YPF S.A. - Annual Report 2025 | FinancialReports.eu

SC Gas S.A.U.

Estados Contables al 31 de diciembre de 2025 y 2024 Informe de Auditoría emitido por los Auditores Independientes Informe de Comisión Fiscalizadora

MEMORIA 2025

(Información no cubierta por el Informe de Auditoría emitido por los Auditores Independientes)

Señores Accionistas:

En cumplimiento de las disposiciones legales y estatutarias vigentes tenemos el agrado de someter a vuestra consideración la Memoria y los Estados Contables correspondientes al ejercicio económico finalizado el 31 de diciembre de 2025

La información contenida en la presente Memoria incluye el análisis y las explicaciones de la Dirección sobre la situación financiera y los resultados de las operaciones, y debe ser leída en forma conjunta con los estados contables de SC Gas S.A.U. (ex Mobil Argentina S.A.), indistintamente la “Sociedad” o “SC GAS”), sus notas y anexos. Dichos estados contables, notas y anexos han sido preparados de acuerdo con los principios contables vigentes en la República Argentina.

Consideraciones Generales

Panorama general – Principales variables

Una parte significativa de nuestros ingresos se derivan de nuestras operaciones en Argentina y, por lo tanto, están sujetos a las condiciones macroeconómicas prevalecientes en el país. En consecuencia, los cambios en las condiciones económicas, políticas y regulatorias en Argentina han tenido y se espera que sigan teniendo un impacto significativo en nuestro negocio, situación patrimonial y financiera y los resultados de nuestras operaciones.

Las condiciones macroeconómicas de Argentina dependen de múltiples factores: (i) el marco legal y regulatorio; (ii) las políticas económicas del Gobierno Nacional, en especial las políticas monetarias y cambiarias; (iii) los niveles de inflación; (iv) las devaluaciones del peso respecto de otras monedas, principalmente del dólar; (v) la balanza comercial; (vi) los precios internacionales de los principales commodities de Argentina; (vii) la deuda pública; (viii) la inversión y el financiamiento interno y externo; entre otros.

Según el Informe Mensual de Estimación de la Actividad Económica publicado en enero de 2026 por el Instituto Nacional de Estadística y Censos (“INDEC”), la actividad económica en Argentina en noviembre de 2025 registró una variación negativa de 0,3% respecto de noviembre de 2024; mientras que la variación acumulada de los primeros once meses de 2025 registró un aumento de 4,5% respecto del mismo período del año anterior.

En términos de inflación, en los últimos años Argentina ha enfrentado altos índices de inflación hasta febrero de 2024, cuando se observó una desaceleración de las tasas de inflación. Durante 2025 el Índice de Precios al Consumidor (“IPC”) elaborado por el INDEC tuvo un incremento acumulado de 31,5%, mientras que el Índice de Precios Internos Mayoristas (“IPIM”), elaborado por el mismo organismo, presentó un incremento acumulado de 26,2%. Durante 2024, el incremento acumulado del IPC fue de 117,8%, mientras que el IPIM aumentó 67,1%.

En términos de balanza comercial, según los datos publicados por el INDEC en el informe Intercambio Comercial Argentino, el superávit en el saldo de la cuenta comercial de Argentina ascendió a US$ 11.286 millones durante 2025, mientras que en 2024 se registró un superávit que ascendió a US$ 18.928 millones. Este menor superávit se explica por un aumento de las importaciones de 24,7%, parcialmente compensado por un aumento de las exportaciones de 9,3%.

En lo que respecta a las condiciones del mercado local en materia cambiaria, el tipo de cambio peso/dólar alcanzó un valor de 1.450,50 pesos por dólar al 31 de diciembre de 2025, habiéndose incrementado un 40,8% desde su valor de 1.030,50 pesos por dólar al 31 de diciembre de 2024. La cotización promedio de 2025 ascendió a 1.242,09 pesos por dólar y fue un 35,8% superior al promedio registrado durante 2024 de 914,67 pesos por dólar.

Adicionalmente, el 11 de abril de 2025 el Gobierno Nacional anunció medidas para flexibilizar el régimen cambiario y fortalecer el marco monetario. En virtud de ello, el Banco Central de la República Argentina

(“BCRA”) implementó un nuevo régimen cambiario en el que deja sin efecto ciertas restricciones para el acceso al Mercado de Cambios. A continuación, se mencionan las principales medidas: (i) la cotización del dólar en el Mercado de Cambios podrá fluctuar entre un rango mínimo y máximo, eliminando el mecanismo de ajuste “crawling peg”; (ii) se elimina el dólar “blend” (ver Nota 35.j) apartado “Programa Incremento Exportador” a los estados financieros consolidados); (iii) se eliminan ciertas restricciones cambiarias a las personas humanas para la compra de moneda extranjera; (iv) se permite el acceso al Mercado de Cambios sin conformidad previa del BCRA para el pago de dividendos a accionistas no residentes que se devenguen a partir de los ejercicios iniciados a partir del 1 de enero de 2025; y (v) se flexibilizan los plazos para el pago de operaciones de comercio exterior, eliminando el cronograma establecido por el BCRA para el acceso al Mercado de Cambios sin conformidad previa para el pago de importaciones de bienes con registro de ingreso aduanero a partir del 13 de diciembre de 2023 y de servicios prestados y/o devengados a partir de dicha fecha. Las medidas adoptadas por el Gobierno Nacional mencionadas precedentemente contarán con un respaldo financiero de un nuevo Servicio de Facilidades Extendidas (“EFF”, por sus siglas en inglés) acordado con el Fondo Monetario Internacional (“FMI”) suscripto en abril de 2025.

El 11 de marzo de 2025, a través del DNU N° 179/2025, el Poder Ejecutivo aprobó celebrar un EFF con el FMI, que fue aprobado por la Cámara de Diputados del Congreso de la Nación el 19 de marzo de 2025.

El 8 de abril y el 11 de abril de 2025 el FMI y el Gobierno Nacional, respectivamente, anunciaron que habían llegado a un acuerdo sobre un programa económico integral que se basa en un EFF con una duración de 4 años por un total de US$ 20.000 millones, el cual incluye revisiones trimestrales de metas. El acuerdo prevé un desembolso inicial de US$ 12.000 millones en abril de 2025, un segundo desembolso de US$ 2.000 millones en junio de 2025 junto con la primera revisión trimestral, un desembolso de US$ 1.000 millones durante el segundo semestre de 2025 y los restantes desembolsos durante el período de vigencia del acuerdo. El plazo de reembolso de cada desembolso es de 10 años con un plazo de gracia de cuatro años y medio, iniciando en 2026 y concluyendo en 2035. El 15 de abril y el 4 de agosto de 2025 el Gobierno Nacional recibió desembolsos por aproximadamente US$ 12.000 millones y US$ 2.000 millones correspondientes al primer y segundo desembolsos, respectivamente.

Actividad y resultados de la Sociedad

Aspectos fundamentales con relación a los negocios sociales

La Sociedad se dedica a la exploración, explotación, producción y comercialización de hidrocarburos (principalmente gas), sus subproductos y derivados. Opera en el mercado local participando en el Consorcio CNQ-10 Chihuidos.

Operaciones: Inversiones - Producción

Durante el ejercicio, SC GAS S.A.U. continuó desarrollando sus operaciones en el Bloque Sierra Chata, bajo el marco del Acuerdo de Operación Conjunta (JOA SCH) y de los entendimientos alcanzados con Pampa Energía S.A. respecto de la ejecución de operaciones a Solo Riesgo. En este contexto, la Sociedad mantuvo una participación en la planificación, el seguimiento y la supervisión de las actividades operativas, presupuestarias y de inversión asociadas al bloque.

Con fecha 8 de abril de 2025, se firmó en nuevo Acuerdo donde se establece el marco contractual entre SC Gas S.A.U. y Pampa Energía S.A. para la realización de operaciones a riesgo exclusivo en el Bloque Sierra Chata, dentro de la concesión no convencional CENCH Sierra Chata. El objetivo principal es permitir que cada parte desarrolle actividades de perforación y completación de pozos en áreas exclusivas, asumiendo íntegramente los costos, riesgos y beneficios de dichas operaciones. En dicho acuerdo se definieron los polígonos donde cada uno de los socios del Consorcio podría operar en forma exclusiva, con plena propiedad sobre los hidrocarburos extraídos.

El 16 de abril de 2025, en el Comité Operativo del Consorcio Sierra Chata, Pampa Energía presentó el programa de actividades a Solo Riesgo dentro de su área exclusiva. El plan incluyó la perforación de 12 pozos horizontales distribuidos en los Pads 7, 8 y 9, con ramas laterales de 2.500 a 3.000 metros y espaciamientos de 400 metros entre pozos, orientados al desarrollo de la Formación Vaca Muerta. También se expuso un cronograma tentativo sujeto a condiciones técnicas y comerciales. Estas actividades fueron sometidas a aprobación de SC Gas conforme el JOA SCH.

Con fecha 15 de julio de 2025, se realizó una Adenda al Acuerdo antes mencionado que contempla una modificación en la extensión de las áreas exclusivas.

Durante julio se celebró una reunión técnica con el operador Pampa Energía sobre el área Sierra Chata. Se presentó un informe técnico que incluye el seguimiento del presupuesto y ejecución de inversiones (CAPEX), gastos operativos (OPEX), otros costos no operativos (OCNOs), y producción. Se detallaron desvíos no representativos entre lo presupuestado y lo ejecutado, afectaciones a la producción por paradas de planta y restricciones de transporte, y se especificaron los valores cobrados por el uso de la Planta de Tratamiento de Gas perteneciente a la propiedad conjunta.

Durante la reunión técnica se abordaron temas específicos y económicos relacionados con la operación conjunta, incluyendo el estado de respuesta a diversos puntos como cálculos de gastos operativos, actividades sobre Autorización de Financiamiento de Ejecución, y mejoras en seguridad y confiabilidad. También se discutió el tratamiento de actividades bajo la modalidad Solo Riesgo, que no forman parte de la UTE y cuyos costos son asumidos íntegramente por el Operador del bloque.

El 19 de diciembre de 2025, el Operador presentó el Presupuesto CAPEX y OPEX 2026 ante el Comité Técnico. La exposición incluyó el detalle técnico de los proyectos, su grado de madurez, criterios licitatorios y justificación operativa. Pampa Energía solicitó información adicional y planteó inquietudes sobre la magnitud del presupuesto y la relación entre actividades del Consorcio y operaciones a Solo Riesgo. En materia de OPEX, el Operador explicó la metodología de segregación de costos entre pozos, plantas y actividades compartidas. También se presentaron los porcentajes aplicables a las formaciones Vaca Muerta y Mulichinco, junto con los criterios de imputación de gastos comunes.

Resultados del ejercicio

La ganancia neta antes de impuesto a las ganancias por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2025 fue de 18.082.957.736.

Informe sobre la estructura societaria

Al 31 de Diciembre de 2024 las compañías accionistas de Mobil Argentina S.A. eran:

Sociedades afiliadas de Exxon Mobil Corporation, una sociedad constituida conforme las leyes de Estados Unidos:
ExxonMobil Exploration and Production Gemini B.V.
ExxonMobil Argentina Upstream B.V.
Sociedad afiliada a Qatar Petroleum, una sociedad constituida conforme a las leyes de Qatar:
QatarEnergy Argentina Holdings LLC

El 17 de diciembre de 2024 YPF S.A. celebró un acuerdo de compraventa de acciones con ExxonMobil Argentina Upstream B.V., ExxonMobil Exploration and Production Gemini B.V. y QatarEnergy Argentina Holdings LLC mediante el cual, sujeto al cumplimiento de condiciones de cierre establecidas en dicho acuerdo, YPF adquiriría el 100% de las acciones y el capital social de MASA.

El 29 de enero de 2025, habiéndose cumplido todas las condiciones de cierre, se perfeccionó la venta y transferencia a YPF del 100% de las acciones y el capital social de MOBIL Argentina S.A., pasando a ser YPF S.A. su único accionista.

La inscripción de la reforma de estatuto con el cambio de denominación de MOBIL Argentina S.A. a SC Gas S.A.U en I.G.J. sucedió con fecha 28 de julio de 2025 bajo el número 12783 del Libro 122 de Sociedades por Acciones.

Saldos y operaciones con sociedades relacionadas

En las Notas 6 a los estados contables adjuntos, se describen los principales saldos y operaciones con sociedades relacionadas.

Reseña patrimonial y financiera

Tal como se menciona en la Nota 2.III a los Estados Contables adjuntos, los mismos han sido preparados en moneda homogénea al 31 de diciembre de 2025, reconociendo los efectos de la inflación, de acuerdo con lo establecido por las normas contables profesionales vigentes. Por lo tanto, las variaciones que se explican y las cifras a las que se hacen referencia en los párrafos siguientes, corresponden a importes expresados en moneda homogénea de cierre del presente ejercicio.

a) Estructura patrimonial comparativa con el ejercicio anterior:

Concepto	2025	2024
Activo corriente	131.461.534.179	43.973.492.617
Activo no corriente	164.913.358.249	228.810.581.178
Total del activo	296.374.892.428	272.784.073.795
Pasivo corriente	19.307.447.829	7.725.942.559
Pasivo no corriente	7.137.950.868	7.065.088.660
Total delpasivo	26.445.398.697	14.791.031.219
Patrimonio neto	269.929.493.731	257.993.042.576
Total del pasivo y patrimonio neto	296.374.892.428	272.784.073.795

b) Estructura de resultados:

Concepto	2025	2024
Resultado operativo ordinario	(46.942.334.085)	17.220.041.279
Resultados financieros y por tenencia	8.050.475.979	(5.893.682.642)
Otros ingresosyegresos(Nota 4.j)	60.744.861.846	6.467.897.411
Ganancia antes de impuesto a las ganancias	21.853.003.740	17.794.256.048
Impuesto a lasganancias	(9.916.552.585)	(36.943.915.427)
Ganancia / (Pérdida) del ejercicio	11.936.451.155	(19.149.659.379)

c) Estructura de la generación o aplicación de fondos

Concepto	2025	2024
Flujo neto de efectivo generado por las actividades operativas	84.119.477.163	19.264.939.702
Flujo neto de efectivo utilizado en las actividades de inversión	(69.900.487.801)	(12.921.762.255)
Flujo neto de efectivo generado por las actividades de financiación	-	4.251.400.045
Aumento neto del efectivo y sus equivalentes	14.218.989.362	10.594.577.492

d) Indicadores patrimoniales y de resultados:

Concepto	2025		2024
Liquidez Solvencia Inmoviliazión del Capital Rentabilidad	Activo Corriente 131.461.534.179	6,81	43.973.492.617	5,69
	Pasivo Corriente 19.307.447.829 Patrimonio Neto 269.929.493.731		7.725.942.559 257.993.042.576

		10,21		17,44
	Pasivo Total 26.445.398.697 Activo no Corriente 164.913.358.249		14.791.031.219 228.810.581.178

		0,56		0,84
	Activo Total 296.374.892.428 Resultado del ejercicio 11.936.451.155		272.784.073.795 (19.149.659.379)

		0,05		-0,07
	Patr. Neto promedio 263.961.268.154		255.633.854.270

El resultado del ejercicio fue una ganancia de 11.936.451.155 se debe, principalmente, a la pérdida operativa de (46.942.334.085) y a los otros ingresos y egresos de 60.744.861.846. La ganancia neta generada por los Otros ingresos y egresos es consecuencia del ingreso por cesión de derechos litigiosos (Nota 10).

