YPF S.A. — Audit Report / Information 2025

Mar 2, 2026

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YPF SOCIEDAD ANONIMA

ESTADOS FINANCIEROS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2025 Y COMPARATIVOS

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YPF SOCIEDAD ANONIMA ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2025, 2024 Y 2023

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

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Informe de auditoría emitido por Auditores Independientes

Señores Accionistas, Presidente y Directores de YPF SOCIEDAD ANÓNIMA

CUIT Nº: 30-54668997-9 Domicilio Legal: Macacha Güemes 515 Ciudad Autónoma de Buenos Aires

Informe sobre la auditoría de los estados financieros consolidados

1. Opinión

Hemos auditado los estados financieros consolidados adjuntos de YPF SOCIEDAD ANÓNIMA (la Sociedad) y sus subsidiarias mencionadas en la nota 1 a dichos estados financieros consolidados (en conjunto con la Sociedad, el Grupo), que comprenden el estado consolidado de situación financiera al 31 de diciembre de 2025, los estados consolidados de resultados integrales, de cambios en el patrimonio y de flujos de efectivo correspondientes al ejercicio finalizado en dicha fecha, así como las notas explicativas de los estados financieros consolidados, que incluyen información significativa sobre políticas contables.

En nuestra opinión, los estados financieros consolidados adjuntos presentan razonablemente, en todos los aspectos significativos, la situación financiera consolidada de YPF SOCIEDAD ANÓNIMA y sus subsidiarias al 31 de diciembre de 2025, así como su resultado integral consolidado y los flujos de su efectivo consolidados correspondientes al ejercicio económico finalizado en esa fecha, de conformidad con las Normas NIIF de Contabilidad emitidas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (IASB, por su sigla en inglés).

2. Fundamento de la opinión

Hemos llevado a cabo nuestra auditoría de conformidad con las Normas Internacionales de Auditoría (NIA) emitidas por el Consejo de Normas Internacionales de Auditoría y Aseguramiento (IAASB, por su sigla en inglés). Nuestras responsabilidades de acuerdo con dichas normas se describen más adelante en la sección “Responsabilidades de los auditores en relación con la auditoría de los estados financieros consolidados” de nuestro informe. Somos independientes del Grupo de conformidad con el Código Internacional de Ética para Profesionales de la Contabilidad (incluidas las Normas Internacionales de Independencia) emitido por el Consejo de Normas Internacionales de Ética para Contadores (Código del IESBA), aplicable a las auditorías de estados financieros de entidades de interés público, junto con los requerimientos del Código de Ética del Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CPCECABA). Hemos cumplido también las demás responsabilidades de ética de conformidad con los Códigos del IESBA y del CPCECABA. Consideramos que los elementos de juicio que hemos obtenido proporcionan una base suficiente y apropiada para nuestra opinión.

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

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3. Cuestiones clave de la auditoría

Las cuestiones clave de la auditoría son aquellas cuestiones que, según nuestro juicio profesional, han sido de la mayor significatividad en nuestra auditoría de los estados financieros consolidados correspondientes al presente ejercicio económico. Estas cuestiones han sido tratadas en el contexto de nuestra auditoría de los estados financieros consolidados en su conjunto y en la formación de nuestra opinión sobre éstos, y no expresamos una opinión por separado sobre esas cuestiones.

Deterioro de Propiedades, Planta y Equipo (PP&E) - Unidad generadora de efectivo (UGE) Gas - Cuenca Neuquina. Ver notas 2.b.5), 2.c.) y 8) a los estados financieros consolidados.

Descripción de la cuestión:

La evaluación de deterioro de las propiedades, planta y equipo efectuada por la Sociedad consistió en la comparación del valor recuperable de cada UGE con su valor en libros. La Sociedad determinó el valor recuperable de la UGE basada en su valor de uso. El cálculo del valor de uso se basó en el modelo de flujos de efectivo descontados, el cual requiere la aplicación por parte de la Sociedad de estimaciones y supuestos significativos relacionadas con las estimaciones de reservas y recursos de hidrocarburos, las proyecciones de ingresos futuros, de costos de producción e inversiones futuras, costos de abandono y la tasa de descuento. Cambios en estas estimaciones y supuestos sobre el valor recuperable podrían tener un impacto significativo en el valor recuperable de la UGE y en el monto de cualquier cargo por deterioro o reversión de cargos por deterioro reconocidos previamente.

Al 31 de diciembre de 2025 el valor de libros de la UGE Gas – Cuenca Neuquina asciende a 4.066.891 millones de pesos.

Habida cuenta de los juicios significativos realizados por la Sociedad en la estimación del valor recuperable de la UGE Gas – Cuenca Neuquina, que podrían resultar en un ajuste a la provisión de deterioro; la realización de procedimientos de auditoría para evaluar la razonabilidad de las estimaciones y supuestos significativos utilizados por la Sociedad relacionados con las estimaciones de reservas y recursos de hidrocarburos, así como las proyecciones de ingresos futuros, de costos de producción e inversiones futuras, costos de abandono y la tasa de descuento, requirieron un alto grado de juicio profesional y una mayor extensión del esfuerzo de auditoría, incluyendo la necesidad de involucrar a nuestros especialistas en valor razonable y en reservas de petróleo y gas.

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Tratamiento de la cuestión en nuestra auditoría

Nuestros procedimientos de auditoría relacionados con la evaluación del valor recuperable de la UGE Gas – Cuenca Neuquina, incluyeron, entre otros:

• Probamos la eficacia operativa de los controles relacionados con la evaluación de deterioro de PP&E, incluidos aquellos sobre la identificación de indicadores de deterioro, las estimaciones de reservas y recursos de hidrocarburos, las proyecciones de ingresos futuros, costos de producción e inversiones futuras y costos de abandono, así como la tasa de descuento.

• Con la asistencia de nuestros especialistas de reservas de petróleo y gas evaluamos el proceso y los procedimientos utilizados por la Sociedad para estimar las reservas y recursos de hidrocarburos, y evaluamos al auditor de reservas independiente de la Sociedad mediante: (1) el examen de los informes y la evaluación del alcance de su trabajo y los hallazgos, y (2) la evaluación de la competencia, capacidad y la objetividad.

• Probamos la exactitud matemática y la integridad del cálculo de los flujos de efectivo subyacentes utilizados para determinar el valor recuperable de la UGE.

• Evaluamos la razonabilidad de las estimaciones de reservas y recursos de hidrocarburos efectuadas por la Sociedad, realizando una muestra representativa de campos y: (1) entendiendo y probando la información financiera fuente subyacente en las estimaciones y (2) comparando la estimación de la Sociedad con la estimación del auditor de reservas independiente.

• Evaluamos la razonabilidad de las proyecciones efectuadas por la Sociedad para estimar los ingresos futuros, costos de producción e inversiones futuras y costos de abandono, seleccionando una muestra representativa de campos y: (1) entendiendo y probando la información financiera fuente subyacente en las estimaciones, (2) probando los perfiles de producción futuros con las estimaciones de reservas y recursos de hidrocarburos de la Sociedad, (3) comparando la consistencia de la información con otra evidencia obtenida durante la auditoría, y (4) evaluando la capacidad de la Sociedad para pronosticar con precisión ciertos supuestos clave, comparándolos con las proyecciones históricas de la Sociedad.

• Con la asistencia de nuestros especialistas en valuaciones, evaluamos la razonabilidad de la metodología de valoración, las proyecciones de ciertos supuestos clave subyacentes en la estimación del valor recuperable, tales como los supuestos macroeconómicos y los precios del petróleo crudo y gas natural, y la tasa de descuento mediante: (1) el entendimiento de cómo la Sociedad desarrolló los supuestos clave y seleccionó la tasa de descuento, (2) entendiendo y probando la información fuente subyacente en los supuestos clave y en la tasa de descuento, (3) probando la exactitud matemática del cálculo de la tasa de descuento, y (4) desarrollando un rango de estimaciones independientes de los supuestos clave y la tasa de descuento y comparándolas con las seleccionadas por la Sociedad.

• Leímos y probamos la exactitud e integridad de las revelaciones en los estados

• financieros consolidados.

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•

4. Información distinta de los estados financieros consolidados y del informe de auditoría correspondiente (Otra información)

El Directorio de la Sociedad es responsable de la otra información, que comprende la Reseña Informativa al 31 de diciembre de 2025 y la Memoria, incluyendo el informe sobre el Código de Gobierno Societario a esa fecha. Esta otra información es distinta de los estados financieros consolidados y de nuestro informe de auditoría correspondiente.

Nuestra opinión sobre los estados financieros consolidados 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 financieros consolidados, nuestra responsabilidad es leer la otra información y, al hacerlo, considerar si existe una incongruencia significativa entre la otra información y los estados financieros consolidados o el conocimiento obtenido por nosotros en la auditoría o si parece que existe una incorrección significativa en la otra información por algún otro motivo. Si, basándonos en el trabajo que hemos realizado, concluimos, en lo que es materia de nuestra competencia, que existe una incorrección significativa en la otra información, estamos obligados a informar de ello. No tenemos nada que informar al respecto .

5. Responsabilidades del Directorio y del Comité de Auditoría de la Sociedad en relación con los estados financieros consolidados

El Directorio de la Sociedad es responsable de la preparación y presentación razonable de los estados financieros consolidados adjuntos de conformidad con las Normas NIIF de Contabilidad, y del control interno que el Directorio de la Sociedad considere necesario para permitir la preparación de estados financieros consolidados libres de incorrección significativa, debida a fraude o error.

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

El Comité de Auditoría de la Sociedad es responsable de la supervisión del proceso de información financiera del Grupo.

6. Responsabilidades de los auditores en relación con la auditoría de los estados financieros consolidados

Nuestros objetivos son obtener una seguridad razonable de que los estados financieros consolidados 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 las NIA 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

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en las decisiones económicas que los usuarios toman basándose en los estados financieros consolidados.

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

• Identificamos y evaluamos los riesgos de incorrección significativa en los estados financieros consolidados, debida a fraude o error, diseñamos y aplicamos procedimientos de auditoría para responder a dichos riesgos y obtenemos elementos de juicio suficientes y apropiados 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.

• 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 del Grupo.

• Evaluamos si las políticas contables aplicadas son apropiadas, así como la razonabilidad de las estimaciones contables y la correspondiente información revelada por el Directorio de la Sociedad.

• Concluimos sobre lo apropiado 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 la Sociedad y del Grupo 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 correspondiente información revelada en los estados financieros consolidados o, si dichas revelaciones no son apropiadas, 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 y el Grupo deje de ser una empresa en funcionamiento.

• Evaluamos la presentación general, la estructura y el contenido de los estados financieros consolidados, incluida la información revelada, y si los estados financieros consolidados representan las transacciones y hechos subyacentes de un modo que logren una presentación razonable.

• Planificamos y llevamos a cabo la auditoría de Grupo para obtener elementos de juicio suficientes y apropiados en relación con la información financiera de las entidades o unidades de negocio dentro del Grupo y el fundamento para formar una opinión sobre los estados financieros consolidados del Grupo. Somos responsables de la dirección, supervisión y revisión del trabajo realizado para los fines de la auditoría del Grupo. Somos los únicos responsables de nuestra opinión de auditoría.

Nos comunicamos con el Comité de Auditoría de la Sociedad, en relación con, entre otras cuestiones, el alcance y el momento de realización de la auditoría planificados, y los hallazgos significativos de la auditoría, incluyendo cualquier deficiencia significativa del control interno que identifiquemos en el transcurso de la auditoría.

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También proporcionamos al Comité de Auditoría de la Sociedad una declaración de que hemos cumplido los requerimientos de ética aplicables relacionados con independencia, y comunicamos todas las relaciones y demás cuestiones de las que se puede esperar razonablemente que pueden afectar a nuestra independencia y, en su caso, las acciones tomadas para eliminar amenazas o las salvaguardas aplicadas.

Entre las cuestiones que han sido objeto de comunicación con el Comité de Auditoría de la Sociedad, determinamos las que han sido de la mayor significatividad en la auditoría de los estados financieros consolidados del presente ejercicio económico y que son, en consecuencia, las cuestiones clave de la auditoría. Describimos esas cuestiones en nuestro informe de auditoría salvo que las disposiciones legales o reglamentarias prohíban revelar públicamente la cuestión o, en circunstancias extremadamente poco frecuentes, determinemos que una cuestión no se debería comunicar en nuestro informe porque puede preverse razonablemente que las consecuencias adversas de hacerlo superarían los beneficios de interés público de la misma.

Informe sobre otros requerimientos legales y reglamentarios

• a) Los estados financieros consolidados adjuntos han sido preparados, en todos los aspectos significativos, de acuerdo con las normas aplicables de la Ley General de Sociedades N° 19.550 y de la Comisión Nacional de Valores (CNV).

• b) Las cifras de los estados financieros consolidados adjuntos surgen de aplicar los procedimientos de consolidación establecidos por las Normas NIIF de Contabilidad a partir de los estados financieros de las sociedades del Grupo. Los Estados financieros individuales de la sociedad controladora surgen de sus registros contables, que en sus aspectos formales han sido llevados de conformidad con las disposiciones legales vigentes. En cumplimiento de las normas aplicables de la CNV, informamos que, según nuestro criterio, los sistemas de registro contable mantienen las condiciones de seguridad e integridad en base a las cuales fueron oportunamente autorizadas.

• c) Los estados financieros consolidados adjuntos se encuentran transcriptos en el libro Inventarios y balances de la sociedad controladora, al igual que el resumen del contenido de los discos ópticos hasta el mes de cierre del ejercicio.

• d) En cumplimiento de las normas aplicables de la CNV, informamos las siguientes relaciones porcentuales correspondientes a los honorarios facturados directa o indirectamente por nuestra sociedad profesional:

• cociente entre el total de honorarios por servicios de auditoría de estados financieros y otros servicios de auditoría prestados a la Sociedad, y el total de honorarios por todo concepto, incluidos los servicios de auditoría: 88%.

• cociente entre el total de honorarios por servicios de auditoría de estados financieros y otros servicios de auditoría prestados a la Sociedad, y el total de servicios de auditoría facturados a la Sociedad y a sus sociedades controladas y vinculadas: 43%.

• cociente entre el total de honorarios por servicios de auditoría de estados financieros y otros servicios de auditoría prestados a la Sociedad y el total de honorarios facturado a la Sociedad y a sus sociedades controladas y vinculadas por todo concepto, incluidos los servicios de auditoría: 39%.

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• e) En virtud de lo requerido por el artículo 13), Capítulo II, Título VII de las normas de la CNV, informamos que no tenemos observaciones que formular sobre la información incluida en la nota 35 apartado m) a los estados financieros consolidados adjuntos relacionada con la exigencia de Patrimonio Mínimo requerida por la citada normativa.

• f) Según surge de los registros contables de la sociedad controladora mencionados en el apartado b) de esta sección, el pasivo devengado al 31 de diciembre de 2025 a favor del Sistema Integrado Previsional Argentino en concepto de aportes y contribuciones previsionales ascendía a $ 17.815.547.753 y no era exigible a esa fecha.

Ciudad Autónoma de Buenos Aires, 26 de febrero de 2026

Deloitte & Co. S.A.

(Registro de Sociedades Comerciales C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 - Fº 3)

Diego O. De Vivo Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 223 - Fº 190

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.

YPF SOCIEDAD ANONIMA ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2025, 2024 Y 2023

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CONTENIDO

Nota 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39	Descripción Glosario de términos Información legal Estados de situación financiera consolidados Estados de resultados integrales consolidados Estados de cambios en el patrimonio consolidados Estados de flujos de efectivo consolidados Notas a los estados financieros consolidados: Información general, estructura y organización del negocio del Grupo Bases de preparación de los estados financieros consolidados Adquisiciones y disposiciones Administración del riesgo financiero Información por segmentos de negocio Instrumentos financieros por categoría Activos intangibles Propiedades, planta y equipo Activos por derecho de uso Inversiones en asociadas y negocios conjuntos Activos mantenidos para la venta y pasivos asociados Inventarios Otros créditos Créditos por ventas Inversiones en activos financieros Efectivo y equivalentes de efectivo Provisiones Impuesto a las ganancias Cargas fiscales Remuneraciones y cargas sociales Pasivos por arrendamientos Préstamos Otros pasivos Cuentas por pagar Ingresos Costos Gastos por naturaleza Otros resultados operativos, netos Resultados financieros, netos Inversiones en Uniones Transitorias y Consorcios Patrimonio Resultado neto por acción Activos y pasivos contingentes Compromisos contractuales Principales regulaciones Saldos y transacciones con partes relacionadas Planes de beneficios y obligaciones similares Activos y pasivos en monedas distintas del peso Hechos posteriores	Página
		1 2 3 4 5 7 8 9 27 30 34 39 42 44 49 51 54 60 60 60 61 61 62 66 68 68 68 69 71 71 71 75 75 77 77 77 79 80 80 86 88 114 118 122 124

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YPF SOCIEDAD ANONIMA

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ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2025, 2024 Y 2023

GLOSARIO DE TÉRMINOS

GLOSARIO DE TÉRMINOS
Término ADR ADS AESA AFIP ANSES ARCA Argentina LNG Asociada BCRA BNA BO CAMMESA CAN CDS CENCH CINIIF CNDC CNIC CNV CSJN CT Barragán Dólar Eleran ENARGAS ENARSA ENRE FOB Gas Austral GLP GNL GNNC GPA Grupo IIBB INDEC IPC IVA LGS LNG MEGA MEM Metroenergía Metrogas MINEM MLO Negocio conjunto NIC NIIF Oldelval OLCLP ON OPESSA OTA OTAMERICA OTC PEN Peso PIST PSAR Profertil Refinor RQT RTI RTT SC Gas SE SEC SEE SGE SRH SSHyC Subsidiaria Sur Inversiones Energéticas Sustentator Termap UGE US$ US$/bbl UT UVA VMI VMOS YPF Brasil YPF Chile YPF EE YPF Gas YPF o la Sociedad YPF Perú YPF Ventures Y-TEC Y-LUZ	**Definición **
	American Depositary Receipt American Depositary Share A-Evangelista S.A. Administración Federal de Ingresos Públicos Administración Nacional de la Seguridad Social Agencia de Recaudación y Control Aduanero (ex “AFIP”) Argentina LNG S.A.U. Sociedad sobre la cual YPF posee influencia significativa conforme lo dispuesto por la NIC 28 “Inversiones en asociadas y negocios conjuntos” Banco Central de la República Argentina Banco de la Nación Argentina Boletín Oficial de la República Argentina Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. Cuenca Argentina Norte Central Dock Sud S.A. Concesiones de Explotación No Convencional de Hidrocarburos Comité de Interpretaciones de Normas Internacionales de Información Financiera Comisión Nacional de Defensa de la Competencia Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad Comisión Nacional de Valores Corte Suprema de Justicia de la Nación CT Barragán S.A. Dólar estadounidense Eleran Inversiones 2011 S.A.U. Ente Nacional Regulador del Gas Energía Argentina S.A. (ex Integración Energética Argentina S.A., “IEASA”) Ente Nacional Regulador de la Electricidad Free on board Gas Austral S.A. Gas licuado de petróleo Gas natural licuado Gas natural no contabilizado Gasoducto del Pacífico (Argentina) S.A. YPF y sus subsidiarias Impuesto a los ingresos brutos Instituto Nacional de Estadística y Censos Índice de Precios al Consumidor publicado por el INDEC Impuesto al valor agregado Ley General de Sociedades N° 19.550 Gas natural licuado (“Liquefied Natural Gas”, por sus siglas en inglés) Compañía Mega S.A. Mercado Eléctrico Mayorista Metroenergía S.A. Metrogas S.A. Ministerio de Energía y Minería Cuenca Malvinas Oeste Sociedad sobre la cual YPF posee control conjunto conforme lo dispuesto por la NIIF 11 “Acuerdos conjuntos” Norma Internacional de Contabilidad Normas Internacionales de Información Financiera Oleoductos del Valle S.A. Oleoducto Loma Campana - Lago Pellegrini S.A.U. Obligaciones negociables Operadora de Estaciones de Servicios S.A. Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A. OTAMERICA Ebytem S.A. (denominación social anterior “Oiltalking Ebytem S.A.”) Oleoducto Trasandino (Chile) S.A. Poder Ejecutivo Nacional Peso argentino Punto de ingreso al sistema de transporte Derechos de apreciación de acciones Profertil S.A. Refinería del Norte S.A.U. Revisión Quinquenal Tarifaria Revisión Tarifaria Integral Régimen Tarifario de Transición SC Gas S.A.U. Secretaría de Energía (ex “MINEM” y ex “SGE”) U.S. Securities and Exchange Commission Secretaría de Energía Eléctrica Secretaría de Gobierno de Energía Secretaría de Recursos Hidrocarburíferos Subsecretaría de Hidrocarburos y Combustibles Sociedad sobre la cual YPF tiene control conforme lo dispuesto por la NIIF 10 “Estados financieros consolidados” Sur Inversiones Energéticas S.A.U. Sustentator S.A. Terminales Marítimas Patagónicas S.A. Unidad generadora de efectivo Dólar estadounidense Dólar por barril Unión transitoria Unidad de Valor Adquisitivo Vaca Muerta Inversiones S.A.U. VMOS S.A. YPF Brasil Comércio Derivado de Petróleo Ltda YPF Chile S.A. YPF Energía Eléctrica S.A. YPF Gas S.A. YPF S.A. YPF E&P Perú S.A.C. YPF Ventures S.A.U. YPF Tecnología S.A. Y-LUZ Inversora S.A.U. controlada por YPF EE

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YPF SOCIEDAD ANONIMA

ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2025, 2024 Y 2023

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INFORMACIÓN LEGAL

Domicilio legal

Macacha Güemes 515 - Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina.

Ejercicio económico

N° 49 iniciado el 1 de enero de 2025.

Actividad principal de la Sociedad

La Sociedad tendrá por objeto llevar a cabo por sí, por intermedio de terceros o asociada a terceros, el estudio, la exploración y la explotación de yacimientos de hidrocarburos líquidos y/o gaseosos y demás minerales, como asimismo, la industrialización, transporte y comercialización de estos productos y sus derivados directos e indirectos, incluyendo también productos petroquímicos, químicos derivados o no de hidrocarburos y combustibles de origen no fósil, biocombustibles y sus componentes, así como la generación de energía eléctrica a partir de hidrocarburos, a cuyo efecto podrá elaborarlos, utilizarlos, comprarlos, venderlos, permutarlos, importarlos o exportarlos, así como también tendrá por objeto prestar, por sí, a través de una sociedad controlada, o asociada a terceros, servicios de telecomunicaciones en todas las formas y modalidades autorizadas por la legislación vigente y previa solicitud de las licencias respectivas en los casos que así lo disponga el marco regulatorio aplicable, así como también la producción, industrialización, procesamiento, comercialización, servicios de acondicionamiento, transporte y acopio de granos y sus derivados, así como también realizar cualquier otra actuación complementaria de su actividad industrial y comercial o que resulte necesaria para facilitar la consecución de su objeto. Para el mejor cumplimiento de estos objetivos podrá fundar, asociarse con o participar en personas jurídicas de carácter público o privado domiciliadas en el país o en el exterior, dentro de los límites establecidos en el Estatuto.

Inscripción en el Registro Público de Comercio

Estatutos sociales inscriptos el 5 de febrero de 1991 bajo el N° 404 del Libro 108 de Sociedades Anónimas, Tomo A, del Registro Público de Comercio de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, a cargo de la Inspección General de Justicia; y Estatutos sustitutivos de los anteriores inscriptos el 15 de junio de 1993 bajo el N° 5.109 del Libro 113 de Sociedades Anónimas, Tomo A, del Registro Público mencionado.

Fecha de finalización del Contrato Social

15 de junio de 2093.

Última modificación de los Estatutos

26 de enero de 2024, inscripta en el Registro Público de Comercio de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires a cargo de la Inspección General de Justicia el 15 de marzo de 2024 bajo el N° 4.735 del Libro 116 de Sociedades por Acciones.

Capital

393.312.793 acciones ordinarias, escriturales de valor nominal $10 con derecho a 1 voto por acción.

Capital suscripto, integrado y autorizado a la oferta pública (en pesos)

3.933.127.930.

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 26 - FEBRERO - 2026

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 26 - FEBRERO - 2026 DELOITTE & Co. S.A.

C.P.C.E.C.A.B.A. T° 1 - F° 3

JUAN ANDRÉS GELLY Y OBES Por Comisión Fiscalizadora Contador Público U.B. C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 173 - Fº 63

DIEGO O. DE VIVO Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.C.A.B.A. T° 223 - F° 190

HORACIO DANIEL MARÍN Presidente

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YPF SOCIEDAD ANONIMA

ESTADOS DE SITUACIÓN FINANCIERA CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2025, 2024 Y 2023

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos)

ACTIVO Activo no corriente Activos intangibles Propiedades, planta y equipo Activos por derecho de uso Inversiones en asociadas y negocios conjuntos Activos por impuesto diferido, netos Otros créditos Créditos por ventas Inversiones en activos financieros Total del activo no corriente Activo corriente Activos mantenidos para la venta Inventarios Activos de contratos Otros créditos Créditos por ventas Inversiones en activos financieros Efectivo y equivalentes de efectivo Total del activo corriente TOTAL DEL ACTIVO . PATRIMONIO Capital Ajuste de capital Acciones propias en cartera Ajuste de acciones propias en cartera Planes de beneficios basados en acciones Costo de adquisición de acciones propias Primas de negociación de acciones propias Primas de emisión Reserva legal Reserva para futuros dividendos Reserva para inversiones Reserva para compra de acciones propias Otros resultados integrales Resultados no asignados Patrimonio atribuible a los accionistas de la sociedad controlante Interés no controlante TOTAL DEL PATRIMONIO . PASIVO Pasivo no corriente Provisiones Pasivos de contratos Pasivos por impuesto diferido, netos Impuesto a las ganancias a pagar Cargas fiscales Remuneraciones y cargas sociales Pasivos por arrendamientos Préstamos Otros pasivos Cuentas por pagar Total del pasivo no corriente Pasivo corriente Pasivos asociados con activos mantenidos para la venta Provisiones Pasivos de contratos Impuesto a las ganancias a pagar Cargas fiscales Remuneraciones y cargas sociales Pasivos por arrendamientos Préstamos Otros pasivos Cuentas por pagar Total del pasivo corriente TOTAL DEL PASIVO TOTAL DEL PASIVO Y PATRIMONIO	Notas	2025 1.548.809 27.682.554 779.202 2.334.746 13.055 940.204 7.497 - 33.306.067 1.479.221 2.098.590 4.522 1.681.800 2.399.905 380.569 1.352.703 9.397.310 42.703.377 3.921 6.081 12 20 9.323 (34.274) 13.707 640 1.141.047 - 9.553.655 48.146 6.039.399 (1.096.460) 15.685.217 333.766 16.018.983 884.901 261.205 541.035 1.204.132 26.749 90.400 396.386 11.931.848 541.608 8.404 15.886.668 1.713.545 332.986 169.937 105.232 315.457 486.905 432.437 3.415.028 580.311 3.245.888 10.797.726 26.684.394 42.703.377	2024 505.827 19.307.423 765.243 2.019.790 339.492 348.051 1.333 - 23.287.159 1.583.158 1.593.666 31.207 569.910 1.668.947 401.382 1.151.868 7.000.138 30.287.297 3.922 6.083 11 18 3.563 (9.655) 2.546 640 810.651 - 4.365.198 36.708 4.296.133 2.491.779 12.007.597 224.363 12.231.960 1.117.925 116.883 92.701 2.514 224 34.891 418.510 7.249.715 76.561 5.904 9.115.828 2.201.617 119.391 74.795 130.347 254.619 423.974 381.146 1.964.777 422.209 2.966.634 8.939.509 18.055.337 **30.287.297 **	2023
	7			296.517
	8			14.293.427
	9			509.183
	10			1.351.881
	18			14.166
	13			127.286
	14			25.195
	15			6.738
				16.624.393
	11			-
	12			1.357.716
	25			7.744
	13			307.907
	14			785.733
	15			212.674
	16			905.956
				3.577.730
				20.202.123
				3.919
				6.078
				14
				23
				855
				(5.635)
				(387)
				640
				634.747
				182.371
				4.297.009
				28.243
				3.077.042
				(1.003.419)
				7.221.500
				82.315
				7.303.815
	17			2.146.700
	25			27.720
	18			1.001.920
	18			3.508
	19			144
	20			370
	21			261.770
	22			5.391.865
	23			90.185
	24			4.336
				8.928.518
	11			-
	17			146.129
	25			55.313
	18			25.143
	19			112.521
	20			169.184
	21			274.828
	22			1.217.206
	23			98.476
	24			1.870.990
				3.969.790
				12.898.308
				20.202.123

Las notas que se acompañan forman parte integrante de los presentes estados financieros consolidados.

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 26 - FEBRERO - 2026

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YPF SOCIEDAD ANONIMA

ESTADOS DE RESULTADOS INTEGRALES CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2025, 2024 Y 2023

==> picture [57 x 25] intentionally omitted <==

(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto la información por acción expresada en pesos argentinos)

ESTADOS DE RESULTADOS INTEGRAL Resultado neto . Ingresos Costos Resultado bruto . Gastos de comercialización Gastos de administración Gastos de exploración Recupero / (Deterioro) de valor de propiedades, planta y equipo y desvalorización de inventarios Otros resultados operativos, netos Resultado operativo . Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos . Ingresos financieros Costos financieros Otros resultados financieros Resultados financieros, netos . Resultado antes de impuesto a las ganancias . Impuesto a las ganancias . Resultado neto del ejercicio . Otros resultados integrales . Conceptos que pueden ser reclasificados posteriormente a resultados: Diferencia de conversión de subsidiarias, asociadas y negocios conjuntos Resultado por la posición monetaria neta de subsidiarias, asociadas y negocios conjuntos(1) Ganancias / (pérdidas) reclasificadas al resultado por la adquisición y/o disposición de subsidiarias, asociadas y negocios conjuntos Conceptos que no pueden ser reclasificados posteriormente a resultados: Diferencia de conversión de YPF(2) Otros resultados integrales del ejercicio . Resultado integral del ejercicio . Resultado neto del ejercicio atribuible a: Accionistas de la controlante Interés no controlante Otros resultados integrales del ejercicio atribuibles a: Accionistas de la controlante Interés no controlante Resultado integral del ejercicio atribuible a: Accionistas de la controlante Interés no controlante Resultado neto por acción atribuible a los accionistas de la controlante: Básico y diluido	Notas 25 26 27 27 27 8-26 28 10 29 29 29 29 18 32	2025 23.240.162 (16.849.141) 6.391.021 (2.623.507) (1.059.294) (147.295) 5.742 (287.496) 2.279.171 149.044 138.169 (1.317.275) 97.446 (1.081.660) 1.346.555 (2.394.827) (1.048.272) (379.228) 365.617 (9.472) 4.866.076 4.842.993 3.794.721 (1.087.721) 39.449 4.773.039 69.954 3.685.318 109.403 (2.775,14)	2024 17.895.031 (13.021.894) 4.873.137 (1.981.416) (794.025) (229.141) (87.902) (623.415) 1.157.238 358.335 124.589 (1.029.538) 220.231	2023
				5.484.544 (4.525.390)
				959.154
				(598.318) (260.315) (19.995) (1.614.373) 64.576
				(1.469.271)
				(30.909) 144.328 (372.206) 280.958
			(684.718)	53.080
			830.855 1.291.960 2.122.815 (107.172) 566.448 - 2.344.433 2.803.709 4.926.524 2.077.482 45.333 2.706.994 96.715 4.784.476 142.048 5.298,50
				(1.447.100)
				(85.645)
				(1.532.745)
				(344.125) 236.506 - 7.076.674
				6.969.055
				5.436.310
				(1.561.217) 28.472 6.932.486 36.569 5.371.269 65.041 (3.985,51)

(1) Resultado generado por las subsidiarias, asociadas y negocios conjuntos con moneda funcional peso, ver Nota 2.b.1). (2) Corresponde al efecto de conversión a la moneda de presentación de YPF, ver Nota 2.b.1).

