos (44) (46) (40) -4,2% 8,9% (154) (143) 7,8%
Resultado por revaluación de sociedades - - - N/A N/A (44) - N/A
Diversos - Otros 62 (1) - N/A N/A 61 - N/A
EBITDA Ajustado 531 301 336 76,4% 58,1% 1.738 1.876 -7,3%
Efecto precio de inventarios de productos derivados del
petróleo (163) (58) (41) 179,8% 300,6% (277) 40 N/A
EBITDA Ajustado excl. ef precio de inventarios productos 694 359 377 93,2% 84,3% 2.015 1.837 9,7%
oil
Inversiones 256 218 350 17,3% -27,0% 924 1.187 -22,2%
----- End of picture text -----

La variación de existencias incluye el efecto precio por (US$ 40) millones en el 4T24, (US$ 164) millones en el 4T25, (US$ 48) millones en el 3T25, (US$263) millones en 2025 y US$45 millones en 2024.

Los ingresos alcanzaron US$15.338 millones en 2025 (-4% a/a), principalmente debido a menores precios locales y de exportación, en línea con la tendencia bajista en el precio internacional de petróleo, y una reducción de las exportaciones de jet fuel (dado el cese de la actividad de aviación en YPF Chile). Estos efectos fueron parcialmente mitigados por una mayor demanda de granos y harinas en el mercado externo, y por el incremento de los volúmenes despachados de nafta, gasoil, jet fuel y otros productos refinados y mayores volúmenes de exportación de petróleo. En el 4T25 , los ingresos subieron 5% t/t, impulsados por mayores precios locales de combustibles, en línea a las paridades internacionales, y por mayor demanda de nafta y gasoil, también impulsada por estacionalidad de nafta. Esto se vio parcialmente compensado por una caída del 7% en el precio del Brent, afectando a los precios locales y de exportación de otros productos refinados y petroquímicos.

Los Costos Downstream registraron un leve crecimiento en 2025 (+1% a/a), alineado a los mayores niveles de actividad de refino y marketing, compensado en parte por nuevas eficiencias alcanzadas (particularmente en la optimización de contratos de transporte terrestre). En el 4T25 , aumentaron un 7% t/t, reflejando mayores costos de transporte, por el incremento de actividad, y costos en pesos más altos en términos reales.

Las importaciones de combustibles cayeron 23% a/a en 2025 , principalmente dado por menores volúmenes importados, impulsado por mayores niveles de procesamiento, y baja de los precios internacionales. De este modo, las importaciones representaron solo el 2% de las ventas locales de combustible en 2025, en línea con 2024. En el 4T25 , la caída fue 30% t/t, particularmente dado por la reducción del volumen de gasoil importado.

Las Compras de petróleo (incluído intersegmento + a terceros) bajaron 4% a/a en 2025 , dado por menores precios de crudo, parcialmente compensado por mayores volúmenes (reducida exposición a campos maduros y mayores niveles de procesamiento). En el 4T25 cayeron 9% t/t, por la misma dinámica: contracción del precio de crudo, parcialmente compensada por mayores niveles de procesamiento de crudo. Las compras de biocombustibles se mantuvieron estables en 2025 , al compensar la caída del 1% en biodiésel con la suba del 1% en bioetanol, alineada a las ventas de nafta. Las compras de productos agrícolas crecieron 20% a/a en 2025 , impulsadas por mayores volúmenes y precios, tanto de granos y harinas como fertilizantes, mientras que en 4T25 cayeron 31% t/t, por menor actividad estacional.

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4T25

YPF

La Variación de existencias totalizó (-US$112 millones) en 2025 vs. (-US$25 millones) en 2024 , principalmente por la caída de los precios de referencia en la valuación de nuestro inventario. En el 4T25 , fue (-US$137 millones) vs. US$35 millones en 3T25, reflejando tanto los menores precios de crudo como el consumo de existencias (alineado al aumento de las ventas), mientras que el 3T25 se vio impactado por mejores precios y mayores compras de crudo para reponer existencias.