En el Activo No Corriente, la baja observada en el rubro de bienes de uso obedece a que las altas, tanto por inversiones como por las correspondientes a la reestimación de costo de abandono de pozos, fueron menores a las amortizaciones del período.

En el Pasivo Corriente el aumento se explica por el incremento de las cuentas por pagar al 31.12.2025.

El patrimonio neto al 31 de diciembre de 2025 fue de 269.929.493.731. La variación respecto del ejercicio anterior corresponde principalmente al resultado de ganancia del ejercicio 2025.

Hechos posteriores

Al cierre del ejercicio se identifica una situación relevante que debe ser mencionada, con fecha 4 de febrero de 2026, la sociedad celebró un acuerdo con Pampa Energía S.A., por el cual las Partes acuerdan dividir el bloque en zonas exclusivas donde cada una de ellas desarrollará de manera independiente la actividad futura. Las partes mantienen derechos y obligaciones sobre la actividad ya realizada en conjunto.

Perspectivas futuras

Las operaciones de la Sociedad se desarrollarán conforme a lo previsto, sin eventos significativos que afecten la continuidad operativa ni el marco contractual vigente. SC GAS S.A.U. continuará implementando su estrategia de desarrollo dentro del Bloque Sierra Chata, enfocada en:

el ejercicio de su opción exclusiva de perforación;
el seguimiento del presupuesto operativo y de inversiones;

el fortalecimiento de los procesos de control, seguridad y cumplimiento regulatorio;
la coordinación con el Operador, garantizando una ejecución eficiente de las actividades planificadas.

El Directorio desea expresar su profundo agradecimiento a sus proveedores, socios y clientes por el apoyo prestado y la confianza depositada en SC GAS S.A.U..

SC Gas S.A.U.

Macacha Güemes 515 - Ciudad Autónoma de Buenos Aires

EJERCICIO ECONÓMICO Nº 34 INICIADO EL 1 DE ENERO DE 2025 Y FINALIZADO EL 31 DE DICIEMBRE DE 2025 Y COMPARATIVO EN MONEDA HOMOGENEA (Ver nota 2.I)

Número de CUIT: 30-65847349-9.

Fecha de inscripción en la Inspección General de Justicia (“I.G.J”.): 21 de octubre de 1992

Número de registro en I.G.J.: 1.564.175

Fecha de la última modificación del estatuto: 29 de enero de 2025, inscripta en el Registro Público de Comercio de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires a cargo de la Inspección General del Justicia el 28 de julio de 2025 bajo el N° 12783 del Libro 122 de Sociedades por Acciones.

Fecha de finalización del contrato social: 22 de octubre de 2091

Sociedad Controlante: YPF S.A. (Nota 7)

Domicilio legal: Macacha Güemes 515, Ciudad Autónoma de Buenos Aires

Actividad principal: estudio, exploración y explotación de hidrocarburos líquidos y/o gaseosos y demás minerales, como asimismo, la industrialización, transporte y comercialización de estos productos y sus derivados, incluyendo también productos petroquímicos, químicos y combustibles de origen no fósil, biocombustibles y sus componentes, la generación de energía eléctrica a partir de hidrocarburos, la prestación de servicios de telecomunicaciones, así como también la producción, industrialización, procesamiento, comercialización, servicios de acondicionamiento, transporte y acopio de granos y sus derivados.

Participación de la sociedad controlante sobre el patrimonio: 100%

Porcentaje de votos de la sociedad controlante: 100%

COMPOSICIÓN DEL CAPITAL AL 31 DE DICIEMBRE DE 2025

(expresado en pesos – Nota 2.III)

Suscripto, integrado y emitido (Nota 7)

37.705.084.913 acciones ordinarias, nominativas, no endosables de valor nominal

1 con derecho a un voto por acción

37.705.084.913

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 25 - febrero – 2026

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 25 - febrero - 2026

Deloitte & Co. S.A. C.P.C.E.C.A.B.A. T° 1 - F° 3

Juan Manuel Ardito Presidente

Nicolás Ariel Fiorentino Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.C.A.B.A. - Tº 378 - Fº 033

Eduardo A. Baldi Síndico

SC Gas S.A.U.

ESTADO DE SITUACIÓN PATRIMONIAL

POR EL EJERCICIO FINALIZADO EL 31 DE DICIEMBRE DE 2025, COMPARATIVO CON EL EJERCICIO

(En moneda homogénea - Nota 2.I y 2.III)

Activo corriente Caja y bancos Inversiones financieras (Nota 4.a) Cuentas por cobrar a clientes en moneda (Nota 4.b) Créditos en moneda con partes relacionadas (Nota 4.c) Créditos impositivos (Nota 4.d) Otras cuentas por cobrar en moneda (Nota 4.e) Total del activo corriente Activo no corriente Activo neto por impuesto diferido (Nota 4.k) Otros activos(1) Bienes de uso (Anexo I) Total del activo no corriente Total del activo . Pasivo corriente Deudas con proveedores de bienes y servicios (Nota 4.f) Deudas fiscales (Nota 4.g) Deudas en moneda con partes relacionadas Previsiones (Nota 4.h) Total del pasivo corriente Pasivo no corriente Pasivo neto por impuesto diferido (Nota 4.k) Previsiones (Nota 4.h) Total del pasivo no corriente Total del pasivo Patrimonio neto(según estado respectivo) Total del pasivo y patrimonio neto	2025 1.391.647.689 102.923.945.520 7.360.910.688 10.030.823.069 9.754.204.713 2.500 131.461.534.179 - 13.016.652.643 151.896.705.606 164.913.358.249 296.374.892.428 17.294.708.612 1.438.928.072 26.801.492 547.009.653 19.307.447.829 1.614.571.667 5.523.379.201 7.137.950.868 26.445.398.697 269.929.493.731 296.374.892.428	2024
		468.873.755 16.900.523.313 8.184.588.520 5.669.048.875 12.597.987.930 152.470.224
		43.973.492.617
		6.025.411.991 10.294.795.390 212.490.373.797
		228.810.581.178
		272.784.073.795
		6.296.467.480 1.171.345.154 258.129.925 -
		7.725.942.559
		- 7.065.088.660
		7.065.088.660
		14.791.031.219
		257.993.042.576
		272.784.073.795

(1) Corresponde a la existencia de materiales al 31.12.2025.

Las notas 1 a 11 y los Anexos I a IV son parte integrante de estos estados contables.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 25 - febrero – 2026

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 25 - febrero - 2026

Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.C.A.B.A. T° 1 - F° 3

Nicolás Ariel Fiorentino Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.C.A.B.A. - Tº 378 - Fº 033

Eduardo A. Baldi Síndico

Juan Manuel Ardito Presidente

SC Gas S.A.U.

ESTADO DE RESULTADOS

POR EL EJERCICIO FINALIZADO EL 31 DE DICIEMBRE DE 2025, COMPARATIVO CON EL EJERCICIO ANTERIOR

(En moneda homogénea - Nota 2.I y 2.III)

. Ingresos netos por la venta de bienes y prestación de servicios (Nota 4.i) Costos de los bienes vendidos y los servicios prestados (Anexo III) (Pérdida) / Ganancia bruta Gastos de administración (Anexo III) Otros ingresos y egresos (Nota 4.j) Resultados financieros y por tenencia (incluido el RECPAM) Ganancia antes de impuesto a las ganancias Impuesto a las ganancias (Nota 4.k) Ganancia / (Pérdida) del ejercicio	2025 86.456.788.142 (126.183.156.086) (39.726.367.944) (7.215.966.141) 60.744.861.846 8.050.475.979 21.853.003.740 (9.916.552.585) 11.936.451.155	2024
		111.496.889.354 (77.900.788.077)
		33.596.101.277 (16.376.059.998) 6.467.897.411 (5.893.682.642)
		17.794.256.048 (36.943.915.427)
		(19.149.659.379)

Las notas 1 a 11 y los Anexos I a IV son parte integrante de estos estados contables.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 25 - febrero – 2026

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 25 - febrero - 2026

Deloitte & Co. S.A. C.P.C.E.C.A.B.A. T° 1 - F° 3

Nicolás Ariel Fiorentino Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.C.A.B.A. - Tº 378 - Fº 033

Eduardo A. Baldi Síndico

Juan Manuel Ardito Presidente

SC Gas S.A.U.

ESTADO DE EVOLUCIÓN DEL PATRIMONIO NETO

POR EL EJERCICIO FINALIZADO EL 31 DE DICIEMBRE DE 2025, COMPARATIVO CON EL EJERCICIO ANTERIOR (En moneda homogénea – Nota 2. I y 2.III)

			2025	2025		2024
	Aportes de lospropietarios		Reservas Reserva legal Reserva facultativa		Resultados acumulados Resultados no asignados (19.149.659.379) 11.936.451.155 (7.213.208.224)	Total del patrimonio neto
	Capital suscripto	Ajuste del capital	Reserva legal
Saldos al inicio del ejercicio Ganancia / (Pérdida) del ejercicio Saldos al cierre del ejercicio	37.705.084.913 - 37.705.084.913	209.824.753.882 - 209.824.753.882	7.120.080.240 - 7.120.080.240	22.492.782.920 - 22.492.782.920		253.274.665.963 (19.149.659.379)
						257.993.042.576

Las notas 1 a 11 y los Anexos I a IV son parte integrante de estos estados contables.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 25 - febrero – 2026

Eduardo A. Baldi Síndico

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 25 - febrero - 2026 Deloitte & Co. S.A. C.P.C.E.C.A.B.A. T° 1 - F° 3 Nicolás Ariel Fiorentino Juan Manuel Ardito Socio Presidente Contador Público U.B.A. C.P.C.E.C.A.B.A. - Tº 378 - Fº 033

SC Gas S.A.U.

ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2025 Y 2024

(Cifras expresadas en pesos - Nota 2.I y 2.III)

VARIACIONES DEL EFECTIVO Y SUS EQUIVALENTES(1) Efectivo y sus equivalentes al inicio del ejercicio Efectivo y sus equivalentes al cierre del ejercicio Aumento neto del efectivo y sus equivalentes CAUSAS DE LA VARIACIÓN DEL EFECTIVO Y SUS EQUIVALENTES Actividades operativas Ganancia / (Pérdida) del ejercicio Ajustes para conciliar la ganancia del ejercicio con el efectivo neto generado por las operaciones: Impuesto a las ganancias devengado en el período Depreciaciones de bienes de uso Recupero previsión Plan Gas Recupero previsión deudores incobrables Intereses, diferencia de cambio y otros Cambios en activos y pasivos: Cuentas por cobrar a clientes en moneda Créditos en moneda con partes relacionadas Créditos impositivos Otras cuentas por cobrar en moneda Otros activos Deudas con proveedores de bienes y servicios Deudas en especie Deudas en moneda con partes relacionadas Deudas fiscales Previsiones Flujo neto de efectivo generado por las actividades operativas . Actividades de inversión Adquisición de inversiones financieras Adquisición de bienes de uso Flujo neto de efectivo utilizado en las actividades de inversión . Actividades de financiación Aportes de capital Pago de préstamos Flujo neto de efectivo generado por las actividades de inversión Aumento neto del efectivo y sus equivalentes	2025 17.369.397.068 31.588.386.430 14.218.989.362 11.936.451.155 9.916.552.585 73.336.345.730 (607.399) (1.090.388) (17.044.754.829) 824.768.220 (4.361.166.795) 397.690.673 152.467.724 (2.721.857.253) 10.998.241.132 - (231.328.433) 1.882.154.585 (964.389.544) 84.119.477.163 (57.127.500.000) (12.772.987.801) (69.900.487.801) - - - 14.218.989.362	2024
		6.774.819.576 17.369.397.068
		10.594.577.492
		(19.149.659.379) 36.943.915.427 17.567.286.088 (53.019.666) (1.284.080) (571.495.974) 4.275.178.112 19.625.554.470 3.736.988.760 1.168.099.683 (6.119.837.112) (35.167.150.070) (1.785.788.600) - (1.203.847.957) -
		19.264.939.702
		- (12.921.762.255)
		(12.921.762.255)

		23.868.035.993 (19.616.635.948)
		4.251.400.045

		10.594.577.492

(1) Se considera efectivo al saldo de Bancos e Inversiones con vencimiento inferior a tres meses, siendo las mismas los Fondos Comunes de Inversión y los Títulos Públicos.

Las notas 1 a 11 y los Anexos I a IV son parte integrante de estos estados contables.

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Nicolás Ariel Fiorentino Juan Manuel Ardito Socio Presidente

Eduardo A. Baldi Síndico

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SC Gas S.A.U.

NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES POR LOS EJERCICIOS ECONÓMICOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2025 COMPARATIVO CON EL EJERCICIO ANTERIOR

(En moneda homogénea – Notas 2.I y 2.III, excepto donde se indica en forma expresa)

1. ACTIVIDAD DE LA SOCIEDAD

SC Gas S.A.U. (“MASA”) fue constituida con el objeto de dedicarse por cuenta propia, de terceros o asociada a terceros, a las siguientes actividades:

Exploración, descubrimiento, explotación, compra, producción, almacenamiento, transporte, importación y exportación de todo tipo de hidrocarburos líquidos o gaseosos, sus subproductos y derivados y minerales.
Montaje, construcción, operación y servicios de perforaciones, producción, procesamiento y refinación relacionados con hidrocarburos, gas, petroquímicos y minería.
Adquisición, disposición, alquiler o intercambio de propiedades de hidrocarburos y minería desarrolladas.
Provisión de servicios de asesoramiento, relacionados con las actividades mencionadas.
Inversiones en sociedades cuyos objetos sociales sean similares al de la Sociedad.
Otorgamiento de fianzas, avales, cauciones o garantías de cualquier tipo.
Producción y comercialización de derivados del petróleo.

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2024, las operaciones de la Sociedad consistieron en participar en el siguiente negocio conjunto hidrocarburífero:

Participación en el consorcio CNQ-10 Chihuidos:

La Sociedad posee una participación del 54,4477% en este Consorcio operado por Pampa Energía S.A.

El Consorcio resultó inicialmente adjudicatario del bloque como resultado de la licitación pública internacional bajo el marco del Plan Houston en junio de 1988. El contrato original con Yacimientos Petrolíferos Fiscales fue reconvertido en un permiso de exploración de acuerdo con las nuevas normas de desregulación de la industria petrolera mediante el Decreto Presidencial N° 1969/93 del 16 de septiembre de 1993. El objeto del permiso consistió en la exploración y posterior explotación de hidrocarburos en el área Chihuidos, Provincia de Neuquén.

Cada consorcista tiene el dominio en forma automática de los hidrocarburos extraídos en el área y, por lo tanto, el Consorcio pone a disposición de cada uno la producción correspondiente para su posterior comercialización en forma individual.

Durante el año 2018 se obtuvo una concesión de explotación no convencional de hidrocarburos (“CENCH”) en la cual los socios (Pampa Energía S.A., Total S.A. y MASA) se comprometieron a invertir U$S 520.000.000 por un espacio de 5 años, en el desarrollo de los recursos de shale gas en Vaca Muerta y tight gas en Mulichinco. MASA opera la parte de perforación y completación de todos los pozos de la parte norte del bloque.

El 27 de diciembre de 2019 se efectivizó la compra del 3,4521% de participación en el bloque a Total Austral S.A. (Sucursal Argentina).

Para el año 2021 el presupuesto de inversión en el área hizo foco en cumplir los compromisos asumidos en la adhesión al Plan Gas Ar., y a la vez avanzar en los compromisos de la fase I del piloto de la CENCH, con la perforación de 4 pozos tigh (a Fm. Mulichinco) y la completación de un pozo shale (a Fm. Vaca Muerta). Se realizaron algunas inversiones de integridad y seguridad relacionadas con la Planta de Tratamiento de Gas (PTG). Se logró un nuevo plan de trabajo luego de negociaciones con la Provincia para atender y renegociar los compromisos asumidos con la CENCH postergados debido a las restricciones operativas ocasionadas por las medidas gubernamentales adoptadas frente a la pandemia de COVID-19.

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Para el ejercicio 2022 se acordó con la Provincia de Neuquén un nuevo plan de trabajo para cumplir con los compromisos definidos en el piloto de la CENCH. Durante el 2022 la actividad comprendió la perforación y completación de 2 pozos en el Pad 1 Sur donde ya se había perforado el pozo shale (a Fm. Vaca Muerta) y terminar la perforación de las ramas laterales de los 3 pozos del Pad Norte.

Durante el año 2023 se realizaron las terminaciones del Pad Norte y Pad 2 y se perforaron los Pads 3 y 4. Al cierre de 2023 el Pad 3 se encontraba terminado y el pad 4 fue conectado y puesto en producción en febrero 2024. Con fecha 30 de noviembre de 2023, fue publicado el Decreto N°2.425/23, dando por cumplido el plan piloto para el área Sierra Chata.

Durante el año 2024 se realizó la perforación de un pozo sumidero, quedando pendiente su completación para el próximo año.

Es relevante destacar que se continuaron implementando mejoras en las instalaciones, lo que contribuyó a mantener las condiciones de integridad y seguridad de la planta de tratamiento de gas. Asimismo, se realizaron inversiones en equipamiento electrónico con el objetivo de mejorar la conectividad del bloque.

Con fecha 8 de abril de 2025, se firmó en nuevo Acuerdo donde se establece el marco contractual entre SC Gas S.A.U. (MASA - SC Gas S.A.U.) y Pampa Energía S.A. para la realización de operaciones a riesgo exclusivo en el Bloque Sierra Chata, dentro de la concesión no convencional CENCH Sierra Chata. El objetivo principal es permitir que cada parte desarrolle actividades de perforación y completación de pozos en áreas exclusivas, asumiendo íntegramente los costos, riesgos y beneficios de dichas operaciones. En dicho acuerdo se definieron los polígonos donde cada uno de los socios del Consorcio podría operar en forma exclusiva, con plena propiedad sobre los hidrocarburos extraídos.

Con fecha 15 de julio de 2025, se realizó una Adenda al Acuerdo antes mencionado que contempla una modificación en la extensión de las áreas exclusivas. Los restantes términos y condiciones que no han sido expresamente modificados por la Adenda permanecen vigentes e inalterables y serán plenamente vinculantes entre las partes.

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2. NOTAS GENERALES

I. Bases de preparación de los estados contables

Los presentes estados contables están expresados en pesos en moneda homogénea de cierre (Nota 2.III) y han sido preparados y expuestos de conformidad con la Resolución Técnica N° 54 - T.O. RT 59 -, (RT 54), emitida por la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas (FACPCE), adoptada por la Resolución P. N° 460/2024 del Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CPCECABA).

Esta resolución fue aplicada por la entidad a partir del 1° de enero de 2025, readecuando las cifras comparativas mediante la realización de ciertas reclasificaciones en la presentación de determinadas partidas originadas en la aplicación de la RT 54, sin generar diferencias en su reconocimiento y medición.

A continuación, se detallan las principales reclasificaciones de presentación originadas por la aplicación de la RT 54 en el Estado de situación patrimonial:

a) El saldo de 402.210.147 correspondiente a créditos por ventas con sociedades relacionadas que se presentaba en el rubro “Créditos por ventas” del Estado de situación patrimonial, se reclasificó al rubro “Créditos en moneda con partes relacionadas”.

b) El saldo de 4.941.908.727 correspondiente a otros créditos con sociedades relacionadas que se presentaba en el rubro “Otros Créditos” del Estado de situación patrimonial, se reclasificó al rubro “Créditos en moneda con partes relacionadas”.

c) El saldo de 325.537.399 correspondiente a Plan Gas que se presentaba en el rubro “Otros Créditos” del Estado de situación patrimonial, se reclasificó al rubro “Créditos en moneda con partes relacionadas”.

d) El saldo de (607.399) correspondiente a la previsión del Plan Gas que se presentaba en el rubro “Otros Créditos” del Estado de situación patrimonial, se reclasificó al rubro “Créditos en moneda con partes relacionadas”.

d) El saldo de 258.129.925 correspondiente a deudas con partes relacionadas que se presentaba en el rubro “Cuentas a pagar” del Estado de situación patrimonial, se reclasificó al rubro “Deudas en moneda con partes relacionadas”.

II. Clasificación de la entidad

De acuerdo con lo establecido por la referida norma, la entidad no reviste el carácter de entidad pequeña ni mediana, clasificando como “restante entidad”.

III. Información general

Los presentes estados contables han sido preparados en moneda homogénea a fecha de cierre del presente ejercicio, reconociendo en forma integral los efectos de la inflación de conformidad con lo establecido en la RT 54, en virtud de haberse determinado la existencia de un contexto de alta inflación.

Con fines comparativos, se incluyen cifras patrimoniales al cierre del ejercicio anterior y de resultados, de evolución del patrimonio neto y de flujos de efectivo, por el ejercicio económico finalizado en esa fecha (ver Nota 1.5). Dichas cifras han sido expresadas en moneda de cierre del presente ejercicio, de acuerdo con lo señalado en el párrafo

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siguiente, a fin de permitir su comparabilidad y sin que el ajuste practicado modifique las decisiones tomadas con base en la información contable correspondiente al ejercicio comparativo.

Descripción del proceso de expresión a moneda de cierre

A efectos de expresar las diferentes partidas y rubros que integran los estados contables, la entidad deberá, entre otras cosas:

⦁ Determinar el momento de origen de las partidas (o el momento de su último ajuste, según corresponda).
⦁ Calcular los coeficientes de ajuste aplicables. A tal efecto se utiliza el índice de precios FACPCE. La variación
del índice utilizado para el ajuste de los estados contables ha sido del 31,55 % en el ejercicio económico finalizado el 31 de diciembre de 2025.

⦁ Aplicar los coeficientes de ajuste a los importes de las partidas anticuadas para expresarlas en moneda de cierre. A este respecto, las partidas que deberán ajustarse serán aquellas que no estén expresadas en moneda de cierre.

Para la preparación de los presentes estados contables, el órgano de administración de la entidad ha utilizado las siguientes simplificaciones dispuestas por la RT 54:

⦁ No ha presentado la nota requerida por el párrafo 659 de la RT 54.
⦁ Optó por presentar en una sola línea a los resultados financieros y por tenencia, incluyendo al resultado por
exposición al cambio en el poder adquisitivo de la moneda (RECPAM), denominada “Resultados financieros y por tenencia (incluido el RECPAM)”.
⦁ No ha presentado la nota requerida del inciso f), del párrafo 599.

Los presentes estados contables deben ser leídos e interpretados considerando las limitaciones que la utilización de las dispensas antes mencionadas podría provocar sobre la información en ellos contenida.

IV. Estimaciones en la preparación de los presentes estados contables

La preparación de los estados contables de conformidad con las normas contables profesionales argentinas vigentes requiere que la Sociedad efectúe estimaciones que afectan la determinación de los activos, pasivos, ingresos y egresos y la exposición de contingencias a la fecha de presentación de los estados contables. Las estimaciones que tienen un riesgo significativo de causar ajustes al importe de los activos y pasivos durante el presente ejercicio se detallan a continuación:

Previsión obligación para abandono de pozos

La previsión para obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos se estima considerando la cantidad de pozos no abandonados aún, como así también, la complejidad respecto a las diversas áreas geográficas en donde están localizados, los costos corrientes para el abandono de pozos de hidrocarburos son utilizados para estimar los costos futuros que constituyen la mejor estimación de la previsión para obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos. Los cambios en las leyes o regulaciones relacionadas con el abandono de pozos de hidrocarburos, en los costos, en las vidas útiles de los pozos de hidrocarburos, en las tasas de descuento y/o en las tecnologías aplicadas impactan en la reevaluación de esas estimaciones. Las políticas contables aplicadas sobre la provisión para obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos se detallan en la Nota 3.6.

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V. Información comparativa

Se han reclasificado ciertas cifras patrimoniales, y realizado nuevas revelaciones con motivo de los cambios en las políticas contables mencionadas en la Nota 2.I

3. POLITICAS CONTABLES SOBRE CRITERIOS DE MEDICIÓN

Los principales criterios de medición utilizados para la preparación de los estados contables son los siguientes:

3.1. Activos y pasivos en moneda extranjera

Los activos y pasivos en moneda extranjera han sido medidos al tipo de cambio correspondiente a la fecha de cierre de los estados contables.

3.2. Caja y bancos

El efectivo disponible y los saldos en bancos han sido medidos por su importe nominal.

3.3. Inversiones financieras

Las inversiones en fondos comunes de inversión han sido valuadas a su valor de cotización de cada cuota parte vigente al cierre de cada ejercicio.
Las inversiones en títulos públicos sobre los que se tiene la intención y factibilidad de negociarlos han sido medidos a su valor razonable en base a su valor de cotización al cierre de cada ejercicio, como es el caso de los Bonos del Tesoro de Estados Unidos.
Las restantes inversiones se miden a su costo amortizado al cierre del ejercicio, como es el caso de las obligaciones negociables.

3.4. Cuentas por cobrar a clientes en moneda, Créditos impositivos, Créditos en moneda con partes relacionadas, Otras cuentas por cobrar en moneda

Las cuentas por cobrar a clientes en moneda, créditos impositivos, créditos en moneda con partes relacionadas, y las otras cuentas por cobrar en moneda, sobre los que se segregaron componentes financieros implícitos o tienen componentes financieros explícitos, se miden a costo amortizado utilizando el método de la tasa de interés efectiva. En el resto de los casos se miden a valor nominal.

La entidad segrega los componentes financieros implícitos en operaciones de cobro diferido cuando el plazo, de por lo menos una de las cuotas pactadas, supera los doce meses contado desde la fecha de la operación.

Los saldos se encuentran netos de la previsión por desvalorización, de corresponder.

A la fecha de cierre de cada ejercicio, se evalúa si existen indicios de desvalorización de los rubros mencionados, y se procede al reconocimiento de las pérdidas por desvalorización en el resultado del período en caso de que su importe contable supere su valor recuperable.

La previsión para desvalorización de las cuentas por cobrar se calcula en función de la antigüedad de la cartera, la evolución de las cobranzas y el análisis individual de riesgo de incobrabilidad.

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La previsión para desvalorización de los créditos impositivos se calcula en función de las proyecciones impositivas y las posibilidades de su utilización futura.

La información adicional sobre el plazo estimado de vencimiento de los créditos y deudas, así como la tasa de interés que devengan, en caso de corresponder, se exponen en la Nota 4.

3.5. Otros activos

Los materiales han sido valuados a su costo de adquisición reexpresado según los lineamientos de la Nota 2.III o valor de reposición el que resulte menor. El costo se determina por el método de precio promedio ponderado.

Los valores obtenidos de esta forma no superan sus valores recuperables al cierre del ejercicio.

3.6. Bienes de uso

i. Criterios generales y actividad de producción de petróleo y gas

Los bienes de uso se valúan al costo de adquisición reexpresado en moneda de cierre aplicando el procedimiento de ajuste indicado en la Nota 2.III, menos las correspondientes depreciaciones acumuladas y previsiones por desvalorización. Las tasas de depreciación representativas de la vida útil asignada por grupo homogéneo de bienes se detallan en el Anexo I.