Las notas que se acompañan forman parte integrante de los presentes estados financieros consolidados.

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 26 - FEBRERO - 2026

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 26 - FEBRERO - 2026 DELOITTE & Co. S.A.

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YPF SOCIEDAD ANONIMA

ESTADOS DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2025, 2024 Y 2023

==> picture [63 x 25] intentionally omitted <==

(Importes expresados en millones de pesos argentinos)

Saldos al 31 de diciembre de 2022 Devengamiento de planes de beneficios basados en acciones(3) Recompra de acciones propias Acciones entregadas por planes de beneficios basados en acciones Constitución de reservas(5) Otros resultados integrales Resultado neto Saldos al 31 de diciembre de 2023 Devengamiento de planes de beneficios basados en acciones(3) Recompra de acciones propias Acciones entregadas por planes de beneficios basados en acciones Desafectación de reservas y absorción de pérdidas acumuladas(5) Constitución de reservas(5) Otros resultados integrales Resultado neto Saldos al 31 de diciembre de 2024				Aportes	de lospropietarios	de lospropietarios		Primas de emisión 640 - - - - - - 640 - - - - - - - 640	Reserva legal 139.275 - - - - 495.472 - 634.747 - - - - - 175.904 - 810.651		Resultados ac	umulados (4)		Resultados no asignados 1.001.214 - - - (989.174) 545.758 (1.561.217) (1.003.419) - - - 4.507.623 (3.447.717) 357.810 2.077.482 2.491.779	Patrimonio at	ribuible a Interés no controlante 17.274 - - - - 36.569 28.472 82.315 - - - - - 96.715 45.333 224.363	Total del patrimonio
	Capital 3.915 - - 4 - - - 3.919 - - 3 - - - - 3.922	Ajuste de capital 6.072 - - 6 - - - 6.078 - - 5 - - - - 6.083	Acciones propias en cartera 18 - - (4) - - - 14 - - (3) - - - - 11	Ajuste de acciones propias en cartera 29 - - (6) - - - 23 - - (5) - - - - 18	Planes de beneficios basados en acciones 289 1.191 - (625) - - - 855 6.776 - (4.068) - - - - 3.563	Costo de adquisición de acciones propias(2) (4.499) - - (1.136) - - - (5.635) - - (4.020) - - - - (9.655)	Primas de negociación de acciones propias (158) - - (229) - - - (387) - - 2.933 - - - - 2.546			Reserva para futuros dividendos - - - - 40.000 142.371 - 182.371 - - - (182.371) - - - -	Reserva para inversiones - - - - 942.959 3.354.050 - 4.297.009 - - - (4.297.009) 3.418.972 946.226 - 4.365.198	Reserva para compra de acciones propias - - - - 6.215 22.028 - 28.243 - - - (28.243) 28.745 7.963 - 36.708	Otros resultados integrales (1) 704.235 - - - - 2.372.807 - 3.077.042 - - - - - 1.219.091 - 4.296.133		Accionistas de la controlante 1.851.030 1.191 - (1.990) - 6.932.486 (1.561.217) 7.221.500 6.776 - (5.155) - - 2.706.994 2.077.482 12.007.597
																	1.868.304 1.191 - (1.990) - 6.969.055 (1.532.745)
																	7.303.815
																	6.776 - (5.155) - - 2.803.709 2.122.815
																	12.231.960

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Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 26 - FEBRERO - 2026 DELOITTE & Co. S.A. C.P.C.E.C.A.B.A. T° 1 - F° 3

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YPF SOCIEDAD ANONIMA

ESTADOS DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2025, 2024 Y 2023 (cont.)

==> picture [63 x 25] intentionally omitted <==

(Importes expresados en millones de pesos argentinos)

Saldos al 31 de diciembre de 2024 Devengamiento de planes de beneficios basados en acciones(3) Recompra de acciones propias Acciones entregadas por planes de beneficios basados en acciones Desafectación de reservas(5) Constitución de reservas(5) Otros resultados integrales Resultado neto Saldos al 31 de diciembre de 2025				Aportes	de lospropietarios	de lospropietarios		Primas de emisión 640 - - - - - - - 640	Reserva legal 810.651 - - - - - 330.396 - 1.141.047		Resultados ac	umulados (4)		Resultados no asignados 2.491.779 - - - 4.401.906 (6.821.548) (80.876) (1.087.721) (1.096.460)	Patrimonio Accionistas de la controlante 12.007.597 18.875 (14.032) (12.541) - - 4.773.039 (1.087.721) 15.685.217	atribuible a Interés no controlante 224.363 - - - - - 69.954 39.449 333.766	Total del patrimonio
	Capital 3.922 - (3) 2 - - - - 3.921	Ajuste de capital 6.083 - (5) 3 - - - - 6.081	Acciones propias en cartera 11 - 3 (2) - - - - 12	Ajuste de acciones propias en cartera 18 - 5 (3) - - - - 20	Planes de beneficios basados en acciones 3.563 18.875 - (13.115) - - - - 9.323	Costo de adquisición de acciones propias(2) (9.655) - (14.032) (10.587) - - - - (34.274)	Primas de negociación de acciones propias 2.546 - - 11.161 - - - - 13.707			Reserva para futuros dividendos - - - - - - - - -	Reserva para inversiones 4.365.198 - - - (4.365.198) 6.787.343 2.766.312 - 9.553.655	Reserva para compra de acciones propias 36.708 - - - (36.708) 34.205 13.941 - 48.146	Otros resultados integrales (1) 4.296.133 - - - - - 1.743.266 - 6.039.399
																	12.231.960 18.875 (14.032) (12.541) - - 4.842.993 (1.048.272)
																	16.018.983

(1) Incluye 6.528.797, 4.636.249 y 3.628.996 relacionados con el efecto de conversión de los aportes de los propietarios al 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023, respectivamente (ver Nota 35.m) apartado “Efecto de conversión de los aportes de los propietarios”), (3.409.467), (2.035.950) y (1.511.417) relacionados con el efecto de conversión de los estados financieros de las inversiones en subsidiarias, asociadas y negocios conjuntos con moneda funcional distinta del dólar al 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023, respectivamente, y 2.920.069, 1.695.834 y 959.463 relacionados con el reconocimiento del resultado por la posición monetaria neta de las subsidiarias, asociadas y negocios conjuntos con moneda funcional peso al 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023, respectivamente. Ver Notas 2.b.1) y 2.b.10).

(2) Se expone neto de las retenciones por impuesto a las ganancias a los empleados relacionadas con los planes de beneficios basados en acciones.

(3) Ver Nota 37.

(4) Incluye 51.423, 72.137 y 56.487 restringidos a la distribución de resultados acumulados al 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023, respectivamente. Ver Nota 31.

(5) De acuerdo con las disposiciones de la Asamblea de Accionistas del 30 de abril de 2025, 26 de abril de 2024 y 28 de abril de 2023 por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023, respectivamente.

Las notas que se acompañan forman parte integrante de los presentes estados financieros consolidados.

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Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 26 - FEBRERO – 2026 DELOITTE & Co. S.A. C.P.C.E.C.A.B.A. T° 1 - F° 3

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YPF SOCIEDAD ANONIMA

ESTADOS DE FLUJOS DE EFECTIVO CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2025, 2024 Y 2023

==> picture [62 x 25] intentionally omitted <==

(Importes expresados en millones de pesos argentinos)

.

Actividades operativas: Resultado neto Ajustes para conciliar el resultado neto con el efectivo generado por las actividades operativas: Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos Depreciación de propiedades, planta y equipo Amortización de activos intangibles Depreciación de activos por derecho de uso Bajas de propiedades, planta y equipo y activos intangibles y consumo de materiales Cargo por impuesto a las ganancias Aumento neto de provisiones (Recupero) / Deterioro de valor de propiedades, planta y equipo y desvalorización de inventarios Efecto de las variaciones de los tipos de cambio, intereses y otros Planes de beneficios basados en acciones Resultado por venta de activos Resultado por cambios en el valor razonable de los activos mantenidos para la venta Resultado por revaluación de sociedades Resultado por venta de sociedades Otros ingresos por seguros Cambios en activos y pasivos: Créditos por ventas Otros créditos Inventarios Cuentas por pagar Cargas fiscales Remuneraciones y cargas sociales Otros pasivos Disminución de provisiones por pago/utilización Activos de contratos Pasivos de contratos Dividendos cobrados Cobros de seguros por pérdida de beneficio Pagos de impuesto a las ganancias Flujo neto de efectivo de las actividades operativas(1) (2) . Actividades de inversión:(3) Adquisiciones de propiedades, planta y equipo y activos intangibles Altas de activos mantenidos para la venta Aportes y adquisiciones en inversiones en asociadas y negocios conjuntos Adquisiciones por combinaciones de negocios neto de efectivo y equivalentes de efectivo Cobros por ventas de activos financieros Pagos por adquisición de activos financieros Intereses cobrados de activos financieros Cobros por concesiones, acuerdos de cesión y venta de activos Flujo neto de efectivo de las actividades de inversión . Actividades de financiación:(3) Pagos de préstamos Pagos de intereses Préstamos obtenidos Adelantos en cuenta corriente, netos Recompra de acciones propias Pagos por arrendamientos Pagos de intereses relacionados con el impuesto a las ganancias Flujo neto de efectivo de las actividades de financiación . Efecto de las variaciones de los tipos de cambio sobre el efectivo y equivalentes de efectivo . Aumento del efectivo y equivalentes de efectivo . Efectivo y equivalentes de efectivo al inicio del ejercicio Efectivo y equivalentes de efectivo al cierre del ejercicio Aumento del efectivo y equivalentes de efectivo	2025 (1.048.272) (149.044) 3.554.894 80.572 355.000 886.870 2.394.827 1.021.827 (5.742) 902.156 18.875 (249.720) 517.862 (52.934) (485.729) - (386.442) (507.060) 127.269 (366.577) 57.632 91.804 (331.796) (203.259) 26.685 152.558 264.886 5.372 (191.474) 6.481.040 (6.391.575) (47.578) (94.374) (981.669) 255.787 (97.954) 5.122 292.557 (7.059.684) (3.555.040) (820.364) 5.427.949 4.719 (14.032) (501.810) (14.638) 526.784 252.695 200.835 1.151.868 1.352.703 200.835	2024 2.122.815 (358.335) 2.260.099 42.144 247.871 580.176 (1.291.960) 697.376 87.902 569.610 6.776 (6.611) 272.804 - - (5.153) (566.293) (486.615) 118.165 671.317 105.230 267.307 227.614 (163.494) (23.463) 95.882 154.103 - (26.119) 5.599.148 (5.138.965) (246.755) (30) - 215.512 (224.676) 28.879 136.998 (5.229.037) (1.908.219) (645.077) 2.668.015 (45.095) - (360.180) (3.103) (293.659) 169.460 245.912 905.956 1.151.868 245.912	2023
			(1.532.745)
			30.909
			907.474
			15.116
			66.025
			110.499
			85.645 128.603 1.614.373 131.546
			1.191
			-
			-
			-
			-
			-
			(98.488)
			(69.898)
			38.579
			317.492
			21.729
			71.273
			18.093
			(146.040)
			(9.760)
			17.861
			59.949
			62
			(5.289)
			1.774.199
			(1.590.926)
			-
			(1.174)
			-
			149.805
			(109.900)
			25.640
			4.329
			(1.522.226)
			(422.145)
			(214.032)
			745.594
			32.602
			-
			(106.401)
			(2.454)
			33.164
			483.945
			**769.082 **
			136.874
			905.956
			769.082

(1) No incluye el efecto de las variaciones de los tipos de cambio generado por el efectivo y equivalentes de efectivo, el cual se expone de manera separada en el presente cuadro. (2) Incluye 97.946, 120.372 y 52.847 por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023, respectivamente, correspondientes a los pagos de arrendamientos de corto plazo y a los pagos del cargo variable de los arrendamientos relacionados con el rendimiento y/o uso del activo subyacente.

(3) Las principales transacciones de inversión y financiación que no requirieron el uso de efectivo y equivalentes de efectivo consistieron en:

Adquisiciones de propiedades, planta y equipo y activos intangibles pendientes de cancelación Altas de activos mantenidos para la venta pendientes de cancelación (Recupero de costos) / Costos de abandono de pozos de hidrocarburos Altas de activos por derecho de uso Capitalización de depreciación de activos por derecho de uso Capitalización de actualizaciones financieras de pasivos por arrendamientos Capitalización en asociadas y negocios conjuntos Pasivos de contratos por adquisición de sociedades Créditos por venta de activos no cancelables en efectivo Créditos por venta de sociedades pendientes de cancelación	2025 760.353 1.085	2024 493.855 18.686 175.785 439.400 54.645 8.229 - - - -	2023
			426.186 - 409.372 230.883 20.484 3.627 - - - -
	(320.112)
	270.697 69.283 9.255 13.726 16.110 664.329 575.005

Las notas que se acompañan forman parte integrante de los presentes estados financieros consolidados.

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1. INFORMACIÓN GENERAL, ESTRUCTURA Y ORGANIZACIÓN DEL NEGOCIO DEL GRUPO

Información general

YPF S.A. (“YPF” o la “Sociedad”) es una sociedad anónima constituida según las leyes de Argentina. Su domicilio es Macacha Güemes 515, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

YPF y sus subsidiarias (el “Grupo”) forman el principal grupo de energía de Argentina, que opera una cadena totalmente integrada de petróleo y gas con posiciones de liderazgo de mercado en todos los negocios de Upstream, Midstream, Downstream, LNG, Gas Integrado y Nuevas Energías del país.

Estructura y organización del negocio del Grupo

Al 31 de diciembre de 2025 el Grupo lleva a cabo sus operaciones de acuerdo con la siguiente organización:

• Upstream

• Midstream y Downstream

• LNG y Gas Integrado

• Nuevas Energías

• Administración Central y Otros

En la Nota 5 se detallan las actividades que abarcan cada uno de los segmentos de negocio. La siguiente tabla presenta las principales sociedades del Grupo al 31 de diciembre de 2025 por segmento de negocio:

Nombre de la sociedad Upstream Eleran SC Gas(4) VMI(4) Midstream y Downstream OPESSA OLCLP(4) Refinor(4) OTA OTC Oldelval OTAMERICA Termap VMOS(3) (5) YPF Gas LNG y Gas Integrado YPF Chile Argentina LNG Sur Inversiones Energéticas MEGA Nuevas Energías Metrogas(2) Metroenergía Y-TEC YPF Ventures YPF EE CT Barragán CDS(6) Administración Central y Otros AESA YPF Digital	Ubicación España Argentina Argentina Argentina Argentina Argentina Argentina Chile Argentina Argentina Argentina Argentina Argentina Chile Argentina Argentina Argentina Argentina Argentina Argentina Argentina Argentina Argentina Argentina Argentina Argentina	Actividadprincipal Exploración de hidrocarburos a través de la subsidiaria YPF E&P Bolivia S.A.(7) Explotación de hidrocarburos Explotación de hidrocarburos Estaciones de servicio Transporte de hidrocarburos Industrialización y comercialización de hidrocarburos Transporte de hidrocarburos Transporte de hidrocarburos Transporte de hidrocarburos Transporte de hidrocarburos Transporte de hidrocarburos Transporte de hidrocarburos Comercialización de GLP Comercialización de gas natural Industrialización y comercialización de GNL Industrialización y comercialización de GNL a través de la asociada Southern Energy S.A. Separación de líquidos de gas natural y su fraccionamiento Distribución de gas natural Comercialización de gas natural Investigación y desarrollo de tecnología Inversiones en sociedades Generación de energía eléctrica Generación de energía eléctrica Generación de energía eléctrica Servicios de ingeniería y construcción Servicios de desarrollo y soluciones digitales	Participación sobre el capital(1) 100% 100% 100% 99,99% 100% 100% 36% 36% 37% 30% 33,15% 24,49% 33,99% 100% 100% 100% 38% 70% 71,50% 51% 100% 75% 50% 10,25% 100% 100%	Relación
				Subsidiaria Subsidiaria Subsidiaria Subsidiaria Subsidiaria Subsidiaria Negocio conjunto Negocio conjunto Asociada Asociada Asociada Asociada Asociada Subsidiaria Subsidiaria Subsidiaria Negocio conjunto Subsidiaria Subsidiaria Subsidiaria Subsidiaria Negocio conjunto Negocio conjunto Asociada Subsidiaria Subsidiaria

(1) Tenencia directa de YPF e indirecta a través de subsidiarias.

(2) Ver Nota 35.c.3) apartado “Nota del ENARGAS referida a la participación accionaria de YPF en Metrogas”.

(3) En diciembre de 2024, YPF en conjunto con Pan American Sur S.A., Vista Energy S.A.U. y Pampa Energía S.A. firmaron un acuerdo de accionistas para formar parte de una nueva sociedad, VMOS, cuyo objetivo principal es la construcción del “Proyecto Vaca Muerta Sur”, una obra de infraestructura de transporte de petróleo. VMOS concedió opciones de acciones a Pluspetrol S.A., Chevron Argentina S.R.L., CDC ApS, Shell Compañía Argentina de Petróleo S.A., Shell Overseas Investments B.V., Gas y Petróleo del Neuquén S.A. y Tecpetrol S.A. Durante 2025, las sociedades mencionadas precedentemente han ejercido dichas opciones, convirtiéndose en accionistas de VMOS. (4) Ver Nota 3.

(5) Ver Nota 34.d).

(6) Adicionalmente, el Grupo posee un 22,36% de participación indirecta en el capital a través de YPF EE.

(7) En 2025, la perforación del pozo exploratorio en el bloque Charagua en Bolivia concluyó sin recursos. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, se han cumplido todos los compromisos contractuales asociados con dicha concesión. Firmado a los efectos de su identificación con Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 26 - FEBRERO - 2026 nuestro informe de fecha 26 - FEBRERO - 2026

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2. BASES DE PREPARACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

2.a) Marco normativo contable de aplicación

Los estados financieros consolidados de la Sociedad por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2025 se presentan de acuerdo con las NIIF emitidas por el CNIC. El ejercicio económico de la Sociedad comienza el 1 de enero y finaliza el 31 de diciembre de cada año.

Asimismo, fueron incluidas algunas cuestiones adicionales requeridas por la LGS y/o las normas de la CNV.

2.b) Políticas contables materiales

2.b.1) Bases de preparación y presentación

Moneda funcional

La moneda funcional de YPF es el dólar, la cual ha sido determinada de acuerdo con los lineamientos de la NIC 21 “Efectos de las variaciones de las tasas de cambio de la moneda extranjera”.

Las transacciones en monedas distintas de la moneda funcional de la Sociedad se consideran transacciones en moneda extranjera y se reconocen inicialmente en la moneda funcional aplicando el tipo de cambio vigente en la fecha de la transacción (o, por razones prácticas y cuando el tipo de cambio no ha variado significativamente, al tipo de cambio promedio de cada mes). Al cierre de cada período que se informa, o al momento de su liquidación: (i) las partidas monetarias en moneda extranjera se convierten al tipo de cambio vigente en dicha fecha y las diferencias de cambio generadas por dicha conversión se registran en el rubro de “Resultados financieros, netos” en el estado de resultados integrales del período en el que se generan; y (ii) las partidas no monetarias en moneda extranjera, que se midan en términos de su costo histórico, así como los resultados, son valuados en la moneda funcional aplicando el tipo de cambio vigente en la fecha de la transacción.

Los efectos de conversión de los resultados y situación financiera de las subsidiarias, asociadas y negocios conjuntos con moneda funcional distinta del dólar se registran en el rubro de “Otros resultados integrales” en el estado de resultados integrales del período en el que se generan.

Cuando se disponga, en forma total o parcial, una subsidiaria (que resulte en la pérdida de control), asociada o negocio conjunto con moneda funcional distinta del dólar, las diferencias de conversión acumuladas en la cuenta de “Otros resultados integrales” en el estado de cambios en el patrimonio se reclasifican al resultado del período. En caso de disposición parcial de una subsidiaria que no resulte en la pérdida de control, la parte proporcional de las diferencias de conversión acumuladas se reclasifica a la cuenta de “Interés no controlante” en el estado de cambios en el patrimonio.

Moneda de presentación

La información incluida en los presentes estados financieros consolidados es presentada en pesos, de acuerdo con lo establecido por la LGS y las normas de la CNV.

La conversión a la moneda de presentación (pesos) de los estados financieros en moneda funcional (dólar) del Grupo se realiza al cierre de cada período utilizando los siguientes procedimientos:

• Los activos y pasivos se convierten al tipo de cambio de cierre de cada período que se presenta.

• Los resultados se convierten al tipo de cambio del momento en el que se generaron las transacciones (o, por razones prácticas y cuando el tipo de cambio no ha variado significativamente, al tipo de cambio promedio de cada mes).

• Las diferencias de conversión que se generen como resultado de lo anterior, se reconocen en el rubro de “Otros resultados integrales” en el estado de resultados integrales del período en el que se generan.

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2. BASES DE PREPARACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS (cont.)

Información financiera de subsidiarias, asociadas y negocios conjuntos con moneda funcional correspondiente a una economía hiperinflacionaria

La NIC 29 “Información financiera en economías hiperinflacionarias” requiere que los estados financieros de una entidad cuya moneda funcional sea la de una economía hiperinflacionaria sean reexpresados en términos de la unidad de medida corriente (“moneda homogénea”) a la fecha de cierre del período sobre el que se informa.

La NIC 29 detalla una serie de factores cuantitativos y cualitativos a considerar para determinar si una economía es o no hiperinflacionaria. Dicha evaluación llevó a concluir que debía reanudarse la aplicación del ajuste por inflación; y la Ley N° 27.468, publicada en el BO el 4 de diciembre de 2018, estableció que los estados financieros anuales, por períodos intermedios y especiales que cerraran a partir del 31 de diciembre de 2018 inclusive, deben presentarse ante la CNV en moneda homogénea conforme lo establecido por la NIC 29.

Los estados financieros de las subsidiarias cuya moneda funcional sea la correspondiente a una economía hiperinflacionaria son reexpresados de acuerdo con la NIC 29 antes de ser incluidos en los estados financieros consolidados de su controlante cuya moneda funcional sea la de una economía no hiperinflacionaria (dólar, para YPF), sin reexpresar las cifras comparativas.

Posteriormente, los resultados y la situación financiera de dichas subsidiarias se convierten a dólares utilizando el tipo de cambio correspondiente a la fecha de cierre de sus estados financieros. El efecto de la reexpresión de las cifras comparativas, que son las presentadas como importes en moneda homogénea en los estados financieros del ejercicio precedente, y que no se ajustan por las variaciones posteriores en el nivel general de precios o en los tipos de cambio, se reconocen en la línea de “Resultado por la posición monetaria neta de las subsidiarias, asociadas y negocios conjuntos” del rubro de “Otros resultados integrales” en el estado de resultados integrales.

Estos criterios también son aplicados por el Grupo para sus inversiones en asociadas y negocios conjuntos.

Cuando una economía deja de ser hiperinflacionaria y por lo tanto la entidad deja de reexpresar sus estados financieros de acuerdo con la NIC 29, utilizará como costos históricos los importes reexpresados en moneda homogénea en la fecha en que la entidad dejó de hacer dicha reexpresión.

Clasificación en corriente y no corriente

La presentación en el estado de situación financiera distingue entre activos y pasivos corrientes y no corrientes de acuerdo con el ciclo operativo de las actividades.

Los activos y pasivos corrientes incluyen activos y pasivos que se realizan o liquidan dentro de los 12 meses posteriores a la fecha de cierre del período sobre el que se informa. Todos los demás activos y pasivos se clasifican como no corrientes.

Criterios contables

Los presentes estados financieros consolidados han sido confeccionados de conformidad con el criterio del costo histórico, excepto por los activos financieros medidos a valor razonable con cambios en resultados (ver Nota 2.b.7)).

Los activos y pasivos no monetarios de las subsidiarias con moneda funcional peso fueron reexpresados en moneda de cierre.

Bases de consolidación

El Grupo consolida en los estados financieros a todas las subsidiarias sobre las que ejerce control y elimina los saldos y resultados no trascendidos a terceros relacionados con transacciones entre las sociedades consolidadas. El Grupo controla una entidad cuando está expuesto, o tiene derecho, a rendimientos variables provenientes de su participación en la entidad y tiene la capacidad de influir en dichos rendimientos a través de su poder sobre ésta, de acuerdo con las definiciones de la NIIF 10.

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2. BASES DE PREPARACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS (cont.)

Para la consolidación se utilizan los últimos estados financieros disponibles de las subsidiarias al cierre de cada período, considerando los hechos y las operaciones significativas subsecuentes y/o información de gestión disponible y las transacciones entre YPF y las subsidiarias que hubieran modificado el patrimonio de éstas últimas. La fecha de publicación de los últimos estados financieros de ciertas sociedades del Grupo puede diferir de la fecha de publicación de los correspondientes a YPF, principalmente por razones de índole administrativa. Asimismo, los principios y criterios contables utilizados por estas sociedades se han homogeneizado, en caso de corresponder, con los de YPF con el fin de presentar los estados financieros consolidados con bases de normas de medición y presentación homogéneas.

La Sociedad posee participación del 100% del capital de las subsidiarias con excepción de las participaciones en Y-TEC (51%), Metrogas (70%) y OPESSA (99,99%) (ver Nota 1). La Sociedad concluyó que no existen participaciones minoritarias significativas, tal como lo requiere la NIIF 12 “Información a revelar sobre participaciones en otras entidades”, que requieran desgloses adicionales de información.

Operaciones conjuntas

Las participaciones en UT y Consorcios definidos como operaciones conjuntas cuando las partes tienen derechos sobre los activos y obligaciones sobre los pasivos relacionados con el acuerdo conjunto, han sido reconocidas en función de la participación sobre los activos, pasivos, ingresos y gastos relacionados con cada acuerdo conjunto de acuerdo con la NIIF 11, y se presentan en el estado de situación financiera y en el estado de resultados integrales de acuerdo con su naturaleza específica. Las principales UT y Consorcios se detallan en la Nota 30.

Combinaciones de negocios

El Grupo analiza si los activos adquiridos y los pasivos asumidos en una transacción de compraventa califican como una combinación de negocios de acuerdo con la NIIF 3 “Combinaciones de negocios”. Las combinaciones de negocios se contabilizan utilizando el método de la adquisición, el cual requiere, entre otros, el reconocimiento y medición a valor razonable de los activos identificables adquiridos, de los pasivos asumidos y de cualquier participación no controlante. El exceso de la contraprestación transferida sobre dicho valor razonable se reconoce como una plusvalía y el defecto como una ganancia en el resultado del período.

En una combinación de negocios realizada por etapas, el valor contable de la participación previa en la adquirida se mide al valor razonable en la fecha de adquisición y se reconoce la ganancia o pérdida resultante, si la hubiera, en el resultado del período. Asimismo, las diferencias de conversión acumuladas en la cuenta de “Otros resultados integrales” en el estado de cambios en el patrimonio reconocidas por la participación previa en la adquirida se reclasifican al resultado del período.

Cuando los activos adquiridos no son un negocio, el Grupo contabiliza la transacción como la adquisición de un activo.

2.b.2) Activos intangibles

Los activos intangibles se reconocen inicialmente al costo. Después del reconocimiento inicial, el activo se registra por su costo menos la amortización y cualquier pérdida por deterioro de valor, de acuerdo con el modelo del costo de la NIC 38 “Activos intangibles”.

La vida útil estimada y el método de amortización de cada clase de activo intangible se revisan anualmente al cierre de cada ejercicio y, en caso de corresponder, se ajustan de forma prospectiva. La recuperabilidad de estos activos es revisada según se detalla en la Nota 2.b.5).

El Grupo no posee activos intangibles con vida útil indefinida al 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023.

A continuación, se describen los principales activos intangibles del Grupo:

Concesiones de servicios

El Grupo clasifica como activos intangibles las concesiones de transporte de hidrocarburos otorgadas por la Ley de Hidrocarburos que cumplan con las condiciones establecidas en la CINIIF 12 “Acuerdos de concesión de servicios” (ver Nota 35.a.1)). Estos activos se amortizan siguiendo el método lineal a lo largo del plazo de duración de dichas concesiones.

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

2. BASES DE PREPARACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS (cont.)

Las concesiones de transporte de hidrocarburos que no cumplan con las condiciones establecidas en la CINIIF 12, principalmente aquellas concesiones otorgadas posteriores al Decreto N° 115/2019, se clasifican en el rubro de “Propiedades, planta y equipo” en el estado de situación financiera (ver Nota 35.a.1)).

Derechos de exploración y recursos hidrocarburíferos

Los derechos de exploración y recursos hidrocarburíferos incluyen todas las tareas que requiera la búsqueda de hidrocarburos, costos asociados a la adquisición de permisos de exploración (ver Nota 35.a.1)) y recursos hidrocarburíferos no probados adquiridos.

El Grupo clasifica los derechos de exploración y recursos hidrocarburíferos como activos intangibles de acuerdo con la NIIF 6 “Exploración y evaluación de los recursos minerales”. Estos activos no se amortizan debido a que se relacionan con inversiones en áreas en estado de evaluación.

Los costos de exploración (gastos de geología y geofísica, costos de mantenimiento y otros costos relacionados con la actividad de exploración), excluyendo los costos de perforación de los pozos exploratorios que se activan en la cuenta de “Perforaciones exploratorias en curso” del rubro de “Propiedades, planta y equipo” en el estado de situación financiera (ver Nota 2.b.3)), se imputan en el resultado neto en el estado de resultados integrales.

Cuando la fiabilidad técnica y la viabilidad comercial de la explotación de los yacimientos de hidrocarburos es demostrable, estos activos son reclasificados a la cuenta de “Propiedad minera, pozos y equipos de explotación” del rubro de “Propiedades, planta y equipo” en el estado de situación financiera.

Otros activos intangibles

El Grupo clasifica como activos intangibles principalmente los costos de adquisición de las licencias de software y los costos de desarrollo de aplicaciones informáticas. Estos activos se amortizan siguiendo el método lineal en base a la vida útil estimada para cada tipo de activo, la cual tiene una duración promedio de 5 años.

2.b.3) Propiedades, planta y equipo

Las propiedades, planta y equipo se reconocen inicialmente al costo. El costo inicial del activo comprende su costo de adquisición, construcción y cualquier otro costo directamente relacionado con la ubicación del activo y su puesta en condiciones de funcionamiento y, en caso de corresponder, la estimación de los costos de abandono de pozos de hidrocarburos. Después del reconocimiento inicial, el activo se registra por su costo menos la depreciación y cualquier pérdida por deterioro de valor, de acuerdo con el modelo del costo de la NIC 16 “Propiedades, planta y equipo”.

Para aquellos bienes cuya construcción requiere un período sustancial de tiempo para estar en condiciones de uso, se capitalizan los costos financieros por préstamos correspondientes al financiamiento de terceros hasta que el bien se encuentre en condiciones de uso, de acuerdo con la tasa promedio de endeudamiento del Grupo.

Los costos posteriores que permiten recuperar la capacidad de servicio para lograr su uso continuo, extender la vida útil y/o incrementar la capacidad productiva de los bienes, se incluyen en el importe en libros de los activos o se reconocen como un activo separado. Los trabajos de reacondicionamiento mayores son activados y se deprecian por el método lineal hasta el próximo trabajo de reacondicionamiento mayor.

Los gastos de reparaciones, conservación y mantenimiento de carácter ordinario se imputan en el resultado neto en el estado de resultados integrales en el período en el que se incurren.

La recuperabilidad de estos activos es revisada según se detalla en la Nota 2.b.5).

Cualquier ganancia o pérdida que surja de la disposición de un activo se imputa en el resultado neto en el estado de resultados integrales en el período en que se da de baja dicho activo.

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2. BASES DE PREPARACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS (cont.)