Otros costos alcanzaron (-US$1.669 millones) en 2025 (-19% a/a), dado por costos operativos más bajos, derivados del cese de la actividad de aviación en YPF Chile, menores compras de lubricantes y menores impuestos (principalmente por la eliminación del Impuesto PAIS). En el 4T25 , crecieron 12% t/t, reflejando el resultado relacionado con la adquisición del 50% de Refinor y mayores provisiones ambientales.

El EBITDA Aj., excluyendo el efecto del precio de los inventarios de productos oil , fue US$2.015 millones en 2025 (+10% a/a), impulsado por niveles récord de procesamiento y mayores crack spreads , con precios locales de combustibles casi en línea con las paridades internacionales. En el 4T25 , subió 93 % t/t, impulsado por mayor procesamiento y el recupero de los precios locales de combustibles, en parte compensados por la provisión ambiental extraordinaria mencionada anteriormente y mayores costos de transporte.

El EBITDA Aj. de Refino y Marketing , en términos unitarios, alcanzó US$12,9/bbl en 2025 , comparado con US$13,9/bbl en 2024, mayormente explicado por menores precios locales de combustible, compensados en parte por mayores niveles de procesamiento y eficiencias ganadas. Cabe destacar que, en el 4T25 , el EBITDA Aj. de R&M aumentó a US$18,6/bbl (casi triplicándose t/t), gracias a los niveles récord de procesamiento y el recupero de los precios locales del combustible, junto a mayores crack spreads de gasoil y costos más bajos en términos reales.

Las inversiones fueron US$924 millones en 2025 (-22% a/a, principalmente debido a la finalización del oleoducto VMOC) y la composición es: 59% refino, 19% midstream (O&G), 16% logística y 6% otros.

En nuestras refinerias, durante 2025 las inversiones se alocaron en los siguientes proyectos:

• Nuevas especificaciones de combustibles , para dar cumplimiento a la Resolución Nº 492/2023 de la Secretaría de Energía. Continuamos avanzando en la construcción de una nueva unidad de hidrotratamiento de gasoil en la refinería de Luján de Cuyo, que se espera esté operativa en el 1S26.

• Modernización de unidades de toppings , completamos los trabajos de reacondicionamiento en la refinería de Plaza Huincul en el 2T25, incrementando el procesamiento de shale oil a ~80% del total de crudo procesado. Además, continuamos con la modernización de las unidades de topping de la refinería de Luján de Cuyo, esperando que esté operativa en el 2T26, y alcance un procesamiento 100% shale oil .

En nuestra unidad de negocio midstream oil , también continuamos avanzando en los principales proyectos:

• VMOS (Allen – Punta Colorada, ~440 km, oleoducto dedicado a exportación): ~50% de progreso de construcción, estimando el First Oil para enero de 2027 (~180 kbbl/d). La capacidad alcanzará ~550 kbbl/d en 2027, ampliable a +700 kbbl/d, si fuera necesario. Al 31 de diciembre de 2025, los compromisos de los cargadores iniciales alcanzaron 490 kbbl/d (YPF con 120 kbbl/d, y la mayor participación con ~25%)

En nuestra unidad de negocio midstream gas , también continuamos avanzando en los principales proyectos:

• Modernización completa de la planta de tratamiento de gas natural de Loma La Lata, aumentando la capacidad actual y mejorando el tratamiento del gas asociado. Se espera que esté operativa en 1T26.

• Proyecto de captación Hub Sur para ampliar la capacidad de procesamiento de gas en las plantas de tratamiento de Sierra Barrosa. La fase 1 se completó en 2024, la fase 2 se lanzó en 1T25 y se espera completar en 2027.

• Proyecto de captación Hub Norte : construcción de un gasoducto conectando los bloques Narambuena y Bajo del Toro con el Complejo Industrial El Portón, esperando quede operativa en 3T26.