Los trabajos de reacondicionamiento mayores, que permiten recuperar la capacidad de servicio para lograr su uso continuo, son activados y se amortizan por el método de la línea recta hasta el próximo trabajo de reacondicionamiento mayor.

Las renovaciones, mejoras y refacciones que extienden la vida útil y/o incrementan la capacidad productiva de los bienes son activadas. A medida que los bienes de uso son reemplazados, sus costos relacionados y sus depreciaciones acumuladas son dados de baja.

Los gastos de reparaciones, conservación y mantenimiento de carácter ordinario se imputan en el estado de resultados de cada ejercicio.

La Sociedad utiliza el método del esfuerzo exitoso para contabilizar las operaciones relacionadas con las actividades de exploración y producción de petróleo y gas. Los costos originados en la adquisición de concesiones de explotación en zonas con reservas probadas y no probadas se activan en el apartado Propiedad minera, pozos y equipos de explotación cuando se incurre en ellos.

Los costos de exploración, excluidos los costos de perforación de pozos exploratorios, son imputados a resultados cuando se incurren. Los costos de perforación de los pozos exploratorios, incluidos los pozos de prueba estratigráfica, se activan hasta que se determina si existen reservas probadas que justifiquen su desarrollo comercial. Si no se encuentran tales reservas, los mencionados costos de perforación se imputan a resultados. Ocasionalmente, al momento de finalizar la perforación de un pozo exploratorio se puede determinar la existencia de reservas que aún no pueden ser clasificadas como reservas probadas. En esas situaciones, el costo del pozo exploratorio se mantiene activado si el mismo ha descubierto un volumen de reservas que justifique el desarrollo del mismo como pozo productivo y si la Sociedad está logrando un progreso sustancial en la evaluación de las reservas y de la viabilidad económica y operativa del proyecto. Si alguna de estas condiciones no se cumple el costo del mismo es imputado a resultados.

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Adicionalmente a lo mencionado previamente, la actividad exploratoria puede implicar en muchos casos la perforación de múltiples pozos, a través de varios años, con el objetivo de evaluar completamente los proyectos. Esto último tiene como consecuencia, entre otras causas, la posibilidad de que existan pozos exploratorios que se mantienen en evaluación por períodos prolongados, a la espera de la conclusión de los pozos y actividades exploratorias adicionales necesarias para poder evaluar y cuantificar las reservas relacionadas con cada proyecto. Al 31 de diciembre de 2025 y 2024, la Sociedad no cuenta con pozos exploratorios en evaluación por períodos prolongados.

Los costos de perforación aplicables a los pozos productivos y a los pozos secos de desarrollo y los costos de equipos relacionados con el desarrollo de las reservas de petróleo y gas han sido activados.

Los costos activados relacionados con actividades productivas han sido depreciados por el área de concesión, utilizando el método de las unidades de producción, mediante la aplicación de la relación entre el petróleo y el gas producido y las reservas de petróleo y gas probadas y desarrolladas que se estima recuperar.

Las depreciaciones se adecúan por los cambios en las estimaciones de las reservas probadas de petróleo crudo y gas con posterioridad a la fecha de exteriorización de dichos cambios. La Sociedad efectúa las revisiones de las estimaciones de reservas al menos una vez al año.

ii. Costos de abandono de pozos

Los costos por obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos son activados a valores descontados, junto con los activos que le dieron origen y son depreciados utilizando el método de unidades de producción. Como contrapartida, un pasivo es reconocido por dicho concepto al mismo valor estimado de las sumas a pagar descontadas, en el rubro “Previsiones” del Balance General. Los cambios en las estimaciones de las sumas a pagar descontadas son realizados considerando los costos corrientes incurridos para el abandono de pozos u otra información externa disponible.

iii. Bienes de uso de naturaleza medioambiental

Se activan los costos incurridos para limitar, neutralizar o prevenir la contaminación ambiental, sólo si se cumple al menos una de las siguientes condiciones: (a) se trata de mejoras en la capacidad y seguridad de planta (u otro activo productivo); (b) se previene o limita la contaminación ambiental o (c) los costos se incurren para acondicionar los activos para su venta sin que el valor registrado supere su valor recuperable.

Los bienes de uso de naturaleza medioambiental y su correspondiente depreciación acumulada, se exponen en los estados contables conjuntamente con el resto de elementos que forman parte de los bienes de uso los cuales son clasificados de acuerdo con su naturaleza contable.

3.7. Activos intangibles

Los activos intangibles se valúan al costo de adquisición reexpresado en moneda de cierre aplicando el procedimiento de ajuste indicado en la Nota 2.III, menos las correspondientes depreciaciones acumuladas y previsiones por desvalorización.

Los derechos de explotación se amortizan mediante la aplicación de la relación entre los hidrocarburos extraídos y las reservas de petróleo y gas probadas estimadas por la Sociedad.

El valor llave representa el exceso del costo de adquisición sobre el valor de libros de los activos netos de los negocios adquiridos al porcentaje de participación, y está asociado a la potencialidad del Yacimiento Sierra Chata y sus reservas probadas y posibles.

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3.8. Deterioro del valor de los bienes de uso y activos intangibles

A partir de la adquisición de YPF del 29 de enero de 2025, el análisis de recuperabilidad de los activos de la Sociedad, incluyendo propiedad, planta y equipo y los activos intangibles, es efectuado por su controlante, quien determina la recuperabilidad de las unidades generadoras de efectivo en forma consolidada y agrupada, de acuerdo con las políticas contables aplicables al Grupo.

El valor en libros de propiedades, planta y equipo no supera su valor recuperable.

3.9. Proveedores de bienes y servicios, Deudas fiscales, y Deudas en moneda con partes relacionadas

Las deudas con proveedores de bienes y servicios, deudas fiscales, y deudas en moneda con partes relacionadas sobre las que se segregaron componentes financieros implícitos o tienen componentes financieros explícitos, se miden a costo amortizado utilizando el método de la tasa de interés efectiva. En el resto de los casos se miden por su valor nominal.

La entidad segrega los componentes financieros implícitos en operaciones de pago diferido cuando el plazo, de por lo menos una de las cuotas pactadas, supera los doce meses contados desde la fecha de la operación.13

3.10. Impuesto a las Ganancias

La Sociedad determina el cargo contable por impuesto a las ganancias de acuerdo con el método del impuesto diferido, el cual considera el efecto de las diferencias temporarias originadas en la distinta base de medición de activos y pasivos según criterios contables e impositivos y de los quebrantos impositivos existentes y créditos fiscales no utilizados susceptibles de deducción de ganancias impositivas futuras, computados considerando la tasa impositiva que, sancionada a la fecha de los estados contables, se espera esté vigente al momento de su reversión o utilización.

3.11. Costo de los bienes vendidos

El costo de los bienes vendidos se calcula aplicando la técnica de diferencia de inventario considerando la reexpresión de la Nota 1.3.

3.12. Participación en Negocios Conjuntos no societarios

Las participaciones controladoras en Uniones Transitorias y Consorcios definidos como negocios conjuntos no societarios cuando las partes tienen derechos sobre los activos y obligaciones sobre los pasivos mantenidos conjuntamente, han sido reconocidas en función de la participación sobre los mismos, y se presentan en el estado de situación patrimonial y en el estado de resultados de acuerdo con su naturaleza específica.

3.13. Capital social y Patrimonio Neto

El capital social y los movimientos de las cuentas del patrimonio neto han sido reexpresados en moneda de cierre aplicando el procedimiento de ajuste descripto en la Nota 2.II. La cuenta “Capital suscripto” se expone a su valor nominal, de acuerdo con disposiciones legales, y la diferencia con su importe reexpresado se presenta en la cuenta complementaria “Ajuste de capital”.

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4. DETALLE DE LOS PRINCIPALES RUBROS DE LOS ESTADOS CONTABLES

Se indica a continuación la composición de los principales rubros de los estados contables:

a) Inversiones financieras Títulos públicos(1) Obligaciones Negociables(2) Fondos comunes de inversión(3)	2025 7.489.554.397 72.727.206.779 22.707.184.344 102.923.945.520	2024
		- - 16.900.523.313
		16.900.523.313

(1) Corresponde a la tenencia de Letras del Tesoro de Estados Unidos con una valuación de US$ 5.197.498 al 31 de diciembre de 2025, convertidos al tipo de cambio comprador del Banco de la Nación Argentina a dicha fecha. Adicionalmente, las Letras del Tesoro de Estados Unidos generaron un rendimiento anual del 3,54% y tienen un vencimiento el 29/01/2026.

(2) Corresponde a la tenencia de Obligaciones Negociables Clase XXXIX emitidas por YPF S.A. por un valor nominal de US$ 45.000.000 a 1,1177 dólares cada una. Las mismas tienen vencimiento el 22/07/2030 y devengamiento de intereses a una tasa nominal anual del 8,75% pagaderos en forma semestral.

(3) Corresponde principalmente a la tenencia del Fondo Común de Inversión Alpha Pesos Clase A por 244.780.593,87 cuotasparte a 89,49 pesos cada una y Super Ahorro Pesos Clase H por 1.285.635.347,24 cuotasparte a 9,7086 al 31 de diciembre de 2025 y al 31 de diciembre de 2024, respectivamente. Los fondos comunes de inversión son rescatables en forma inmediata y tuvieron un rendimiento anual del 32,291% y 64,719% al 31 de diciembre de 2025 y al 31 de diciembre de 2024, respectivamente.

b) Cuentas por cobrar a clientes en moneda Deudores comunes Previsión deudores incobrables	2025 7.360.910.688 - 7.360.910.688(1)	2024 8.185.678.908 (1.090.388) 8.184.588.520(2)

(1) Incluye 5.942.879.088 a vencer en los próximos tres meses, 1.099.952.240 vencido a más de 3 meses y 318.079.360 vencido a más de 6 meses.

(2) Incluía 8.184.588.520 a vencer en los próximos tres meses.

c) Créditos en moneda con partes relacionadas Cuentas por cobrar por ventas de gas, petróleo y crudo (ver Nota 6) Otros créditos por ventas (ver Nota 6) Plan Gas (ver Nota 6 saldo con Secretaría de Energía) Previsión Plan Gas	2025 8.361.132.199 - 1.669.690.870 - 10.030.823.069(1)	2024 402.210.147 4.941.908.727 325.537.400 (607.399) 5.669.048.875(1)

(1) Incluye 10.030.823.069 y 5.669.048.875 a vencer en los próximos tres meses al 31 de diciembre de 2025 y 2024, respectivamente.

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d) Créditos impositivos
Corriente
Impuesto a las ganancias
Impuesto al valor agregado
Otras retenciones y percepciones
.
e) Otras cuentas por cobrar en moneda
Otros Créditos Consorcio Chihuidos
Diversos
f) Deudas con proveedores de bienes y servicios
Proveedores comunes
(1)
Incluye 17.294.708.612 y 6.296.467.480 a vencer en los próximos tres mes
g) Deudas fiscales
Corrientes
Regalías
Percepción y retenciones a pagar
Impuesto a las ganancias a pagar
Ingresos brutos
Fondo fiduciario

2025
2024
-
1.013.872.287
7.793.201.633
10.274.004.000
1.961.003.080
1.310.111.643
9.754.204.713
12.597.987.930
2025
2024
-
30.896.551
2.500
121.573.673
2.500
152.470.224
2025
2024
17.294.708.612
6.296.467.480
17.294.708.612(1)
6.296.467.480(1)
es al 31 de diciembre de 2025 y 2024, respectivamente.
2025
2024
263.524.934
802.350.744
916.170
12.675.076
815.266.507
-
78.785.541
136.397.620
280.434.920
219.921.714
1.438.928.072(1)
1.171.345.154(1)

(1) Incluye 623.661.565 y 1.171.345.154 a vencer en los próximos tres meses próximos 6 meses al 31 de diciembre de 2025. h) Previsiones Corriente Obligaciones para el abandono de pozos	al 31 de diciembre de 2025 y 2024, respectivamente, y 815.266.507 a vencer en los 2025 2024 547.009.653 - 547.009.653 -

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No Corriente

o Corriente
Obligaciones para el abandono de pozos	5.523.379.201 5.523.379.201	7.065.088.660
		7.065.088.660

Evolución de obligaciones para el abandono de pozos Saldo al inicio Reexpresión a moneda constante Actualizaciones financieras y diferencia de cambio (Baja)/Alta por recalculo de costo de abandono Saldo al cierre (1) Incluye 547.009.653 que se expone como previsiones corrientes. i) Ingresos netos por la venta de bienes y servicios Ventas de gas, petróleo y líquidos Ventas por prestación de servicios Incentivos otorgados por el Estado Nacional j) Otros ingresos y egresos Otros ingresos por cesión de derechos litigiosos (Nota 10) Venta de materiales Diversos	2025 7.065.088.660 (1.694.389.132) 3.054.261.830 (2.354.572.504) 6.070.388.854(1) 2025 82.149.372.328 4.306.636.914 778.900 86.456.788.142 2025 60.696.369.584 113.878.811 (65.386.549) 60.744.861.846	2024
		5.536.478.741 (2.994.052.898) 964.169.434 3.558.493.383
		7.065.088.660
		2024
		111.280.624.594 216.264.760 -
		111.496.889.354
		2024
		- 4.486.801.701 1.981.095.710
		6.467.897.411

k) Impuesto a las ganancias

El cargo a resultados por impuesto a las ganancias por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2025 es el siguiente:

Impuesto corriente Impuesto diferido	2025 (2.276.568.927) (7.639.983.658) (9.916.552.585)	2024
		- (36.943.915.427)
		(36.943.915.427)

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La composición del impuesto diferido neto al 31 de diciembre de 2025 y 2024 es la siguiente:

	Activos por impuesto diferido Quebrantos impositivos Bienes de uso e Intangibles Previsiones, provisiones y otros Diferimiento del ajuste por inflación fiscal Total activos por impuesto diferido Pasivos por impuesto diferido Bienes de uso e Intangibles Previsiones, provisiones y otros Total pasivos por impuesto diferido Total impuesto diferido, neto	2025 - 113.244.898 - 113.244.898 (1.727.816.565) - (1.727.816.565) (1.614.571.667)	2024
			22.303.581.550 - - 243.526.880
			22.547.108.430
			(16.289.873.371) (231.823.068)
			(16.521.696.439)
			6.025.411.991

5. PARTICIPACION EN EL CONSORCIO CNQ-10 CHIHUIDOS

Al 31 de diciembre de 2025, la Sociedad participa en el Consorcio CNQ-10 Chihuidos con una participación del 54,4477%, cuyo operador es Pampa Energía S.A.