Actividades de producción de petróleo y gas natural

El Grupo utiliza el método del esfuerzo exitoso para contabilizar las operaciones relacionadas con las actividades de exploración y producción de petróleo y gas natural. Los costos originados en la adquisición de concesiones de explotación en zonas con reservas probadas y no probadas se activan en la cuenta de “Propiedad minera, pozos y equipos de explotación” del rubro de “Propiedades, planta y equipo” en el estado de situación financiera. Los costos asociados a la adquisición de permisos de exploración se clasifican como “Derechos de exploración y recursos hidrocarburíferos” del rubro “Activos intangibles” en el estado de situación financiera.

Los costos de exploración, excluidos los costos de perforación de pozos exploratorios, son imputados en el resultado neto en el estado de resultados integrales. Los costos de perforación de los pozos exploratorios, incluidos los pozos de prueba estratigráfica, se activan en la cuenta de “Perforaciones exploratorias en curso” del rubro de “Propiedades, planta y equipo” en el estado de situación financiera hasta que se determine si existen reservas probadas que justifiquen su desarrollo comercial. Si no se encuentran tales reservas, dichos costos de perforación se imputan en el resultado neto en el estado de resultados integrales. 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 su desarrollo como pozo productivo y si se está logrando un progreso sustancial en la evaluación de las reservas y en la viabilidad económica y operativa del proyecto. Si alguna de estas condiciones no se cumple, el costo del pozo exploratorio es imputado en el resultado neto en el estado de resultados integrales. Adicionalmente a lo mencionado, la actividad exploratoria implica 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, la posibilidad de que existan pozos exploratorios que se mantengan en evaluación por períodos de tiempo prolongados, a la espera de la conclusión sobre los pozos y de actividades exploratorias adicionales necesarias para poder evaluar y cuantificar las reservas relacionadas con cada proyecto. Al 31 de diciembre de 2025 el Grupo no posee costos de pozos exploratorios en evaluación por un período mayor a 1 año que sean significativos.

Los costos de perforación de los pozos de desarrollo y de los pozos secos de desarrollo y los costos de instalaciones relacionados con el desarrollo de las reservas de petróleo y gas se activan en la cuenta de “Propiedad minera, pozos y equipos de explotación” del rubro de “Propiedades, planta y equipo” en el estado de situación financiera.

Métodos de depreciación y vidas útiles

La vida útil estimada y el método de depreciación de cada clase de bien se revisan anualmente al cierre de cada ejercicio y, en caso de corresponder, se ajustan de forma prospectiva.

Los activos relacionados con las actividades de producción de petróleo y gas natural son depreciados de la siguiente manera:

• Los costos activados relacionados con actividades productivas son depreciados por campo, utilizando el método de las unidades de producción, mediante la aplicación del cociente entre el petróleo y gas natural producidos y las reservas de petróleo y gas probadas y desarrolladas.

• Los costos activados relacionados con propiedad minera y extensión de concesiones con reservas probadas son depreciados por campo, utilizando el método de las unidades de producción, mediante la aplicación del cociente entre el petróleo y gas natural producidos y las reservas de petróleo y gas probadas totales.

Las depreciaciones se adecúan por los cambios en las estimaciones de las reservas probadas de petróleo y gas con posterioridad a la fecha de exteriorización de dichos cambios. El Grupo efectúa las revisiones de las estimaciones de reservas de petróleo y gas natural al menos una vez al año, ver Nota 2.c) apartado “Reservas de petróleo y gas”.

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2. BASES DE PREPARACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS (cont.)

El resto de los bienes no afectados directamente a la producción de petróleo y gas natural se deprecian siguiendo el método lineal calculado en función de la vida útil estimada de cada clase de bien, según el siguiente detalle:

Edificios y otras construcciones Equipamiento de refinerías y plantas petroquímicas Infraestructura para distribución de gas natural Equipos de transporte Muebles y útiles e instalaciones Equipos de comercialización Otros bienes	Años de vida útil estimada
	50 20-25 20-50 5-35 10 10 10

Los terrenos se registran de forma independiente de los edificios o instalaciones que puedan estar asentadas sobre los mismos y se entiende que tienen una vida útil indefinida y, por lo tanto, no son objeto de depreciación.

Costos de abandono de pozos de hidrocarburos

Los costos de abandono de pozos de hidrocarburos son activados a valores descontados junto con los activos que les dieron origen y son depreciados utilizando el método de las unidades de producción. Como contrapartida, un pasivo es reconocido por dicho concepto al mismo valor estimado de las sumas a pagar descontadas. Los cambios en las estimaciones de las sumas a pagar descontadas son realizados considerando los costos corrientes sobre la mejor información disponible interna y externa. Dichos cambios son reconocidos siguiendo los lineamientos de la CINIIF 1 “Cambios en pasivos existentes por retiro del servicio, restauración y similares”, que indica que los cambios en el pasivo se añadirán o deducirán del costo del activo correspondiente en el período actual, teniendo en cuenta que, si la disminución en el pasivo excediese el importe en libros del activo, el exceso se reconocerá en el resultado neto en el estado de resultados integrales.

2.b.4) Arrendamientos

El Grupo como arrendatario reconoce, mide y presenta los pasivos por arrendamientos y los activos por derecho de uso de acuerdo con la NIIF 16 “Arrendamientos”. La definición de arrendamiento se relaciona principalmente con el concepto de control. De acuerdo con la NIIF 16, el Grupo distingue entre contratos de arrendamientos y contratos de servicios sobre la base de si un activo identificado se encuentra bajo el control del cliente, el cual existe en tanto el cliente tenga el derecho a (i) obtener sustancialmente todos los beneficios económicos del uso del activo, y (ii) dirigir el uso del mismo.

Los pasivos por arrendamientos se miden como la sumatoria de los pagos futuros por arrendamientos descontados a la tasa incremental por préstamos del arrendatario (“tasa de descuento”) de la fecha del reconocimiento inicial de cada contrato. Posteriormente, el Grupo recalcula los pasivos por arrendamientos para reflejar cualquier revisión o modificación del arrendamiento o revisión de las denominadas cuotas “en sustancia” fijas, aplicando, de corresponder, una tasa de descuento revisada.

Los activos por derecho de uso se miden utilizando el modelo del costo de la NIC 16 (ver Nota 2.b.3)) y se reconocen inicialmente como la suma equivalente a la medición inicial del pasivo por arrendamiento considerando anticipos netos de los incentivos por arrendamiento, costos directos iniciales, y gastos estimados de desmantelamiento y restauración. Los activos por derecho de uso se deprecian siguiendo el método lineal en función del plazo de arrendamiento establecido en cada contrato, salvo que la vida útil del activo subyacente sea inferior o que otra base sea más representativa.

La recuperabilidad de los activos por derecho de uso es revisada según se detalla en la Nota 2.b.5).

El Grupo continúa reconociendo los arrendamientos de corto plazo y arrendamientos con activos subyacentes de bajo valor como gastos en el resultado neto en el estado de resultados integrales de acuerdo con la opción indicada por la NIIF 16, excepto aquellos que son capitalizados. Los pagos variables de los arrendamientos relacionados con el rendimiento y/o uso del activo subyacente se reconocen como gastos en el resultado neto en el estado de resultados integrales.

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2.b.5) Deterioro de valor de propiedades, planta y equipo, activos intangibles y activos por derecho de uso

A la fecha de cierre de cada período, el Grupo revisa si existe algún indicio de que estos activos pudieran haber sufrido un deterioro de valor o recupero de una pérdida por deterioro de valor reconocida en períodos anteriores. De existir tal indicio, se estima el importe recuperable del activo. A tal efecto, el Grupo compara su importe en libros con su importe recuperable.

Dichos activos se agrupan en UGEs, el grupo identificable de activos más pequeño que genera entradas o flujos de efectivo independientes de las entradas o flujos de efectivo generados por otros activos o grupos de activos, teniendo en cuenta las condiciones regulatorias, económicas, operativas y comerciales.

Los activos de las principales UGEs del Grupo se agrupan en: (i) UGEs separadas por cuencas si corresponden a activos de campos con reservas principalmente de gas; (ii) una única UGE si corresponden a activos de campos con reservas principalmente de petróleo; y (iii) una única UGE si corresponden a activos afectados a la refinación de petróleo, producción de productos petroquímicos y su comercialización. Cambios en las condiciones regulatorias, económicas, operativas y comerciales pueden alterar la agrupación de los activos en las UGEs. Una agrupación de activos diferente puede dar un resultado distinto en las estimaciones de los importes recuperables de dichos activos y, por lo tanto, generar pérdidas o recupero de pérdidas por deterioro de valor adicionales.

Cuando el importe en libros excede el importe recuperable de una UGE se reconoce por dicho exceso de valor una pérdida en el resultado operativo en el estado de resultados integrales. Las pérdidas por deterioro de valor se distribuyen entre los activos de la UGE de forma proporcional a sus importes en libros, las cuales son consideradas para el cálculo de la depreciación o amortización.

La reversión de una pérdida por deterioro de valor se reconoce en el resultado operativo en el estado de resultados integrales. A tal efecto, el importe en libros de la UGE se incrementará hasta la estimación revisada de su importe recuperable, de tal modo que este nuevo valor no supere el importe en libros sin considerar la pérdida por deterioro de valor reconocida en períodos anteriores.

De acuerdo con la NIIF 6, la recuperabilidad de los derechos de exploración y recursos hidrocarburíferos reconocidos en el rubro de “Activos intangibles” en el estado de situación financiera no asignados a una UGE se evalúa por separado cuando los hechos y circunstancias sugieran que el importe en libros de dichos activos puede superar a su importe recuperable y/o previo a su reclasificación a la cuenta de “Propiedad minera, pozos y equipos de explotación” del rubro de “Propiedades, planta y equipo” en el estado de situación financiera. Ver Nota 2.b.2).

Medición del importe recuperable

El importe recuperable correspondiente a cada UGE se determina como el mayor valor entre (i) su valor razonable menos los costos de disposición, es decir, el precio que se recibiría en una transacción ordenada entre participantes del mercado por vender el activo, menos los costos de disposición de dichos activos cuando dicho valor esté disponible, sea razonablemente confiable y se base en negociaciones recientes con compradores potenciales u operaciones similares, y (ii) su valor en uso, es decir, las proyecciones de los flujos de efectivo generados por la explotación de los activos, basadas en las mejores estimaciones disponibles de ingresos y gastos respecto a las condiciones económicas que existirán durante la vida útil restante de los activos, empleando resultados pasados y expectativas de evolución del negocio y de desarrollo del mercado, descontados a una tasa que refleje el costo promedio ponderado del capital empleado.

La evaluación de circunstancias particulares y las variables utilizadas en las proyecciones de los flujos de efectivo para el cálculo del valor en uso implican la utilización de estimaciones, ver Nota 2.c).

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2.b.6) Inversiones en asociadas y negocios conjuntos

Las asociadas y los negocios conjuntos son registrados por el método del valor patrimonial proporcional. De acuerdo con este método, la inversión se reconoce inicialmente al costo en el rubro de “Inversiones en asociadas y negocios conjuntos” en el estado de situación financiera, y su valor contable aumenta o disminuye para reconocer la participación del inversor sobre el resultado de la asociada o negocio conjunto con posterioridad a la fecha de adquisición, el cual se refleja en el rubro de “Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos” en el estado de resultados integrales. Asimismo, su valor contable aumenta o disminuye para reconocer los aportes y dividendos que hayan afectado el patrimonio de la asociada o negocio conjunto. La inversión incluye, en caso de corresponder, la llave de negocio identificada en la adquisición.

Los acuerdos conjuntos en virtud de los cuales el Grupo ha acordado contractualmente compartir el control con otra parte, se clasifican como negocios conjuntos cuando las partes tienen derechos sobre los activos netos del acuerdo conjunto, o como operaciones conjuntas cuando las partes tienen derechos sobre los activos y obligaciones sobre los pasivos relacionados con el acuerdo conjunto, ver Nota 2.b.1) apartado “Operaciones conjuntas”.

Las inversiones en entidades sobre las que se tiene derecho a ejercer una influencia significativa, pero no el control ni el control conjunto se clasifican como asociadas.

Para la valuación de las inversiones en asociadas y negocios conjuntos, se han utilizado los últimos estados financieros disponibles al cierre de cada período, considerando los hechos y las operaciones significativas subsecuentes y/o información de gestión disponible y las transacciones entre el Grupo y las sociedades relacionadas que hubieran modificado el patrimonio de estas últimas, ver Nota 2.b.1) apartado “Bases de consolidación”.

Las participaciones en sociedades con patrimonio negativo se exponen en el rubro de “Otros pasivos” en el estado de situación financiera.

A la fecha de cierre de cada período, el Grupo revisa si existe algún indicio de que estas inversiones pudieran haber sufrido un deterioro de valor o recupero de una pérdida por deterioro de valor reconocida en períodos anteriores. De existir tal indicio, se estima el importe recuperable de la inversión. En caso de reconocer un deterioro de valor o recupero de una pérdida por deterioro de valor reconocida en períodos anteriores, éste se reconoce en el rubro de “Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos” en el estado de resultados integrales.

2.b.7) Instrumentos financieros

La clasificación de los activos financieros que realiza el Grupo está determinada por el modelo de negocio para gestionar dichos activos y las características de los flujos de efectivo contractuales.

Un activo financiero se mide a costo amortizado si se cumplen las siguientes condiciones: (i) el objetivo del modelo de negocio del Grupo sea mantener el activo para obtener los flujos de efectivo contractuales; y (ii) las condiciones contractuales establezcan cobros, en fechas específicas, únicamente de capital e intereses. Estos activos financieros se reconocen inicialmente a su valor razonable más los costos de la transacción incurridos y posteriormente se miden a costo amortizado utilizando el método de la tasa de interés efectiva menos cualquier pérdida por deterioro de valor. Los resultados por bajas, modificaciones, reclasificaciones a valor razonable con cambios en resultados, deterioros de valor o los que resulten de aplicar la tasa de interés efectiva, se reconocen en el rubro de “Resultados financieros, netos” en el estado de resultados integrales.

Si un activo financiero no cumple con las condiciones mencionadas para medirlo a costo amortizado, se mide a valor razonable con cambios en resultados. Estos activos financieros se reconocen inicialmente a su valor razonable y los costos de la transacción incurridos se reconocen como gastos en el resultado neto en el estado de resultados integrales. Los cambios en el valor razonable y los resultados por ventas de estos activos se reconocen en el rubro de “Resultados financieros, netos” en el estado de resultados integrales.

Las compras y ventas de activos financieros se reconocen en la fecha en la cual el Grupo se compromete a comprar o vender dichos activos. El Grupo reclasifica los activos financieros únicamente cuando cambia el modelo de negocio utilizado para gestionar dichos activos.

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2. BASES DE PREPARACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS (cont.)

Los pasivos financieros se reconocen inicialmente a su valor razonable menos los costos de la transacción incurridos y posteriormente se miden a costo amortizado utilizando el método de la tasa de interés efectiva. Los intereses de los instrumentos de deuda se reconocen en el rubro de “Resultados financieros, netos” en el estado de resultados integrales, excepto por los intereses que son capitalizados.

En general, el Grupo utiliza el precio de la transacción para determinar el valor razonable de un instrumento financiero al momento de su reconocimiento inicial.

Deterioro de valor de activos financieros

El Grupo evalúa el deterioro de valor de sus activos financieros medidos a costo amortizado siguiendo el modelo de las pérdidas crediticias esperadas, reconociendo en el resultado del período el importe del cambio en las pérdidas crediticias esperadas durante el tiempo de vida del activo financiero como una ganancia o pérdida por deterioro de valor en la cuenta de “Deudores por cobro dudoso” en el resultado operativo en el estado de resultados integrales, y aplicando el enfoque simplificado permitido por la NIIF 9 “Instrumentos financieros” para los créditos.

De acuerdo con la NIIF 9, las pérdidas crediticias esperadas se calculan mediante la elaboración de una matriz por tramos de vencimiento, agrupando los activos financieros en función del tipo de cliente: (i) partes relacionadas; (ii) sector público; y (iii) sector privado. Luego, se agrupan en base a determinadas características especiales indicativas de la capacidad de devolución del crédito tales como: (i) atrasos en los pagos; (ii) existencia de garantías; y (iii) existencia de un procedimiento judicial o en proceso de iniciar acciones legales tendientes al cobro, entre otros. Definido cada grupo, se asigna una tasa de pérdida crediticia esperada calculada en función al comportamiento de pago histórico ajustado a las condiciones económicas actuales y a las previsiones de las condiciones económicas futuras.

Baja y compensación

Los activos financieros se dan de baja cuando se han extinguido o transferido los derechos a recibir flujos de efectivo provenientes de dichas inversiones y los riesgos y beneficios relacionados con su titularidad.

Los pasivos financieros se dan de baja cuando se hayan extinguido, es decir, cuando la obligación haya sido pagada o cancelada, o haya expirado. Asimismo, el Grupo contabilizará una permuta de instrumentos financieros con condiciones sustancialmente diferentes como una cancelación del pasivo financiero original, reconociéndose un nuevo pasivo financiero. De forma similar, el Grupo contabilizará una modificación sustancial de las condiciones actuales de un pasivo financiero como una cancelación del pasivo financiero original y el reconocimiento de un nuevo pasivo financiero.

Los activos y pasivos financieros son compensados entre sí cuando existe un derecho legal de compensar dichos activos y pasivos y existe una intención de cancelarlos en forma neta, o de realizar el activo y cancelar el pasivo simultáneamente.

2.b.8) Inventarios

Los inventarios se valúan por el menor valor entre el costo y el valor neto de realización. El costo incluye los costos de adquisición (netos de descuentos, devoluciones y similares), de transformación, así como otros costos en los que se haya incurrido para dar a los inventarios su ubicación y condiciones para ser comercializados, de acuerdo con la naturaleza del activo. El valor neto de realización es el precio de venta estimado en el curso ordinario del negocio menos los gastos de venta.

Para los productos destilados, la asignación de costos se efectúa en proporción al precio de venta de dichos productos (método del isomargen) debido a la dificultad asociada al reconocimiento de los costos de producción para cada producto en forma individual.

El Grupo realiza una evaluación del valor neto de realización de los inventarios al cierre de cada período, imputando en el resultado neto en el estado de resultados integrales la corrección de su valor cuando éste se encuentre por encima de su valor neto de realización, y revirtiendo dicha corrección cuando cambien las circunstancias que la causaron.

2.b.9) Efectivo y equivalentes de efectivo

En el estado de flujos de efectivo, el efectivo y equivalentes de efectivo incluye el efectivo disponible, los depósitos a la vista en bancos y otras inversiones de corto plazo de alta liquidez con vencimientos originales de 3 meses o menos. No incluye adelantos en cuenta corriente, los cuales se exponen como préstamos.

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2.b.10) Patrimonio

Las cuentas de “Capital” y “Acciones propias en cartera” en el estado de cambios en el patrimonio están conformadas por acciones ordinarias y se mantienen a su valor nominal. Las cuentas de “Ajuste de capital” y “Ajuste de acciones propias en cartera” en el estado de cambios en el patrimonio incluyen el ajuste por inflación efectuado según las Normas Contables Argentinas previo a la fecha de transición a NIIF (1 de enero de 2011). La diferencia entre el monto suscripto de aumentos de capital y el valor nominal de las acciones emitidas se presenta en la cuenta de “Primas de emisión” en el estado de cambios en el patrimonio.

Cuando la Sociedad adquiere sus acciones propias a los fines de cumplimentar con los planes de beneficios basados en acciones liquidables con instrumentos de patrimonio, el costo incurrido se presenta en la cuenta de “Costo de adquisición de acciones propias” en el estado de cambios en el patrimonio. El valor devengado de los planes de beneficios basados en acciones se presenta en la cuenta de “Planes de beneficios basados en acciones” en el estado de cambios en el patrimonio. La diferencia entre el costo incurrido y el valor devengado de los planes de beneficios basados en acciones se presenta se presenta en la cuenta de “Primas de negociación de acciones propias” en el estado de cambios en el patrimonio. Ver Nota 2.b.11).

De acuerdo con el apartado 12.c) del artículo 3, Capítulo III, Título IV de las normas de la CNV, la Sociedad aplica la política contable de clasificar y acumular en las cuentas de “Reserva legal”, “Reserva para futuros dividendos”, “Reserva para inversiones”, “Reserva para compra de acciones propias” y “Resultados no asignados” en el estado de cambios en el patrimonio las diferencias de conversión generadas por los resultados acumulados al inicio del ejercicio y del período junto con las partidas que les dieron origen (ver Nota 35.m) apartado “Efecto de conversión de los aportes de los propietarios”). Como consecuencia de la aplicación de esta política contable, la conversión de la moneda funcional a una moneda de presentación distinta no modifica la forma en la que se miden los elementos subyacentes, preservando tanto los resultados acumulados como los aportes de los propietarios en la moneda funcional en la que se generan. En este sentido, la cuenta de “Otros resultados integrales” en el estado de cambios en el patrimonio comprende los ingresos y gastos reconocidos directamente en otros resultados integrales y las transferencias de dicha cuenta a cuentas del resultado del ejercicio, reservas o resultados no asignados, según se determina en las NIIF y por aplicación de esta política contable.

2.b.11) Planes de beneficios basados en acciones

El Grupo mantiene planes de beneficios basados en acciones cuyas características se mencionan en la Nota 37. Dichos planes se registran de acuerdo con los lineamientos de la NIIF 2 “Pagos basados en acciones”:

• Los pagos por planes de beneficios basados en acciones liquidables con instrumentos de patrimonio se reconocen como un gasto lineal durante el período de servicio con base en la estimación del Grupo de la cantidad de instrumentos de patrimonio que se otorgarán considerando el valor razonable de los mismos a la fecha de concesión de los planes de beneficios con contrapartida en la cuenta de “Planes de beneficios basados en acciones” en el estado de cambios en el patrimonio. Al cierre de cada período, el Grupo revisa su estimación de acuerdo con el número de instrumentos de patrimonio que espera se otorguen como resultado de las condiciones de otorgamiento de cada plan de beneficios basado en acciones.

• Los pagos por planes de beneficios basados en acciones liquidables en efectivo se reconocen como un gasto lineal durante el período de servicio con base en la estimación del Grupo de la cantidad de instrumentos de patrimonio que se otorgarán con contrapartida en el rubro de “Remuneraciones y cargas sociales” en el estado de situación financiera medidos a su valor razonable. Los cambios en el valor razonable del pasivo son imputados en el resultado neto en el estado de resultados integrales. Al cierre de cada período, el Grupo revisa la estimación del número de instrumentos de patrimonio que se espera que se otorguen como resultado de las condiciones de otorgamiento distintas de las de mercado. El impacto de la revisión de las estimaciones originales, de corresponder, se reconocen en el estado de resultados integrales.

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2.b.12) Ingresos

Ingresos de actividades ordinarias procedentes de contratos con clientes

De acuerdo con la NIIF 15 “Ingresos de actividades ordinarias procedentes de contratos con clientes”, el Grupo identifica los principales contratos con clientes y evalúa los bienes y servicios comprometidos en los mismos para determinar las obligaciones de desempeño y su clasificación entre obligaciones de desempeño que se satisfacen en un momento determinado y a lo largo del tiempo.

En los contratos relacionados con la venta de bienes, el ingreso se reconoce en el momento en que el control de los bienes es transferido al cliente final, lo que ocurre cuando se transfiere la posesión física del bien en el punto de entrega en base a los términos contractuales de los acuerdos. Cuando se satisface la obligación de desempeño en un momento determinado, el Grupo reconoce como ingreso el precio de la transacción que es el importe de la contraprestación a la que espera tener derecho a cambio de esos bienes en función del precio de venta correspondiente a cada bien.

En los contratos de servicios y contratos de construcción existen obligaciones de desempeño que se satisfacen a lo largo del tiempo. En el caso de los contratos de servicios, el ingreso se reconoce a medida que los servicios se prestan efectivamente y de acuerdo con los términos contractuales de los acuerdos. En el caso de los contratos de construcción, el ingreso se reconoce midiendo el grado de avance hacia el cumplimiento de la obligación cuando el mismo puede ser medido con fiabilidad utilizando el método de los recursos como el método más apropiado en base a los términos contractuales de los acuerdos y considerando el margen final estimado de cada obra y su grado de avance al cierre del período.

Adicionalmente, y de acuerdo con los requerimientos de la NIIF 15, los ingresos se desglosan de acuerdo con lo mencionado en la Nota 25.

Ingresos procedentes de esquemas de incentivos otorgados por el Estado Nacional

De acuerdo con la NIC 20 “Contabilización de las subvenciones del gobierno e información a revelar sobre ayudas gubernamentales”, los incentivos otorgados por el Estado Nacional son reconocidos a su valor razonable cuando exista una seguridad razonable de que se recibirán los incentivos y se cumplan las condiciones relacionadas con ellos.

Los ingresos por incentivos otorgados por el Estado Nacional se presentan en la línea de “Incentivos otorgados por el Estado Nacional” del rubro de “Ingresos” en el estado de resultados integrales.

De acuerdo con los requerimientos de la NIC 20, la naturaleza y características de los incentivos otorgados por el Estado Nacional se describen en las Notas 35.f) y 36.

2.b.13) Activos no corrientes mantenidos para la venta

Los activos no corrientes (o grupo de activos para su disposición) se clasifican como mantenidos para la venta si su importe en libros se recuperará mediante una transacción de venta o disposición en lugar de mediante su uso continuo. Esta condición se considera cumplida sólo cuando la venta o disposición es altamente probable y el activo no corriente (o grupo de activos para su disposición) está disponible para su venta inmediata en su condición actual. Los pasivos que forman parte de un grupo de activos para su disposición clasificados como mantenido para la venta, se presentan en el estado de situación financiera de forma separada de otros pasivos.

Tal como establece la NIIF 5 “Activos no corrientes mantenidos para la venta y operaciones discontinuadas”, para que una transacción de venta sea altamente probable el nivel apropiado de la Dirección de la Sociedad debe estar comprometido con un plan para vender el activo (o grupo de activos para su disposición) y debe haberse iniciado de forma activa un programa para encontrar un comprador y completar dicho plan. Además, el activo (o grupo de activos para su disposición) debe negociarse activamente para su venta a un precio que sea razonable en relación con su valor razonable menos los costos de venta. Adicionalmente, también se debe esperar que la transacción de venta cumpla con las condiciones para ser reconocida como una venta finalizada dentro del año siguiente a la fecha de la clasificación, con las excepciones permitidas por la NIIF 5, y las actividades requeridas para completar el plan de venta deben indicar que es poco probable que se realicen cambios significativos a dicho plan o que se cancele.

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2. BASES DE PREPARACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS (cont.)

Una ampliación del período requerido para completar una venta no impide que un activo (o grupo de activos para su disposición) se clasifique como mantenido para la venta, si el retraso está causado por hechos o circunstancias fuera del control de la entidad y existen evidencias suficientes de que la entidad sigue comprometida con su plan de venta del activo (o grupo de activos para su disposición).

Los activos no corrientes (o grupo de activos para su disposición) clasificados como mantenidos para la venta se miden al menor entre el importe en libros y el valor razonable menos los costos de venta. Inmediatamente antes de la clasificación de un activo no corriente (o grupo de activos para su disposición) como mantenido para la venta, el importe en libros del activo no corriente (o grupo de activos para su disposición) se mide de acuerdo con las NIIF aplicables, incluida la NIC 36 “Deterioro del valor de los activos”. El Grupo reconoce una pérdida por deterioro de valor del activo (o grupo de activos para su disposición) hasta el valor razonable menos los costos de venta. El Grupo reconoce una ganancia por cualquier incremento posterior derivado de la medición del valor razonable menos los costos de venta del activo, aunque sin superar la pérdida por deterioro de valor acumulada que haya sido reconocida previamente. Una ganancia o pérdida no reconocida previamente en la fecha de la venta del activo no corriente (o grupos de activos para su disposición) se reconoce en la fecha de su disposición.

El Grupo no deprecia ni amortiza los activos no corrientes (o grupo de activos para su disposición) mientras esté clasificado como mantenido para la venta. No obstante, los intereses y otros gastos atribuibles a los pasivos asociados a los activos no corrientes (o grupo de activos para su disposición) clasificados como mantenidos para la venta continúan reconociéndose en el estado de resultados integrales.

El Grupo considera que existe un indicador de pérdida por deterioro de valor según la NIC 36 cuando un activo no corriente (o grupo de activos para su disposición) cumple con todos los requisitos de la NIIF 5 para ser clasificado como mantenido para la venta antes de la aprobación de la emisión de los estados financieros (pero no al final del período que se informa), y el importe en libros de dicho activo no corriente (o grupo de activos para su disposición) excede su valor razonable menos los costos de disposición. En este caso, se requiere que el Grupo realice una revisión del deterioro de valor de dicho activo no corriente (o grupo de activos para su disposición) por separado de su UGE y, si fuera necesario, reconozca una pérdida por deterioro de valor de acuerdo con la NIC 36.

2.b.14) Nuevos estándares emitidos

Tal como lo requiere la NIC 8 “Políticas contables, cambios en las estimaciones contables y errores”, a continuación se presentan y resumen las normas e interpretaciones emitidas por el CNIC:

• Normas e interpretaciones cuya aplicación resulta obligatoria a partir del 1 de enero de 2025 y por lo tanto han sido adoptadas por el Grupo, de corresponder

Modificaciones a la NIC 21 - Ausencia de convertibilidad

En agosto de 2023 el CNIC emitió modificaciones a la NIC 21 relacionadas con la metodología a aplicar ante la ausencia de convertibilidad entre dos monedas, que resultan aplicables para los ejercicios iniciados en o a partir del 1 de enero de 2025.

Dichas modificaciones eliminan la metodología a aplicar que describía la NIC 21 cuando había una pérdida temporal de convertibilidad entre dos monedas, e introducen la definición de convertibilidad entre monedas y un enfoque de análisis que requiere que cada entidad identifique si una moneda es convertible en otra para cada propósito específico para el que se obtendría dicha moneda siguiendo una serie de parámetros tales como una evaluación de si la moneda se obtiene en un plazo administrativo normal, la capacidad de obtener dicha moneda, entre otros. Una vez identificada la ausencia de convertibilidad entre dos monedas, se deberá estimar el tipo de cambio que represente aquél que se obtendría en una transacción ordenada entre participantes del mercado y que refleje las condiciones económicas. Estas modificaciones no especifican una metodología de estimación del tipo de cambio a utilizar, sino que la misma deberá ser desarrollada por cada entidad.

Adicionalmente, dichas modificaciones incorporan requerimientos de información a revelar como por ejemplo una descripción de las restricciones que generan la ausencia de convertibilidad, una descripción cualitativa y cuantitativa de las transacciones afectadas, los tipos de cambio utilizados y su metodología de estimación, una descripción de los riesgos a los que se encuentra expuesta la entidad por la ausencia de convertibilidad, entre otros.

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2. BASES DE PREPARACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS (cont.)

La adopción de las modificaciones mencionadas no ha tenido efectos en los estados financieros consolidados del Grupo.

• Normas e interpretaciones cuya aplicación no resulta obligatoria a la fecha de cierre de los presentes estados financieros consolidados y no han sido adoptadas por el Grupo

El 15 de agosto de 2023 se publicó en el BO la Resolución General CNV N° 972/2023, la cual indica que no se admitirá la aplicación anticipada de las NIIF y/o sus modificaciones para las emisoras que presenten estados financieros ante la CNV, excepto que dicho organismo la admita específicamente. En este sentido el Grupo no aplicó de forma anticipada estas NIIF y/o sus modificaciones.

NIIF 18 “Presentación e información a revelar en los estados financieros”

En abril de 2024 el CNIC emitió la NIIF 18 la cual reemplaza a la NIC 1, con el objetivo de brindar mejor información sobre el rendimiento financiero de las entidades mejorando su comparabilidad, y que resulta aplicable para los ejercicios iniciados en o a partir del 1 de enero de 2027.

La NIIF 18 introduce los siguientes requerimientos de información que pueden distinguirse en 2 grupos principales:

• Agrupar los ingresos y gastos en 3 categorías definidas: (i) operación; (ii) financiación; e (iii) inversión, e incluir determinados subtotales definidos, como por ejemplo el resultado operativo y el resultado antes de resultados financieros e impuesto a las ganancias, con el objetivo de mejorar la comparabilidad del estado de resultados integrales.