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4T25

YPF

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El crudo procesado promedió 320 kbbl/d en 2025 (+6% a/a), con una tasa de utilización del 95%. Esta suba fue impulsada por la refinería La Plata (+10% a/a), que operó con plena disponibilidad de crudo en el año, sin eventos externos que condicionaran los niveles de procesamiento, permitiendo la plena utilización de sus unidades. Además, durante el 1S25, se optimizó el mix de productos tras la eliminación de cuellos de botella en el despacho, minimizando las importaciones. En el 4T25 , el crudo procesado registró un nuevo récord, promediando 335 Kbbl/d (+3% t/t), el nivel más alto de los últimos 15 años, con una utilización del 99%.

El volumen de ventas locales de combustibles alcanzó 14,4 millones m3, creciendo 3% a/a en 2025 ( nafta +4% y gasoil +2%), principalmente por una mayor demanda de combustibles en todos los segmentos comerciales. En el 4T25 , la variación de 3% t/t reflejó la mayor demanda estacional de combustibles, principalmente nafta. En este contexto, durante 2025 YPF mantuvo su posición histórica de liderazgo, con una participación de mercado del 56%.

Los volúmenes vendidos de petroquímicos cayeron 11% a/a en 2025, principalmente por una menor demanda local de metanol.

Los volúmenes de ventas de fertilizantes, granos y harinas subieron 15% a/a en 2025 , explicado por un aumento significativo de las exportaciones de granos y harinas, donde la dinámica de precios entre el mercado local e internacional se fue normalizando a lo largo del año, impulsando las ventas en el mercado externo.

Los precios promedio netos locales de combustibles medidos en dólares cayeron 8% a/a en 2025 , en línea con las paridades internacionales, promediando un descuento anual del 3% (vs. un descuento del 2% en 2024).

3.3 LNG & GAS INTEGRADO

Resultados LNG & Gas Integrado Cifras no auditadas, en US$ millones Ventas de gas natural (IS + a terceros) 315 634 341 -50,3% -7,6% Otros 23 28 21 -18,3% 9,5% Ingresos 338 662 362 -48,9% -6,6% Depreciaciones y amortizaciones 1 (2) (1) N/A N/A Compras de gas natural (intersegmentos + a terceros) (314) (624) (344) -49,7% -8,8% Costos operativosyOtros (22) (42) (20) -46,3% 13,6% Resultado operativo antes de deterioro de activos 3 (6) (3) N/A N/A Recupero /(Deterioro)de valor en PP&E - - - N/A N/A Resultado operativo 3 (6) (3) N/A N/A Depreciacionesyamortizaciones (1) 2 1 N/A N/A EBITDA 2 (4) (2) N/A N/A Arrendamientos - (0) - N/A N/A EBITDA Ajustado 2 (4) (2) N/A N/A Inversiones 16 9 18 77,8% -9,5% 4T25 3T25 4T24 T/T ∆ A/A ∆	2025 2024 A/A ∆
Ventas de gas natural (IS + a terceros) 315 634 341 -50,3% -7,6% Otros 23 28 21 -18,3% 9,5%	1.871 1.851 1,1% 94 76 23,8%
Ingresos 338 662 362 -48,9% -6,6%	1.965 1.927 2,0%
Depreciaciones y amortizaciones 1 (2) (1) N/A N/A Compras de gas natural (intersegmentos + a terceros) (314) (624) (344) -49,7% -8,8% Costos operativosyOtros (22) (42) (20) -46,3% 13,6%	(2) (2) -0,1% (1.875) (1.838) 2,0% (96) (136) -29,2%
Resultado operativo antes de deterioro de activos 3 (6) (3) N/A N/A	(8) (49) -83,6%
Recupero /(Deterioro)de valor en PP&E - - - N/A N/A	- - N/A
Resultado operativo 3 (6) (3) N/A N/A	(8) (49) -83,6%
Depreciacionesyamortizaciones (1) 2 1 N/A N/A	2 2 -0,1%
EBITDA 2 (4) (2) N/A N/A	(6) (47) -87,2%
Arrendamientos - (0) - N/A N/A	(1) - N/A
EBITDA Ajustado 2 (4) (2) N/A N/A	(7) (47) -84,5%
Inversiones 16 9 18 77,8% -9,5%	42 26 61,5%

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4T25

YPF

El EBITDA Aj. fue negativo por US$7 millones en 2025 , frente a un negativo de US$47 millones en 2024, principalmente por un menor cargo por ventas de dudoso cobro (en 2024 habíamos reconocido un cargo extraordinario de US$51 millones, principalmente asociado a CAMMESA). En el 4T25 , las ventas de gas natural disminuyeron t/t reflejando una menor demanda estacional, en línea con la caída en las compras de gas natural. No obstante, los costos operativos cayeron secuencialmente, impulsado principalmente por menores gastos de transporte y una reducción en la provisión por incobrables.