El domicilio principal del Consorcio es Maipú 1, piso 7, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Los activos y pasivos del Consorcio al 31 de diciembre de 2025 y 2024 y los costos de producción y administración por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2025 que se incluyen en cada rubro de los estados contables son los siguientes:

Activo corriente Activo no corriente Total del activo Pasivo corriente Pasivo no corriente Total del pasivo Costos de producción y administración	2025 7.854.371.006 148.888.043.591 156.742.414.597 11.134.113.557 5.385.989.081 16.520.102.638 43.390.864.176	2024
		511.827.129 222.814.535.549
		223.326.362.678
		6.012.225.540 7.065.088.660
		13.077.314.200
		63.872.448.018

Para la determinación de la participación en el Consorcio se han utilizado los estados contables al cierre de cada ejercicio, ajustados por ciertos conceptos tales como la registración de depreciaciones de bienes de uso (no efectuada por el Consorcio) y reconocimiento de cargos por deterioro. Adicionalmente, se consideró la información contable del Consorcio al 31 de diciembre de 2025, provista por el operador. La provisión de abandono de pozos es calculada por la Sociedad.

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6. SALDOS Y OPERACIONES CON SOCIEDADES RELACIONADAS

Los principales saldos al 31 de diciembre de 2025 y 2024 por operaciones con las sociedades relacionadas son los siguientes:

	31.12.2025	31.12.2025
Inversiones financieras Corrientes 72.727.206.779 - - - - - -	Cuentas por cobrar por ventas de gas, petróleo y crudo Corrientes 1.405.369.375 272.198.522 723.104.547 4.514.675.994 3.115.474.631 - -	Otros créditos por ventas Corrientes - - - - - - -	Proveedores comunes
			Corrientes
			26.801.492 - - - - - -
72.727.206.779	10.030.823.069	-	26.801.492

	31.12.2024	31.12.2024
Inversiones financieras Corrientes - - - - - - -	Cuentas por cobrar por ventas de gas, petróleo y crudo Corrientes - - - - 324.930.001 402.210.147 -	Otros créditos por ventas Corrientes - - - - - 4.941.908.727 -	Proveedores comunes
			Corrientes
			- - - - - - 258.129.925
-	727.140.148	4.941.908.727	258.129.925

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Las principales operaciones con las sociedades relacionadas por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2025 son las siguientes:

	31.12.2025	31.12.2025
Ingresos netos por la venta de bienes 29.757.273.273 1.430.105.060 2.345.716.718 24.084.955.653 2.543.890.519 - - -	Compras de gas (26.826.956) - - - - - - -	Servicios prestados/ (recibidos) - - - - - - - -	Intereses cobrados / (pagados)
			- - - - - - - -
60.161.941.223	(26.826.956)	-	-

	31.12.2024	31.12.2024
Ingresos netos por la venta de bienes - - - - - - - -	Compras de gas - - - - - - - -	Servicios prestados/ (recibidos) - - - - - 7.492.092.024 (1.087.370.454) -	Intereses cobrados / (pagados)
			- - - - - - (3.186.553.301) 221.043.072
-	-	6.404.721.570	(2.965.510.229)

(1) Corresponde a saldos con sociedades relacionadas que no se encuentran incluidas en el art. 33 de la Ley 19.550.

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7. CAPITAL SOCIAL Y SOCIEDAD CONTROLANTE

Capital social:

Con fecha 7 de marzo de 2024, mediante Acta de Asamblea General Extraordinaria de Accionistas, se resolvió capitalizar la suma de 22.386.579.037 provenientes de la cuenta Ajuste de Capital, y aumentar el capital social en la suma de 12.633.000.000 y consecuentemente reformar el estatuto social. Las capitalizaciones previamente mencionadas, se encuentran pendientes de inscripción en I.G.J.

Al 31 de diciembre de 2025 el capital suscripto es de 37.705.084.913 y está representado por 37.705.084.913 acciones ordinarias, nominativas, no endosables de valor nominal 1 con derecho a un voto por acción.

Sociedad Controlante:

El 17 de diciembre de 2024 YPF Sociedad Anónima (“YPF”) celebró un acuerdo de compraventa de acciones con ExxonMobil Argentina Upstream B.V., ExxonMobil Exploration and Production Gemini B.V. y QatarEnergy Argentina Holdings LLC mediante el cual, sujeto al cumplimiento de condiciones de cierre establecidas en dicho acuerdo, YPF adquiriría el 100% de las acciones y el capital social de SC Gas S.A.U.

El 29 de enero de 2025, habiéndose cumplido todas las condiciones de cierre, se perfeccionó la venta y transferencia a YPF del 100% de las acciones y el capital social de MASA siendo desde dicha fecha el controlante y único accionista de la Sociedad.

8. RESTRICCIÓN A LOS RESULTADOS NO ASIGNADOS

De acuerdo con las disposiciones de la Ley N° 19.550, en caso de existir resultados positivos, el 5% de la utilidad neta del ejercicio debe ser apropiada a la reserva legal, hasta que la misma alcance el 20% del capital social.

9. MARCO REGULATORIO DEL MERCADO DE HIDROCARBUROS

a) Ley de Hidrocarburos

La Ley N° 17.319 se promulgó el 23 de junio de 1967 y a lo largo de su vigencia su texto recibió numerosas modificaciones, siendo modificada por última vez en el año 2014 a través de la Ley N° 27.007 (“Ley de Hidrocarburos”).

La Ley de Hidrocarburos establece los principios generales que rigen la exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de los recursos hidrocarburíferos en Argentina. Los aspectos más relevantes son los siguientes:

Los yacimientos de hidrocarburos líquidos y gaseosos situados en territorio argentino y en su plataforma continental pertenecen al Estado Nacional o a las Provincias, según el ámbito territorial en el que se encuentren; y las actividades relativas a la exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de los hidrocarburos estarán a cargo de empresas estatales, empresas privadas o mixtas, conforme a las disposiciones de la Ley de Hidrocarburos y las reglamentaciones que dicte el PEN. Asimismo, estas empresas deberán estar registradas en el Registro de Empresas Petroleras creado por la Resolución SE N° 407/2007 a

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través de la cual se realiza anualmente un análisis técnico y financiero de dichas empresas, la falta de inscripción en dicho Registro imposibilita la realización de actividades en yacimientos del territorio argentino.

Los plazos de los permisos de exploración serán fijados en cada licitación por la autoridad de aplicación, de acuerdo con el objetivo de la exploración (convencional o no convencional). Así: (a) exploración convencional: se divide el plazo en 2 períodos de hasta 3 años cada uno, más una prórroga facultativa por hasta 5 años; (b) exploración no convencional: se divide el plazo en 2 períodos de 4 años cada uno, más una prórroga facultativa por hasta 5 años, es decir, hasta un máximo de 13 años; y (c) exploración en la plataforma continental y en el mar territorial: se divide el plazo en 2 períodos de 3 años cada uno con posibilidad de incrementarse en 1 año cada uno.

En cuanto a las concesiones de explotación, tendrán los siguientes plazos de vigencia los cuales se contarán desde la fecha de la normativa que las otorgue: (a) concesión de explotación convencional: 25 años; (b) concesión de explotación no convencional: 35 años; y (c) concesión de explotación en la plataforma continental y en el mar territorial: 30 años. Asimismo, con una antelación no menor a 1 año de vencimiento de la concesión, el titular de la concesión de explotación podrá solicitar indefinidas prórrogas de la concesión por un plazo de 10 años cada una.

A partir de la Ley Bases, la solicitud de conversión de una concesión de explotación convencional a una concesión de explotación no convencional sólo estará disponible hasta el 31 de diciembre de 2028 y su plazo de vigencia será de 35 años sin extensiones.

Adicionalmente, para nuevas concesiones de explotación, el Poder Ejecutivo nacional o provincial, según corresponda, al momento de definir los términos y condiciones de la licitación, puede determinar de manera fundamentada otros plazos de vigencia de hasta 10 años más de los previstos en la Ley de Hidrocarburos.

Los concesionarios de explotación pueden constituir una concesión de transporte para evacuar su producción. Así, las concesiones de transporte que se originen en una concesión de explotación convencional tendrán un plazo de 25 años, y las que se originen en una concesión de explotación no convencional de 35 años, más los plazos de prórroga que se otorguen.

A través de la Ley Bases, cambia la figura legal de “concesión de transporte” por la figura de “autorización de transporte”. Asimismo, se establece que las concesiones de explotación y concesiones de transporte que hayan sido otorgadas antes de la sanción de la Ley Bases continuarán bajo la figura legal de “concesión” y rigiéndose hasta su vencimiento por el marco legal existente a la fecha de aprobación de la Ley Bases.

El Decreto N° 1.057/2024 dispuso la siguiente distinción: (i) concesiones de transporte a titulares de concesiones de explotación; (ii) concesiones de transporte a no titulares de concesiones de explotación; (iii) autorizaciones de transporte a titulares de concesiones de explotación; (iv) autorizaciones de transporte a no titulares de concesiones de explotación; (v) autorizaciones de transporte que integran complejos de refinación y sus instalaciones de almacenamiento vinculadas; y (vi) autorizaciones de transporte para titulares de proyectos y/o instalaciones para el acondicionamiento, separación, fraccionamiento, licuefacción y/o cualquier otro proceso de industrialización de hidrocarburos. Los titulares de un permiso de exploración y concesión de explotación deberán pagar: (a) anualmente y por adelantado un canon por cada kilómetro cuadrado o fracción, conforme a la escala que fije el PEN; y (b) un porcentaje entre el 12% y el 18% sobre el producido de los hidrocarburos líquidos extraídos en boca de pozo en concepto de regalías, pudiendo el Poder Ejecutivo nacional o provincial reducir la alícuota hasta el 5% teniendo en cuenta la productividad, condiciones y ubicación de los pozos. Adicionalmente, se encuentran sujetos a impuestos federales, provinciales y municipales, a aranceles aduaneros sobre las importaciones y exportaciones y, mientras esté vigente el permiso respectivo, al régimen fiscal previsto por la Ley de Hidrocarburos.

A partir de la Ley Bases, en los procesos de licitación de concesiones de explotación las regalías a pagar a la autoridad de aplicación serán ofrecidas por el concesionario, determinándose que la regalía a ofertar será del 15% más o menos un porcentaje a elección del oferente.

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Adicionalmente, el canon por cada kilómetro cuadrado o fracción del mismo que un titular de un permiso de exploración tiene que pagar anualmente y por adelantado, se calculará de acuerdo con una escala determinada por el precio del barril de petróleo cotización “Frontline ICE Brent”. El incumplimiento de las obligaciones emergentes de los permisos y concesiones pueden causar la caducidad de los mismos, o ser penado por la autoridad de aplicación con las multas que establece la Ley de Hidrocarburos.
A partir de la Ley Bases, el comercio internacional de hidrocarburos y/o sus derivados será libre, de acuerdo con los términos y condiciones que establezca el PEN.
Los titulares de permisos de exploración y/o concesiones de explotación, refinadores y/o comercializadores pueden exportar libremente hidrocarburos y/o sus derivados, sujetos a la no objeción de la SE.

El Decreto N° 1.057/2024 estableció que el libre ejercicio del derecho de exportación de hidrocarburos y/o sus derivados no podrá ser interrumpido, o revisado nuevamente luego de transcurridos determinados plazos, durante todo el período o programa de embarques o entregas no objetados por la SE, debiendo cumplirse a tal efecto los requisitos establecidos en dicho decreto, excepto frente a circunstancias excepcionales que comprometan objetivamente la seguridad del suministro del mercado interno. Para aquellas exportaciones de hidrocarburos y/o sus derivados cuyo período o programa de embarques o entregas supere 1 año, se deberá acreditar el derecho a disponer de los volúmenes de exportación y en los plazos comprometidos.

Asimismo, dispuso que la SE podrá objetar total o parcialmente la exportación de hidrocarburos y/o sus derivados, únicamente con sustento en razones técnicas y/o económicas que afecten la seguridad del suministro en el mercado interno. Asimismo, establece que la SE podrá fundadamente objetar total o parcialmente exportaciones de hidrocarburos y/o sus derivados 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.

A través de la Ley Bases se incorporan las actividades de procesamiento de hidrocarburos y de almacenamiento de gas natural, para las cuales el Poder Ejecutivo nacional o provincial, según corresponda, puede otorgar autorizaciones de almacenamiento y/o habilitaciones de procesamiento.

Adicionalmente, la Ley Bases incorporó modificaciones a la Ley de Hidrocarburos relativas a las regulaciones aplicables a las actividades de transporte, almacenamiento, distribución y comercialización de gas natural.

Asimismo, el dominio de los recursos hidrocarburíferos fue transferido del Estado Nacional a las Provincias mediante la promulgación de las siguientes disposiciones legales que reformaron la Ley de Hidrocarburos:

En 1992 la Ley N ° 24.145 aprobó el traspaso de la propiedad de las reservas de hidrocarburos a las Provincias donde se ubican.
En 1994 se reformó la Constitución Nacional Argentina otorgándole a las Provincias el control primario de los recursos naturales dentro de sus territorios.
En 2003 mediante el Decreto PEN N° 546/2003 se transfirió a las Provincias el derecho a otorgar permisos de exploración y/o explotación de hidrocarburos y concesiones de transporte en determinadas localidades designadas como áreas de transferencia, así como en otras áreas designadas por las autoridades provinciales competentes.
En 2007 la Ley N° 26.197 reconoció la propiedad provincial de los reservorios de hidrocarburos de conformidad con el artículo 124 de la Constitución Nacional Argentina (incluidos los reservorios a los que se otorgaron concesiones antes de 1994) y otorgó a las Provincias el derecho a administrar dichos reservorios.