• En caso de incluir medidas de rendimiento definidas por el management, la entidad deberá revelar el motivo por el que dichas medidas son de utilidad para los usuarios de los estados financieros, su forma de cálculo, una reconciliación con el subtotal más directamente comparable del estado de resultados integrales, entre otros.

Adicionalmente, la NIIF 18 establece orientaciones más detalladas sobre cómo organizar la información dentro de los estados financieros y si la misma debe proporcionarse en los estados financieros principales o en notas, con el objetivo de mejorar la agrupación de la información en los estados financieros.

A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, el Grupo se encuentra en proceso de evaluar los efectos de la aplicación de la NIIF 18, los cuales anticipa que serán significativos en cuanto a revelaciones y cambios de presentación en los estados financieros.

- Modificaciones a la NIIF 9 y NIIF 7 Modificaciones a la clasificación y medición de instrumentos financieros

En mayo de 2024 el CNIC emitió modificaciones a las NIIF 9 y NIIF 7 relacionadas con ciertas cuestiones sobre los requisitos de clasificación y medición de la NIIF 9 y de información a revelar de la NIIF 7, que resultan aplicables para los ejercicios iniciados en o a partir del 1 de enero de 2026:

• Introduce una opción de política contable para la baja en cuentas de un pasivo financiero cuando la liquidación se realice a través de un sistema de pagos electrónicos y se cumplan determinadas condiciones.

• Clarifica las evaluaciones que una entidad debe realizar sobre sus activos financieros, por ejemplo, para determinar si un instrumento financiero contiene únicamente flujos de efectivo correspondientes a capital e intereses, o si también incluye cláusulas de naturaleza contingente que podrían cambiar significativamente la distribución temporal o los montos de los flujos de efectivo contractuales.

• Establece modificaciones en la información a revelar por una entidad respecto a inversiones en instrumentos de patrimonio medidos a valor razonable con cambios en otros resultados integrales, y la exigencia de la divulgación de las condiciones contractuales que podrían modificar la distribución temporal o los montos de los flujos de efectivo contractuales en determinadas circunstancias.

A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, el Grupo anticipa que la aplicación de las modificaciones mencionadas no tendrá un impacto significativo en sus estados financieros.

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2. BASES DE PREPARACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS (cont.)

Mejoras anuales a las NIIF - Volumen 11

En julio de 2024 el CNIC emitió el Volumen 11 del ciclo de mejoras anuales que resultan aplicables para los ejercicios iniciados en o a partir del 1 de enero de 2026. En términos generales, las mejoras incluyen modificaciones y/o aclaraciones sobre ciertos párrafos, eliminan, añaden y/o actualizan referencias cruzadas, reemplazan términos y alinean redacciones entre distintas normas contables, entre otros.

A continuación, se resumen las principales normas modificadas:

Norma	Objeto de la modificación
NIIF 1 “Adopción por primera vez de las Normas Internacionales de	Contabilidad de cobertura para una entidad que adopta por primera vez
Información Financiera”	las NIIF
NIIF 7	Ganancias o pérdidas en la baja de cuentas
Guía de implementación NIIF 7	Información a revelar sobre la diferencia diferida entre valor razonable
	y precio de la transacción
	Introducción e información a revelar sobre riesgo crediticio
NIIF 9	Baja en cuentas de pasivos por arrendamientos
	Precio de la transacción
NIIF 10	Determinación de un “agente de facto”
NIC 7	Método del costo

A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, el Grupo anticipa que la aplicación de las modificaciones mencionadas no tendrá un impacto significativo en sus estados financieros. - Modificaciones a la NIIF 9 y NIIF 7 Contratos relativos a la electricidad de fuentes dependientes de la naturaleza

En diciembre de 2024 el CNIC emitió modificaciones a las NIIF 9 y NIIF 7 relacionadas con contratos de electricidad de fuentes dependientes de la naturaleza, que resultan aplicables para los ejercicios iniciados en o a partir del 1 de enero de 2026:

• Clarifican la aplicación de los requisitos de “uso-propio”: Las modificaciones le permiten a una entidad utilizar la excepción de “uso-propio” en dichos contratos, usualmente de largo plazo, si la entidad ha sido y espera ser un comprador neto de electricidad en el plazo del contrato. La excepción de “uso-propio” libera a la entidad de medir dichos contratos a valor razonable con cambios en resultados.

• Permiten la contabilidad de cobertura si estos contratos son utilizados como instrumentos de cobertura: Los contratos que no califican bajo la excepción de “uso-propio” son considerados derivados y medidos a valor razonable con cambios en resultados.

• Agregan requisitos de revelación que permiten a los inversores comprender el efecto de estos contratos en el desempeño financiero y los flujos de efectivo de la entidad.

A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, el Grupo anticipa que la aplicación de las modificaciones mencionadas no tendrá un impacto significativo en sus estados financieros.

Modificaciones a la NIC 21 - Conversión a una moneda de presentación hiperinflacionaria

En noviembre de 2025 el CNIC emitió modificaciones a la NIC 21 relacionadas con la metodología a aplicar por las entidades en la conversión de estados financieros cuando la moneda funcional es diferente a la moneda de presentación, que resultan aplicables para los ejercicios iniciados en o a partir del 1 de enero de 2027. Estas modificaciones tienen como objetivo establecer tratamientos más claros y uniformes.

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2. BASES DE PREPARACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS (cont.)

Las modificaciones, entre otras cuestiones, introducen el tratamiento contable a una situación que anteriormente no se encontraba prevista. De este modo, cuando una entidad tiene una moneda funcional no hiperinflacionaria pero debe convertir sus estados financieros a una moneda de presentación hiperinflacionaria, debe realizarlo al tipo de cambio de cierre de la fecha del ejercicio más reciente, es decir tanto la información del presente ejercicio como la información comparativa queda convertida a tipo de cambio de cierre del ejercicio actual. En los casos en que la moneda de presentación deje de ser hiperinflacionaria, la entidad aplica prospectivamente la metodología que ya se encontraba prevista en la NIC 21.

Adicionalmente, se incluye una excepción cuando la entidad cuya moneda funcional y de presentación corresponde a una economía hiperinflacionaria tiene negocios en el extranjero cuya moneda funcional no es hiperinflacionaria. En estos casos, los importes comparativos de dichos negocios no se convierten al tipo de cambio del presente ejercicio, sino que se reexpresan utilizando el índice general de precios aplicado a las cifras comparativas del período anterior, de acuerdo con la NIC 29.

A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, el Grupo se encuentra en proceso de evaluar los efectos de la aplicación de estas modificaciones.

2.c) Estimaciones significativas y fuentes clave de incertidumbre en las estimaciones

La preparación de estados financieros a una fecha determinada requiere que el Grupo realice estimaciones y evaluaciones que afectan el monto de los activos y pasivos registrados y los activos y pasivos contingentes revelados a dicha fecha, como así también los ingresos y gastos reconocidos en el ejercicio o período. Los resultados reales futuros pueden diferir de las estimaciones y evaluaciones realizadas a la fecha de preparación de los presentes estados financieros consolidados.

A continuación se describen los supuestos relacionados con el futuro y otras fuentes clave de incertidumbre en las estimaciones realizadas para la preparación de los presentes estados financieros consolidados:

Reservas de petróleo y gas

El proceso de estimación de las reservas de petróleo y gas es complejo y es una parte integral del proceso de toma de decisiones del Grupo. Dicho proceso requiere juicios y estimaciones significativos basados en las reservas disponibles de petróleo y gas que se estiman utilizando datos geológicos, geofísicos, de ingeniería y económicos, lo cual implica un grado de incertidumbre y depende de ciertos factores, suposiciones y variables utilizadas en dicha estimación, algunas de las cuales están fuera del control del Grupo. Las reservas económicamente recuperables esperadas de petróleo y gas y los recursos han sido estimados por profesionales internos calificados basados en prácticas aceptadas en la industria de petróleo y gas.

El Grupo realiza estimaciones y supuestos relativos a las reservas probadas de petróleo y gas teniendo en cuenta las reglas y regulaciones establecidas por la Norma 4-10 (a) de la Regulación S-X de la SEC para la industria de petróleo y gas, que se utilizan para el cálculo de las depreciaciones. Estas reservas probadas de petróleo y gas han sido estimadas por profesionales internos calificados y auditadas por DeGolyer and MacNaughton Corp. (“DeGolyer and MacNaughton”). Ver Nota 2.b.3) apartado “Métodos de depreciación y vidas útiles”.

Asimismo, al 31 de diciembre de 2025, el Grupo realiza estimaciones de recursos y reservas en el marco del Sistema de Gestión de Recursos Petroleros (“Petroleum Resources Management System, “PRMS”). Estas estimaciones son consistentes con los planes de gestión de la Sociedad, con foco en las actividades e inversiones en yacimientos no convencionales, que considera es una de las palancas en las que se basa la estrategia de YPF. DeGolyer and MacNaughton, una firma de consultoría internacional de petróleo y gas independiente, ha evaluado las reservas de petróleo y gas económicamente recuperables y los recursos estimados de YPF bajo PRMS, y los resultados de esta evaluación no difieren significativamente de las estimaciones de YPF. Dichas estimaciones incorporan varios factores y supuestos que incluyen, entre otros: performance esperada de los yacimientos basadas en evaluaciones geológicas, geofísicas y de ingeniería; volúmenes de producción futuros basados en el desempeño histórico y las actividades operativas y de inversión futuras esperadas; precios futuros del petróleo y gas; y costos futuros de desarrollo y operación.

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2. BASES DE PREPARACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS (cont.)

La Dirección de la Sociedad considera que estos factores y supuestos son razonables con base en la información disponible al momento de preparar nuestras estimaciones. Sin embargo, estas estimaciones pueden cambiar sustancialmente a medida que se disponga de datos adicionales sobre las actividades de desarrollo en curso y el desempeño de la producción y a medida que cambien las condiciones económicas que afectan los precios del petróleo y gas y los costos.

Dicho volumen estimado de reservas de petróleo y gas y recursos, el cual está directamente asociado a proyectos, inversiones y planes de negocio, se utiliza para la evaluación de la recuperabilidad de los activos de Upstream y reflejan las reservas y recursos que el Grupo actualmente pretende desarrollar basándose en las mejores estimaciones del management de YPF de los volúmenes de producción futuros. Ver Nota 2.c) apartado “Provisión para deterioro de propiedades, planta y equipo, activos intangibles y activos por derecho de uso”.

Provisiones

Las obligaciones legales o asumidas por el Grupo se reconocen, miden y presentan de acuerdo con la NIC 37 “Provisiones, pasivos contingentes y activos contingentes”. Las provisiones incluyen tanto a las obligaciones cuya ocurrencia no depende de hechos futuros (como la provisión para gastos de medioambiente y la provisión para obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos), como así también a aquellas obligaciones cuya concreción depende de la ocurrencia de un hecho futuro que se encuentra fuera del control del Grupo (como la provisión para juicios y contingencias).

Excepto por la provisión para obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos y la provisión para gastos de medioambiente cuyas fechas de desembolso se estiman sobre la base de planes de trabajo, en la provisión para juicios y contingencias no corriente, dadas las características de los conceptos incluidos, no es posible estimar razonablemente un calendario específico de los plazos de las erogaciones correspondientes.

En relación con la provisión para juicios y contingencias, el resultado final de denuncias, reclamos y litigios, como así también la calificación otorgada por el Grupo a un determinado asunto, puede variar debido a estimaciones basadas en interpretaciones de las normas, contratos, opiniones y evaluaciones de la cuantía de daños. En este sentido, cualquier variación en las circunstancias relacionadas con este tipo de contingencias y la estrategia que se defina en cada caso, podría tener un efecto significativo en la provisión para juicios y contingencias reconocida o en la calificación otorgada por el Grupo.

En relación con la provisión para gastos de medioambiente, el Grupo está sujeto a diversas leyes y regulaciones de protección del medioambiente, las cuales imponen sanciones por el costo de limpieza de la contaminación y daños al medioambiente resultantes de su operatoria. La Sociedad considera que las operaciones del Grupo se ajustan en forma sustancial a las leyes y regulaciones relativas a la protección del medioambiente actualmente vigentes, tal como han sido históricamente interpretadas y aplicadas. No obstante, periódicamente se realizan estudios a fin de profundizar el conocimiento de la situación ambiental de determinadas zonas geográficas en las que el Grupo tiene actividades, a fin de establecer su estado y remediaciones necesarias. Hasta tanto no se finalicen y evalúen dichos estudios, el Grupo no se encuentra en condiciones de estimar costos adicionales, si los hubiere, en los que sería necesario incurrir.

En relación con la provisión para obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos, 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 provisión 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 2.b.3).

El Grupo no puede predecir cuáles serán las legislaciones o reglamentaciones que se promulgarán en el futuro o de qué manera se administrarán las reglamentaciones futuras y por ello podrían, al igual que los estudios en curso, afectar significativamente los resultados de las operaciones en el largo plazo.

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2. BASES DE PREPARACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS (cont.)

En relación con ciertas provisiones y pasivos y activos contingentes, el Grupo, de acuerdo con la dispensa establecida en la NIC 37, ha decidido no revelar cierta información crítica que podría perjudicarla seriamente en los reclamos realizados por terceras partes.

Impuesto a las ganancias e impuestos diferidos

El cargo por impuesto a las ganancias del ejercicio incluye el cargo por impuesto corriente y diferido, el cual se determina y expone de acuerdo con la NIC 12. El Grupo evalúa regularmente las posiciones adoptadas en las declaraciones juradas de impuestos con respecto a situaciones en las que las normas impositivas están sujetas a interpretaciones y constituye provisiones cuando sea apropiado en base a las sumas que se esperan pagar a las autoridades fiscales.

Para la valuación del gasto en concepto de impuesto a las ganancias se consideran las leyes impositivas aprobadas, o cuyo proceso de aprobación esté prácticamente finalizado a la fecha de cierre de cada período que se informa en los países en los que el Grupo opera y genera ganancias gravadas. Asimismo, se consideran otros factores como la evaluación de opciones provistas por dichas leyes y su reglamentación, interpretaciones vinculadas a tratamientos impositivos correspondientes a transacciones y hechos que no están previstos de forma expresa por las leyes impositivas vigentes analizando si la autoridad fiscal podría aceptar un tratamiento impositivo incierto, y estimaciones relacionadas con la oportunidad y la realización de los impuestos diferidos, como la tasa impositiva que se espera esté vigente a dicho momento.

La aplicación de las leyes tributarias locales requiere interpretación y, en consecuencia, implica la aplicación de juicio y está abierta a impugnación por parte de las autoridades fiscales pertinentes, generando incertidumbre. La incertidumbre frente a los tratamientos del impuesto a las ganancias se establece de acuerdo con la CINIIF 23 “La incertidumbre frente a los tratamientos del impuesto a las ganancias” con base en una evaluación del rango de resultados tributarios probables y reflejando la solidez de los argumentos técnicos. En tal sentido, se evalúa si corresponde considerar el tratamiento fiscal incierto por separado o en conjunto con otros tratamientos fiscales inciertos que pudieran existir sobre la base del enfoque que mejor prediga la resolución de la incertidumbre, y posteriormente se evalúa si es probable que la autoridad fiscal pertinente acepte el tratamiento fiscal o que tenga éxito en la última instancia legal aplicable. En caso contrario, si el Grupo concluye que no es probable que la autoridad acepte un tratamiento impositivo incierto reflejará el efecto de la incertidumbre para registrar el tratamiento impositivo incierto sobre la base del método del importe más probable o del valor esperado, dependiendo de qué método el Grupo espera que prediga mejor la resolución de la incertidumbre. Al realizar esta evaluación, el Grupo utiliza conocimientos y experiencia tributaria de profesionales internos calificados y toma en consideración el asesoramiento tributario de asesores externos.

Los activos por impuesto diferido reconocen los quebrantos impositivos en la medida en que su compensación a través de ganancias impositivas futuras sea probable. Al evaluar el reconocimiento de los activos por impuestos diferidos, el Grupo considera la reversión prevista de los pasivos por impuestos diferidos, las proyecciones de las ganancias gravables futuras y las estrategias de planificación tributaria. Los supuestos sobre la generación de ganancias gravadas futuras dependen de las estimaciones del Grupo sobre los flujos de efectivo futuros. En la medida en que los flujos de efectivo futuros y los ingresos gravables difieran significativamente de las estimaciones, la capacidad del Grupo para realizar los activos por impuestos diferidos netos registrados podría verse afectada.

Adicionalmente, los cambios en las normas impositivas y/o sus interpretaciones pueden impactar en dichas estimaciones. Ver Nota 18.

Provisión para deterioro de propiedades, planta y equipo, activos intangibles y activos por derecho de uso

Los principales lineamientos utilizados en la estimación del importe recuperable de las propiedades, planta y equipo, activos intangibles y activos por derecho de uso se detallan en la Nota 2.b.5).

La medición del importe recuperable de un activo implica estimaciones del Grupo sobre asuntos inciertos tales como los efectos de la inflación y la deflación sobre los costos, la tasa de descuento, los volúmenes de reservas, la distribución en el tiempo de los niveles de producción asociados a dichas reservas y los precios futuros de los productos, incluidas las perspectivas de las condiciones de oferta y demanda de los mercados local e internacional para el petróleo, el gas natural y los productos refinados, las cuales afectan los precios de venta considerados en las proyecciones de los flujos de efectivo. Las estimaciones realizadas por el Grupo están sujetas a cambios en la medida que se disponga de nueva información.

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

2. BASES DE PREPARACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS (cont.)

En lo que respecta a la medición de las UGEs que agrupan activos de campos con reservas de petróleo y gas se utilizan proyecciones de flujos de efectivo que abarcan la vida económicamente productiva de los campos, limitados en la mayoría de los casos por la finalización de las concesiones de explotación, acuerdos o contratos de inversión. Las proyecciones de los flujos de efectivo se determinan utilizando la mejor estimación del Grupo sobre los precios de venta futuros del petróleo y gas natural, los volúmenes de reservas, la distribución en el tiempo de los niveles de producción asociados a dichas reservas, las inversiones futuras, los costos de producción, las tasas de agotamiento de los campos, la demanda y oferta de los mercados local e internacional, la legislación actual, las condiciones contractuales, entre otros factores. Las estimaciones de reservas y recursos utilizadas en las proyecciones de flujos de efectivo para el cálculo del valor en uso reflejan las reservas y recursos que el Grupo espera desarrollar. Asimismo, las proyecciones de los flujos de efectivo futuros estimados incluyen una porción de reservas no probadas y recursos en función de los riesgos específicos de las UGEs. El importe recuperable de las UGEs que agrupan activos de campos con reservas de petróleo y gas se determina utilizando una combinación de inputs que incluyen reservas probadas, un cierto volumen de reservas no probadas, un cierto volumen de recursos contingentes y volúmenes de producción. Ver Nota 2.c) apartado “Reservas de petróleo y gas”.

Las proyecciones de los flujos de efectivo de las UGEs que agrupan activos distintos a los mencionados en el párrafo anterior se estiman, entre otras cuestiones, a partir de la evolución proyectada de ventas, márgenes de contribución unitarios, costos fijos, costos variables y niveles de inversión, acordes con las expectativas consideradas en los planes de negocio y teniendo en cuenta el estado actual de cada grupo de activos. Asimismo, las proyecciones de flujos de efectivo hasta el final de la vida útil del activo se estiman extrapolando las proyecciones de flujos de efectivo basados en presupuestos o pronósticos, utilizando las tasas de descuento apropiadas.

Los precios considerados en las proyecciones de flujos de efectivo se basan en una combinación de proyecciones disponibles en los mercados en los que opera el Grupo, y considerando las circunstancias particulares que pudieran afectar a los diferentes productos que comercializa el mismo. En términos generales, el Grupo no considera los precios o márgenes temporalmente bajos (o altos) como una indicación de deterioro de valor (o reversión de una pérdida por deterioro de valor). La evaluación por deterioro de valor refleja fundamentalmente los precios a largo plazo que son consistentes con puntos intermedios entre los rangos máximos y mínimos observados en el mercado y que están en el rango de pronósticos de precios publicados por terceros expertos de la industria de petróleo y gas y agencias gubernamentales. Los precios de gas natural corresponden al precio promedio ponderado por cuenca y canal de venta, determinados de acuerdo con los contratos y regulaciones vigentes y al pronóstico de oferta y demanda del mercado.

2.d) Información comparativa

Los importes y otra información financiera correspondientes a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2024 y 2023 que se exponen a efectos comparativos surgen de los estados financieros consolidados al 31 de diciembre de 2024. Asimismo, se han realizado cambios en las cifras comparativas en las Notas 5 y 25 de acuerdo con lo mencionado en la Nota 5.

Adicionalmente, el Grupo ha realizado un cambio de presentación de las diferencias de cambio generadas por el impuesto diferido clasificando dichas partidas como gastos (ingresos) por impuestos diferidos de acuerdo con la NIC 12 “Impuesto a las ganancias”. Anteriormente, estas diferencias de cambio se presentaban en la línea de “Otras diferencias de cambio, netas” en el rubro de “Otros resultados financieros” en el estado de resultados integrales y, a partir del presente ejercicio, se presentan en el rubro de “Impuesto a las ganancias” en el estado de resultados integrales. Dicho cambio tiene por objeto proporcionar información más útil y mejorar la comparabilidad de los estados financieros del Grupo con otras compañías del mercado. La información comparativa ha sido reexpresada reclasificando una ganancia de 139.593 y 567.804 desde el rubro de “Otros resultados financieros” al rubro de “Impuesto a las ganancias” en el estado de resultados integrales por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2024 y 2023, respectivamente. Dicho cambio no tuvo efectos en los estados de situación financiera, estados de cambios en el patrimonio, flujos de efectivo, resultado operativo y resultado neto del Grupo.

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

3. ADQUISICIONES Y DISPOSICIONES

A continuación se describen las adquisiciones y disposiciones más relevantes de sociedades que tuvieron lugar durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023:

Adquisición de Mobil Argentina S.A.

El 17 de diciembre de 2024 la Sociedad 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 (en conjunto, los “Vendedores”) mediante el cual, sujeto al cumplimiento de condiciones de cierre establecidas en dicho acuerdo, YPF adquirió el 100% de las acciones y el capital social de Mobil Argentina S.A. (“MASA”).

MASA posee el 54,45% de la concesión de explotación no convencional Sierra Chata en la Provincia de Neuquén. La participación remanente es de titularidad de Pampa Energía S.A., operador de dicha concesión.

El 29 de enero de 2025 (“fecha de adquisición”), habiéndose cumplido las condiciones de cierre, se perfeccionó la venta y transferencia por parte de los Vendedores a YPF del 100% de las acciones y el capital social de MASA. El monto de la transacción ascendió a U$S 327 millones en efectivo. A partir de la fecha de adquisición, MASA continuará operando bajo la denominación social de SC Gas S.A.U., siendo YPF su único accionista.

La transacción descripta califica como una combinación de negocios de acuerdo con la NIIF 3 y se contabiliza aplicando el método de la adquisición (ver Nota 2.b.1)). El siguiente cuadro detalla la contraprestación transferida, los valores razonables de los activos identificables adquiridos y los pasivos asumidos por YPF a la fecha de adquisición:

	Valor razonable a la fecha de	Valor razonable a la fecha de
	adquisición en millones de dólares	adquisición en millones depesos(1)
Valor razonable de activos identificables y pasivos asumidos:
Activos intangibles	117	123.084
Propiedades, planta y equipo	161	169.372
Otros créditos	7	7.364
Créditos por ventas	10	10.520
Efectivo y equivalentes de efectivo	60	63.120
Provisiones	(6)	(6.312)
Pasivos por impuesto diferido, netos	(15)	(15.780)
Cuentasporpagar	(7)	(7.364)
Total activos netos identificables / Contraprestación	327	344.004

(1) Los importes corresponden a los pesos al tipo de cambio a la fecha de adquisición.

Adquisición de la participación en OLCLP

El 31 de enero de 2025 la Sociedad celebró un acuerdo de compraventa de acciones con Tecpetrol S.A. mediante el cual, sujeto al cumplimiento de condiciones de cierre establecidas en dicho acuerdo, YPF adquirió el 15% de las acciones y el capital social del negocio conjunto OLCLP. El 4 de junio de 2025 (“fecha de adquisición”), habiéndose cumplido las condiciones de cierre, se perfeccionó la venta y transferencia por parte de Tecpetrol S.A. a YPF del 15% de las acciones y el capital social de OLCLP.

A partir de la fecha de adquisición, YPF, quien poseía el 85% del capital social de OLCLP previo al acuerdo de compraventa de acciones mencionado precedentemente, es el único titular y accionista del 100% del capital social de OLCLP.

El monto de la transacción ascendió a US$ 15 millones, el cual se canceló mediante la compensación de obligaciones de pago asumidas por Tecpetrol S.A. en el marco de un acuerdo de servicios de transporte en firme por el Oleoducto Vaca Muerta Sur por US$ 13,6 millones, y el saldo restante de US$ 1,4 millones en efectivo.

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

3. ADQUISICIONES Y DISPOSICIONES (cont.)

La transacción descripta califica como una combinación de negocios realizada por etapas de acuerdo con la NIIF 3 y se contabiliza aplicando el método de la adquisición (ver Nota 2.b.1)). El siguiente cuadro detalla los valores razonables de los activos identificables adquiridos y los pasivos asumidos por YPF a la fecha de adquisición del 100% de OLCLP:

	Valor razonable a la fecha de adquisición en millones de dólares	Valor razonable a la fecha de adquisición en millones depesos(1)
Valor razonable de activos identificables y pasivos asumidos:
Propiedades, planta y equipo	93	110.066
Créditos por ventas	4	4.734
Inversiones en activos financieros	2	2.367
Efectivo y equivalentes de efectivo	14	16.569
Pasivos por impuesto diferido, netos	(1)	(1.184)
Impuesto a las ganancias a pagar	(2)	(2.367)
Cuentas por pagar	(3)	(3.551)
Total activos netos identificables	107	126.634

(1) Los importes corresponden a los pesos al tipo de cambio a la fecha de adquisición.

Como resultado de la transacción, YPF reconoció en el rubro “Otros resultados operativos, netos” en el estado de resultados integrales una ganancia de 52.934 correspondiente a la revaluación a valor razonable en la fecha de adquisición de la participación anterior que YPF poseía en el patrimonio de OLCLP.

Adquisición de VMI

El 6 de agosto de 2025 la Sociedad ha celebrado un acuerdo de compraventa de acciones con Total Austral S.A. para la adquisición, sujeto al cumplimiento de condiciones de cierre establecidas en dicho acuerdo, del 100% de las acciones y el capital social de VMI por parte de YPF.

El 29 de septiembre de 2025 ("fecha de adquisición"), habiéndose cumplido las condiciones de cierre, se perfeccionó la venta y transferencia por parte de Total Austral S.A. a YPF del 100% de las acciones y el capital social de VMI, la cual posee el 45% de participación en las concesiones de explotación no convencional “La Escalonada” y “Rincón La Ceniza” en la Provincia de Neuquén. El monto de la transacción ascendió a US$ 523 millones en efectivo.

La transacción descripta califica como una combinación de negocios de acuerdo con la NIIF 3 y se contabiliza aplicando el método de la adquisición (ver Nota 2.b.1)). El siguiente cuadro detalla los valores razonables de los activos identificables adquiridos y los pasivos asumidos por YPF a la fecha de adquisición del 100% de VMI:

	Valor razonable a la fecha de adquisición en millones	Valor razonable a la fecha de adquisición en millones
	de dólares	depesos(1)
Valor razonable de activos identificables y pasivos asumidos:
Activos intangibles	463	636.857
Propiedades, planta y equipo	81	111.416
Otros créditos	23	31.636
Efectivo y equivalentes de efectivo	3	4.127
Provisiones	(6)	(8.253)
Otros pasivos	(24)	(33.012)
Cuentasporpagar	(17)	(23.384)
Total activos netos identificables / Contraprestación	523	719.387

(1) Los importes corresponden a los pesos al tipo de cambio a la fecha de adquisición.

El 22 de enero de 2026, la Sociedad ha celebrado un acuerdo de intercambio de activos con Pluspetrol S.A., en el cual YPF se compromete a transferir el 44,44% de las acciones de VMI a Pluspetrol S.A. (ver Nota 39).

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

3. ADQUISICIONES Y DISPOSICIONES (cont.)

Adquisición de la participación en Refinor

El 28 de octubre de 2025 la Sociedad ha celebrado un acuerdo de compraventa de acciones con Hidrocarburos del Norte S.A. mediante el cual YPF adquirió el 50% de las acciones y el capital social del negocio conjunto Refinor. A partir de dicha fecha YPF, quien poseía el 50% del capital social de Refinor previo al acuerdo de compraventa de acciones mencionado precedentemente, es el único titular y accionista del 100% del capital social de Refinor.

El monto de la transacción ascendió a US$ 25,2 millones, el cual se canceló en efectivo por US$ 17 millones y mediante la compensación con créditos que la Sociedad poseía con la entidad adquirida por US$ 8,2 millones.

La transacción descripta califica como una combinación de negocios realizada por etapas de acuerdo con la NIIF 3 y se contabiliza aplicando el método de la adquisición (ver Nota 2.b.1)). El siguiente cuadro detalla los valores razonables de los activos identificables adquiridos y los pasivos asumidos por YPF a la fecha de adquisición del 100% de Refinor:

	Valor razonable a la fecha de adquisición en millones de dólares	Valor razonable a la fecha de adquisición en millones depesos(1)
Valor razonable de activos identificables y pasivos asumidos:
Propiedades, planta y equipo	100	144.050
Inventarios	8	11.524
Otros créditos	1	1.441
Créditos por ventas	6	8.643
Provisiones	(2)	(2.881)
Pasivos por impuesto diferido, netos	(3)	(4.322)
Préstamos	(23)	(33.132)
Cuentas por pagar	(37)	(53.298)
Total activos netos identificables	50	72.025

(1) Los importes corresponden a los pesos al tipo de cambio a la fecha de adquisición.

En base al cierre del acuerdo de compraventa de acciones mencionado precedentemente y considerando los valores razonables de los activos identificables adquiridos y los pasivos asumidos por YPF a la fecha de adquisición, el resultado por la compra no tuvo efectos significativos. Asimismo, las diferencias de conversión acumuladas en la cuenta de “Otros resultados integrales” en el estado de cambios en el patrimonio y reclasificadas al resultado por la toma de control de Refinor ascendieron a una ganancia de 9.472.

Venta de la participación en Profertil

El 12 de diciembre de 2025 la Sociedad celebró un acuerdo de compraventa de acciones con Agro Inversora Argentina S.A., una sociedad del grupo Adecoagro, mediante el cual, sujeto al cumplimiento de condiciones de cierre establecidas en dicho acuerdo, YPF se comprometió a transferir el 50% de las acciones y el capital social de Profertil, negocio conjunto de YPF.

El 18 de diciembre de 2025, habiéndose cumplido las condiciones de cierre del acuerdo de compraventa de acciones de Profertil, se perfeccionó la venta y transferencia por parte de YPF a Agro Inversora Argentina S.A. del 50% de las acciones y el capital social de Profertil. El precio de venta de la transacción ascendió a U$S 596 millones, sujeto a un ajuste de precio definido en el acuerdo de compraventa de acciones.

En base al cierre del acuerdo de compraventa de acciones mencionado precedentemente, a la fecha de cierre de la transacción, YPF reconoció una ganancia como resultado por venta de Profertil de 485.729 en el rubro de “Otros resultados operativos, netos” en el estado de resultados integrales. Al 31 de diciembre de 2025, YPF mantiene un crédito a favor de U$S 396 millones correspondiente a un saldo pendiente de cancelación.