Las inversiones fueron US$42 millones en 2025 (+62% a/a), mayormente alocadas al proyecto Argentina LNG para las actividades de ingeniería FEED y estudios iniciales de viabilidad, los cuales continuaron avanzando a lo largo del año.

3.4 NUEVAS ENERGÍAS

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Resultados Nuevas Energías 4T25 3T25 4T24 T/T ∆ A/A ∆ 2025 2024 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Ventas de gas natural retail (a terceros) 141 201 169 -30,1% -17,0% 676 760 -11,0%
Otros 47 33 38 44,3% 25,7% 167 144 15,8%
Ingresos 188 234 207 -19,7% -9,2% 843 904 -6,7%
Depreciaciones y amortizaciones (12) (9) (11) 33,3% 8,9% (46) (45) 2,1%
Compras de gas natural (intersegmentos + a terceros) (76) (106) (77) -28,5% -1,3% (341) (397) -14,1%
Costos operativos y Otros 246 (76) (96) N/A N/A (28) (351) -92,0%
Resultado operativo antes de deterioro de activos 346 43 23 704,7% 1404,3% 428 111 285,6%
Recupero / (Deterioro) de valor en PP&E - (5) - N/A N/A 4 (5) N/A
Resultado operativo 346 38 23 810,5% 1404,3% 432 106 307,5%
Depreciaciones y amortizaciones 12 9 11 33,3% 8,9% 46 45 2,1%
Recupero / (Deterioro) de valor en PP&E - 5 - N/A N/A (4) 5 N/A
EBITDA 358 52 34 588,4% 952,3% 474 156 203,8%
Arrendamientos - - - N/A N/A - - N/A
Resultado por venta de Compañías (335) - - N/A N/A (335) - N/A
EBITDA Ajustado 23 52 34 -55,8% -32,4% 139 156 -10,9%
Inversiones 12 7 15 60,0% -19,6% 38 40 -4,5%
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El EBITDA Aj. alcanzó US$139 millones en 2025 (-11% a/a), atribuible casi en su totalidad a nuestra subsidiaria Metrogas (EBITDA Aj. 2025: US$135 millones), dado por precios en dólares más bajos y, en menor medida, una reducción de la demanda de gas. En el 4T25 , el EBITDA Aj. disminuyó 56% t/t, principalmente dado por la menor venta estacional de gas natural. El EBITDA Aj. excluye US$335 millones correspondientes al resultado de la venta del 50% de Profertil, que se encuentra incluido en la línea Costos operativos y otros.

4. LIQUIDEZ Y RECURSOS DE CAPITAL

4.1 RESUMEN DE ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO

El flujo de caja libre para 2025 fue negativo por US$1.816 millones, a pesar de que el EBITDA Aj. (US$5.009 millones) compensó en gran medida las inversiones (US$4.477 millones) y el pago regular de intereses (US$661 millones). Este resultado es principalmente dado por actividades extraordinarias de M&A (-US$549 millones), asociadas a la adquisición de tres activos shale tier-one , neto de las cobranzas parciales obtenidas por la desinversión del 50% en Profertil y 49% del bloque Aguada del Chañar. Asimismo, los resultados se vieron afectados por partidas extraordinarias vinculadas a campos maduros (–US$528 millones), aportes a proyectos de infraestructura (principalmente VMOS, Oldelval y SESA) y prepago de costos en dólares para 2026, en línea con nuestra estrategia proactiva de cobertura, así como diversos pagos de impuestos (incluido el impuesto a las ganancias de Metrogas y AESA y el nuevo Plan de Facilidades de pago para YPF SA), entre otros factores.