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b) Programas de incentivo a la producción hidrocarburífera

Programas de incentivo a la producción de gas natural

Con el fin de incrementar la producción y la oferta al mercado local de gas natural, en un contexto de déficit en la balanza energética del país, el Estado Nacional impulsó programas de estímulo a la producción de gas natural.

Plan de Promoción de Producción de Gas Natural Argentino - Esquema de Oferta y Demanda 2020-2024 (“Plan GasAr”)

El 16 de noviembre de 2020 se publicó el Decreto N° 892/2020 que aprueba el Plan GasAr, entre cuyos objetivos se destacan: promover las inversiones en la producción de gas natural con el objetivo de satisfacer la demanda con producción local; generar certidumbre de largo plazo en los sectores de producción y distribución; otorgar previsibilidad en el abastecimiento a la demanda prioritaria y al segmento de generación termoeléctrica; y establecer un sistema transparente, abierto y competitivo para la formación del precio del gas natural.

El Plan GasAr, que tiene un plazo de vigencia inicial de 4 años, será implementado a través de la ejecución de contratos particulares entre los productores de gas, las distribuidoras y subdistribuidoras (para satisfacer la demanda prioritaria) y CAMMESA (para satisfacer la demanda de generación termoeléctrica). El Plan GasAr prevé que los contratos particulares sean negociados mediante un sistema de subasta o licitación por un volumen base total de 70.000.000 m3/d para los 365 días de cada año calendario de duración, garantizando un mecanismo que permita agregar las necesidades de gas natural de la demanda prioritaria y de usinas eléctricas, más las exportaciones en período no invernal. A su vez, establece que el Estado Nacional podrá tomar a su cargo el pago mensual de una porción del precio del gas natural en el PIST, a efectos de administrar el impacto del costo del gas natural a ser trasladado a los usuarios. De esta forma, el Estado Nacional abonará a cada productor, en concepto de compensación, el diferencial entre el precio facturado a las distribuidoras y/o subdistribuidoras y el precio ofertado por el factor del período estacional, según corresponda.

Por su parte, los productores participantes deberán comprometerse a lograr una curva de producción por cuenca que garantice el sostenimiento y/o aumento de los niveles actuales, según las ofertas que presenten, frente a cuyo incumplimiento se prevé la posibilidad de aplicar reducciones proporcionales del precio ofertado y hasta la pérdida eventual en la participación del Plan GasAr. A su vez, frente al incumplimiento del compromiso de inversión presentado y/o el compromiso con el incremento del valor agregado nacional (obligación impuesta por el Plan GasAr a los productores), se prevé la aplicación de penalidades.

El 4 de marzo de 2021 se publicó en el BO la Resolución General AFIP N° 4.939/2021 que establece el procedimiento para la registración, aplicación y cesión de los certificados de crédito fiscal, en el marco del sistema de garantías establecido en el Anexo del Decreto N° 892/2020 a los efectos de respaldar el pago de la compensación a cargo del Estado Nacional definida en dicho Anexo.

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 GasAr 2023-2028”)

El 4 de noviembre de 2022 se publicó el Decreto N° 730/2022 que aprueba el Plan GasAr 2023-2028, que faculta a la SE a instrumentar el esquema de abastecimiento de volúmenes, plazos y precios máximos de referencia de

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gas natural en el PIST, aplicable a los acuerdos de abastecimiento que entre oferentes y demandantes se celebren en el marco del Plan GasAr 2023-2028, que garantice la libre formación y transparencia de los precios conforme a lo establecido en la Ley Nº 24.076 y los volúmenes que la SE establezca a efectos de garantizar el óptimo abastecimiento de la demanda considerando la capacidad de transporte.

Asimismo, el Plan GasAr 2023-2028 modifica el esquema previsto para los permisos de exportación de gas natural estableciendo cupos de exportación a ser asignados a los productores participantes en función de determinados criterios conforme lo determina la reglamentación. No obstante, ningún adjudicatario podrá exportar en cada período estacional más del 30% del volumen total autorizado a exportar o más del 50% de su compromiso de entrega en el marco del Plan GasAr 2023-2028, lo que resulte menor, conforme lo determina la reglamentación.

El 23 de diciembre de 2022 se publicó la Resolución SE N° 860/2022 que dispuso: (i) la aprobación del concurso público nacional convocado por la Resolución SE N° 770/2022; (ii) la extensión de los compromisos de entrega asumidos por los productores en el marco del Plan GasAr 2020-2024 para el abastecimiento de las licenciatarias de distribución, subdistribuidoras, ENARSA y CAMMESA, desde el 1 de enero de 2025 hasta el 31 de diciembre de 2028 por un volumen de hasta 20.900.000 m3/d; y (iii) la adjudicación de volúmenes de gas natural a los oferentes. Por la mencionada resolución se adjudicaron a la Sociedad volúmenes de abastecimiento anual de gas natural correspondientes a la cuenca Neuquina de hasta 965.000 m3/d (“Gas Plano Enero”) y un volumen en período invernal de gas natural de hasta 3.250.000 m3/d (“Gas de Pico 2024”) en el marco del Plan GasAr 20232028.

El 27 de septiembre de 2023 se publicó la Resolución SE N° 799/2023 que adjudicó a la Sociedad volúmenes de abastecimiento mensuales de gas natural correspondientes a la cuenca Noroeste por el periodo octubre 2023 - diciembre 2028 en el marco del Plan GasAr 2023-2028.

El 27 de marzo de 2024 se publicó la Resolución SE N° 41/2024 que aprueba los precios del gas natural en el PIST en dólares correspondientes a los volúmenes adjudicados en el marco del Plan GasAr 2023-2028 que serán de aplicación para los consumos de gas natural realizados: (i) a partir del 1 de abril y hasta el 30 de abril de 2024; (ii) a partir del 1 de mayo y hasta el 30 de septiembre de 2024; y (iii) a partir del 1 de octubre y hasta el 31 de diciembre de 2024; e instruyó que, a los efectos del traslado de los precios del gas natural a los cuadros tarifarios del servicio público de distribución de gas natural, el ENARGAS emita los cuadros tarifarios que reflejen en forma mensual la variación del tipo de cambio de los precios del gas natural a ser trasladados a los cuadros tarifarios.

El 5 de junio de 2024 se publicó la Resolución SE N° 93/2024 que aprueba los precios del gas natural en el PIST en dólares correspondientes a los volúmenes adjudicados en el marco del Plan GasAr 2023-2028 que serán de aplicación para los consumos de gas natural realizados a partir de junio de 2024 y deja sin efecto la instrucción al ENARGAS a emitir cuadros tarifarios que reflejen en forma mensual la variación del tipo de cambio de los precios del gas natural a ser trasladados a los cuadros tarifarios.

El 1 de noviembre de 2024 se publicó la Resolución de la Secretaría de Coordinación de Minería y Energía N° 18/2024 que modifica la Resolución SE N° 93/2024 aprobando los nuevos precios del gas natural en el PIST en dólares correspondientes a los volúmenes adjudicados en el marco del Plan GasAr 2023-2028 que serán de aplicación para los consumos de gas natural realizados a partir de noviembre de 2024. Ver Nota 35.c.3).

La SE, a través de diversas resoluciones, aprueba el precio del gas natural en el PIST a ser trasladado a los usuarios finales en relación con los contratos vigentes celebrados en el marco del Plan GasAr 2023-2028.

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La SE, a través de diversas notas complementarias a la Resolución SE N° 21/2025, instruyó a CAMMESA a aplicar un nuevo orden de prioridad para el despacho de gas natural y estableció que la adquisición de dicho combustible se realizará vía 2 modalidades: (i) subastas de CAMMESA para la compra de volúmenes spot; y (ii) ofertas por las cuales los generadores subastan volúmenes con un precio de referencia máximo en base a la ronda 4.2. del Plan GasAr 2023-2028.

El 29 de diciembre de 2025 se publicó la Resolución SE N° 606/2025, la cual establece modificaciones al Plan GasAr 2023-2028 aplicables a los productores que adhieran voluntariamente a la cesión de los contratos de compraventa de gas natural que ENARSA mantiene con dichos productores y las distribuidoras estableciendo una relación directa entre los mismos, sin la intermediación de ENARSA. Una vez perfeccionada la cesión, los productores percibirán mensualmente la porción del precio de inyección a cargo del Estado Nacional correspondiente a los volúmenes entregados a las distribuidoras, mediante el mecanismo de compensación establecido en el Plan GasAr 2023-2028.

c) Regulaciones fiscales

Impuesto a las ganancias

La Ley N° 27.468 publicada en el BO el 4 de diciembre de 2018 dispuso que, a los fines de aplicar el procedimiento de ajuste por inflación impositivo respecto del primer, segundo y tercer ejercicio a partir del 1 de enero de 2018, dicho procedimiento será aplicable en caso de que la variación del IPC, calculada desde el inicio y hasta el cierre de cada uno de esos ejercicios supere un 55%, un 30% y un 15%, para el primer, segundo y tercer año respectivamente. A partir del cuarto año, ejercicio iniciado a partir del 1 de enero de 2021, el procedimiento será aplicable en la medida que la variación del IPC acumulada en los 36 meses anteriores al cierre del ejercicio que se liquida sea superior al 100%. Considerando que el IPC al 31 de diciembre de 2024, superó los parámetros mencionados, la Sociedad ha aplicado el procedimiento de ajuste por inflación impositivo en su estimación del impuesto a las ganancias.

El 16 de junio de 2021 se publicó en el BO la Ley N° 27.630 que introdujo las siguientes modificaciones en la Ley del Impuesto a las Ganancias:

Se modificó la tasa de impuesto a las ganancias para las sociedades y establecimientos permanentes, aplicable para los ejercicios fiscales iniciados a partir del 1 de enero de 2021, inclusive. A tal efecto, introduce una escala de alícuotas que oscila entre el 25% y el 35% aplicables según el rango de monto de la ganancia neta imponible acumulada del contribuyente y dichos montos se ajustarán anualmente por IPC.

La distribución de dividendos y utilidades a personas humanas, sucesiones indivisas y beneficiarios del exterior tributa una alícuota del 7%.

Regalías

Por la producción de petróleo crudo y los volúmenes de gas natural comercializados, se abonan regalías equivalentes al 12% en actividades convencionales y 15% en no convencionales sobre el valor estimado en boca de pozo de dichos productos, el cual es asimilable al precio de venta final menos gastos de transporte, almacenamiento y tratamiento. Las regalías se imputan al costo de producción.

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d) Regulaciones relacionadas con el Mercado de Cambios

El 11 de abril de 2025, el Gobierno Nacional anunció la implementación de un nuevo régimen cambiario en el que deja sin efecto la mayoría de las restricciones a la compra de moneda extranjera. A continuación, se mencionan las principales medidas:

La cotización del dólar en el Mercado Libre de Cambios (MLC) podrá fluctuar dentro de una banda móvil entre $1.000 y $1.400. Tanto el valor inferior como el valor superior de la banda evolucionarán de forma gradual y previsible: - 1% y +1% por mes, respectivamente.
Se elimina el Programa de Incremento Exportador para las exportaciones de servicios y mercaderías establecido en el Decreto N° 28/2023 del Poder Ejecutivo Nacional. Este programa permitía que los exportadores liquiden el 80% del valor exportado al tipo de cambio oficial y el 20% restante a través del mercado de valores (CCL).
Se habilita la distribución de utilidades a accionistas del exterior a partir de los ejercicios económicos que comienzan en 2025.
Se flexibilizan los plazos para el pago de operaciones de comercio exterior.

El Directorio y la Gerencia de la Sociedad evaluaron el impacto de estas medidas concluyendo que no tiene efectos significativos sobre la situación financiera y sobre el resultado de las operaciones de la Sociedad.

10. RECLAMO CENTRO INTERNACIONAL DE ARREGLO DE DISPUTAS RELATIVAS A INVERSORES

Con fecha 10 de abril de 2013 MASA y Mobil Exploration and Development Argentina Inc. - Sucursal Argentina (“MEDA”) fueron notificadas de la Decisión sobre Jurisdicción y Responsabilidad dictada por el Tribunal mediante la cual el Tribunal resolvió que la República Argentina había violado las obligaciones previstas en el Artículo II.2.a (obligación de trato justo y equitativo) y en el Artículo II.2.c (cláusula paraguas) del Tratado de Protección Recíproca de Inversiones entre la República Argentina y los Estados Unidos de América. En consecuencia, el Tribunal reconoció el derecho de MASA y MEDA a ser compensadas por los daños y perjuicios resultantes de tales violaciones, los que serán determinados en una fase separada.

Con fecha 25 de febrero de 2016 ha tenido sentencia del Tribunal otorgando a MASA/MEDA el monto de US$ 196 millones y un interés compuesto de 6% anual por concepto de intereses desde el 31 de marzo de 2014 (calculado en US$ 155 millones a marzo de 2024) y otros US$2 millones en concepto de compensación por gastos del litigio.

Con fecha 22 de junio de 2016, la República Argentina inició el procedimiento de nulidad correspondiente, el cual fue registrado el día 29 de junio de 2016. MASA/MEDA solicitó que se levantase la suspensión provisional de la ejecución (artículo 52, Regla 54) y fue denegada por el Tribunal en 29 de junio 2016.

En 2018 tuvo lugar la audiencia final ante el Comité de Anulación designado por el CIADI.

El 8 de mayo de 2019 el Comité de Anulación designado por el CIADI resolvió rechazar en su totalidad los planteos de nulidad realizados por la República Argentina y confirmar el laudo en su totalidad. En consecuencia, cada parte deberá hacerse cargo de sus propios gastos vinculados al proceso de anulación así como también del 50% de los honorarios, gastos y cargos administrativos del Comité de Anulación.

Al 31 de diciembre de 2024 el Estado Nacional no había confirmado cómo ni cuándo pagaría el laudo arbitral.

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La Sociedad no habia reconocido activo alguna derivado de este reclamo hasta no tener la certeza razonable respecto de la forma y fecha de pago por parte del Gobierno Nacional.