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4. ADMINISTRACIÓN DEL RIESGO FINANCIERO

Las actividades del Grupo lo exponen a una variedad de riesgos financieros: Riesgos de mercado (incluyendo riesgo de tipo de cambio, riesgo de tasa de interés y riesgo de precio), riesgo de liquidez y riesgo de crédito. Dentro del Grupo se ejercen funciones de gestión del riesgo con respecto a los riesgos financieros que surgen de instrumentos financieros a los que el Grupo está expuesto durante un período o a una fecha determinada.

A continuación se describen los principales riesgos que podrían tener un efecto adverso significativo en la estrategia del Grupo, su desempeño, los resultados de sus operaciones y su situación financiera. Los riesgos enumerados a continuación no se presentan siguiendo un particular orden de importancia relativa o probabilidad de ocurrencia.

Los análisis de sensibilidad al riesgo de mercado que se incluyen más adelante se basan en el cambio en uno de los factores mientras todos los demás se mantienen constantes. En la práctica es poco probable que así ocurra, y los cambios en varios factores pueden tener correlación, por ejemplo, en variaciones en la tasa de interés y variaciones en el tipo de cambio.

Los análisis de sensibilidad sólo brindan una visión limitada en un punto en el tiempo. El impacto real sobre los instrumentos financieros del Grupo podría variar significativamente con respecto al impacto que se muestran en los análisis de sensibilidad.

• Administración del riesgo de mercado

El riesgo de mercado al cual el Grupo se encuentra expuesto consiste en la posibilidad de que la valuación de los activos y pasivos financieros como así también ciertos flujos de fondos esperados podrían verse afectados ante cambios en los tipos de cambio, en las tasas de interés o en otras variables de precios.

A continuación se expone una descripción de los riesgos mencionados como así también un detalle de la magnitud a la cual el Grupo se encuentra expuesto y un análisis de sensibilidad a posibles cambios en cada una de las variables de mercado relevantes.

Riesgo de tipo de cambio

El valor de aquellos activos y pasivos financieros denominados en una moneda distinta a la moneda funcional de YPF está sujeto a variaciones que se derivan de la fluctuación de los tipos de cambio. Dado que la moneda funcional de YPF es el dólar, la divisa que genera la mayor exposición en términos de efectos en resultados es el peso (la moneda de curso legal en Argentina).

El siguiente cuadro brinda un detalle del efecto que tendría una variación del 10% en los tipos de cambio correspondientes al peso respecto del dólar en los resultados del Grupo, relacionado principalmente con la exposición de sus activos y pasivos, excluyendo las partidas no monetarias y los instrumentos financieros nominados en la moneda funcional de YPF y sus subsidiarias, al 31 de diciembre de 2025:

sus subsidiarias, al 31 de diciembre de 2025:
Efecto en el resultado antes de impuesto a las ganancias	Incremento (+) / Disminución (-) en el tipo de cambio +10% -10%	Ganancia(Pérdida)
		131.125 (131.125)

Durante el ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2025 el tipo de cambio correspondiente al peso respecto del dólar sufrió una variación del 41%.

Asimismo, en base a los requerimientos dispuestos por el BCRA para el acceso al Mercado de Cambios, el Grupo mantiene una estrategia activa en la administración de la liquidez, utilizando distintos instrumentos financieros y derivados, de considerarlo conveniente (ver Nota 35.j)).

Riesgo de tasa de interés

El Grupo se encuentra expuesto a riesgos asociados con las fluctuaciones de las tasas de interés por los préstamos e inversiones en activos financieros. Las variaciones en las tasas de interés pueden afectar a los ingresos y costos por intereses de los activos y pasivos financieros sujetos a una tasa de interés variable.

La estrategia del Grupo para cubrir el riesgo de tasa de interés se basa en mantener porcentajes relativamente bajos de deuda a tasa variable y, de considerarlo conveniente, utilizar instrumentos financieros derivados.

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4. ADMINISTRACIÓN DEL RIESGO FINANCIERO (cont.)

A continuación, se detallan los activos y pasivos financieros que devengan interés al 31 de diciembre de 2025, según el tipo de tasa de interés aplicable:

Tasa de interés fija Tasa de interés variable Total(3)	Activos financieros(1) 419.109 22.756 441.865	Pasivos financieros(2)
		14.569.425 810.961
		15.380.386

(1) Incluye saldos por colocaciones transitorias a corto plazo y créditos de naturaleza comercial con acuerdos de pago que devengan interés. No incluye el resto de los créditos de naturaleza comercial que mayoritariamente no devengan interés.

(2) Incluye saldos por préstamos y otros pasivos que devengan interés. No incluye los pasivos de naturaleza comercial que mayoritariamente no devengan interés ni los pasivos por arrendamientos.

(3) Incluye capital e intereses.

Los saldos por pasivos financieros a tasa de interés variable representan un 5% del total al 31 de diciembre de 2025 e incluyen principalmente prefinanciaciones de exportaciones, financiación de importaciones y préstamos financieros con entidades locales e internacionales. El capital a tasa de interés variable está sujeto principalmente a las oscilaciones de la tasa SOFR más un margen entre 0,9% y 6,8%.

En relación con los activos financieros a tasa de interés variable, se incluyen los créditos de naturaleza comercial, los cuales poseen una baja exposición al riesgo de tasa de interés.

En el cuadro a continuación se detalla la estimación del impacto en el resultado neto ante una variación en las tasas de interés variables en más o menos 100 puntos básicos (“p.b.”) al 31 de diciembre de 2025:

Efecto en el resultado neto del ejercicio	Incremento (+) / Disminución (-) en las tasas de interés +100 p.b. -100 p.b.	Ganancia(Pérdida)
		(6.414) 6.414

Riesgo de precio

El Grupo está expuesto al riesgo de precio propio de las inversiones en instrumentos financieros clasificadas como a valor razonable con cambios en resultados (ver Nota 6). El Grupo monitorea permanentemente la evolución de los precios de las mismas para detectar fluctuaciones significativas. Al 31 de diciembre de 2025, el Grupo no posee instrumentos financieros derivados significativos para cubrir los riesgos asociados a las fluctuaciones de los precios de los commodities como así tampoco al riesgo de precio propio de las inversiones en activos financieros, aunque podría hacer uso de dichos instrumentos en el futuro de considerarlo conveniente.

Al 31 de diciembre de 2025 el valor total de los activos financieros a valor razonable con cambios en resultados del Grupo asciende a 969.608.

El siguiente cuadro brinda un detalle del efecto que tendría una variación del 10% en los precios de las inversiones en instrumentos financieros en el resultado antes de impuesto a las ganancias al 31 de diciembre de 2025:

Efecto en el resultado antes de impuesto a las ganancias	Incremento (+) / Disminución (-) en losprecios +10% -10%	Ganancia(Pérdida)
		96.961 (96.961)

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YPF SOCIEDAD ANONIMA

NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2025, 2024 Y 2023

(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

4. ADMINISTRACIÓN DEL RIESGO FINANCIERO (cont.)

La política de precios del Grupo con respecto a la venta de combustibles contempla varios factores como los precios internacionales y locales del petróleo, los precios internacionales de productos refinados, los costos de procesamiento y distribución, los precios de los biocombustibles, las fluctuaciones en el tipo de cambio, la demanda y oferta local, la competencia, los inventarios, los derechos de exportación, los impuestos locales, márgenes domésticos para los productos, entre otros. La expectativa del Grupo es alinear, a través del tiempo, los precios locales con los de los mercados internacionales, procurando, a su vez, mantener una relación razonable entre los precios locales de los crudos y los combustibles, sin considerar fluctuaciones de corto plazo, sin embargo, la exposición al riesgo de precio dependerá de otros factores críticos que también se consideran en la política de precios del Grupo (incluyendo, pero no limitado a, cambios en el tipo de cambio o en los precios internacionales, o potenciales limitaciones legales o regulatorias, u otras limitaciones que afecten la capacidad de los mercados de enfrentar cambios de precios), y que por ende puede llevar al Grupo a no poder mantener dicha relación si la volatilidad e incertidumbre en los precios internacionales del petróleo y sus derivados y las fluctuaciones en el tipo de cambio se mantienen en el futuro. Durante 2025 las entregas de petróleo fueron negociadas entre productores y refinadores o empresas comercializadoras.

• Administración del riesgo de liquidez

El riesgo de liquidez se encuentra asociado a la incapacidad de disponer de los fondos necesarios para hacer frente a las obligaciones tanto en el corto plazo como así también en el mediano y largo plazo. El Grupo pretende que el perfil de vencimientos de su deuda financiera se adecúe a su capacidad de generar flujos de caja teniendo en cuenta la necesidad de financiar las erogaciones proyectadas para cada ejercicio. Al 31 de diciembre de 2025 las disponibilidades de liquidez alcanzan los 1.352.703, considerando efectivo por 287.600 y otros activos financieros líquidos por 1.065.103 incluidos en el rubro de “Efectivo y equivalentes de efectivo” en el estado de situación financiera (ver Nota 16). Adicionalmente, el Grupo cuenta con otras inversiones de libre disponibilidad por 380.569 incluidas en el rubro de “Inversiones en activos financieros” en el estado de situación financiera (ver Nota 15).

Al 31 de diciembre de 2025 el capital de trabajo asciende a (1.400.416) generado principalmente por el financiamiento de los planes de inversión, el cual es monitoreado permanentemente por el Grupo. Las líneas de crédito bancarias no comprometidas junto con los mercados de capitales local e internacional nos proporcionan una fuente importante de financiamiento para dar cumplimiento a los compromisos asumidos. Actualmente, YPF tiene capacidad de emitir deuda bajo el Régimen de Emisor Frecuente.

En base a los requerimientos dispuestos por el BCRA para el acceso al Mercado de Cambios sobre los vencimientos de capital de endeudamientos financieros con el exterior y emisiones de títulos de deuda denominados en moneda extranjera programados hasta el 31 de diciembre de 2025, el Grupo ha dado por cumplidas todas las disposiciones emitidas. Ver Nota 35.j).

En el cuadro a continuación se analizan los vencimientos de los pasivos financieros al 31 de diciembre de 2025:

Pasivos financieros Pasivos por arrendamientos Préstamos Otros pasivos(1) Cuentas por pagar(1)			2025	2025
			Vencimiento			A más de 5 años 39.650 4.139.621 7.822 5.069 4.192.162	Total
	De 0 a 1 año 432.437 3.415.028 578.347 3.231.721 7.657.533	De 1 a 2 años 231.048 2.909.764 347.437 737 3.488.986	De 2 a 3 años 77.108 2.096.428 141.864 - 2.315.400	De 3 a 4 años 28.085 1.646.194 23.312 - 1.697.591	De 4 a 5 años 20.495 1.139.841 21.173 - 1.181.509
							828.823 15.346.876 1.119.955 3.237.527
							20.533.181

(1) Incluye flujos de efectivo contractuales sin descontar dado que los valores descontados no difieren significativamente de los valores nominales.

Mayoritariamente los préstamos del Grupo contienen cláusulas habituales de compromisos (“covenants”) para contratos de esta naturaleza, que incluyen compromisos financieros principalmente vinculados a la limitación de contraer deuda adicional asociados al índice de apalancamiento y al índice de cobertura de intereses de deuda, limitaciones al pago de dividendos y eventos de incumplimiento derivados de fallos judiciales materiales adversos (ver Notas 17 y 33), entre otros.

Bajo los términos de los contratos de préstamos financieros y ON, si el Grupo incumpliera un covenant o no pudiera remediarlo en el plazo estipulado, estaría en incumplimiento (“default”), situación que podría limitar su liquidez y, dado que la mayoría de sus préstamos contienen disposiciones de incumplimiento cruzado, podría resultar en una exigibilidad anticipada de sus obligaciones.

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 26 - FEBRERO - 2026

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YPF SOCIEDAD ANONIMA

(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

4. ADMINISTRACIÓN DEL RIESGO FINANCIERO (cont.)

El Grupo monitorea trimestralmente el cumplimiento de los covenants y, al 31 de diciembre de 2025, ha dado cumplimiento a todas las cláusulas de compromisos asumidos.

• Administración del riesgo de crédito

El riesgo de crédito se define como la posibilidad de que un tercero no cumpla con sus obligaciones contractuales, originando con ello pérdidas para el Grupo.

El riesgo de crédito en el Grupo se mide y controla por cliente o tercero individualmente. El Grupo cuenta con sistemas propios para la evaluación crediticia permanente y la determinación de límites de crédito para todos sus clientes y terceros, alineados con las mejores prácticas utilizando para ello tanto antecedentes internos vinculados a los mismos, como así también fuentes externas de datos.

Los instrumentos financieros del Grupo que potencialmente están sujetos al riesgo de concentración crediticia consisten principalmente en los saldos de efectivo y equivalentes de efectivo, inversiones en activos financieros, créditos por ventas y otros créditos. El Grupo invierte sus excesos temporarios de caja en colocaciones de alta liquidez en instituciones financieras en Argentina y en el exterior con alta calificación crediticia. En el curso normal de sus negocios y sobre la base de análisis crediticios realizados en forma continua, el Grupo otorga crédito a sus clientes y a ciertas sociedades relacionadas.

Asimismo, se imputa en el resultado neto en el estado de resultados integrales el cargo por créditos de cobro dudoso sobre la base de información específica de sus clientes.

Las provisiones por créditos de cobro dudoso se determinan de acuerdo con lo mencionado en la Nota 2.b.7).

La exposición máxima al riesgo de crédito del Grupo al 31 de diciembre de 2025, distinguiendo por tipo de instrumento financiero y sin descontar los importes cubiertos mediante diversos tipos de garantías, se detalla a continuación:

Efectivo y equivalentes de efectivo Inversiones en activos financieros Otros activos financieros	Exposición máxima 1.352.703 380.569 4.301.157

Considerando la exposición máxima al riesgo de crédito y en función de la concentración de contrapartes, los créditos y las inversiones con el Estado Nacional, sus dependencias directas y sociedades con participación estatal ascienden a 810.986 y representan un 13% del total, mientras que los restantes deudores del Grupo se encuentran diversificados.

A continuación, se incluye una apertura de los activos financieros vencidos al 31 de diciembre de 2025:

Vencidos con menos de 3 meses Vencidos entre 3 y 6 meses Vencidos con más de 6 meses	Créditos por ventas corrientes 334.881 31.902 9.369 376.152	Otros créditos corrientes
		28.071 21 2.998
		31.090

Al 31 de diciembre de 2025, la provisión para deudores por ventas de cobro dudoso asciende a 117.653 y la provisión para otros créditos de cobro dudoso a 56.523. Estas provisiones representan la mejor estimación del Grupo de las pérdidas crediticias esperadas en relación con las cuentas por cobrar.

Política de garantías

Como respaldo de los límites de crédito concedidos a sus clientes, el Grupo posee diversos tipos de garantías otorgadas por los mismos. En el segmento de estaciones de servicio y distribuidores, donde existen generalmente vínculos de largo plazo con los clientes, se destacan las garantías reales como las hipotecas. En el caso de clientes del exterior, priman las fianzas solidarias de sus casas matrices. En el segmento de industrias y transporte, se prioriza la obtención de fianzas bancarias. Con menor representatividad dentro del conjunto, el Grupo también cuenta con otro tipo de garantías obtenidas como seguros de crédito y garantías cliente-proveedor, entre otras.

El Grupo tiene garantías vigentes concedidas por terceros por 1.427.840, 1.043.423 y 762.909 al 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023, respectivamente.

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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2025, 2024 Y 2023

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

4. ADMINISTRACIÓN DEL RIESGO FINANCIERO (cont.)

Durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023 el Grupo no ejecutó garantías significativas.

5. INFORMACIÓN POR SEGMENTOS DE NEGOCIO

Los distintos segmentos de negocio en los que se estructura la organización del Grupo tienen en consideración las diferentes actividades de las que pueden obtener ingresos e incurrir en gastos. Dicha estructura organizativa se fundamenta en la forma en la que la máxima autoridad en la toma de decisiones analiza las principales magnitudes operativas y financieras para la toma de decisiones sobre la asignación de recursos y la evaluación del rendimiento, considerando asimismo la estrategia de negocios del Grupo.

La información por segmentos de negocio es presentada en dólares, la moneda funcional de la Sociedad (ver Nota 2.b.1)), consistente con la manera en cómo se reporta la información con la cual la máxima autoridad en la toma de decisiones asigna recursos y evalúa el rendimiento de los segmentos de negocio.

A partir del presente ejercicio, como consecuencia de los cambios de estructura organizativa en los que se creó la Vicepresidencia de Nuevas Energías y se reformuló la Vicepresidencia de Gas y Energía como Vicepresidencia de LNG y Gas Integrado y la Vicepresidencia de Downstream como Vicepresidencia de Midstream y Downstream, se fue determinando el ámbito completo de gestión de estas nuevas unidades de negocio. Con fecha 1 de enero de 2025, dichos cambios organizacionales derivaron en una modificación de la composición de los segmentos de negocio consistente con la manera en cómo la máxima autoridad en la toma de decisiones asigna recursos y evalúa el rendimiento de dichos segmentos de negocio, creándose el segmento de negocio de Nuevas Energías y readecuando la composición y definición de los negocios del resto de los segmentos de negocio. En consecuencia, la información comparativa correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2024 y 2023 ha sido reexpresada.

La estructura de los segmentos de negocio está organizada de la siguiente manera:

• Upstream

Desarrolla todas las actividades relativas a la exploración y explotación de yacimientos y a la producción de petróleo y gas natural.

Obtiene sus ingresos principalmente por: (i) la venta del petróleo producido a terceros y al segmento de negocio de Midstream y Downstream; (ii) la venta del gas natural producido a terceros y al segmento de negocio de LNG y Gas Integrado; y (iii) la venta del gas natural retenido en planta al segmento de negocio de Midstream y Downstream.

Incurre en todos los gastos relativos a las actividades antes mencionadas.

• Midstream y Downstream

Desarrolla actividades relativas a: (i) la refinación, transporte y comercialización de productos refinados; (ii) la producción, transporte y comercialización de productos petroquímicos; (iii) el transporte y la comercialización de petróleo; y (iv) la comercialización de especialidades para la agroindustria y de granos y sus subproductos.

Con fecha 1 de enero de 2025, como consecuencia de los cambios organizacionales descriptos precedentemente, los activos relacionados con el transporte de gas natural, el acondicionamiento y procesamiento del gas natural retenido en planta para la separación y fraccionamiento de gasolina, propano y butano, el almacenamiento del gas natural producido, y la operación comercial y técnica de la terminal de regasificación de GNL en Escobar, incluidos previamente en el segmento de negocio de Gas y Energía, se agruparon en este segmento de negocio.

Obtiene sus ingresos principalmente por la comercialización de petróleo, productos refinados, productos petroquímicos y especialidades para la agroindustria y granos y sus subproductos, a través de los negocios de Retail, Redes Comerciales, Industrias, Transporte, Aviación, Agro, Lubricantes y Especialidades, GLP, Química, Comercio Internacional y Transporte y Ventas a Compañías. Adicionalmente, obtiene ingresos por las operaciones de midstream oil, midstream gas y almacenamiento de gas natural y la prestación de servicios de regasificación de GNL.

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YPF SOCIEDAD ANONIMA

(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

5. INFORMACIÓN POR SEGMENTOS DE NEGOCIO (cont.)

Incurre en todos los gastos relativos a las actividades antes mencionadas, incluyendo la compra de: (i) petróleo al segmento de negocio de Upstream y a terceros; (ii) gas natural para ser consumido en los complejos industriales de refinerías y petroquímica al segmento de negocio de LNG y Gas Integrado; y (iii) gas natural retenido en planta al segmento de negocio de Upstream.

• LNG y Gas Integrado

Desarrolla actividades relativas a: (i) el transporte y la comercialización de gas natural a terceros y al segmento de negocio de Midstream y Downstream; (ii) la separación de líquidos de gas natural y su fraccionamiento, almacenaje y transporte para la producción de etano, propano, butano y gasolina, y su comercialización, a través de nuestra inversión en el negocio conjunto Mega; y (iii) el desarrollo de capacidad de GNL.

Con fecha 1 de enero de 2025, como consecuencia de los cambios organizacionales descriptos precedentemente, los activos relacionados con el transporte de gas natural, el acondicionamiento y procesamiento del gas natural retenido en planta para la separación y fraccionamiento de gasolina, propano y butano, el almacenamiento del gas natural producido, y la operación comercial y técnica de la terminal de regasificación de GNL en Escobar, incluidos previamente en el segmento de negocio de Gas y Energía, se agruparon en el segmento de negocio de Midstream y Downstream. Asimismo, los activos relacionados con la distribución de gas natural a través de nuestra subsidiaria Metrogas y la generación de energía eléctrica térmica convencional y energía renovable a través de nuestros negocios conjuntos YPF EE y CT Barragán, incluidos previamente en el segmento de negocio de Gas y Energía, se agruparon en el segmento de negocio de Nuevas Energías.

Obtiene sus ingresos principalmente por la venta de gas natural como productores a terceros y a los segmentos de negocio de Midstream y Downstream y de Nuevas Energías por nuestra subsidiaria Metrogas.

Incurre en todos los gastos relativos a las actividades antes mencionadas, incluyendo la compra de gas natural al segmento de negocio de Upstream.

• Nuevas Energías

Con fecha 1 de enero de 2025, como consecuencia de los cambios organizacionales descriptos precedentemente, se creó la Vicepresidencia de Nuevas Energías y durante el presente ejercicio se fue determinando el ámbito completo de gestión de esta nueva unidad de negocio. A dicha fecha, los activos relacionados con la distribución de gas natural a través de nuestra subsidiaria Metrogas y la generación de energía eléctrica térmica convencional y energía renovable a través de nuestros negocios conjuntos YPF EE y CT Barragán, incluidos previamente en el segmento de negocio de Gas y Energía, se asignaron a este segmento de negocio. Adicionalmente, los activos relacionados con la provisión de servicios de investigación y desarrollo de tecnología aplicada a la industria hidrocarburífera a través de nuestra subsidiaria Y-TEC, incluidos previamente en Administración Central y Otros, se asignaron a este segmento de negocio.

Desarrolla actividades relativas a: (i) la definición y el desarrollo del portafolio de nuevas energías; (ii) la definición y el desarrollo de programas de sustentabilidad y transiciones energéticas; (iii) la distribución de gas natural a través de nuestra subsidiaria Metrogas; y (iv) la provisión de servicios de investigación y desarrollo de tecnología aplicada a la industria hidrocarburífera a través de nuestra subsidiaria Y-TEC. Asimismo, a través de nuestras inversiones en negocios conjuntos YPF EE y CT Barragán, desarrolla actividades relativas a la generación de energía eléctrica térmica convencional y energía renovable.

Obtiene sus ingresos principalmente por la venta y el servicio de transporte y distribución de gas natural a terceros a través de nuestra subsidiaria Metrogas.

Incurre en todos los gastos relativos a las actividades antes mencionadas, incluyendo la compra de gas natural al segmento de negocio de LNG y Gas Integrado a través de nuestra subsidiaria Metrogas.

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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2025, 2024 Y 2023

(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

5. INFORMACIÓN POR SEGMENTOS DE NEGOCIO (cont.)

• Administración Central y Otros

Abarca las restantes actividades realizadas por el Grupo que no se encuadran en los segmentos de negocio antes mencionados, ni constituyen segmentos de negocio reportables, comprendiendo principalmente los ingresos, gastos y activos relacionados con: (i) la administración central; (ii) la producción de arena de fractura para la perforación y fractura de pozos; (iii) las actividades de construcción a través de nuestra subsidiaria AESA; y (iv) los servicios de desarrollo y soluciones digitales a través de nuestra subsidiaria YPF Digital.

Adicionalmente, con fecha 1 de enero de 2025, como consecuencia de los cambios organizacionales descriptos precedentemente, los activos relacionados con la provisión de servicios de investigación y desarrollo de tecnología aplicada a la industria hidrocarburífera a través de nuestra subsidiaria Y-TEC, incluidos previamente en Administración Central y Otros, se asignaron al segmento de negocio de Nuevas Energías.

Las ventas entre segmentos de negocio se realizaron a precios internos de transferencia establecidos por el Grupo, que reflejan aproximadamente los precios de mercado doméstico.

El resultado operativo y los activos de cada segmento de negocio han sido determinados después de los ajustes de consolidación.

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Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 26 - FEBRERO - 2026

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

5. INFORMACIÓN POR SEGMENTOS DE NEGOCIO (cont.)

5. INFORMACIÓN POR SEGMENTOS DE NEGOCIO (cont.)
Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2025 Ingresos Ingresos intersegmento Ingresos . Resultado operativo Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos . Resultados financieros, netos Resultado antes de impuesto a las ganancias Impuesto a las ganancias Resultado neto del ejercicio . Inversiones en propiedades, planta y equipo Inversiones en activos por derecho de uso Aumentos por combinaciones de negocios(4) Activo . Información adicional Depreciación de propiedades, planta y equipo(2) Amortización de activos intangibles Depreciación de activos por derecho de uso Recupero neto de deterioro de valor en propiedades, planta y equipo y desvalorización de inventarios . Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2024 Ingresos Ingresos intersegmento Ingresos . Resultado operativo Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos . Resultados financieros, netos Resultado antes de impuesto a las ganancias Impuesto a las ganancias Resultado neto del ejercicio . Inversiones en propiedades, planta y equipo Inversiones en activos por derecho de uso Aumentos por combinaciones de negocios Activo . Información adicional Depreciación de propiedades, planta y equipo(2) Amortización de activos intangibles Depreciación de activos por derecho de uso Deterioro de valor en propiedades, planta y equipo y desvalorización de inventarios(5)				En millones de dólare	s		Total 18.448 - 18.448 1.740 122 (952) 910 (1.709) (799) 4.909 216 1.015 29.439 2.857 61 286 (4) 19.293 - 19.293 1.480 396 (856) 1.020 1.373 2.393 5.600 444 - 29.391 2.446 43 270 87	En millones de pesos
	Upstream 89 7.486 7.575 410 (3) - 3.697 83 822 13.167 2.199 - 150 - 50 8.225 8.275 515 (3) - 4.177 211 - 12.795 1.809 - 154 79	Midstream y Downstream 15.157 181 15.338 1.167 38 1.024 125 193 11.093 539 38 131 - 15.901 122 16.023 1.356 46 1.233 205 - 10.758 516 29 115 3	LNG y Gas Integrado 1.643 322 1.965 (8) 42 42 - - 735 2 - - - 1.633 294 1.927 (49) 68 26 - - 720 2 - - -	Nuevas Energías 835 8 843 432 42 38 - - 2.502 34 12 - (4) 895 9 904 106 282 37 - - 2.524 32 13 - 5	Administración Centraly Otros 724 1.122 1.846 (336) - 108 8 - 2.094 83 11 5 - 814 1.038 1.852 (332) - 127 28 - 2.822 87 1 1 -	Ajustes de consolidación(1) - (9.119) (9.119) 75 - - - - (152) - - - - - (9.688) (9.688) (116) - - - - (228) - - - -		Total
								23.240.162 -
								23.240.162
								2.279.171 149.044 (1.081.660) 1.346.555 (2.394.827) (1.048.272) 6.311.734 270.697 1.294.845 42.703.377 3.554.894 80.572 355.000 (5.742) 17.895.031 -
								17.895.031
								1.157.238 358.335 (684.718) 830.855 1.291.960 2.122.815 5.356.529 439.400 - 30.287.297 2.260.099 42.144 247.871 87.902

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

5. INFORMACIÓN POR SEGMENTOS DE NEGOCIO (cont.)

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023 Ingresos Ingresos intersegmento Ingresos . Resultado operativo Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos . Resultados financieros, netos Resultado antes de impuesto a las ganancias Impuesto a las ganancias Resultado neto del ejercicio . Inversiones en propiedades, planta y equipo Inversiones en activos por derecho de uso Aumentos por combinaciones de negocios Activo . Información adicional Depreciación de propiedades, planta y equipo(2) Amortización de activos intangibles Depreciación de activos por derecho de uso Deterioro de valor en propiedades, planta y equipo(5)				En millones de dólar	es		Total	En millones depesos Total
	Upstream	Midstream y Downstream	LNG y Gas Integrado	Nuevas Energías	Administración Centraly Otros	Ajustes de consolidación(1)
	32	14.977	1.523	407	372	-	17.311	5.484.544
	7.211	136	291	21	765	(8.424)	-	-
	7.243	15.113	1.814	428	1.137	(8.424)	17.311	5.484.544
	(1.915) (3)						(1.248)	(1.469.271)
		939	(1)	(64)	(262)	55
	-	9	7	78	-	-	94	(30.909)
							(504) (1.658) 381 (1.277) 6.191 404 - 25.035 3.016 37 220 2.288	53.080 (1.447.100) (85.645) (1.532.745) 2.343.821 230.883 - 20.202.123 907.474 15.116 66.025 1.614.373
	4.717	1.285	14	24	151	-
	363	41	-	-	-	-
	-	-	-	-	-	-
	10.869	9.734	651	1.877	2.022	(118)
	2.437	486	10	15	68	-
	-	30	-	7	-	-
	131	89	-	-	-	-
	2.288	-	-	-	-	-

(1) Corresponde a la eliminación entre segmentos de negocio del Grupo.

(2) Incluye la depreciación del cargo por deterioro de propiedades, planta y equipo.

(3) Incluye US$ (32) millones, US$ (133) millones y US$ (21) millones de perforaciones exploratorias improductivas al 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023, respectivamente.

(4) Corresponde a los aumentos de propiedades, planta y equipo y activos intangibles por combinaciones de negocios, ver Notas 7 y 8. (5) Ver Notas 8 y 26.

La distribución de los ingresos y los activos no corrientes por área geográfica se desglosan en las Notas 7, 8, 9 y 25.

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 26- FEBRERO - 2026

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==> picture [62 x 25] intentionally omitted <==

(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

6. INSTRUMENTOS FINANCIEROS POR CATEGORÍA

Los siguientes cuadros muestran los activos y pasivos financieros por categoría de instrumento financiero y una conciliación con el rubro expuesto en el estado de situación financiera, según corresponda. Debido a que los rubros de “Otros créditos”, “Otros pasivos” y “Cuentas por pagar” en el estado de situación financiera contienen tanto instrumentos financieros como activos o pasivos no financieros (tales como créditos impositivos y créditos y pasivos en especie, entre otros), la conciliación se muestra en las columnas de “Activos no financieros” y “Pasivos no financieros”.

Activos financieros

Activos financieros
		2025
	Activos financieros a costo amortizado 1.776.102 2.525.055 - 763.664 5.064.821	Activos financieros a valor razonable con cambios en resultados Subtotal activos financieros - 1.776.102 - 2.525.055 380.569 380.569 589.039 1.352.703 969.608 6.034.429 2024		Activos no financieros 902.425 - - - 902.425	Total
Otros créditos(1) Créditos por ventas(2) Inversiones en activos financieros Efectivo y equivalentes de efectivo .					2.678.527 2.525.055 380.569 1.352.703
					6.936.854
	Activos financieros a costo amortizado 302.124 1.532.445 - 700.452 2.535.021	Activos financieros a valor razonable con cambios en resultados Subtotal activos financieros - 302.124 - 1.532.445 401.382 401.382 451.416 1.151.868 852.798 3.387.819 2023		Activos no financieros 642.856 201.380 - - 844.236	Total
Otros créditos(1) Créditos por ventas(2) Inversiones en activos financieros Efectivo y equivalentes de efectivo .					944.980 1.733.825 401.382 1.151.868
					4.232.055
	Activos financieros a costo amortizado 187.338 858.368 127.808 829.007 2.002.521	Activos financieros a valor razonable con cambios en resultados - - 91.604 76.949 168.553	Subtotal activos financieros 187.338 858.368 219.412 905.956 2.171.074	Activos no financieros 248.583 - - - 248.583	Total
Otros créditos(1) Créditos por ventas(2) Inversiones en activos financieros Efectivo y equivalentes de efectivo					435.921 858.368 219.412 905.956
					2.419.657

(1) No incluye la provisión para otros créditos de cobro dudoso.

(2) No incluye la provisión para deudores por ventas de cobro dudoso.