En el 4T25 , el flujo de efectivo libre retomó a terreno positivo, totalizando US$265 millones, dado que el EBITDA Aj. (US$1.283 millones) superó las inversiones (US$1.086 millones) y los pagos de intereses (US$123 millones), además de la cobranza parcial asociada a la desinversión en Profertil (US$200 millones).

En términos de liquidez, nuestro efectivo e inversiones a corto plazo totalizaron US$1.195 millones al cierre de diciembre de 2025.

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4T25

YPF

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Notas:

(1) Aproximación de la evolución del flujo, resaltando números principales. Efvo y equivalentes incluye bonos soberanos argentinos y bonos del Tesoro. (2) Incluye (en MUS$$): adquisición del 45% de La Escalonada y Rincón de la Ceniza (-531), así como la adquisición de 54,45% de Sierra Chata, neta de la desinversión del 49% de Aguada del Chañar (-211), cobranza parcial por la venta del 50% de Profertil (+200), entre otros (-7).

(3) Incluye (en MUS$): optimizaciones operativas (-318), acuerdo de Santa Cruz (-142), indemnizaciones por despido (-58), altas de activos mantenidos para la venta (-46), cobranzas por venta de activos (+61), entre otros (-25). (4) Otros considera pagos de leasing, cobranza de dividendos de afiliadas, entre otros. (4) Otros incluye principalmente diferencias de tipo de cambio y cobranzas netas por ventas de activos financieros.

4.2 DEUDA NETA

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Desglose Deuda Neta
4T25 3T25 4T24 T/T ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Deuda corto plazo 2.355 2.653 1.907 -11,2%
Deuda largo plazo 8.226 7.958 7.035 3,4%
Deuda Total 10.581 10.611 8.942 -0,3%
Tasa de interés promedio para deuda US$ 6,8% 6,7% 6,5%
% deuda en USD 99,2% 98,7% 99,4%
Caja y equivalente de caja 1.195 1.016 1.508 17,6%
% de liquidez dolarizada 68,4% 70,5% 69,5%
Deuda neta 9.386 9.595 7.434 -2,2%
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Las tasas de interés promedio de la deuda en US$ se refieren a YPF de manera individual.

Al 31 de diciembre de 2025, la deuda neta consolidada de YPF fue US$9.386 millones, disminuyó un 2% t/t pero aumentó un 26% a/a, principalmente por el flujo de caja libre negativo mencionado previamente. El flujo de caja libre positivo del 4T25, junto con el mayor EBITDA, permitió cerrar el año con una ratio de apalancamiento neto de 1,9x, por debajo del 2,1x registrado en el 3T25.

En términos de financiamiento , en el mercado internacional, durante el 4T25, reabrimos el bono 2031 no garantizado por US$500 millones con un rendimiento de 8,25%. Los fondos se destinaron a la cancelación del préstamo puente utilizado para la adquisición de los activos shale de Total Austral y al financiamiento del plan de inversiones de YPF. Asimismo, en el 4T25, obtuvimos un préstamo sindicado internacional garantizado por exportaciones por US$700 millones, con un plazo de tres años, del cual sólo se desembolsaron US$50 millones, manteniéndose un compromiso no utilizado por US$650 millones, disponible hasta abril de 2026. Además, pagamos por adelantado en su totalidad la Clase XVI garantizada 2026 por US$60 millones, con vencimiento original en febrero 2026.

En el mercado local, durante el 4T25 emitimos dos bonos US$-MEP: (1) Clase XLI por US$99 millones con un plazo de 1,25 años y una tasa del 6%; y (2) Clase XLII por US$195 millones con un plazo de 3,25 años y una tasa del 7%.