El 14 de enero de 2025, previo al ingreso de YPF como único accionista de MASA, MASA cedió los derechos derivados del laudo arbitral a MEDA a cambio de una contraprestación de USD 45.000.000, los cuales se registraron como ingreso en “otros ingresos - otros ingresos extraordinarios”. Los mismos fueron cobrados en su totalidad al 31 de diciembre de 2025.

11. HECHOS POSTERIORES

Con fecha 4 de febrero de 2026 la Sociedad formalizó un nuevo marco jurídico-operativo mediante el Acuerdo de División Sierra Chata, cuyo propósito es reorganizar la explotación del bloque mediante la creación de Áreas de Operación Propia, otorgando a cada parte autonomía plena para desarrollar Actividades a Cargo Propio.

No existen otros hechos u operaciones ocurridos entre la fecha de cierre del ejercicio y la emisión de los presentes estados contables que pudieran afectar significativamente la situación patrimonial y financiera de la Sociedad al 31 de diciembre de 2025 que no se hubiesen considerado en los mismos según las normas contables profesionales argentinas.

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ANEXO I

SC Gas S.A.U.

BIENES DE USO

POR EL EJERCICIO FINALIZADO EL 31 DE DICIEMBRE DE 2025 COMPARATIVO CON EL EJERCICIO ANTERIOR

(En moneda homogénea – Nota 2.I y 2.III)

		2025
		Costo
		Bajas Transferencias (30.310.262) (1) (113.762.063) - 113.762.063 - - (30.310.262) - - - (30.310.262) - - -		Al cierre del ejercicio
				549.943.878.261 58.885.657.684 81.900.856.233
				690.730.392.178
				(137.718.073.321)
				553.012.318.857
				540.269.641.318

	2025	2025
	Depreciaciones acumuladas		Al cierre del ejercicio 374.909.493.627 - 63.583.618.780 438.493.112.407 (37.377.499.156) 401.115.613.251 327.779.267.521
Al inicio del ejercicio 264.195.648.741 - 63.583.618.780 327.779.267.521 - 327.779.267.521 310.211.981.433	Del	ejercicio Altas 110.713.844.886 - - 110.713.844.886 (37.377.499.156) 73.336.345.730 17.567.286.088
	Alícuota (3)

(1) Incluye bajas correspondientes a reestimación de costo de abandono de pozos de hidrocarburos por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2025.

(2) Incluye altas correspondientes a reestimación de costo de abandono de pozos de hidrocarburos por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2024.

(3) La depreciación ha sido calculada por el método de unidades de producción (Nota 3.6).

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ANEXO II

SC Gas S.A.U.

ACTIVOS INTANGIBLES

POR EL EJERCICIO FINALIZADO EL 31 DE DICIEMBRE DE 2025 COMPARATIVO CON EL EJERCICIO ANTERIOR

(En moneda homogénea – Nota 2.I y 2.III)

		2025
		Costo
Al inicio del ejercicio 170.272.874.612 2.568.915.584 57.890.996.050 230.732.786.246 (99.797.923.624) 130.934.862.622 130.934.862.622	Altas - - - - - - -	Bajas - - - - - - -	Transferencias - - - - - - -	Al cierre del ejercicio
				170.272.874.612 2.568.915.584 57.890.996.050
				230.732.786.246
				(99.797.923.624)
				130.934.862.622
				130.934.862.622

2025	2025		2024
Depreciaciones acumuladas		Al cierre del ejercicio 128.418.721.304 2.516.141.318 - 130.934.862.622 - 130.934.862.622 130.934.862.622	Valor residual
Al inicio del ejercicio 128.418.721.304 2.516.141.318 - 130.934.862.622 - 130.934.862.622 130.934.862.622	Del ejercicio Alícuota (1) Altas - - - - - - -
	Alícuota (1)
			41.854.153.308 52.774.266 57.890.996.050
			99.797.923.624
			(99.797.923.624)
			-

(1) Ver Nota 3.7.

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ANEXO III

SC Gas S.A.U.

COSTOS DE PRODUCCIÓN Y GASTOS POR NATURALEZA

POR EL EJERCICIO FINALIZADO EL 31 DE DICIEMBRE DE 2025 COMPARATIVO CON EL EJERCICIO ANTERIOR

INFORMACIÓN REQUERIDA POR EL ARTÍCULO 64 APARTADO I INCISO b) DE LA LEY Nº 19.550 (En moneda homogénea – Nota 2.I y 2.III)

	2025	2024
Costos de producción 26.390.377.113 7.706.815.294 73.336.345.730 8.782.907.736 6.972.515.412 - - - - - 1.749.162.196 - - - 1.245.032.605 126.183.156.086 77.900.788.077	Gastos de administración - - - - - 627.969.992 - 469.919.366 - 66.913.378 - 5.572.888.240 478.275.165 - - 7.215.966.141 16.376.059.998	Total
		35.601.133.014 14.631.642.121 17.567.286.088 4.461.226.015 3.406.640.212 1.023.845.347 556.691.470 1.231.205.271 3.321.496.448 1.336.709.172 3.743.201.956 6.845.635.938 4.428.747 16.194.575 529.511.701
		94.276.848.075

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ANEXO IV

SC Gas S.A.U.

BALANCE GENERAL AL 31 DE DICIEMBRE DE 2025 Y COMPARATIVO ACTIVOS Y PASIVOS EN MONEDA EXTRANJERA

Rubro Activo corriente Bancos Inversiones financieras Cuentas por cobrar a clientes en moneda Deudores comunes Créditos en moneda con partes relacionadas Cuentas por cobrar por ventas de gas, petróleo y crudo Otros créditos por ventas Total del activo corriente y del Activo Pasivo corriente Deudas en moneda con partes relacionadas Previsiones Obligaciones para el abandono de pozos Total del Pasivo corriente Pasivo no corriente Previsiones Obligaciones para el abandono de pozos Total del Pasivo no corriente Total del Pasivo	2024 U$S 80.789 U$S - U$S 2.993.090 U$S 297.133 U$S 3.650.838 U$S - U$S - U$S 5.204.166	2025 Cambio vigente en pesos al 31/12/2025 U$S 252.468 1.446 (1) U$S 55.474.939 1.446 (1) U$S 4.902.848 1.446 (1) U$S 1.003.312 1.446 (1) U$S - 1.446 (1) U$S 18.420 1.455 (2) U$S 375.952 1.455 (2) U$S 3.796.137 1.455 (2)	Valor de libros al 31/12/2025 365.068.728 80.216.761.176 7.089.518.208 1.450.788.631 - 89.122.136.743 26.801.492 547.009.653 573.811.145 5.523.379.201 5.523.379.201 6.097.190.346	Valor de libros al 31/12/2024
				109.358.959 - 4.051.556.607 402.210.147 4.941.908.727
				9.505.034.440
				- -
				-
				7.065.088.660
				7.065.088.660
				7.065.088.660

(1) Tipo de cambio comprador vigente al 31 de diciembre de 2025 según Banco Nación Argentina.

(2) Tipo de cambio vendedor vigente al 31 de diciembre de 2025 según Banco Nación Argentina.

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Deloitte & Co. S.A. C.P.C.E.C.A.B.A. T° 1 - F° 3

Nicolás Ariel Fiorentino Juan Manuel Ardito Socio Presidente Contador Público U.B.A.

C.P.C.E.C.A.B.A. - Tº 378 - Fº 033

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Deloitte & Co. S.A. Della Paolera 261, 4° piso C1001ADA Ciudad Autónoma de Buenos Aires Argentina Tel.: (+54-11) 4320-2700 www.deloitte.com/ar

INFORME DE AUDITORÍA EMITIDO POR LOS AUDITORES INDEPENDIENTES

A los Señores Presidente y Directores de SC GAS S.A.U.: CUIT Nº: 30-65847349-9 Domicilio legal: Macacha Güemes 515 Ciudad Autónoma de Buenos Aires

Informe sobre la auditoría de los estados contables

1. Opinión

Hemos auditado los estados contables adjuntos de SC GAS S.A.U. (la "Sociedad"), que comprenden el balance general al 31 de diciembre de 2025, los estados de resultados, evolución del patrimonio neto y de flujo de efectivo correspondientes al ejercicio económico finalizado en dicha fecha, así como las notas explicativas de los estados contables 1 a 11 que incluyen un resumen de las políticas contables significativas y los anexos I a IV.

En nuestra opinión, los estados contables adjuntos presentan razonablemente, en todos los aspectos significativos, la situación patrimonial de SC GAS S.A.U al 31 de diciembre de 2025, así como sus resultados, la evolución de su patrimonio neto y el flujo de su efectivo correspondientes al ejercicio finalizado en esa fecha, de conformidad con las Normas Contables Profesionales Argentinas.

2. Fundamento de la opinión

Hemos llevado a cabo nuestra auditoría de conformidad con las normas de auditoría establecidas en la sección III.A de la Resolución Técnica N° 37 (RT 37) de la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas (FACPCE). Nuestras responsabilidades de acuerdo con dichas normas se describen más adelante en la sección ”5. Responsabilidades de los auditores en relación con la auditoría de los estados contables” de nuestro informe. Somos independientes de la Sociedad y hemos cumplido las demás responsabilidades de ética de conformidad con los requerimientos del Código de Ética del Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y de la RT 37 de la FACPCE. Consideramos que los elementos de juicio que hemos obtenido proporcionan una base suficiente y adecuada para nuestra opinión.

3. Información distinta de los estados contables y del informe de auditoría correspondiente (Otra información)

El Directorio de la Sociedad es responsable de la otra información que acompaña a los estados contables, que comprende: la Memoria de la Sociedad. Esta otra información no es parte de los estados contables ni de nuestro informe de auditoría correspondiente.

Nuestra opinión sobre los estados contables no cubre la otra información y, por lo tanto, no expresamos ninguna forma de conclusión que proporcione un grado de seguridad sobre esta.

En relación con nuestra auditoría de los estados contables, nuestra responsabilidad es leer la otra información y, al hacerlo, considerar si existe una incongruencia significativa entre la otra información y los estados contables o el conocimiento obtenido en la auditoría o si parece que existe una incorrección significativa en la otra información.

Si, basándonos en el trabajo que hemos realizado, concluimos que existe una incorrección significativa en la otra información, estamos obligados a informar de ello. No tenemos nada que informar al respecto.

Deloitte & Co. S.A. Registro de Soc. Com. CPCECABA T°1 Folio 3

4. Responsabilidades del Directorio de la Sociedad en relación con los estados contables

El Directorio de SC GAS S.A.U es responsable de la preparación y presentación razonable de los estados contables adjuntos de conformidad con las Normas Contables Profesionales Argentinas, y del control interno que considere necesario para permitir la preparación de estados contables libres de incorrección significativa, debida a fraude o error.

En la preparación de los estados contables, el Directorio es responsable de la evaluación de la capacidad de la Sociedad para continuar como empresa en funcionamiento, revelando, en caso de corresponder, las cuestiones relacionadas con este aspecto y utilizando el principio contable de empresa en funcionamiento, excepto si el Directorio tuviera intención de liquidar la Sociedad o de cesar sus operaciones, o bien no existiera otra alternativa realista.

5. Responsabilidades de los auditores en relación con la auditoría de los estados contables

Nuestros objetivos son obtener una seguridad razonable de que los estados contables en su conjunto están libres de incorrección significativa, debida a fraude o error, y emitir un informe de auditoría que contenga nuestra opinión. Seguridad razonable es un alto grado de seguridad, pero no garantiza que una auditoría realizada de conformidad con la RT 37 de la FACPCE siempre detecte una incorrección significativa cuando exista. Las incorrecciones pueden deberse a fraude o error y se consideran significativas si, individualmente o de forma agregada, puede preverse razonablemente que influyan en las decisiones económicas que los usuarios toman basándose en los estados contables.

Como parte de una auditoría de conformidad con la RT 37, aplicamos nuestro juicio profesional y mantenemos una actitud de escepticismo profesional durante toda la auditoría. También:

a) Identificamos y evaluamos los riesgos de incorrección significativa en los estados contables debido a fraude o error, diseñamos y aplicamos procedimientos de auditoría para responder a dichos riesgos y obtenemos elementos de juicio suficientes y adecuados para proporcionar una base para nuestra opinión. El riesgo de no detectar una incorrección significativa debida a fraude es más elevado que en el caso de una incorrección significativa debida a error, ya que el fraude puede implicar colusión, falsificación, omisiones deliberadas, manifestaciones intencionadamente erróneas o la elusión del control interno.
b) Obtenemos conocimiento del control interno relevante para la auditoría con el fin de diseñar procedimientos de auditoría que sean apropiados en función de las circunstancias y no con la finalidad de expresar una opinión sobre la eficacia del control interno de la Sociedad.
c) Evaluamos si las políticas contables aplicadas son adecuadas, así como la razonabilidad de las estimaciones contables y la correspondiente información revelada por el Directorio de la Sociedad.
d) Concluimos sobre lo adecuado de la utilización por el Directorio de la Sociedad, del principio contable de empresa en funcionamiento y, basándonos en los elementos de juicio obtenidos, concluimos sobre si existe o no una incertidumbre significativa relacionada con hechos o con condiciones que pueden generar dudas importantes sobre la capacidad de Sociedad para continuar como empresa en funcionamiento. Si concluimos que existe una incertidumbre significativa, se requiere que llamemos la atención en nuestro informe de auditoría sobre la información expuesta en los estados contables o, si dicha información expuesta no es adecuada, que expresemos una opinión modificada. Nuestras conclusiones se basan en los elementos de juicio obtenidos hasta la fecha de nuestro informe de auditoría. Sin embargo, hechos o condiciones futuros pueden ser causa de que la Sociedad deje de ser una empresa en funcionamiento.
e) Evaluamos la presentación general, la estructura y el contenido de los estados contables, incluida la información revelada, y si los estados contables representan las transacciones y hechos subyacentes de un modo que logren una presentación razonable.

Nos comunicamos con el Directorio de SC GA S.A.U en relación con, entre otras cuestiones, la estrategia general de la auditoría y los hallazgos significativos de la auditoría, así como cualquier deficiencia significativa del control interno identificada en el transcurso de la auditoría.