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==> picture [62 x 25] intentionally omitted <==

(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

6. INSTRUMENTOS FINANCIEROS POR CATEGORÍA (cont.)

Pasivos financieros

Pasivos financieros
		2025
	Pasivos financieros a costo amortizado	Pasivos financieros a valor razonable con cambios en resultados	Subtotal pasivos financieros	Pasivos no financieros	Total
Pasivos por arrendamientos Préstamos Otros pasivos Cuentas por pagar .	828.823	-	828.823	-	828.823
	15.346.876	-	15.346.876	-	15.346.876
	1.119.955	-	1.119.955	1.964	1.121.919
	3.237.527	-	3.237.527	16.765	3.254.292
	20.533.181	-	20.533.181	18.729	20.551.910
		2024
	Pasivos financieros a costo amortizado 799.656 9.214.492 222.695 2.959.828 13.196.671	Pasivos financieros a valor razonable con cambios en resultados Subtotal pasivos financieros - 799.656 - 9.214.492 - 222.695 - 2.959.828 - 13.196.671 2023		Pasivos no financieros - - 276.075 12.710 288.785	Total
Pasivos por arrendamientos Préstamos Otros pasivos Cuentas por pagar .					799.656 9.214.492 498.770 2.972.538
					13.485.456
	Pasivos financieros a costo amortizado 536.598 6.609.071 186.699 1.869.332 9.201.700	Pasivos financieros a valor razonable con cambios en resultados - - - - -	Subtotal pasivos financieros 536.598 6.609.071 186.699 1.869.332 9.201.700	Pasivos no financieros - - 1.962 5.994 7.956	Total
Pasivos por arrendamientos Préstamos Otros pasivos Cuentas por pagar					536.598 6.609.071 188.661 1.875.326
					9.209.656

Las ganancias y pérdidas de los instrumentos financieros y no financieros son imputadas a las siguientes categorías:

Ingresos financieros Costos financieros Diferencias de cambio, netas Resultado por valuación a valor razonable de activos financieros con cambios en resultados Resultado por instrumentos financieros derivados Programa Incremento Exportador Resultado por transacciones con activos financieros Resultado por la posición monetaria neta			2025	2025
	Activos / Pasivos financieros y no financieros a costo amortizado		Activos / Pasivos financieros a valor razonable con cambios en resultados		Total
	138.169		-		138.169
	(1.317.275)		-		(1.317.275)
	18.713		(72.344)		(53.631)
	-		180.269		180.269
	-		390		390
	-		-		-
	-		6		6
	(29.588)		-		(29.588)
	(1.189.981)		108.321		(1.081.660)

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==> picture [62 x 25] intentionally omitted <==

(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

6. INSTRUMENTOS FINANCIEROS POR CATEGORÍA (cont.)

Ingresos financieros Costos financieros Diferencias de cambio, netas(1) Resultado por valuación a valor razonable de activos financieros con cambios en resultados Resultado por instrumentos financieros derivados Programa Incremento Exportador(2) Resultado por transacciones con activos financieros Resultado por la posición monetaria neta . Ingresos financieros Costos financieros Diferencias de cambio, netas(1) Resultado por valuación a valor razonable de activos financieros con cambios en resultados Resultado por instrumentos financieros derivados Programa Incremento Exportador(2) Resultado por transacciones con activos financieros Resultado por la posición monetaria neta		2024
	Activos / Pasivos financieros y no financieros a costo amortizado	Activos / Pasivos financieros a valor razonable con cambios en resultados	Total
	124.589	-	124.589
	(1.029.538)	-	(1.029.538)
	(43.168)	(28.604)	(71.772)
	-	226.573	226.573
	-	(1.333)	(1.333)
	-	2.676	2.676
	-	(1.959)	(1.959)
	66.046	-	66.046
	(882.071)	197.353	(684.718)
		2023
	Activos / Pasivos financieros y no financieros a costo amortizado	Activos / Pasivos financieros a valor razonable con cambios en resultados	Total
	144.328	-	144.328
	(372.206)	-	(372.206)
	97.152	(83.029)	14.123
	-	113.697	113.697
	-	1.863	1.863
	-	7.962	7.962
	-	25.864	25.864
	117.449	-	117.449
	(13.277)	66.357	53.080

(1) Ver Nota 2.d).

(2) Ver Nota 35.j).

Determinación del valor razonable

La NIIF 13 “Medición del valor razonable” define el valor razonable de los instrumentos financieros como el monto por el cual un activo puede ser intercambiado o un pasivo financiero puede ser cancelado entre partes independientes, debidamente informadas y con intención de realizar la transacción. Todos los instrumentos financieros medidos a valor razonable son asignados a uno de los niveles de jerarquía de valuación de la NIIF 13 (así como también los préstamos medidos a costo amortizado, cuyo valor razonable es revelado debajo en el apartado “Valor razonable de activos financieros y pasivos financieros medidos a costo amortizado”). Esta jerarquía de valuación comprende 3 niveles:

• (i) Nivel 1: La valuación se basa en precios de cotización sin ajustar en mercados activos para idénticos activos o pasivos que el Grupo pueda tomar como referencia a la fecha de cierre del período que se informa. Un mercado se considera activo si las transacciones se llevan a cabo con cierta frecuencia y se dispone de suficiente información de precios en forma permanente. Un precio de cotización en un mercado activo proporciona la evidencia más fiable del valor razonable y se utilizará sin ajustar para medir el valor razonable siempre que esté disponible.

• (ii) Nivel 2: El valor razonable se determina utilizando métodos de valuación basados en información observable en el mercado de forma directa e indirecta. Si el instrumento financiero posee un plazo determinado, los datos para la valuación deben ser observables durante la totalidad de ese período.

• (iii) Nivel 3: El Grupo utiliza técnicas de valuación que no están basadas en información observable en el mercado. Esto sólo es permitido en la medida que dicha información no se encuentra disponible. Los datos reflejan las estimaciones que tendría en cuenta cualquier participante del mercado para fijar los precios. El Grupo utiliza la mejor información disponible, inclusive datos internos.

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==> picture [62 x 25] intentionally omitted <==

(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

6. INSTRUMENTOS FINANCIEROS POR CATEGORÍA (cont.)

Los siguientes cuadros presentan los activos financieros del Grupo que son medidos a valor razonable con cambios en resultados al 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023 y su asignación a la jerarquía de valor razonable:

Activos financieros		2025
	Nivel 1	Nivel 2	Nivel 3	Total
Inversiones en activos financieros: - Títulos públicos - Títulos privados - ON Efectivo y equivalentes de efectivo: - Fondos comunes de inversión - Títulos públicos . Activos financieros
	360.622	-	-	360.622
	19.947	-	-	19.947
	380.569	-	-	380.569
	554.227	-	-	554.227
	34.812	-	-	34.812
	589.039	-	-	589.039
	969.608	-	-	969.608
		2024
	Nivel 1	Nivel 2	Nivel 3	Total
Inversiones en activos financieros: - Títulos públicos - Títulos privados - ON Efectivo y equivalentes de efectivo: - Fondos comunes de inversión - Títulos públicos . Activos financieros
	392.011	-	-	392.011
	9.371	-	-	9.371
	401.382	-	-	401.382
	451.416	-	-	451.416
	-	-	-	-
	451.416	-	-	451.416
	852.798	-	-	852.798
		2023
	Nivel 1	Nivel 2	Nivel 3	Total
Inversiones en activos financieros: - Títulos públicos - Títulos privados - ON Efectivo y equivalentes de efectivo: - Fondos comunes de inversión - Títulos públicos
	91.604	-	-	91.604
	-	-	-	-
	91.604	-	-	91.604
	76.949	-	-	76.949
	-	-	-	-
	76.949	-	-	76.949
	168.553	-	-	168.553

El Grupo no posee pasivos financieros medidos a valor razonable con cambios en resultados.

Estimaciones de valor razonable

La política del Grupo es reconocer las transferencias entre las distintas jerarquías de valuación en el momento en el que ocurren o cuando hay cambios en las circunstancias que causan la transferencia. Durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023 no se han producido transferencias entre las diferentes jerarquías utilizadas para determinar el valor razonable de los instrumentos financieros del Grupo.

Valor razonable de activos financieros y pasivos financieros medidos a costo amortizado

El valor razonable estimado de los préstamos, considerando precios de cotización sin ajustar (Nivel 1) para ON y tasas de interés ofrecidas al Grupo (Nivel 3) para el remanente de los préstamos, ascendió a 15.514.096, 9.079.899 y 6.090.387 al 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023, respectivamente.

El valor razonable de otros créditos, créditos por ventas, efectivo y equivalentes de efectivo, otros pasivos y cuentas por pagar medidos a costo amortizado, no difiere significativamente de su importe en libros.

7. ACTIVOS INTANGIBLES

Valor residual de activos intangibles Provisión por deterioro de activos intangibles(1)	2025 1.606.432 (57.623) 1.548.809	2024 546.765 (40.938) 505.827	2023
			328.574 (32.057)
			296.517

(1) Incluye 16.685, 8.881 y 25.023 correspondientes al efecto de conversión al 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023, respectivamente.

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==> picture [62 x 25] intentionally omitted <==

(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

7. ACTIVOS INTANGIBLES (cont.)

La evolución de los activos intangibles del Grupo por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023 es la siguiente:

Valor de origen Amortización acumulada Saldos al 31 de diciembre de 2022 . Costos Aumentos Aumentos por combinaciones de negocios Efecto de conversión Ajuste por inflación(1) Disminuciones, reclasificaciones y otros movimientos . Amortización acumulada Aumentos Efecto de conversión Ajuste por inflación(1) Disminuciones, reclasificaciones y otros movimientos . Valor de origen Amortización acumulada Saldos al 31 de diciembre de 2023 . Costos Aumentos Aumentos por combinaciones de negocios Efecto de conversión Ajuste por inflación(1) Disminuciones, reclasificaciones y otros movimientos . Amortización acumulada Aumentos Efecto de conversión Ajuste por inflación(1) Disminuciones, reclasificaciones y otros movimientos	Concesiones de servicios 165.179 119.496 45.683 15.827 - 597.564 - - 8.805 439.609 - - 778.570 567.910 210.660 80.146 - 223.954 - - 25.017 160.502 - -	Derechos de exploración y recursos hidrocarburíferos 19.557 - 19.557 - - 69.276 - (96) - - - - 88.737 - 88.737 - - 24.583 - - - - - -	Otros intangibles 80.186 70.340 9.846 1.665 - 236.678 29.098 7 6.311 227.961 13.845 - 347.634 318.457 29.177 14.218 - 85.173 52.369 52.373 17.127 81.135 30.945 (101)	Total 264.922 189.836 75.086 17.492 - 903.518 29.098 (89) 15.116 667.570 13.845 - 1.214.941 886.367 328.574 94.364 - 333.710 52.369 52.373 42.144 241.637 30.945 (101)
.
Valor de origen Amortización acumulada Saldos al 31 de diciembre de 2024 . Costos Aumentos Aumentos por combinaciones de negocios Efecto de conversión Ajuste por inflación(1) Disminuciones, reclasificaciones y otros movimientos . Amortización acumulada Aumentos Efecto de conversión Ajuste por inflación(1) Disminuciones, reclasificaciones y otros movimientos . Valor de origen Amortización acumulada Saldos al 31 de diciembre de 2025	1.082.670 753.429 329.241	113.320 - 113.320	551.767 447.563 104.204	1.747.757 1.200.992 546.765
	92.236	-	12.529	104.765
	-	759.941	-	759.941
	456.262	107.049	187.306	750.617
	-	-	34.598	34.598
	-	(57.196)	34.934	(22.262)
	34.237	-	46.335	80.572
	312.637	-	156.503	469.140
	-	-	22.323	22.323
	-	-	(4.043)	(4.043)
	1.631.168	923.114	821.134	3.375.416
	1.100.303	-	668.681	1.768.984
	530.865	923.114	152.453	1.606.432

(1) Corresponde al ajuste por inflación de los saldos al inicio de los activos intangibles de las subsidiarias con moneda funcional peso el cual fue imputado en el rubro de “Otros resultados integrales” en el estado de resultados integrales.

Asimismo, de acuerdo con el requerimiento de la NIIF 8 “Segmentos de operación”, los activos intangibles se localizan geográficamente en Argentina.

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

8. PROPIEDADES, PLANTA Y EQUIPO

Valor residual de propiedades, planta y equipo Provisión para materiales y equipos obsoletos Provisión por deterioro de propiedades, planta y equipo	2025 28.902.606 (701.832) (518.220) 27.682.554	2024 20.049.632 (229.813) (512.396) 19.307.423	2023
			16.568.207 (137.679) (2.137.101)
			14.293.427

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 26 - FEBRERO - 2026

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 26 - FEBRERO - 2026 DELOITTE & Co. S.A.

C.P.C.E.C.A.B.A. T° 1 - F° 3

DIEGO O. DE VIVO Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.C.A.B.A. T° 223 - F° 190

JUAN ANDRÉS GELLY Y OBES Por Comisión Fiscalizadora Contador Público U.B. C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 173 - Fº 63

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45

YPF SOCIEDAD ANONIMA

==> picture [63 x 25] intentionally omitted <==

NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2025, 2024 Y 2023

(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

8. PROPIEDADES, PLANTA Y EQUIPO (cont.)

La evolución de las propiedades, planta y equipo del Grupo por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023 es la siguiente:

Valor de origen Depreciación acumulada Saldos al 31 de diciembre de 2022 . Costos Aumentos Aumentos por combinaciones de negocios Efecto de conversión Ajuste por inflación(5) Disminuciones, reclasificaciones y otros movimientos . Depreciación acumulada Aumentos Efecto de conversión Ajuste por inflación(5) Disminuciones, reclasificaciones y otros movimientos	Terrenos yedificios 247.293 123.791 123.502 476 - 740.062 85.662 9.141 9.712 375.211 46.142 (220)	Propiedad minera, pozos y equipos de explotación 8.868.357 7.488.710 1.379.647 410.064 (4) - 32.899.284 - 671.825 799.009 (4) 27.962.627 - (21.601)	Equipamiento de refinerías y plantas petroquímicas 1.536.447 972.786 563.661 28.572 - 5.592.370 - 34.455 107.853 3.646.639 - -	Equipos de transporte 93.406 63.640 29.766 4.713 - 364.539 26.522 56.467 11.660 207.294 17.401 (2.133)	Materiales y equipos en depósito 211.034 - 211.034 399.126 - 810.807 9.196 (272.424) - - - -	Perforaciones y obras en curso 687.431 - 687.431 1.449.234 - 3.080.941 22.135 (666.690) - - - -	Perforaciones exploratorias en curso 6.482 - 6.482 43.380 - 62.942 - (7.763) - - - -	Muebles y útiles e instalaciones 147.220 135.000 12.220 2.094 - 520.981 14.415 15.754 11.237 476.315 12.880 -	Equipos de comercialización 237.965 163.929 74.036 2 - 869.318 - 8.713 19.124 611.179 - (2.234)	Infraestructura para distribución de gas natural 205.073 103.227 101.846 - - - 433.540 14.559 8.011 - 218.230 (26)	Otros bienes 164.943 121.357 43.586 6.160 - 409.631 105.507 (2.370) 13.087 319.916 71.627 (596)	Total 12.405.651 9.172.440 3.233.211 2.343.821 (6) - 45.350.875 696.977 (138.333) (3) 979.693 33.599.181 366.280 (26.810) 60.658.991 44.090.784 16.568.207 5.356.529 (6) - 11.328.272 1.233.297 (24.572.886) (3) (7) 2.543.237 7.552.970 658.211 (20.890.631) (7) 54.004.203 33.954.571 20.049.632
.
Valor de origen Depreciación acumulada Saldos al 31 de diciembre de 2023 . Costos Aumentos Aumentos por combinaciones de negocios Efecto de conversión Ajuste por inflación(5) Disminuciones, reclasificaciones y otros movimientos . Depreciación acumulada Aumentos Efecto de conversión Ajuste por inflación(5) Disminuciones, reclasificaciones y otros movimientos . Valor de origen Depreciación acumulada Saldos al 31 de diciembre de 2024	1.082.634 554.636 527.998 507 - 240.319 155.605 (81.297) 26.316 123.342 81.978 (52.381) 1.397.768 733.891 663.877	42.849.530 36.228.745 6.620.785 (1) 175.785 (4) - 6.913.347 - (20.558.160) 1.973.824 5.510.439 - (20.701.202) 29.380.502 23.011.806 6.368.696 (1)	7.191.844 4.727.278 2.464.566 82.395 - 2.031.025 - 311.632 342.722 1.350.293 - (57) 9.616.896 6.420.236 3.196.660	545.647 297.862 247.785 28.183 - 135.356 50.009 (8.984) 38.468 67.335 33.454 (47.621) 750.211 389.498 360.713	1.157.739 - 1.157.739 1.191.783 - 288.903 16.763 (1.049.173) - - - - 1.606.015 - 1.606.015	4.573.051 - 4.573.051 3.753.330 - 1.067.400 24.791 (3.162.649) - - - - 6.255.923 - 6.255.923	105.041 - 105.041 107.648 - 10.202 - (162.656) - - - - 60.235 -	700.464 635.432 65.032 2.210 - 180.482 31.817 6.390 36.186 165.544 22.907 (34.141) 921.363 825.928 95.435	1.115.998 791.998 324.000 - - 320.721 - 177.438 67.073 226.056 - (11.851) 1.614.157 1.073.276 540.881	653.172 329.442 323.730 - - - 769.175 (4.730) 25.870 - 387.951 (12.806) 1.417.617 730.457 687.160	683.871 525.391 158.480 14.688 - 140.517 185.137 (40.697) 32.778 109.961 131.921 (30.572) 983.516 769.479 214.037
							60.235

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==> picture [63 x 25] intentionally omitted <==

NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2025, 2024 Y 2023

(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

8. PROPIEDADES, PLANTA Y EQUIPO (cont.)

Valor de origen Depreciación acumulada Saldos al 31 de diciembre de 2024 .	Terrenos yedificios 1.397.768 733.891 663.877	Propiedad minera, pozos y equipos de explotación 29.380.502 23.011.806 6.368.696	Equipamiento de refinerías y plantas petroquímicas 9.616.896 6.420.236 3.196.660	Equipos de transporte 750.211 389.498 360.713	Materiales y equipos en depósito 1.606.015 - 1.606.015	Perforaciones y obras en curso 6.255.923 - 6.255.923	Perforaciones exploratorias en curso 60.235 - 60.235	Muebles y útiles e instalaciones 921.363 825.928 95.435	Equipos de comercialización 1.614.157 1.073.276 540.881	Infraestructura para distribución de gas natural 1.417.617 730.457 687.160	Otros bienes 983.516 769.479 214.037	Total 54.004.203 33.954.571 20.049.632
Costos
Aumentos	998 15.846	193.786 217.829	145.749 73.466	23.738 110.066	1.092.716 62.572	4.773.047 55.125	65.539 -	4.823 -	61 -	- -	11.277 -	6.311.734 (6) 534.904
Aumentos por combinaciones de negocios
Efecto de conversión	460.776	12.769.595	4.011.197	303.398	567.419	2.229.359	9.263	351.490	666.855	-	256.368	21.625.720
Ajuste por inflación(5)	90.170	-	-	34.715	11.388	16.961	-	20.784	-	441.446	111.579	727.043
Disminuciones, reclasificaciones y otros movimientos	(42.594)	(2.390.050) (4)	749.629	242.878	(1.500.349)	(5.477.667)	(115.194)	30.459	45.237	57.912	(23.974)	(8.423.713) (3) (8) (9)
.
Depreciación acumulada
Aumentos	34.109	2.904.444 (4)	487.506	78.303	-	-	-	50.106	92.608	37.302	38.653	3.723.031
Efecto de conversión	236.103	9.786.042	2.693.411	134.340	-	-	-	323.524	453.051	-	209.482	13.835.953
Ajuste por inflación(5)	49.029	-	-	21.358	-	-	-	14.160	-	227.464	81.617	393.628
Disminuciones, reclasificaciones y otros movimientos	(36.193)	(5.901.506)	-	(38.374)	-	-	-	(13.262)	(997)	(1.517)	(38.049)	(6.029.898) (8) (9)
.
Valor de origen	1.922.964	40.171.662	14.596.937	1.465.006	1.839.761	7.852.748	19.843	1.328.919	2.326.310	1.916.975	1.338.766	74.779.891
Depreciación acumulada	1.016.939	29.800.786	9.601.153	585.125	-	-	-	1.200.456	1.617.938	993.706	1.061.182	45.877.285
Saldos al 31 de diciembre de 2025	906.025	10.370.876 (1)	4.995.784	879.881	1.839.761	7.852.748	19.843 (2)	128.463	708.372	923.269	277.584	28.902.606

• (1) Incluye 425.013, 148.096 y 217.209 de propiedad minera al 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023, respectivamente.

• (2) Corresponde a 12 pozos exploratorios al 31 de diciembre de 2025. Durante el ejercicio finalizado en dicha fecha se ha iniciado la perforación de 12 pozos, 2 pozos han sido imputados a gastos de exploración y 8 pozos han sido transferidos a propiedades con reservas probadas en la cuenta de “Propiedad minera, pozos y equipos de explotación”.

• (3) Incluye 25.858, 1.851 y 1.113 de valor residual imputado a la provisión para materiales y equipos obsoletos por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023, respectivamente.

• (4) Incluye (320.112), 175.785 y 409.372 de (recupero) / costos por obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023, respectivamente, y 119.415 y 10.260 de recupero de depreciaciones por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2025 y 2023, respectivamente.

• (5) Corresponde al ajuste por inflación de los saldos al inicio de las propiedades, planta y equipo de las subsidiarias con moneda funcional peso el cual fue imputado en el rubro de “Otros resultados integrales” en el estado de resultados integrales. (6) Incluye 11.262, 27.988 y 16.787 correspondientes a los arrendamientos de corto plazo al 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023, respectivamente; incluye 17.467, 18.950 y 1.714 correspondientes al cargo variable de los arrendamientos relacionados con el rendimiento y/o uso del activo subyacente al 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023, respectivamente. Adicionalmente, incluye 69.283, 54.645 y 20.484 correspondientes a la capitalización de la depreciación de activos por derecho de uso al 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023, respectivamente (ver Nota 9); y 9.255, 8.229 y 3.627 correspondientes a la capitalización de la actualización financiera del pasivo por arrendamiento al 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023, respectivamente (ver Nota 21).

• (7) Incluye 23.924.294 y 20.852.844 de valor de origen y depreciación acumulada, respectivamente, de activos relacionados con el Proyecto Campos Maduros reclasificados al rubro de “Activos mantenidos para la venta” en el estado de situación financiera, ver Notas 2.b.13) y 11.a).

• (8) Incluye 404.035 y 78.681 de valor de origen y depreciación acumulada, respectivamente, de activos relacionados con la concesión de explotación “Aguada del Chañar” reclasificados al rubro de “Activos mantenidos para la venta” en el estado de situación financiera, ver Notas 2.b.13) y 11.b).

• (9) Incluye 6.700.490 y 5.614.054 de valor de origen y depreciación acumulada, respectivamente, de activos relacionados con las concesiones de explotación “Cerro Fortunoso”, “Valle del Río Grande” y “Manantiales Behr” en el marco del Plan de optimización del portafolio Upstream convencional reclasificados al rubro de “Activos mantenidos para la venta” en el estado de situación financiera, ver Notas 2.b.13) y 11.a).

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 26 - FEBRERO - 2026

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 26 - FEBRERO - 2026 DELOITTE & Co. S.A.

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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2025, 2024 Y 2023

==> picture [62 x 25] intentionally omitted <==

(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

8. PROPIEDADES, PLANTA Y EQUIPO (cont.)

El Grupo capitaliza los costos financieros por préstamos como parte del costo de las propiedades, planta y equipo. En los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023 la tasa de capitalización ha sido del 7,10%, 7,22% y 7,89%, respectivamente, y el monto activado por dicho concepto ha ascendido a 17.662, 5.600 y 4.468, respectivamente.

A continuación se presenta la evolución de la provisión para materiales y equipos obsoletos por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023:

l 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023:
Saldo al inicio del ejercicio Aumentos con cargo a resultados Disminuciones con cargo a resultados Aplicaciones por utilización Efecto de conversión Ajuste por inflación(1) Reclasificaciones Saldo al cierre del ejercicio	2025 229.813 453.929 (54.034) (25.858) 165.860 1.463 (69.341) 701.832	2024 137.679 53.312 - (1.851) 39.513 1.160 - 229.813	2023
			26.671 8.914 - (1.113) 102.592 615 -
			137.679

(1) Corresponde al ajuste por inflación de los saldos al inicio de la provisión para materiales y equipos obsoletos de las subsidiarias con moneda funcional peso el cual fue imputado en el rubro de “Otros resultados integrales” en el estado de resultados integrales.

A continuación se presenta la evolución de la provisión por deterioro de propiedades, planta y equipo por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023:

Saldo al inicio del ejercicio Aumentos con cargo a resultados Disminuciones con cargo a resultados Depreciaciones(1) Efecto de conversión Ajuste por inflación(2) Reclasificaciones Saldo al cierre del ejercicio	2025 512.396 3.503 (10.107) (168.137) 175.215 5.350 - 518.220	2024 2.137.101 67.084 - (283.138) 180.250 5.117 (1.594.018) (3) 512.396	2023	2023
			106.234
			1.614.373 - (72.219) 485.524 3.189 - 2.137.101

(1) Se incluyen en la línea de “Depreciación de propiedades, planta y equipo” en el estado de resultados integrales, ver Nota 27.

(2) Corresponde al ajuste por inflación de los saldos al inicio de la provisión por deterioro de propiedades, planta y equipo de las subsidiarias con moneda funcional peso el cual fue imputado en el rubro de “Otros resultados integrales” en el estado de resultados integrales.

(3) Incluye 1.591.224 de provisión por deterioro asociada con los activos relacionados con el Proyecto Campos Maduros reclasificados al rubro de “Activos mantenidos para la venta” en el estado de situación financiera, ver Notas 2.b.13) y 11.a).

El Grupo estima el importe recuperable de las propiedades, planta y equipo de acuerdo con los lineamientos y la metodología mencionada en las Notas 2.b.5) y 2.c).

El Grupo monitorea permanentemente las perspectivas de los negocios donde opera. A nivel general, analiza variables macroeconómicas como los índices de precios y la devaluación de la moneda, entre otros; y en particular para el mercado de gas natural, el volumen de demanda a cubrir y los precios de venta de gas natural.

En relación con el mercado de gas natural, en los últimos años se establecieron incentivos para incrementar la producción local de gas natural. A partir de 2018 y 2019, se observó un exceso de oferta a partir de la mayor producción en campos no convencionales, frente a la demanda doméstica en determinados momentos del año, situación infrecuente en el pasado, lo cual impactó en la producción de gas natural a partir del cierre temporal de producción en algunas locaciones. Esta situación generó una reducción en el precio de venta del gas natural en el mercado local, lo cual generó una caída en la producción de gas natural debido a la falta de incentivos para desarrollar proyectos. Consecuentemente, el 16 de noviembre de 2020 el Gobierno Nacional aprobó el Plan GasAr 2020-2024 con el objetivo de viabilizar inversiones para aumentar la producción de gas natural en todas las cuencas del país y satisfacer las necesidades de hidrocarburos del mercado local. Posteriormente, y con el mismo objetivo, el 4 de noviembre de 2022 el Gobierno Nacional aprobó el Plan GasAr 2023-2028. En este marco, YPF asumió compromisos de producción de gas natural en las cuencas Neuquina y Noroeste. Ver Nota 35.f.1).

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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2025, 2024 Y 2023

YPF SOCIEDAD ANONIMA

==> picture [62 x 25] intentionally omitted <==

(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

8. PROPIEDADES, PLANTA Y EQUIPO (cont.)

Al 30 de septiembre de 2023, el Grupo reconoció un cargo por deterioro de propiedades, planta y equipo de la UGE Gas - Cuenca Neuquina de 176.769 (114.900 neto del impuesto a las ganancias), generado por una combinación de variables, incluida, principalmente, una mayor competencia en el mercado local de gas natural que se estima pueda redundar en una reducción de los precios de gas natural en el mediano y largo plazo y en una consecuente adecuación de nuestra producción. La tasa de descuento después de impuesto a las ganancias utilizada al 30 de septiembre de 2023 fue del 14,89%. Asimismo, al 31 de diciembre de 2023 el importe en libros de los activos netos de la UGE Gas - Cuenca Neuquina ascendió a 1.936.680 y se aproximó a su importe recuperable.

El 29 de febrero de 2024 (ver Nota 11.a)) el Directorio de YPF resolvió la disposición de ciertos grupos de activos relacionados con el segmento de negocio de Upstream, principalmente campos maduros relacionados con las UGE Petróleo, UGE Gas - Cuenca Austral y UGE Gas - Cuenca Neuquina esperando que el valor razonable menos los costos de venta sea menor que su importe en libros. La Sociedad consideró que éste era un indicador de pérdida por deterioro de valor según la NIC 36. En consecuencia, la Sociedad realizó una revisión del deterioro de valor por separado de su UGE y reconoció un cargo por deterioro de valor de propiedades, planta y equipo por 1.437.603 (934.442 neto del impuesto a las ganancias) al 31 de diciembre de 2023, considerando los activos netos y el importe recuperable de cada grupo de activos para su disposición.

Considerando que la mayoría de las transacciones de activos de petróleo y gas en Argentina durante los últimos años están relacionadas con bloques donde los principales yacimientos son formaciones no convencionales (específicamente, la formación Vaca Muerta), y para las transacciones que podrían considerarse comparables con los activos evaluados en cada grupo de activos para su disposición, la información pública disponible fue insuficiente para concluir sobre un valor razonable en mercados activos para activos idénticos a los de cada grupo de activos para su disposición (Nivel 1), o inputs distintos de los precios incluidos en el Nivel 1 que son observables para los activos directa o indirectamente (Nivel 2), el importe recuperable para cada grupo de activos para su disposición se determinó aplicando una técnica de valuación de activos comúnmente utilizada en la industria de petróleo y gas, que es la técnica de análisis de flujos de fondos descontados. Esta técnica de valuación se considera de Nivel 3 en la jerarquía del valor razonable debido a los datos no observables utilizados en la valuación, que representa la medición del valor razonable menos los costos de venta. Para estimar los flujos de efectivo descontados de los grupos de activos para su disposición, la Sociedad trabajó estrechamente con un valuador independiente no relacionado con el Grupo, con las calificaciones apropiadas, para establecer las técnicas de valuación apropiadas y los inputs del modelo.

Esta técnica de valuación requirió proyecciones de producción, gastos operativos, inversiones, costos de abandono de pozos de hidrocarburos, regalías e impuestos y la fecha de finalización de las concesiones. Los supuestos clave a los que los importes recuperables de los grupos de activos para su disposición son más sensibles son la producción, los precios del petróleo y del gas natural, la tasa de descuento y las variables macroeconómicas. Los valores de las reservas se expresaron en términos de ingresos brutos futuros, ingresos netos futuros, valor presente y considerando una extensión de 10 años de la finalización de ciertas concesiones que expiran en el corto plazo. Los ingresos netos futuros se calcularon deduciendo de los ingresos brutos futuros las regalías pagadas en efectivo, los gastos operativos, las inversiones, los costos de abandono de pozos de hidrocarburos, los impuestos a la producción e impuesto a las ganancias. Los gastos operativos incluyen gastos operativos de los bloques, gastos de transporte y procesamiento y una asignación de gastos generales que se relaciona directamente con las actividades de producción. Las inversiones incluyen costos de perforación y terminación, costos de instalaciones y costos de mantenimiento. Los costos de abandono de pozos de hidrocarburos son aquellos costos asociados con la remoción de instalaciones, taponamiento de pozos y recuperación y restauración asociados con el abandono de pozos de hidrocarburos. El importe recuperable se definió como los ingresos netos futuros descontados a una tasa de descuento después de impuesto a las ganancias, que al 31 de diciembre de 2023 fue del 15%.