Luego del 4T25, en enero 2026, reabrimos el bono no garantizado internacional 2034 por US$550 millones, con un rendimiento de 8,1%, el menor rendimiento obtenido por la Compañía en los mercados internacionales en los últimos nueve años. Los fondos se aplicaron principalmente al pago por adelantado del préstamo A/B

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4T25

YPF

con CAF por US$324 millones, originado en 2023. Asimismo, se destinó al pago por la adquisición de los activos de Equinor (4,9% de Bandurria Sur y 15% de Bajo del Toro y Bajo del Toro Norte) por US$163 millones, y otros usos corporativos generales

En el mercado local, en febrero 2026, reabrimos un bono US$-MEP por US$161 millones, con un plazo de 3 años y con un rendimiento de 6,5%. Los fondos se destinarán principalmente para refinanciar el bono US$MEP Clase XXIX por US$131 millones, neto de recompras, con vencimiento en mayo de 2026.

En cuanto a nuestro perfil de vencimientos , la Compañía enfrenta vencimientos de deuda para los 12 meses de 2026 por US$2,1 mil millones, concentrados principalmente en: US$1,0 mil millones por bonos locales; US$294 millones por amortizaciones de bonos internacionales; US$215 millones por financiamientos de comercio exterior de corto plazo con bancos locales e internacionales; y el resto en otras deudas locales. Gracias a una posición financiera sólida, respaldada por fuentes de financiamiento diversificadas y líneas bancarias prácticamente disponibles en su totalidad, la Compañía se encuentra preparada para cumplir sus obligaciones de deuda durante los próximos doce meses.

El siguiente cuadro muestra nuestro perfil consolidado de vencimientos de deuda principal al 31 de diciembre de 2025:

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YPF

4. TABLAS

5.1 BALANCE CONSOLIDADO

Balance General Consolidado
Cifras no auditadas	31-Dec-25	31-Dec-24
Activo No Corriente Activos intangibles Propiedades, planta y equipo Activos por derecho de uso Inversiones en asociadas y negocios conjuntos Activos por impuesto diferido, netos Otros créditos Créditospor ventas	1.068 491 19.085 18.736 537 743 1.610 1.960 9 330 648 337 5 1
Total del Activo No Corriente	22.962 22.598
Activo Corriente Activos mantenidos para la venta Inventarios Activos de contratos Otros créditos Créditos por ventas Inversiones en activos financieros Efectivoyequivalentes de efectivo	1.019 1.537 1.447 1.546 3 30 1.159 552 1.654 1.620 262 390 933 1.118
Total del Activo Corriente	6.477 6.793
Total del Activo	29.439 29.391
Total Patrimonio Neto	11.044 11.870
Pasivo No Corriente Provisiones Pasivos por impuesto diferido, netos Pasivos de contratos Impuesto a las ganancias a pagar Cargas fiscales Remuneraciones y cargas sociales Pasivos por arrendamientos Préstamos Otros pasivos Cuentasporpagar	610 1.084 373 90 180 114 830 2 18 0 63 34 273 406 8.226 7.035 373 74 6 6
Total del Pasivo No Corriente	10.952 8.845
Pasivo Corriente Pasivos asociados con activos mantenidos para la venta Provisiones Pasivos de contratos Impuesto a las ganancias a pagar Cargas fiscales Remuneraciones y cargas sociales Pasivos por arrendamientos Préstamos Otros pasivos Cuentasporpagar	1.181 2.136 229 116 117 73 73 126 217 247 336 412 298 370 2.355 1.907 399 410 2.238 2.879
Total del Pasivo Corriente	7.443 8.676
Total del Pasivo	18.395 17.521
Total del Pasivoy Patrimonio Neto	29.439 29.391

Nota: Datos según Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF).