Informe sobre otros requerimientos legales y reglamentarios

a) Las cifras de los estados contables mencionados en el primer párrafo de la sección 1 de este informe surgen de los registros contables auxiliares de la Sociedad, los cuales se encuentran pendientes de transcripción a los libros rubricados y han sido llevados en sus aspectos formales de conformidad con normas legales excepto que: i) se encuentra pendiente la transcripción de los estados contable al 31 de diciembre de 2025 en el libro Inventarios y Balances, ii) se encuentra pendiente la transcripción al Libro Registros de habilitación de medios ópticos la identificación del CD ROM que contiene las registraciones contables del ejercicio 2025, y iii) a la fecha se encuentra pendiente de aprobación por parte de la Inspección General de Justicia la solicitud de adecuación de la autorización del artículo 61 de la Ley 19.500 y sus modificatorias por el cambio de sistemas que se utiliza para almacenar el registro correspondiente al Libro Diario de la Sociedad, por lo cual los informes requeridos por la Resolución General 7/15 en su artículo 335 inc. I por los periodos 2018 en adelante no han sido presentados a la fecha.
b) Según surge de los registros contables de la Sociedad, no existe deuda al 31 de diciembre de 2025 a favor del Sistema Integrado Previsional Argentino en concepto de aportes y contribuciones .

Ciudad Autónoma de Buenos Aires, 25 de febrero de 2026.

DELOITTE & Co. S.A. (Registro de Sociedades Comerciales C.P.C.E.C.A.B.A. – T° 1 - F° 3)

Nicolas Fiorentino

Socio Contador Público U.B.A C.P.C.E.C.A.B.A. T° 378 - F° 033

Deloitte se refiere a una o más entidades de Deloitte Touche Tohmatsu Limited (“DTTL”), su red global de firmas miembro y sus sociedades afiliadas a una firma miembro (en adelante “Entidades Relacionadas”) (colectivamente, la “organización Deloitte”). DTTL (también denominada como “Deloitte Global”) así como cada una de sus firmas miembro y sus Entidades Relacionadas son entidades legalmente separadas e independientes, que no pueden obligarse ni vincularse entre sí con respecto a terceros. DTTL y cada firma miembro de DTTL y su Entidad Relacionada es responsable únicamente de sus propios actos y omisiones, y no de los de las demás. DTTL no provee servicios a clientes. Consulte https://www2.deloitte.com/ar/conozcanos para obtener más información.

Deloitte Touche Tohmatsu Limited es una compañía privada limitada por garantía constituida en Inglaterra y Gales bajo el número de compañía 07271800, con domicilio legal en Hill House, 1 Little New Street, London, EC4a, 3TR, United Kingdom.

Informe de Comisión Fiscalizadora

A los Señores Accionistas de SC GAS S.A.U.

De nuestra consideración:

De acuerdo con lo dispuesto por el inciso 5° del artículo n° 294 de la Ley General de Sociedades N° 19.550 y disposiciones vigentes, hemos realizado el trabajo mencionado en el párrafo siguiente en relación con el balance general de SC Gas S.A.U. (“la Sociedad”) al 31 de diciembre de 2025 y los correspondientes estados de resultados, de evolución del patrimonio neto y de flujo de efectivo por el ejercicio finalizado en dicha fecha. Dichos documentos son responsabilidad de la Dirección de la Sociedad en ejercicio de sus funciones exclusivas.
Nuestro trabajo sobre los estados contables mencionados en el primer párrafo consistió en verificar la congruencia de la información significativa contenida en dichos estados con la información de las decisiones societarias expuestas en actas, y la adecuación de dichas decisiones a la ley y a los estatutos, en lo relativo a sus aspectos formales y documentales. Para la realización de dicho trabajo hemos tenido en cuenta principalmente el informe de los auditores Deloitte & Co. S.A. de fecha 31 de diciembre de 2025, emitido de acuerdo con las normas de auditoría de la Resolución Técnica N° 54 de la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas. No hemos efectuado ningún control de gestión y, por lo tanto, no hemos evaluado los criterios y decisiones empresarias de administración, financiación, comercialización y explotación, dado que estas cuestiones son de responsabilidad exclusiva de la Gerencia de la Sociedad. Consideramos que nuestro trabajo y el informe de los auditores externos, nos brindan una base razonable para fundamentar nuestro informe.
En nuestra opinión, basados en el trabajo realizado, los estados contables mencionados en el primer párrafo, presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación patrimonial de SC Gas S.A.U. al 31 de diciembre de 2025 y los resultados de sus operaciones, la evolución de su patrimonio neto y el flujo de su efectivo por el ejercicio analizado en dicha fecha, de conformidad con las normas contables profesionales argentinas.
Según la Sociedad manifiesta en la nota 7 a los estados contables mencionados en el apartado 1 del presente informe, con fecha 7 de marzo de 2024, mediante Acta de de Asamblea General Extraordinaria de Accionistas se resolvió la capitalización de la cuenta Ajustes de Capital por un monto total de 22.386.579.037, y la suscripción y aporte de capital por un total de 12.633.000.000 y consecuentemente reformar el estatuto social. Las capitalizaciones previamente mencionadas, se encuentran pendientes de inscripción en I.G.J.
Informamos, además, en cumplimiento de disposiciones legales vigentes que:
a) Las cifras de los estados contables mencionados en el primer párrafo de la sección 1 de este informe surgen de los registros contables de la Sociedad, que se encuentran pendientes de transcripción a libros rubricados.
b) Hemos revisado la Memoria de la Dirección, sobre la cual nada tenemos que observar en materia de nuestra competencia.
c) Hemos recibido evidencia del cumplimiento del artículo nº 76 de la Resolución General Nº 7/2015 de la Inspección General de Justicia en relación a las garantías de los directores, a que se refiere el artículo nº 256 de la Ley General de Sociedades Nº 19.550.
d) En ejercicio del control de legalidad que nos compete, hemos aplicado durante el ejercicio los restantes procedimientos descriptos en el artículo nº 294 de la Ley General de Sociedades Nº 19.550, que consideramos necesarios de acuerdo con las circunstancias, no teniendo observaciones que formular al respecto.

Ciudad Autónoma de Buenos Aires, 25 de febrero de 2026

Eduardo A. Baldi

Por Comisión Fiscalizadora

Ciudad Autónoma de Buenos Aires, 26 de febrero de 2026

Legalizamos de acuerdo con las facultades otorgadas a este CONSEJO PROFESIONAL por las leyes 466 (Art. 2, Inc. D y J) y 20488 (Art. 21, Inc. I) la actuación profesional con los datos que a continuación se detallan:

Fecha de intervención: 25/02/2026 Referida a: E.E.C.C. - Ejercicio Regular/ Irregular - Individual Perteneciente a: SC GAS Unipersonal CUIT: 30-65847349-9 Fecha de Cierre: 31/12/2025 Monto total del Activo: $296.374.892.428,00 Intervenida por: Dr. NICOLAS ARIEL FIORENTINO

Sobre la misma se han efectuado los controles de matrícula vigente y control formal de dicha actuación profesional de conformidad con lo previsto en la Res. C. D. 34/24, no implicando estos controles la emisión de un juicio técnico sobre la actuación profesional.

Datos del Matriculado Dr. NICOLAS ARIEL FIORENTINO Contador Público ( Universidad de Buenos Aires ) CPCECABA T° 378 F° 33

Firma en carácter de socio DELOITTE & CO. S.A. T° 1 F° 3 SOCIO

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SC Gas S.A.U.

Conciliación del Patrimonio Neto y Resultado del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2025 de SC Gas S.A.U.

Por aplicación de las normas de la Comisión Nacional de Valores y de la Resolución Técnica N° 26 en su texto ordenado según la Resolución Técnica N° 29 y posteriores modificatorias (en adelante, Resolución Técnica N° 26) de la F.A.C.P.C.E., el accionista YPF S.A. aplica, en la preparación de sus estados financieros, las Normas Internacionales de Información Financiera (“NIIF”) emitidas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (“IASB”, por su sigla en inglés), en lugar de utilizar las normas de contabilidad contenidas en las Resoluciones Técnicas emitidas por la F.A.C.P.C.E., excepto la Resolución Técnica N° 26.

A continuación, se presenta una conciliación entre el patrimonio neto determinado de acuerdo con las normas contables aplicadas en la preparación los estados contables de SC Gas S.A.U. (en adelante, “SC Gas”) al 31 de diciembre de 2025 (las que se encuentran descriptas en la nota 2.I a dichos estados contables) y el patrimonio neto que se hubiese determinado de haberse aplicado las Normas Internacionales de Información Financiera (“NIIF”) al cierre del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2025.

*Patrimonio neto según Normas Contables aplicables a SC Gas:*	269.929.493.731 -
Efectos aplicación NIIF (ajustes homogenización a normas NIIF):
*Patrimonio neto ajustado según NIIF*	269.929.493.731
Asimismo, se presenta una conciliación entre el resultado neto del ejercicio finalizado el 31 diciembre de 2025 determinado de acuerdo con las normas contables aplicadas en la preparac de los estados contables de SC Gas (las que se encuentran descriptas en la nota 2.I a dic estados contables) y el resultado integral total del mismo período que se hubiese determinado haberse aplicado las NIIF. *Resultado neto del ejercicio según Normas Contables aplicables a* *SC Gas:* 11.936.451.155 Efectos aplicación NIIF (ajustes homogenización a normas NIIF): - *Resultado integral del ejercicio según NIIF* 11.936.451.155
*Resultado neto del ejercicio según Normas Contables aplicables a* *SC Gas:*
Efectos aplicación NIIF (ajustes homogenización a normas NIIF):
*Resultado integral del ejercicio según NIIF*

Asimismo, se presenta una conciliación entre el resultado neto del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2025 determinado de acuerdo con las normas contables aplicadas en la preparación de los estados contables de SC Gas (las que se encuentran descriptas en la nota 2.I a dichos estados contables) y el resultado integral total del mismo período que se hubiese determinado de haberse aplicado las NIIF.

Ciudad Autónoma de Buenos Aires, 25 de febrero de 2026.

Juan Manuel Ardito Presidente

AI assistant

YPF S.A. — Annual Report 2025

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SC Gas S.A.U.

MEMORIA 2025

Consideraciones Generales

Panorama general – Principales variables

Actividad y resultados de la Sociedad

Aspectos fundamentales con relación a los negocios sociales

Operaciones: Inversiones - Producción

Resultados del ejercicio

Informe sobre la estructura societaria

Saldos y operaciones con sociedades relacionadas

Reseña patrimonial y financiera

a) Estructura patrimonial comparativa con el ejercicio anterior:

b) Estructura de resultados:

c) Estructura de la generación o aplicación de fondos

d) Indicadores patrimoniales y de resultados:

Hechos posteriores

Perspectivas futuras

SC Gas S.A.U.

EJERCICIO ECONÓMICO Nº 34 INICIADO EL 1 DE ENERO DE 2025 Y FINALIZADO EL 31 DE DICIEMBRE DE 2025 Y COMPARATIVO EN MONEDA HOMOGENEA (Ver nota 2.I)

COMPOSICIÓN DEL CAPITAL AL 31 DE DICIEMBRE DE 2025

SC Gas S.A.U.

ESTADO DE SITUACIÓN PATRIMONIAL

POR EL EJERCICIO FINALIZADO EL 31 DE DICIEMBRE DE 2025, COMPARATIVO CON EL EJERCICIO

ANTERIOR

SC Gas S.A.U.

ESTADO DE RESULTADOS

POR EL EJERCICIO FINALIZADO EL 31 DE DICIEMBRE DE 2025, COMPARATIVO CON EL EJERCICIO ANTERIOR

SC Gas S.A.U.

ESTADO DE EVOLUCIÓN DEL PATRIMONIO NETO

SC Gas S.A.U.

ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2025 Y 2024

SC Gas S.A.U.

NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES POR LOS EJERCICIOS ECONÓMICOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2025 COMPARATIVO CON EL EJERCICIO ANTERIOR

1. ACTIVIDAD DE LA SOCIEDAD

2. NOTAS GENERALES

I. Bases de preparación de los estados contables

II. Clasificación de la entidad

III. Información general

Descripción del proceso de expresión a moneda de cierre

IV. Estimaciones en la preparación de los presentes estados contables

Previsión obligación para abandono de pozos

V. Información comparativa

3. POLITICAS CONTABLES SOBRE CRITERIOS DE MEDICIÓN

3.1. Activos y pasivos en moneda extranjera

3.2. Caja y bancos

3.3. Inversiones financieras

3.4. Cuentas por cobrar a clientes en moneda, Créditos impositivos, Créditos en moneda con partes relacionadas, Otras cuentas por cobrar en moneda

3.5. Otros activos

3.6. Bienes de uso

i. Criterios generales y actividad de producción de petróleo y gas

ii. Costos de abandono de pozos

iii. Bienes de uso de naturaleza medioambiental

3.7. Activos intangibles

3.8. Deterioro del valor de los bienes de uso y activos intangibles

3.9. Proveedores de bienes y servicios, Deudas fiscales, y Deudas en moneda con partes relacionadas

3.10. Impuesto a las Ganancias

3.11. Costo de los bienes vendidos

3.12. Participación en Negocios Conjuntos no societarios

3.13. Capital social y Patrimonio Neto

4. DETALLE DE LOS PRINCIPALES RUBROS DE LOS ESTADOS CONTABLES

No Corriente

k) Impuesto a las ganancias

5. PARTICIPACION EN EL CONSORCIO CNQ-10 CHIHUIDOS

6. SALDOS Y OPERACIONES CON SOCIEDADES RELACIONADAS

7. CAPITAL SOCIAL Y SOCIEDAD CONTROLANTE

Capital social:

Sociedad Controlante:

8. RESTRICCIÓN A LOS RESULTADOS NO ASIGNADOS

9. MARCO REGULATORIO DEL MERCADO DE HIDROCARBUROS

a) Ley de Hidrocarburos

b) Programas de incentivo a la producción hidrocarburífera

Programas de incentivo a la producción de gas natural

c) Regulaciones fiscales

Impuesto a las ganancias

Regalías

d) Regulaciones relacionadas con el Mercado de Cambios

10. RECLAMO CENTRO INTERNACIONAL DE ARREGLO DE DISPUTAS RELATIVAS A INVERSORES

YPF S.A. Annual Report 2025