Al 31 de diciembre de 2024, el Grupo reconoció un cargo por deterioro de propiedades, planta y equipo de la UGE Gas - Cuenca Noroeste de 59.283 (38.534 neto del impuesto a las ganancias), generado por una combinación de variables, pero principalmente debido a incrementos en los costos de producción. La tasa de descuento después de impuesto a las ganancias utilizada al 31 de diciembre de 2024 fue del 14,80%, siendo el importe recuperable después de impuestos a dicha fecha de la UGE Gas - Cuenca Noroeste de 29.285. Adicionalmente, al 31 de diciembre de 2024, el importe en libros de los activos netos de la UGE Gas - Cuenca Neuquina ascendió a 2.853.184 y se aproximó a su importe recuperable.

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8. PROPIEDADES, PLANTA Y EQUIPO (cont.)

Al 31 de diciembre de 2025 los importes en libros de los activos netos de la UGE Gas - Cuenca Neuquina y de la UGE Gas - Cuenca Noroeste ascienden a 4.066.891 y 13.194, respectivamente. El Grupo continuará analizando las perspectivas de las variables mencionadas anteriormente para seguir evaluando su impacto en los flujos de efectivo esperados.

Asimismo, de acuerdo con el requerimiento de la NIIF 8, a continuación se desglosa la distribución de las propiedades, planta y equipo por área geográfica:

lanta y equipo por área geográfica:
Argentina Países del Mercosur y asociados	2025 27.681.103 1.451 27.682.554	2024 19.306.393 1.030 19.307.423	2023
			14.284.952 8.475
			14.293.427

9. ACTIVOS POR DERECHO DE USO

Los contratos de arrendamientos en los que el Grupo es arrendatario corresponden principalmente al alquiler de:

• Terrenos y edificios, los cuales incluyen:

• (i) Reservorios y terrenos necesarios para montar las instalaciones de superficie necesarias para el almacenamiento subterráneo de gas natural, cuyos contratos tienen una duración promedio de 4 años los cuales establecen pagos mínimos garantizados en función de las cláusulas contractuales.

• (ii) Permisos para el uso de puertos y terrenos, cuyos contratos tienen una duración promedio de 7 años los cuales establecen pagos mínimos garantizados en función de las cláusulas contractuales.

• Instalaciones y equipos de explotación, los cuales incluyen equipos de perforación, equipos de workover y bombas de extracción. Estos contratos tienen una duración promedio de 7 años, los cuales establecen pagos mínimos garantizados en función de la disponibilidad que tiene el Grupo sobre estos activos y pagos variables que se calculan a partir de una tarifa por unidad de uso (por hora o día).

• Maquinarias y equipos, los cuales incluyen:

• (i) Equipamiento para compresión de gas natural y generación de energía, cuyos contratos tienen una duración promedio de 6 años los cuales establecen pagos mínimos en función de la potencia disponible y pagos variables que se calculan a partir de una tarifa por unidad de generación.

• (ii) Equipamiento de regasificación y licuefacción de gas, cuyos contratos tienen una duración promedio de 4 años los cuales establecen pagos mínimos garantizados en función de la disponibilidad que tiene el Grupo sobre estos activos.

• Estaciones de servicio cuyos contratos incluyen el arrendamiento de terrenos e instalaciones asociadas, tienen una duración promedio de 10 años los cuales establecen pagos que se determinan en función del precio de una determinada cantidad fija de litros de combustible.

• Equipos de transporte, los cuales incluyen:

• (i) Buques y barcazas para el transporte de hidrocarburos, cuyos contratos tienen una duración promedio de 3 años los cuales establecen pagos mínimos garantizados en función de la disponibilidad que tiene el Grupo sobre estos activos.

• (ii) Flotas de camiones, cuyos contratos tienen una duración promedio de 3 años los cuales establecen pagos variables que se calculan a partir de una tarifa por unidad de uso (por kilómetro recorrido). En algunos casos se estipulan pagos mínimos en función de la disponibilidad que tiene el Grupo sobre estos activos.

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

9. ACTIVOS POR DERECHO DE USO (cont.)

La evolución de los activos por derecho de uso del Grupo por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023 es la siguiente:

Valor de origen Depreciación acumulada Saldos al 31 de diciembre de 2022 . Costos Aumentos Efecto de conversión Ajuste por inflación(2) Disminuciones, reclasificaciones y otros movimientos . Depreciación acumulada Aumentos Efecto de conversión Ajuste por inflación(2) Disminuciones, reclasificaciones y otros movimientos . Valor de origen Depreciación acumulada Saldos al 31 de diciembre de 2023 . Costos Aumentos Efecto de conversión Ajuste por inflación(2) Disminuciones, reclasificaciones y otros movimientos . Depreciación acumulada Aumentos Efecto de conversión Ajuste por inflación(2) Disminuciones, reclasificaciones y otros movimientos . Valor de origen Depreciación acumulada Saldos al 31 de diciembre de 2024 . Costos Aumentos Efecto de conversión Ajuste por inflación(2) Disminuciones, reclasificaciones y otros movimientos . Depreciación acumulada Aumentos Efecto de conversión Ajuste por inflación(2) Disminuciones, reclasificaciones y otros movimientos . Valor de origen Depreciación acumulada Saldos al 31 de diciembre de 2025	Terrenos yedificios 5.821 3.318 2.503 3.405 26.726 313 (3.085) 1.870 14.170 304 (119) 33.180 19.543 13.637 10.773 10.643 571 (862) 6.648 6.138 567 - 54.305 32.896 21.409 68 19.563 343 (9.405) 6.816 13.881 341 (1.119) 64.874 52.815 12.059	Instalaciones y equipos de explotación 87.518 53.271 34.247 37.683 346.814 - (15.108) 35.733 248.121 - (1.309) 456.907 335.816 121.091 15.896 125.662 - (13.635) 90.856 104.355 - (13.635) 584.830 517.392 67.438 53.812 234.322 - (24.266) 41.657 218.278 - (2.634) 848.698 774.693 74.005	Maquinarias yequipos 50.190 37.051 13.139 95.298 220.773 - (759) 12.964 153.258 - - 365.502 203.273 162.229 216.356 105.917 - (55.853) 82.532 61.555 - (52.954) 631.922 294.406 337.516 48.834 273.756 - (5.740) 137.915 150.048 - - 948.772 582.369 366.403	Estaciones de servicio 17.582 7.806 9.776 529 47.955 8.705 - 3.754 23.738 5.070 - 74.771 40.368 34.403 11.394 17.174 14.918 (2.112) 9.916 9.885 10.117 (1.167) 116.145 69.119 47.026 - 36.037 8.694 - 14.579 21.368 6.758 - 160.876 111.824 49.052	Equipos de transporte 65.670 29.587 36.083 93.968 242.762 - - 32.188 162.802 - - 402.400 224.577 177.823 184.981 116.854 - (10.523) 112.564 75.240 - (10.523) 693.712 401.858 291.854 167.983 304.986 - (62.048) 223.316 202.146 - (370) 1.104.633 826.950 277.683	Total 226.781 131.033 95.748 230.883 885.030 9.018 (18.952) 86.509 (1) 602.089 5.374 (1.428) 1.332.760 823.577 509.183 439.400 376.250 15.489 (82.985) 302.516 (1) 257.173 10.684 (78.279) 2.080.914 1.315.671 765.243 270.697 868.664 9.037 (101.459) 424.283 (1) 605.721 7.099 (4.123) 3.127.853 2.348.651 779.202

(1) Incluye 355.000, 247.871 y 66.025 que fueron imputados en la línea de “Depreciación de activos por derecho de uso” en el estado de resultados integrales por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023, respectivamente (ver Nota 27); e incluye 69.283, 54.645 y 20.484 que fueron activados en el rubro de “Propiedades, planta y equipo” en el estado de situación financiera (ver Nota 8).

(2) Corresponde al ajuste por inflación de los saldos al inicio de los activos por derecho de uso de las subsidiarias con moneda funcional peso el cual fue imputado en el rubro de “Otros resultados integrales” en el estado de resultados integrales.

Asimismo, de acuerdo con el requerimiento de la NIIF 8, los activos por derecho de uso se localizan geográficamente en Argentina.

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

10. INVERSIONES EN ASOCIADAS Y NEGOCIOS CONJUNTOS

El siguiente cuadro presenta en forma agrupada el valor de las inversiones en asociadas y negocios conjuntos al 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023:

iciembre de 2025, 2024 y 2023:
Valor de las inversiones en asociadas Valor de las inversiones en negocios conjuntos *	2025 473.518 1.861.228 2.334.746	2024 218.296 1.801.494 2.019.790	2023
			114.767 1.237.114
			1.351.881

Los principales conceptos que han afectado el valor de las inversiones antes mencionadas durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023, corresponden a:

Saldo al inicio del ejercicio Adquisiciones y aportes Capitalización en asociadas y negocios conjuntos Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos Dividendos distribuidos Diferencias de conversión Ajuste por inflación(1) Baja por venta de sociedades(2) Otros movimientos(3) Saldo al cierre del ejercicio	2025 2.019.790 113.669 13.726 149.044 (292.912) (4) 773.380 25.562 (379.476) (88.037) 2.334.746	2024 1.351.881 30 - 358.335 (154.131) 386.181 77.494 - - 2.019.790	2023
			337.175 1.174 - (30.909) (59.949) 1.069.951 34.439 - -
			1.351.881

(1) Corresponde al ajuste por inflación de los saldos al inicio de las asociadas y negocios conjuntos con moneda funcional peso el cual fue imputado en el rubro de “Otros resultados integrales” en el estado de resultados integrales.

(2) Corresponde a la baja por la venta de Profertil, ver Nota 3.

(3) Corresponde a la baja de los negocios conjuntos OLCLP y Refinor, ver Nota 3.

(4) Incluye 32.495 que fueron compensados con pasivos comerciales.

El siguiente cuadro presenta las principales magnitudes de resultados de las inversiones en asociadas y negocios conjuntos del Grupo calculadas de acuerdo con su valor patrimonial proporcional, por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023. Se han ajustado, de corresponder, los valores informados por dichas sociedades para adaptarlos a las políticas contables utilizadas por la Sociedad para el cálculo del valor patrimonial proporcional en las fechas antes mencionadas:

echas antes mencionadas:
Resultado neto Otros resultados integrales Resultado integral		Asociadas	2023 (9.936) 95.525 85.589	Negocios conjuntos
	2025 71.585 115.393 186.978	2024 24.422 80.348 104.770		2025 77.459 683.549 761.008	2024 333.913 383.327 717.240	2023 (20.973) 1.008.865 987.892

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

10. INVERSIONES EN ASOCIADAS Y NEGOCIOS CONJUNTOS (cont.)

La Sociedad no posee inversiones en subsidiarias con interés no controlante significativo. Asimismo, la Sociedad no posee inversiones en asociadas y negocios conjuntos que sean significativos, con excepción de la inversión en YPF EE.

La información financiera correspondiente a los activos y pasivos de YPF EE al 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023 así como los resultados por los ejercicios finalizados en dichas fechas se detallan a continuación:

Total del activo no corriente Efectivo y equivalentes de efectivo Otros activos corrientes Total del activo corriente Total del activo . Pasivos financieros (excluye los rubros de "Cuentas por pagar", "Provisiones" y "Otros pasivos") Otros pasivos no corrientes Total del pasivo no corriente Pasivos financieros (excluye los rubros de "Cuentas por pagar", "Provisiones" y "Otros pasivos") Otros pasivos corrientes Total del pasivo corriente Total del pasivo . Total del patrimonio(2) . Dividendos cobrados . Ingresos Intereses ganados Depreciaciones y amortizaciones Intereses perdidos Impuesto a las ganancias Resultado operativo . Resultado neto Otros resultados integrales Resultado integral	2025(1) 3.218.215 295.707 322.617 618.324 3.836.539 1.139.987 253.371 1.393.358 339.899 270.412 610.311 2.003.669	2024(1) 2.211.995 247.353 251.358 498.711 2.710.706 758.135 66.714 824.849 299.548 219.601 519.149 1.343.998	2023(1)
			1.695.838
			92.268
			122.840
			215.108
			1.910.946
			581.324
			164.041
			745.365
			151.832
			115.508
			267.340
			1.012.705
	1.832.870	1.366.708	898.241
	52.332 2025(1) 814.013 16.416 (219.093) (77.769) (258.697) 337.982 6.222 557.758 563.980	37.260 2024(1) 488.328 27.962 (147.055) (60.739) 178.300 109.428 252.764 266.999 519.763	9.000 2023(1)
			156.557
			12.434
			(42.077)
			(16.658)
			(78.435)
			80.385
			(15.515)
			712.032
			696.517

(1) La información financiera surge de los estados financieros consolidados de YPF EE. Sobre esta información se han realizado ajustes contables para el cálculo de la participación en el patrimonio y en los resultados de YPF EE. El patrimonio y los resultados ajustados no difieren significativamente de la información financiera aquí revelada. (2) Incluye el interés no controlante.

El siguiente cuadro presenta el valor de las inversiones en asociadas y negocios conjuntos por sociedad al 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023:

de 2025, 2024 y 2023:
Nombre de la sociedad Negocios conjuntos:(1) YPF EE MEGA Profertil(2) OLCLP(2) CT Barragán . Asociadas: Oldelval Termap OTAMERICA CDS YPF Gas VMOS . Otras(3) .	2025 1.201.014 241.421 - - 350.820 142.790 29.368 51.012 42.216 76.467 106.213 93.425 2.334.746	2024 901.172 187.180 355.290 44.672 236.551 64.488 20.843 39.533 32.210 53.571 - 84.280 2.019.790	2023
			593.108 107.324 273.236 27.436 201.738 44.580 12.121 20.207 20.757 14.003 - 37.371
			1.351.881

(1) En función de lo estipulado en los acuerdos de accionistas, existe control conjunto por parte de los accionistas de estas sociedades. (2) Ver Nota 3.

(3) Incluye Refinor, OTA, OTC, GPA, Petrofaro S.A., Bioceres S.A., Bizoy S.A., Santa Fe Bio S.A. y Southern Energy S.A. A partir del 28 de octubre de 2025 Refinor es una subsidiaria de YPF, ver Nota 3.

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

10. INVERSIONES EN ASOCIADAS Y NEGOCIOS CONJUNTOS (cont.)

De acuerdo con los requerimientos de las normas de la CNV, a continuación se presenta la información legal de las asociadas y negocios conjuntos:

Denominacióny Emisor Negocios conjuntos: YPF EE MEGA CT Barragán . Asociadas: Oldelval Termap OTAMERICA CDS YPF Gas VMOS . Otras sociedades(3)		2025	2025	2025
	Características de los valores(2) Valor nominal en pesos Cantidad 1 2.810.302.766 1 244.246.140 1 4.279.033.952 10 4.072.749 10 476.034 10 351.167 0,01 11.870.716.511 1 59.821.434 1 30.300.127.549 - -	Información sobre el ente emisor Últimos estados financieros disponibles Fecha Capital social Resultado Patrimonio 31/12/2025 3.747 (5.294) 1.617.987 31/12/2025 643 124.566 636.342 31/12/2025 8.558 31.308 703.859 31/12/2025 110 124.892 400.166 31/12/2025 14 (3.732) 85.206 31/12/2025 12 46.727 154.970 31/12/2025 1.158 23.739 412.078 31/12/2025 176 28.824 224.236 31/12/2025 123.724 (68.467) 436.457 - - - -			Costo(1)
	Valor nominal en pesos 1 1 1 10 10 10 0,01 1 1 -	Fecha 31/12/2025 31/12/2025 31/12/2025 31/12/2025 31/12/2025 31/12/2025 31/12/2025 31/12/2025 31/12/2025 -	Capital social 3.747 643 8.558 110 14 12 1.158 176 123.724 -	Resultado (5.294) 124.566 31.308 124.892 (3.732) 46.727 23.739 28.824 (68.467) -
					- - 4.348 - - - - - 92.542 15.983
					112.873

(1) Corresponde al costo neto de dividendos cobrados y reducciones de capital.

(2) Los valores corresponden a acciones ordinarias.

(3) Incluye Refinor, OTA, OTC, GPA, Petrofaro S.A., Bioceres S.A., Bizoy S.A., Santa Fe Bio S.A. y Southern Energy S.A. A partir del 28 de octubre de 2025 Refinor es una subsidiaria de YPF, ver Nota 3.

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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2025, 2024 Y 2023

(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

11. ACTIVOS MANTENIDOS PARA LA VENTA Y PASIVOS ASOCIADOS

Los siguientes cuadros presentan las principales clases de activos mantenidos para la venta y pasivos asociados al 31 de diciembre de 2025 y 2024:

,	Upstream	Midstream y Downstream	Total	Total
Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2025
Activos mantenidos para la venta
Propiedades, planta y equipo - Plan de optimización del portafolio Upstream convencional	1.470.346	-	1.470.346
Propiedades, planta y equipo - Estaciones de servicio	-	8.875	8.875
Activos de YPF Brasil	-	-	-
	1.470.346	8.875	1.479.221
Pasivos asociados con activos mantenidos para la venta
Provisiones para obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos - Plan de optimización del portafolio Upstream convencional	1.700.516 6.817 6.212	- - -	1.700.516 6.817 6.212
Provisiones para gastos de medioambiente - Plan de optimización del portafolio Upstream convencional
Pasivos por concesiones - Plan de optimización del portafolio Upstream convencional
Pasivos de YPF Brasil	-	-	-
	1.713.545	-	1.713.545
.
	Upstream	Midstream y Downstream	Total 1.551.664 9.719 21.775 1.583.158 2.113.047 55.422 14.572 18.576 2.201.617
,
Saldos al 31 de diciembre de 2024
Activos mantenidos para la venta
Propiedades, planta y equipo - Plan de optimización del portafolio Upstream convencional	1.551.664	-
Propiedades, planta y equipo - Estaciones de servicio	-	9.719
Activos de YPF Brasil(1)	-	21.775
	**1.551.664 **	**31.494 **
Pasivos asociados con activos mantenidos para la venta
Provisiones para obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos - Plan de optimización del portafolio Upstream convencional	2.113.047 55.422	- -
Provisiones para gastos de medioambiente - Plan de optimización del portafolio Upstream convencional
Pasivos por concesiones - Plan de optimización del portafolio Upstream
convencional	14.572	-	14.572
Pasivos de YPF Brasil(1)	-	18.576	18.576
	2.183.041	18.576	2.201.617

(1) El 31 de enero de 2025 YPF vendió su participación del 100% en YPF Brasil.

Al 31 de diciembre de 2023, el Grupo no clasificó activos como mantenidos para la venta .

11.a) Plan de optimización del portafolio Upstream convencional

11.a.1) Descripción del Plan

El 29 de febrero de 2024 el Directorio de YPF resolvió la disposición de ciertos grupos de activos relacionados con el segmento de negocio de Upstream, principalmente campos maduros relacionados con las UGE Petróleo, UGE Gas - Cuenca Austral y UGE Gas - Cuenca Neuquina. Esta disposición de activos relacionados con campos maduros, denominado “Proyecto Campos Maduros”, es consistente con los planes de gestión de la Sociedad, que considera que la racionalización del portafolio Upstream convencional es una de las palancas sobre las cuales se basa la estrategia de YPF, con foco en las actividades e inversiones en campos no convencionales.

Durante 2024 y 2025 YPF firmó distintos acuerdos de cesión por 15 grupos de activos (46 áreas), sujetos al cumplimiento de condiciones de cierre pactadas, incluyendo aprobaciones regulatorias y provinciales aplicables. Los restantes grupos de activos se encuentran en negociaciones con terceros para su disposición o reversión.

Como parte del plan de optimización del portafolio Upstream convencional, el 11 de diciembre de 2025 el Directorio de YPF aprobó la disposición de nuevos grupos de activos relacionados con 3 áreas de las Provincias de Mendoza y Chubut. Durante enero y febrero de 2026 YPF firmó acuerdos de cesión por dichos activos, sujetos al cumplimiento de condiciones de cierre pactadas, incluyendo aprobaciones regulatorias y provinciales aplicables.

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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2025, 2024 Y 2023

(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

11. ACTIVOS MANTENIDOS PARA LA VENTA Y PASIVOS ASOCIADOS (cont.)

A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, la Sociedad posee acuerdos de cesión firmados de ciertos grupos de activos mantenidos para la venta sujetos a condiciones de cierre principalmente relacionadas con aprobaciones regulatorias y provinciales, para los cuales la Sociedad está tomando las medidas necesarias a efectos de su cierre y considera que es altamente probable la disposición de dichos activos. Asimismo, la Sociedad mantiene grupos de activos mantenidos para la venta para los cuales aún no se han firmado acuerdos pero se encuentra en negociaciones con terceros para su disposición o reversión. El retraso en el cumplimiento del plan de disposición de campos maduros se debe a la complejidad de las negociaciones, que se encuentra fuera del control de la Sociedad. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, la Sociedad considera que continúa siendo altamente probable la disposición de dichos activos durante 2026.

A continuación se describen los acuerdos de cesión y/o reversión que al 31 de diciembre de 2025 han cumplido con las condiciones de cierre pactadas y, por lo tanto, se produjo el cierre de la transacción:

• Escalante - El Trébol

El 29 de octubre de 2024 se publicó en el Boletín Oficial de la Provincia de Chubut el Decreto N° 1.509/2024, mediante el cual se autorizó la cesión del 100% de los derechos y obligaciones de YPF en la concesión de explotación "Escalante - El Trébol" a favor de PECOM Servicios Energía S.A.U. ("PECOM"), quedando sujeto el otorgamiento de la prórroga de dicha concesión al cumplimiento de ciertas condiciones por parte de YPF y de PECOM.

El 15 de noviembre de 2024, habiéndose cumplido las condiciones de cierre por parte de YPF y de PECOM, se instrumentó la cesión del 100% de los derechos y obligaciones de YPF en dicha concesión de explotación a favor de PECOM.

• Llancanelo y Llancanelo R

El 28 de noviembre de 2024 se publicó en el Boletín Oficial de la Provincia de Mendoza la Resolución N° 335/2024, mediante la cual se autorizó la cesión del 100% de los derechos y obligaciones de YPF en las concesiones de explotación “Llancanelo” y “Llancanelo R” a favor de Petroquímica Comodoro Rivadavia S.A. (“PCR”).

El 5 de diciembre de 2024, habiéndose cumplido las condiciones de cierre por parte de YPF y de PCR, se instrumentó la cesión del 100% de los derechos y obligaciones de YPF en dichas concesiones de explotación a favor de PCR.

• Estación Fernández Oro

El 19 de diciembre de 2024 se publicó en el Boletín Oficial de la Provincia de Río Negro el Decreto N° 525/2024, mediante el cual se autorizó la cesión del 100% de los derechos y obligaciones de YPF en la concesión de explotación “Estación Fernández Oro” a favor de Quintana E&P Argentina S.R.L., Quintana Energy Investments S.A. y Gas Storage and Midstream Services S.A. (“Consorcio Quintana”).

El 3 de febrero de 2025, habiéndose cumplido las condiciones de cierre por parte de YPF y de Consorcio Quintana, se instrumentó la cesión del 100% de los derechos y obligaciones de YPF en dicha concesión de explotación a favor de Consorcio Quintana.

• Campamento Central - Cañadón Perdido

El 6 de enero de 2025 se publicó en el Boletín Oficial de la Provincia de Chubut el Decreto N° 1.892/2024, mediante el cual se autorizó la cesión del 100% de los derechos y obligaciones sobre la concesión de explotación “Campamento Central - Cañadón Perdido”, sobre la cual YPF poseía el 50% de participación, a favor de PECOM.

El 31 de enero de 2025, habiéndose cumplido las condiciones de cierre por parte de YPF y de PECOM, se instrumentó la cesión del 100% de los derechos y obligaciones de YPF en dicha concesión de explotación a favor de PECOM.

• Barrancas, Vizcacheras, La Ventana, Ceferino, Mesa Verde y Río Tunuyán

El 29 de enero de 2025 se publicó en el Boletín Oficial de la Provincia de Mendoza la Resolución N° 16/2025, mediante la cual se autorizó la cesión del 100% de los derechos y obligaciones de YPF en las concesiones de explotación “Barrancas”, “Vizcacheras”, “La Ventana”, “Ceferino”, “Mesa Verde” y “Río Tunuyán” a favor de Petróleos Sudamericanos S.A. (“PS”).

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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2025, 2024 Y 2023

(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

11. ACTIVOS MANTENIDOS PARA LA VENTA Y PASIVOS ASOCIADOS (cont.)

El 27 de marzo de 2025, habiéndose cumplido las condiciones de cierre por parte de YPF y de PS, se instrumentó la cesión del 100% de los derechos y obligaciones de YPF en dichas concesiones de explotación a favor de PS con fecha efectiva a partir del 1 de abril de 2025.

• Señal Cerro Bayo, Volcán Auca Mahuida, Don Ruiz y Las Manadas

El 7 de abril de 2025 se publicó en el Boletín Oficial de la Provincia de Neuquén el Decreto N° 372/2025, mediante el cual se autorizó la cesión de las derechos y obligaciones de YPF en las concesiones de explotación “Señal Cerro Bayo”, “Volcán Auca Mahuida”, “Don Ruiz” y “Las Manadas” a favor de Bentia Energy S.A. (“Bentia”) e Ingeniería SIMA S.A.

El 6 de junio de 2025, habiéndose cumplido las condiciones de cierre por parte de YPF, Bentia e Ingeniería SIMA S.A., se instrumentó la cesión del 100% de los derechos y obligaciones de YPF en dichas concesiones de explotación a favor de Bentia e Ingeniería SIMA S.A.

• Al Norte de la Dorsal, Octógono y Dadín

El 9 de abril de 2025 se publicó en el Boletín Oficial de la Provincia de Neuquén el Decreto N° 380/2025, mediante el cual se autorizó la cesión de los derechos y obligaciones de YPF en las concesiones de explotación “Al Norte de la Dorsal" y "Octógono" a Bentia.

El 10 de junio de 2025, habiéndose cumplido las condiciones de cierre por parte de YPF y Bentia relacionadas con las concesiones de explotación “Al Norte de la Dorsal" y "Octógono", se instrumentó la cesión del 100% de los derechos y obligaciones de YPF en dichas concesiones de explotación a favor de Bentia. Asimismo, el 7 de noviembre de 2025 se instrumentó la cesión del 100% de los derechos y obligaciones de YPF en la concesión de explotación “Dadín” a favor de Bentia.

• Cerro Piedra - Cerro Guadal Norte, Barranca Yankowsky, Los Monos, El Guadal - Lomas del Cuy, Cañadón Vasco, Cañadón Yatel, Pico Truncado - El Cordón, Los Perales - Las Mesetas, Cañadón León - Meseta Espinosa y Cañadón de la Escondida - Las Heras

El 2 de abril de 2025 YPF firmó un Memorándum de Entendimiento (“MOU”, por sus siglas en inglés) con la Provincia de Santa Cruz y Fomicruz S.E. (“Fomicruz”) a efectos de establecer los términos y condiciones generales sobre los que se negociará la cesión por parte de YPF a Fomicruz de las concesiones de explotación “Cerro Piedra - Cerro Guadal Norte”, “Barranca Yankowsky”, “Los Monos”, “El Guadal - Lomas del Cuy”, “Cañadón Vasco”, “Cañadón Yatel”, “Pico Truncado - El Cordón”, “Los Perales - Las Mesetas”, “Cañadón León - Meseta Espinosa”, “Cañadón de la Escondida - Las Heras” y las concesiones de transporte asociadas a dichas concesiones. Dicho MOU, sujeto a la aprobación por parte del Directorio de YPF y al dictado del correspondiente decreto por parte de la Provincia de Santa Cruz, fue aprobado por el Directorio de YPF el 9 de abril de 2025 y dictado por la Provincia de Santa Cruz el Decreto N° 376/2025 el 6 de mayo 2025.

El 2 de junio de 2025 YPF y Fomicruz firmaron el acuerdo de cesión del 100% de participación en las concesiones de explotación y de transporte mencionadas precedentemente, cuya cesión fue aprobada por el Decreto N° 539/2025 publicado en el Boletín Oficial de la Provincia de Santa Cruz el 18 de junio de 2025.

El 19 de junio de 2025 YPF y Fomicruz suscribieron la escritura notarial que formalizó y perfeccionó la cesión mencionada precedentemente. Asimismo, YPF y Fomicruz firmaron un acuerdo de operación transitoria de las concesiones de explotación cedidas hasta diciembre de 2025.

• El Portón (Mendoza - Neuquén), Chihuido de la Salina, Altiplanicie del Payún, Cañadón Amarillo, Chihuido de la Salina Sur y Confluencia Sur

El 20 de febrero de 2025 se publicó en el Boletín Oficial de la Provincia de Mendoza la Resolución N° 28/2025 del Ministerio de Energía y Ambiente, mediante la cual se autorizó la cesión de los derechos y obligaciones de YPF en las concesiones de explotación “El Portón”, “Chihuido de la Salina”, “Altiplanicie del Payún”, “Cañadón Amarillo”, “Chihuido de la Salina Sur” y “Confluencia Sur” a favor de Consorcio Quintana y Compañía TSB S.A. (“TSB”).

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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2025, 2024 Y 2023

(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

11. ACTIVOS MANTENIDOS PARA LA VENTA Y PASIVOS ASOCIADOS (cont.)

El 19 de junio de 2025, habiéndose cumplido las condiciones de cierre por parte de YPF, Consorcio Quintana y TSB, se instrumentó la cesión del 100% de los derechos y obligaciones de YPF en dichas concesiones de explotación a favor de Consorcio Quintana y TSB, con fecha efectiva a partir del 1 de julio de 2025. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, YPF, Consorcio Quintana y TSB suscribieron un acuerdo de operación transitoria por la concesión de explotación “El Portón”, a la espera de la autorización por parte de la Provincia de Neuquén de la cesión de dicha concesión.

• El Tordillo, Puesto Quiroga y La Tapera

El 26 de noviembre de 2025 se publicó en el Boletín Oficial de la Provincia de Chubut el Decreto N° 1.419/2025, mediante el cual se autorizó la cesión del 100% de los derechos y obligaciones de YPF en las concesiones de explotación “El Tordillo”, “Puesto Quiroga” y “La Tapera” y las concesiones de transporte asociadas a dichas concesiones de explotación, sobre las cuales YPF poseía el 7,196% de participación, a favor de Crown Point Energía S.A.

El 1 de diciembre de 2025, habiéndose cumplido las condiciones de cierre por parte de YPF y Crown Point Energía S.A., se instrumentó la cesión del 100% de los derechos y obligaciones de YPF en dichas concesiones de explotación y de transporte a favor de Crown Point Energía S.A.

A continuación se describen los acuerdos de cesión y/o reversión que han cumplido las condiciones de cierre pactadas con posterioridad al 31 de diciembre de 2025. Los grupos de activos asociados a dichos acuerdos se mantienen clasificados como mantenidos para la venta a dicha fecha.

• Restinga Alí

El 19 de junio de 2025 YPF firmó el acta acuerdo que establece los términos y condiciones para la reversión de la concesión de explotación “Restinga Alí”, ubicada en la Provincia de Chubut. El 24 de julio de 2025 la Legislatura de la Provincia de Chubut aprobó el acta acuerdo mediante la Ley XVII N° 162/2025, la cual fue promulgada el 1 de agosto de 2025 y publicada en el Boletín Oficial de la Provincia de Chubut el 7 de agosto de 2025.

El 17 de diciembre de 2025 YPF fue notificada del Decreto N° 1.505/2025 de la Provincia de Chubut mediante el cual se autorizó la reversión de la concesión de explotación “Restinga Alí” a favor de Petrominera Chubut S.E. Dicha reversión se instrumentó con fecha 8 de enero de 2026.

• Los Chorrillos, Lago Fuego, Tierra del Fuego - Fracción A, Tierra del Fuego - Fracción B, Tierra del Fuego - Fracción C, Tierra del Fuego - Fracción D y Tierra del Fuego - Fracción E

El 10 de noviembre de 2025 YPF firmó un acuerdo de cesión con Terra Ignis Energía S.A. (“TI”), para la cesión por parte de YPF a TI de las concesiones de explotación “Los Chorrillos”, “Lago Fuego”, “Tierra del Fuego - Fracción A”, “Tierra del Fuego - Fracción B”, “Tierra del Fuego - Fracción C”, “Tierra del Fuego - Fracción D” y “Tierra del Fuego - Fracción E” y materiales asociados a dichas concesiones.