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YPF

5.2 ESTADO DE RESULTADOS CONSOLIDADO

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Estado de Resultados 4T25 3T25 4T24 T/T ∆ A/A ∆ 2025 2024 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Ingresos 4.556 4.643 4.751 -1,9% -4,1% 18.448 19.293 -4,4%
Costos (3.232) (3.319) (3.756) -2,6% -14,0% # (13.348) (13.910) -4,0%
Resultado bruto 1.324 1.324 995 0,0% 33,1% 5.100 5.383 -5,3%
Gastos de comercialización (530) (495) (536) 7,1% -1,1% # (2.088) (2.132) -2,1%
Gastos de administración (229) (207) (261) 10,6% -12,3% # (830) (836) -0,7%
Gastos de exploración (48) (17) (108) 182,4% -55,6% # (116) (239) -51,5%
Recupero / (Deterioro) de valor en PP&E y desvalorización de inventarios - (5) (61) N/A N/A # 4 (87) N/A
Otros resultados operativos, netos 67 (48) (559) N/A N/A # (330) (609) -45,8%
Resultado operativo 584 552 (530) 5,8% N/A 1.740 1.480 17,6%
Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos 15 32 133 -53,1% -88,7% # 122 396 -69,2%
Ingresos financieros 33 28 47 17,9% -29,8% 105 134 -21,6%
Costos financieros (266) (257) (258) 3,5% 3,1% (1.087) (1.169) -7,0%
Otros resultados financieros 27 (16) 108 N/A -75,0% 30 179 -83,3%
Resultados financieros, netos (206) (245) (103) -15,9% 100,1% # (952) (856) 11,3%
Resultado antes de impuesto a las ganancias 393 339 (500) 15,9% N/A 910 1.020 -10,8%
Impuesto a las ganancias (1.042) (537) 216 94,0% N/A # (1.709) 1.373 N/A
Resultado neto del período (649) (198) (284) 228,0% 128,5% (799) 2.393 N/A
Resultado neto atribuible a accionistas de la controlante (654) (206) (290) 217,5% 125,5% # (826) 2.348 N/A
Resultado neto atribuible al interés no controlante 5 8 6 -37,5% -16,7% # 27 45 -40,0%
Resultado neto por acción atribuible a los accionistas de la controlante (básico y diluido) (1,67) (0,53) (0,74) 215,1% 125,7% (2,11) 5,99 N/A
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Nota: Datos según Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF).

5.3 RESUMEN DE ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO

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Resumen consolidado Flujo de Efectivo
4T25 3T25 4T24 T/T ∆ A/A ∆ 2025 2024 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Efectivo al inicio del ejercicio 799 774 877 3,2% -8,9% 1.118 1.123 -0,4%
Flujo neto de efectivo de las actividades operativas 1.738 1.225 1.663 41,9% 4,5% 4.959 5.869 -15,5%
Flujo neto de efectivo de las actividades de inversión (1.224) (1.662) (1.400) -26,4% -12,6% (5.527) (5.511) 0,3%
Flujo neto de efectivo de las actividades de financiación (354) 497 (1) N/A 35300,0% 517 (293) N/A
Ajustes de conversión & otros (26) (35) (21) -25,7% 24,0% (134) (70) 92,5%
Efectivo al cierre del período 933 799 1.118 16,8% -16,5% 933 1.118 -16,5%
Inversiones en activos financieros 262 217 390 20,7% -32,8% 262 390 -32,8%
Caja + inversiones corrientes al cierre 1.195 1.016 1.508 17,6% -20,8% 1.195 1.508 -20,8%
FCF 265 (759) 64 N/A 314,1% (1.816) (760) 138,9%
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FCF = Flujo Neto de las Actividades Operativas menos capex (Actividades de Inversión), M&A (Actividades de Inversión), y pago de intereses y leasings (Actividades de Financiación).

5. ACERCA DE YPF

YPF es la empresa energética más grande de Argentina, integrada en la cadena de valor del petróleo y el gas. Nuestros principales negocios son: (i) en el upstream, producimos ~30% y ~30% del petróleo y gas del país, y somos el mayor productor de shale en Vaca Muerta, en proceso de desinversión de campos maduros convencionales; (ii) en el downstream, operamos 4 refinerías (+50% de la capacidad de refinación de Argentina) y lideramos las ventas locales de gasoil y naftas (participación de mercado >55%); y (iii) en gas y energía, Metrogas, nuestra subsidiaria, distribuye ~25% del gas natural del país, mientras que YPF Luz, nuestra afiliada, es la tercera empresa de generación eléctrica de Argentina. El Gobierno es el accionista mayoritario, con una participación del 51%, e YPF cotiza en la Bolsa de Nueva York y en ByMA.

6. DISCLAIMER

Puede encontrar información adicional sobre YPF S.A., una sociedad anónima constituida de conformidad con las leyes de Argentina (la "Compañía" o "YPF") en la sección "Inversores" de la página web www.ypf.com.

El presente documento no constituye una oferta de venta ni una solicitud de oferta de compra de valores de la Compañía en ninguna jurisdicción. Los valores no pueden ser ofrecidos o vendidos en los Estados Unidos sin registro en la U.S. Securities Exchange Commission ("SEC"), la Comisión Nacional de Valores (CNV) o una exención de dichos registros.

La información contenida en este documento y su integridad no pueden considerarse fiables a ningún efecto. Cierta información contenida en este documento puede haber sido obtenida de fuentes publicadas, que pueden no haber sido verificadas o auditadas de forma independiente. Ni la Compañía ni ninguna de sus filiales (en el sentido de la Rule 405 de la Securities Act of 1933 , "filiales"), miembros, consejeros, directivos o empleados ni ninguna otra persona (las "Partes Relacionadas") ofrecen ni ofrecerán declaración o garantía alguna, expresa o implícita, en cuanto a la exactitud, integridad o imparcialidad de la información o las opiniones contenidas en este documento o cualquier otro material comentado verbalmente, y cualquier confianza que usted deposite en ellas será por su cuenta y riesgo. Las opiniones aquí vertidas se basan en información general recopilada en el momento de redactar el presente documento y están sujetas a cambios sin previo aviso. Además, ni la Compañía ni ninguna de sus Partes Relacionadas aceptan ni aceptarán responsabilidad alguna (ya sea directa o indirecta, contractual, extracontractual o de otro tipo) en relación con dicha información u opiniones o con cualquier otro asunto relacionado con este documento o su contenido o que surja de cualquier otro modo en relación con el mismo.

Este documento también puede incluir ciertas medidas financieras no NIIF (Normas Internacionales de Información Financiera) que no han sido objeto de una auditoría financiera para ningún periodo. La información y las opiniones contenidas en este documento se facilitan a la fecha del mismo y están sujetas a verificación, finalización y modificación sin previo aviso.

Este documento incluye "declaraciones prospectivas" relativas al futuro. Las palabras como "cree", "piensa", "prevé", "espera", "anticipa", "pretende", "debería", "busca", "estima", "futuro" o expresiones similares se incluyen con la intención de identificar declaraciones sobre el futuro. Para evitar cualquier duda, cualquier proyección, orientación o estimación similar sobre el futuro o los resultados, el rendimiento o los logros futuros es una declaración prospectiva. Aunque nuestros directivos consideran que las suposiciones y estimaciones en las que se basan las declaraciones prospectivas son razonables y se basan en la mejor

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YPF

información disponible en la actualidad, dichas declaraciones prospectivas se basan en suposiciones que están inherentemente sujetas a incertidumbres y contingencias significativas, muchas de las cuales escapan a nuestro control.

Las declaraciones prospectivas se refieren únicamente a la fecha en que se realizaron, y no asumimos ninguna obligación de publicar ninguna actualización o revisión de las declaraciones prospectivas contenidas en este documento debido a nueva información, acontecimientos futuros u otros factores. A la luz de estas limitaciones, no debe depositarse una confianza indebida en las declaraciones prospectivas contenidas en este documento. Puede encontrarse más información sobre los riesgos e incertidumbres asociados a estas previsiones y al negocio de YPF en la información pública de YPF registrada en EDGAR (www.sec.gov) o en la página web de la Comisión Nacional de Valores de Argentina (www.argentina.gob.ar/cnv).

No debe tomarse ninguna declaración relativa a tendencias o actividades pasadas como una representación de que las tendencias o actividades continuarán en el futuro. Por consiguiente, no debe depositar una confianza indebida en estas afirmaciones. Este documento no pretende constituir ni debe interpretarse como asesoramiento en materia de inversión.

La información aquí contenida se ha elaborado para ayudar a las partes interesadas a realizar sus propias evaluaciones de YPF.

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