El 4 de diciembre de 2025 se publicó en el Boletín Oficial de la Provincia de Tierra del Fuego el Decreto N° 2.705/2025, mediante el cual se autorizó la cesión del 100% de los derechos y obligaciones de YPF en dichas concesiones de explotación a favor de TI. El 29 de diciembre de 2025 se publicó en el Boletín Oficial de la Provincia de Tierra del Fuego la Ley N° 1.604/2025 que aprueba el Decreto N° 2.705/2025.

El 13 de enero de 2026, habiéndose cumplido las condiciones de cierre por parte de YPF y de TI, se instrumentó la cesión del 100% de los derechos y obligaciones de YPF en dichas concesiones de explotación a favor de TI. Asimismo, YPF y TI firmaron (i) un acuerdo de operación transitoria de las concesiones de explotación cedidas, por el cual YPF continuará operando las mismas por un período máximo de hasta 3 meses, y (ii) un acuerdo de prestación de servicios por la Terminal Cruz del Sur.

A continuación se describen los acuerdos de cesión y/o reversión firmados por YPF, los cuales están sujetos al cumplimiento de condiciones de cierre pactadas, incluyendo aprobaciones regulatorias y provinciales aplicables:

• Señal Picada - Punta Barda

El 23 de mayo de 2025 YPF firmó un acuerdo de cesión con PS por la concesión de explotación “Señal Picada - Punta Barda” ubicada en las Provincias de Río Negro y Neuquén. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, el acuerdo de cesión se encuentra sujeto al cumplimiento de condiciones de cierre, incluida la resolución formal por parte de las autoridades de aplicación correspondientes.

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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2025, 2024 Y 2023

YPF SOCIEDAD ANONIMA

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

11. ACTIVOS MANTENIDOS PARA LA VENTA Y PASIVOS ASOCIADOS (cont.)

• Cerro Fortunoso y Valle del Río Grande

El 15 de enero de 2026 YPF firmó un acuerdo de cesión con Venoil S.A. para la cesión de las concesiones de explotación “Cerro Fortunoso” y “Valle del Río Grande” por parte de YPF a Venoil S.A., ubicados en la Provincia de Mendoza. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, el acuerdo de cesión se encuentra sujeto al cumplimiento de condiciones de cierre, incluida la resolución formal por parte de las autoridades de aplicación correspondientes.

• Manantiales Behr

El 16 de enero de 2026 YPF firmó un acuerdo de cesión con Limay Energía S.A. (“Limay”), una empresa del grupo Rovella Capital, para la cesión por parte de YPF a Limay de la concesión de explotación “Manantiales Behr”, las concesiones de transporte “El Trébol - Caleta Córdova”, “Km. 9 - Caleta Córdova” y “Manantiales Behr - Cañadón Perdido” y materiales asociados a dichas concesiones, ubicados en la Provincia de Chubut. El 13 de febrero de 2026, al no haberse verificado el cumplimiento de las condiciones de cierre por parte de Limay, el acuerdo de cesión mencionado precedentemente ha quedado sin efecto.

Asimismo, el 18 de febrero de 2026 YPF, San Benito Upstream S.A.U. (“San Benito”) y PECOM suscribieron un nuevo acuerdo para la cesión por parte de YPF a San Benito y PECOM del 49% y 51% de participación en la concesión de explotación “Manantiales Behr”, las concesiones de transporte “El Trébol - Caleta Córdova”, “Km. 9 - Caleta Córdova” y “Manantiales Behr - Cañadón Perdido” y ciertos materiales asociados a dichas concesiones, ubicados en la Provincia de Chubut, respectivamente. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, el acuerdo de cesión se encuentra sujeto al cumplimiento de condiciones de cierre, incluida la resolución formal por parte de las autoridades de aplicación correspondientes.

11.a.2) Aspectos contables

Considerando la decisión del Directorio de YPF con fecha 29 de febrero de 2024, se evaluaron los indicadores de deterioro de valor según la NIC 36 para cada grupo de activos. En consecuencia, la Sociedad realizó una revisión del deterioro de valor por separado de su UGE y reconoció un cargo por deterioro de valor de propiedades, planta y equipo al 31 de diciembre 2023 (ver Nota 8). La disposición de estos grupos de activos relacionados con campos maduros no cumplió con los requerimientos de la NIIF 5 para ser clasificados como mantenidos para la venta al 31 de diciembre de 2023, por lo que estos grupos de activos no fueron clasificados como mantenidos para la venta a dicha fecha.

En febrero de 2024, habiéndose cumplido todos los requisitos de la NIIF 5, los activos se reclasificaron del rubro “Propiedades, planta y equipo” al rubro “Activos mantenidos para la venta” y las correspondientes provisiones para obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos y para gastos de medioambiente y los pasivos por concesiones al rubro “Pasivos asociados con activos mantenidos para la venta” como partidas corrientes en el estado de situación financiera.

Dado que los activos clasificados como mantenidos para la venta se miden al menor entre su importe en libros y su valor razonable menos los costos de venta (“valor razonable”), la Sociedad evalúa los cambios en dicho valor razonable, reconociendo una ganancia hasta el límite del deterioro de valor previamente reconocido o una pérdida por deterioro de valor adicional a la reconocida previamente por dichos cambios (ver Nota 2.b.13)). De acuerdo con lo mencionado en la Nota 8, el importe recuperable de estos activos se definió como los ingresos netos futuros descontados a una tasa de descuento después de impuesto a las ganancias, que al 31 de diciembre de 2024 fue del 15%.

Al 31 de diciembre de 2024, en base a la evaluación de los cambios en el valor razonable mencionada precedentemente, la Sociedad reconoció una pérdida por cambios en el valor razonable de los activos mantenidos para la venta por 272.804 en el rubro de “Otros resultados operativos, netos” en el estado de resultados integrales, generada principalmente por la declinación más pronunciada de los campos y la menor producción esperada a partir su comportamiento.

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11. ACTIVOS MANTENIDOS PARA LA VENTA Y PASIVOS ASOCIADOS (cont.)

Asimismo, al 31 de diciembre de 2025, la Sociedad reconoció una pérdida por cambios en el valor razonable de los activos mantenidos para la venta por 260.132 en el rubro de “Otros resultados operativos, netos” en el estado de resultados integrales, asociada principalmente por gastos de diversa naturaleza que surgen de los términos y condiciones generales del acuerdo firmado con la Provincia de Santa Cruz y Fomicruz. Adicionalmente, en relación con dicho acuerdo, YPF reconoció un pasivo en la línea de “Pasivos por acuerdos” en el rubro de “Otros pasivos” en el estado de situación financiera relacionado con (i) la ejecución de un programa de saneamiento ambiental y abandono, y (ii) el pago de un bono resarcitorio a la Provincia de Santa Cruz. Al 31 de diciembre de 2025 el saldo de dicho pasivo asciende a 545.031.

El 11 de diciembre de 2025, considerando la decisión del Directorio de YPF a dicha fecha y habiéndose cumplido todos los requisitos de la NIIF 5, los activos se reclasificaron del rubro “Propiedades, planta y equipo” al rubro “Activos mantenidos para la venta” y las correspondientes provisiones para obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos y para gastos de medioambiente al rubro “Pasivos asociados con activos mantenidos para la venta” como partidas corrientes en el estado de situación financiera. Asimismo, al 31 de diciembre de 2025, la Sociedad reconoció una pérdida por cambios en el valor razonable de los activos mantenidos para la venta por 257.730 en el rubro de “Otros resultados operativos, netos” en el estado de resultados integrales, asociada con las condiciones establecidas en el nuevo acuerdo de cesión firmado entre YPF, San Benito y PECOM por los activos relacionados con la concesión de explotación “Manantiales Behr”.

El importe en libros de los activos mantenidos para la venta podrá ajustarse en períodos futuros dependiendo de los resultados del proceso de disposición realizado por YPF y de la contraprestación económica que se acuerde con terceros por dichos activos.

En base al valor razonable de los grupos de activos a la fecha de cierre de cada uno de los acuerdos de cesión mencionados en la Nota 11.a.1), YPF reconoció, adicionalmente, un resultado por venta de dichos grupos de activos de 217.982 y 6.611 por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2025 y 2024, respectivamente. La contraprestación total acordada en el marco de estas transacciones incluye pagos en efectivo por US$ 69 millones y entregas de petróleo por un plazo de 4 años como pago en especie. Asimismo, la baja del importe en libros de los pasivos asociados con activos mantenidos para la venta netos de los activos mantenidos para la venta relacionados con dichas concesiones de explotación fue de 614.966 y 110.176 al 31 de diciembre de 2025 y 2024, respectivamente.

Asimismo, en relación con el Proyecto Campos Maduros la Sociedad:

• Reconoció un cargo por la provisión para materiales y equipos obsoletos en el rubro “Otros resultados operativos, netos” en el estado de resultados integrales por 253.025 por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2025.

• Se ha comprometido con un plan de optimización que involucra medidas de eficiencia operativa relacionadas con la reducción de personal de terceros afectados de manera directa o indirecta a la operación de áreas relacionadas con ciertos grupos de activos mantenidos para su disposición. Por dicho concepto, la Sociedad reconoció un cargo por 115.927 y 274.113 en la línea de “Provisión por optimizaciones operativas” en el rubro de “Otros resultados operativos, netos” en el estado de resultados integrales por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2025 y 2024, respectivamente.

• En relación con el personal propio la Sociedad reconoció un cargo por indemnizaciones por 56.116 y 61.115 en la línea de “Provisión por indemnizaciones” del rubro “Otros resultados operativos, netos” en el estado de resultados integrales por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2025 y 2024, respectivamente.

11.b) Aguada del Chañar

El 21 de marzo de 2025 se instrumentó la cesión del 49% de los derechos y obligaciones de YPF en la concesión de explotación “Aguada del Chañar” a favor de Compañía General de Combustibles S.A. (“CGC”) con fecha efectiva a partir del 1 de abril de 2025.

El precio de venta de la transacción acordado por las partes contempla una suma de US$ 75 millones y, adicionalmente, CGC solventará por cuenta y orden de YPF el 80,40% de las inversiones en el bloque que sean atribuibles al porcentaje de participación de YPF hasta la suma máxima de US$ 372 millones durante un plazo de 4 años. A la fecha de cierre de la transacción, YPF reconoció una ganancia como resultado por venta de dicho activo de 20.757 en el rubro de “Otros resultados operativos, netos” en el estado de resultados integrales.

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

12. INVENTARIOS

Productos terminados Petróleo y gas natural Productos en proceso Materia prima, envases y otros	2025 1.335.298 569.719 (2) 56.049 137.524 2.098.590 (1)	2024 953.073 470.381 (2) 50.372 119.840 1.593.666 (1)	2023 849.245 408.998 36.397 63.076 1.357.716 (1)

• (1) Al 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023 el importe en libros de los inventarios no supera su valor neto de realización.

(2) Incluye 29.786 y 20.818 correspondientes a la provisión por desvalorización de inventarios al 31 de diciembre de 2025 y 2024, respectivamente, ver Notas 2.b.8) y 26.

13. OTROS CRÉDITOS

3. OTROS CRÉDITOS
Deudores por servicios, ventas de otros activos y otros anticipos Créditos de impuestos y reembolsos por exportaciones Préstamos y saldos con sociedades relacionadas(1) Depósitos en garantía Gastos pagados por adelantado Anticipos y préstamos a empleados Anticipos a proveedores y despachantes de aduana(2) Créditos con socios de UT y Consorcios Seguros a cobrar Diversos Provisión para otros créditos de cobro dudoso	2025 No corriente Corriente 122.759 729.011 (3) 97.201 143.490 289.989 51.218 2 22.064 69.395 56.750 578 9.296 9.118 130.073 336.027 434.170 - - 71.579 105.807 996.648 1.681.879 (56.444) (79) 940.204 1.681.800	2024 No corriente Corriente 11.436 35.632 131.589 155.002 164.203 35.571 2 20.820 15.340 43.516 497 5.469 16.756 76.595 2.263 168.855 - 5.153 32.787 23.494 374.873 570.107 (26.822) (197) 348.051 569.910	2023
	No corriente 122.759 97.201 289.989 2 69.395 578 9.118 336.027 - 71.579 996.648 (56.444) 940.204	No corriente 11.436 131.589 164.203 2 15.340 497 16.756 2.263 - 32.787 374.873 (26.822) 348.051	No corriente - 66.473 34.964 2 14.086 139 - 6.360 - 5.703 127.727 (441) 127.286	Corriente
				8.942 35.318 5.338 10.651 26.952 2.363 68.177 124.955 - 25.498
				308.194 (287)
				307.907

(1) Para información sobre partes relacionadas, ver Nota 36.

(2) Incluye, entre otros, anticipos a despachantes de aduana que principalmente corresponden a adelantos para el pago de impuestos y derechos vinculados a la importación de combustibles y bienes.

(3) Incluye saldos a favor por la venta de Profertil, ver Nota 3.

14. CRÉDITOS POR VENTAS

4. CRÉDITOS POR VENTAS
Deudores comunes y sociedades relacionadas(1) (2) Provisión para deudores por ventas de cobro dudoso	2025 No corriente Corriente 17.285 2.507.770 (9.788) (107.865) 7.497 2.399.905	2024 No corriente Corriente 11.121 1.722.704 (9.788) (53.757) 1.333 1.668.947	2023
	No corriente 17.285 (9.788) 7.497	No corriente 11.121 (9.788) 1.333	No corriente 34.983 (9.788) 25.195	Corriente
				823.385 (37.652)
				785.733

(1) Para información sobre partes relacionadas, ver Nota 36.

(2) Para información sobre créditos por ventas por contratos con clientes, ver Nota 25.

A continuación se presenta la evolución de la provisión para deudores por ventas de cobro dudoso por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023:

Saldo al inicio del ejercicio Aumentos con cargo a resultados Disminuciones con cargo a resultados Aplicaciones por utilización Diferencias de cambio y de conversión, netas Resultado por la posición monetaria neta(1) Reclasificaciones Saldo al cierre del ejercicio	2025	2025	2024	2024	2023	2023
	No corriente	Corriente	No corriente 9.788 - - - - - - 9.788 (2)	Corriente	No corriente 9.788 - - - - - - 9.788 (2)	Corriente
	9.788	53.757		37.652 64.602 (3) (7.279) (3) (42.980) (3) 9.285 (6.356) (1.167)		13.410 9.443 (638) (1.945) 18.982 (1.600) -
	-	84.015
	-	(9.252)
	-	(29.381)
	-	9.320
	-	(402)
	-	(192)
	9.788 (2)	107.865		53.757		37.652

(1) Incluye el ajuste por inflación de los saldos al inicio de la provisión para deudores por ventas de cobro dudoso de las subsidiarias con moneda funcional peso el cual fue imputado en el rubro de “Otros resultados integrales” en el estado de resultados integrales y el ajuste por inflación del ejercicio, el cual fue imputado en el resultado neto en el estado de resultados integrales.

(2) Incluye principalmente créditos con las distribuidoras de gas natural por las diferencias diarias acumuladas según Decreto N° 1.053/2018, ver Nota 35.c.1). (3) Incluye principalmente créditos con CAMMESA, ver Nota 36.

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

15. INVERSIONES EN ACTIVOS FINANCIEROS

Inversiones a costo amortizado Títulos públicos Títulos privados - ON y pagarés bursátiles Plazos fijos(2) Inversiones a valor razonable con cambios en resultados Títulos públicos Títulos privados - ON	2025 No corriente Corriente - - - - - - - - - 360.622 (1) - 19.947 - 380.569 - 380.569	2024 No corriente Corriente - - - - - - - - - 392.011 - 9.371 - 401.382 - 401.382	2023	2023
	No corriente - - - - - - - -	No corriente - - - - - - - -	No corriente - 6.738 - 6.738 - - - 6.738	Corriente
				79.967 3.116 37.987
				121.070
				91.604 -
				91.604
				212.674

(1) Ver Nota 36.

(2) Corresponde a plazos fijos con el BNA.

16. EFECTIVO Y EQUIVALENTES DE EFECTIVO

16. EFECTIVO Y EQUIVALENTES DE EFECTIVO
Caja y bancos(1) Colocaciones transitorias a corto plazo(2) Activos financieros a valor razonable con cambios en resultados(3)	2025 287.600 476.064 589.039 1.352.703	2024 314.096 386.356 451.416 1.151.868	2023
			185.879 643.128 76.949
			905.956

(1) Incluye saldos otorgados en garantía, ver Nota 34.d).

(2) Incluye 586.477 por letras del BCRA al 31 de diciembre de 2023. Adicionalmente, incluye 18.897, 150.717 y 36.129 por plazos fijos y otras inversiones con el BNA al 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023, respectivamente.

(3) Ver Nota 6.

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

17. PROVISIONES

La evolución de las provisiones del Grupo por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023 es la siguiente:

siguiente:
	Provisión para juicios y contingencias No corriente Corriente		Provisión p de medio	ara gastos ambiente Corriente	Provisión para obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos No corriente Corriente		Tot	al
	No corriente		No corriente				No corriente	Corriente
Saldos al 31 de diciembre de 2022	101.083	3.719	16.990	8.083	337.140	23.179	455.213	34.981
Aumentos con cargo a resultados	30.572	1.364 (3.319) -	24.013 - - -	- - - (15.019)	77.729 (8.624) - -	- - - (40.846)	132.314 (15.988) - (685)	1.364 (3.319) - (145.355)
Disminuciones con cargo a resultados	(7.364)
Aumentos por combinaciones de negocios	-
Aplicaciones por utilización	(685)	(89.490) (4)
Diferencias de cambio y de conversión,
netas	28.873 (1.341)	35.396	32.566	152	1.275.377 -	82.461 -	1.336.816	118.009
Resultado por la posición monetaria neta(2)		-	-	-			(1.341)	-
Reclasificacionesyotros movimientos	(97.750) (3)	69.198	(34.708)	34.708	372.829 (1)	36.543 (1)	240.371	140.449
Saldos al 31 de diciembre de 2023	53.388	16.868	38.861	27.924	2.054.451	101.337	2.146.700	146.129
Aumentos con cargo a resultados	102.598	423 - - (17.388)	177.257 (1.044) -	- - -	118.526 (7.562) -	- - -	398.381 (13.524) -	423 - -
Disminuciones con cargo a resultados	(4.918)
Aumentos por combinaciones de negocios	-
Aplicaciones por utilización	(3.089)		-	(67.045)	-	(29.162)	(3.089)	(113.595)
Diferencias de cambio y de conversión,
netas	6.689 (2.596)	4.472	17.498	-	201.987 -	28.073 -	226.174	32.545
Resultado por la posición monetaria neta(2)		-	-	-			(2.596)	-
Reclasificacionesyotros movimientos(5)	(18.781)	16.760	(130.224)	76.964	(1.485.116) (1)	(39.835) (1)	(1.634.121)	53.889
Saldos al 31 de diciembre de 2024	133.291	21.135	102.348	37.843	882.286	60.413	1.117.925	119.391
Aumentos con cargo a resultados Disminuciones con cargo a resultados	53.664	638 (41) -	193.570 (1.575) - -	- - - (112.677)	145.055 (51.495) 14.565 -	- - - (27.441)	392.289 (64.015) 17.446 (2.685)	638 (41) - (169.108)
	(10.945)
Aumentos por combinaciones de negocios	2.881
Aplicaciones por utilización	(2.685)	(28.990)
Diferencias de cambio y de conversión, netas Resultado por la posición monetaria neta(2) Reclasificaciones y otros movimientos(6) Saldos al 31 de diciembre de 2025
	13.395	8.400	47.230	-	383.437	21.705	444.062	30.105
	(57)	-	-	-	-	-	(57)	-
	(28.781)	28.150	(243.001)	246.609	(748.282) (1)	77.242 (1)	(1.020.064)	352.001
	160.763	29.292	98.572	171.775	625.566	131.919	884.901	332.986

(1) Incluye (320.112), 175.785 y 409.372 asociados al recálculo anual de costos por obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos imputados en el rubro de “Propiedades, planta y equipo” en el estado de situación financiera (ver Nota 8) por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023, respectivamente.

(2) Incluye el ajuste por inflación de los saldos al inicio de las provisiones de las subsidiarias con moneda funcional peso, el cual fue imputado en el rubro de “Otros resultados integrales” en el estado de resultados integrales y el ajuste por inflación del ejercicio, el cual fue imputado en el resultado neto en el estado de resultados integrales.

(3) Incluye 27.985 reclasificados al rubro de “Otros pasivos” en el estado de situación financiera por el acuerdo transaccional celebrado con Transportadora de Gas del Norte S.A. por los reclamos derivados de restricciones en el mercado de gas natural por el período del 2007 al 2010 y 60.033 reclasificados como provisión para juicios y contingencias corriente por el acuerdo conciliatorio y de liberación (“Acuerdo Conciliatorio del Fideicomiso”) en el que se establece la liberación y absolución total al Grupo de todos los reclamos asociados a los asuntos relacionados con las entidades del grupo Maxus Energy Corporation (“Maxus”).

(4) Incluye el pago del importe por el Acuerdo Conciliatorio del Fideicomiso por los asuntos relacionados con Maxus.

(5) Incluye 1.700.736 y 53.260 correspondientes a las provisiones para obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos y para gastos de medioambiente, respectivamente, relacionadas con el Proyecto Campos Maduros reclasificados al rubro de “Pasivos asociados con activos mantenidos para la venta” en el estado de situación financiera, ver Notas 2.b.13) y 11.a).

(6) Incluye 350.928 y 5.152 correspondientes a las provisiones para obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos y para gastos de medioambiente, respectivamente, relacionadas con las concesiones de explotación “Cerro Fortunoso”, “Valle del Río Grande” y “Manantiales Behr” en el marco del Plan de optimización del portafolio Upstream convencional reclasificados al rubro de “Pasivos asociados con activos mantenidos para la venta” en el estado de situación financiera, ver Notas 2.b.13) y 11.a).

El Grupo es parte en una cierta cantidad de procesos laborales, comerciales, civiles, fiscales, penales, ambientales, aduaneros y administrativos que, ya sea en forma independiente o junto con otros procesos, y de resolverse en forma total o parcialmente adversa al Grupo, podrían resultar en la imposición de costos materiales, sentencias, multas u otras pérdidas. Si bien se considera que se han provisionado tales riesgos adecuadamente en base a los dictámenes y asesoramiento de nuestros asesores legales y de acuerdo con las normas contables aplicables, ciertas contingencias se encuentran sujetas a cambios a medida que se desarrolla nueva información y se obtienen los resultados de las evidencias que se presenten en las causas judiciales, entre otros. Es posible que las pérdidas resultantes de dichos riesgos, si los procedimientos se resuelven en forma adversa al Grupo, ya sea en forma parcial o total, puedan exceder significativamente las provisiones que se han establecido.

Asimismo, debido a su operatoria, el Grupo está sujeto a diversas leyes y regulaciones de protección del medioambiente (ver Nota 2.c) apartado “Provisiones”).

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Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 26 - FEBRERO - 2026 DELOITTE & Co. S.A.

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DIEGO O. DE VIVO Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.C.A.B.A. T° 223 - F° 190

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YPF SOCIEDAD ANONIMA

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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2025, 2024 Y 2023

(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

17. PROVISIONES (cont.)

17.a) Provisión para juicios y contingencias

El Grupo ha provisionado los juicios pendientes, reclamos y contingencias cuya pérdida es probable y puede ser estimada razonablemente. Los juicios pendientes y contingencias más significativas se describen a continuación:

17.a.1) Pasivos y contingencias asumidas por el Estado Nacional Argentino antes de 1990

En virtud de la Ley de Privatización de YPF, el Estado Nacional se hizo cargo de ciertas obligaciones de la sociedad predecesora al 31 de diciembre de 1990. En ciertos juicios relacionados con eventos o actos que ocurrieron con anterioridad a dicha fecha, YPF ha sido requerida para anticipar el pago establecido en ciertas decisiones judiciales. YPF tiene el derecho a reclamar el reintegro de las sumas abonadas en función a la mencionada indemnidad.

En procesos judiciales en curso, YPF ha planteado su derecho a ser mantenida indemne por el Estado Nacional, por los hechos y contingencias que sean de causa anterior al 1 de enero de 1991, de acuerdo con la Ley Nº 24.145 (Ley de Privatización de YPF) y el Decreto Nº 546/1993.

El 2 de septiembre de 2025 la CSJN dictó una resolución en la cual consideró que YPF carecía de legitimación pasiva no teniendo relación jurídica respecto a los reclamos por pasivos ambientales no asumidos por YPF y asumidos por el Estado Nacional Argentino en los términos de la Ley de Privatización de YPF.

17.a.2) Asociación Unión de Usuarios y Consumidores

La Asociación Unión de Usuarios y Consumidores está reclamando (originalmente contra Repsol YPF S.A. antes de extender su reclamo a YPF) el reembolso de los precios supuestamente cobrados en exceso a los consumidores de GLP a granel entre los períodos comprendidos entre los años 1993 a 1997 y 1997 a 2001.

El 28 de diciembre de 2015 el Juzgado de Primera Instancia dictó sentencia haciendo lugar a la demanda promovida por la Asociación Unión de Usuarios y Consumidores contra YPF por las pretensiones resarcitorias del período comprendido entre los años 1993 a 1997 y condenando a la Sociedad a girar a la SE, con destino al fondo fiduciario creado por la Ley N° 26.020, la suma de US$ 98 millones más intereses que serán calculados por el perito en la etapa de liquidación.

Por su parte, la sentencia rechaza la demanda por los conceptos correspondientes al período comprendido entre los años 1997 a 2001 por no considerar probada la existencia de posición dominante de YPF en el mercado local de GLP a granel. A su vez, la sentencia rechaza la demanda contra Repsol S.A. toda vez que Repsol YPF S.A. no tuvo participación accionaria en YPF, ni ningún otro tipo de vinculación, durante el período 1993 a 1997 en el que los actores sostienen que habría existido el abuso de posición dominante de YPF.

Ambas partes apelaron y el recurso de apelación fue concedido con efecto suspensivo.

El 7 de diciembre de 2017 la Sociedad fue notificada de la sentencia de Cámara de Segunda Instancia por la cual: (i) confirma las pretensiones resarcitorias del período comprendido entre los años 1993 a 1997; (ii) extiende el reclamo de la Asociación Unión de Usuarios y Consumidores por el período comprendido entre los años 1997 a 1999 por el rubro “transferencia patrimonial de los consumidores a los productores por el mayor costo del GLP”, postergando para la etapa de ejecución de sentencia la liquidación de dicho rubro; y (iii) hace lugar parcialmente al recurso interpuesto por la parte demandada en lo que respecta al rubro “daño causado por el menor o distinto consumo de energía a raíz del mayor costo del GLP”.

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

17. PROVISIONES (cont.)

Cabe señalar que la sentencia que ha sido confirmada por la Cámara de Segunda Instancia no condena a YPF a abonar a la demandante el importe que en definitiva se liquide, sino que dichos fondos deberán ser girados a la SE con destino al fondo fiduciario creado por la Ley N° 26.020, para que sean destinados a la ampliación de la red de gas natural en las zonas de menores recursos según el criterio que fije la autoridad de aplicación. La autoridad de aplicación, en el plazo de 6 meses de quedar firme la liquidación del monto de condena, deberá presentar los estudios de factibilidad correspondientes (Decreto N° 470/2015) junto con un plan de obras, que deberán comenzar a su vez en un plazo no mayor a 6 meses contados desde la presentación de los estudios de factibilidad.

Finalmente, la Sociedad interpuso recurso extraordinario contra la sentencia de Cámara de Segunda Instancia, el cual fue concedido y se elevó el expediente a la CSJN, encontrándose aún suspendida la ejecución de la sentencia de Cámara de Segunda Instancia a la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados.

El 2 de junio de 2021 la CSJN envió dicho expediente a la Procuración General de la Nación para que dictamine sobre la procedencia del recurso extraordinario.

El 13 de abril de 2023 la Procuración General de la Nación emitió su dictamen por el que le recomienda a la CSJN hacer lugar al recurso extraordinario interpuesto por YPF y dejar sin efecto la sentencia de Cámara de Segunda Instancia. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, el recurso extraordinario interpuesto no ha sido resuelto.

17.a.3) Reclamos ambientales

• La Plata

En relación con la operación de la refinería que YPF posee en la ciudad La Plata, Provincia de Buenos Aires, existen ciertos reclamos judiciales, en su mayoría promovidos por vecinos de la zona, por (i) compensación de daños y perjuicios originados en la supuesta contaminación ambiental producida por la operación de la Refinería La Plata, y (ii) la remediación ambiental de los canales adyacentes a dicha refinería. Estos reclamos, en caso de prosperar, podrían determinar la realización de inversiones adicionales vinculadas con la operación de la Refinería La Plata.

En 2006 YPF efectuó una presentación ante la Secretaría de Política Ambiental de la Provincia de Buenos Aires mediante la cual propicia efectuar un estudio de caracterización de los riesgos asociados a la contaminación mencionada.

El 25 de enero de 2011 YPF suscribió un convenio con el Organismo Provincial para el Desarrollo Sostenible (“OPDS”) de la Provincia de Buenos Aires, dentro del marco del Programa de Control de Remediación, Pasivos y Riesgo Ambiental creado por la Resolución N° 88/2010 del OPDS. En virtud de dicho convenio las partes acordaron llevar a cabo un programa de trabajo conjunto en los canales que circundan a la Refinería La Plata, que tendría una duración de 8 años, y que implicaba acciones de caracterización y análisis de riesgo de los sedimentos de los canales. En el convenio se establece que, en caso de que el análisis de riesgo identifique escenarios que presenten la necesidad de implementar acciones correctivas, se analizarán las alternativas o técnicas disponibles y se determinarán las acciones necesarias para su implementación. También se contempla la realización de un estudio de datación del material depositado con el fin de establecer la responsabilidad del Estado Nacional, teniendo en cuenta su obligación de mantener indemne a YPF establecida en el artículo 9 de la Ley de Privatización de YPF. En 2021, dicho estudio arrojó como resultado que entre el 88% y 91% de los hidrocarburos presentes en los canales se depositaron antes de 1991. En dicho contexto YPF, con la conformidad del OPDS, ha llevado adelante diversos estudios y caracterizaciones a través de consultores especializados cuyos avances han sido puestos en conocimiento del organismo provincial. El convenio fue reemplazado mediante Resolución N° 380/2019 del OPDS que aprueba la modalidad de remediación sugerida por YPF (recuperación natural monitoreada) por 24 meses. YPF ha respondido todos los puntos solicitados por el OPDS y solicitó la prórroga de dicha resolución. El 26 de junio de 2023 a través de la Disposición N° 2.775/2023 del Ministerio de Ambiente de la Provincia de Buenos Aires, YPF obtuvo la prórroga por 2 años para continuar con las tareas de remediación y monitoreo por medio de la modalidad de remediación sugerida (recuperación natural monitoreada).

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

17. PROVISIONES (cont.)

En el marco de uno de los reclamos judiciales antes mencionados, el 7 de febrero de 2022 la Sociedad fue notificada de una sentencia de primera instancia mediante la cual se consideró que el daño ambiental se encontraba acreditado, por lo que dispuso la obligación de cese y recomposición del daño ambiental respecto a los canales de la Refinería La Plata. Dicha sentencia determinó que la responsabilidad por los daños es mancomunada entre las codemandadas y determinó los porcentajes de responsabilidad: 90% para YPF (80% sobre el Estado Nacional y 20% sobre YPF) y 10% para 2 empresas codemandadas. Dicha sentencia fue apelada por la Sociedad. El 29 de agosto de 2024 la Cámara Federal de La Plata confirmó la obligación de cese y recomposición del daño ambiental determinada en la sentencia de primera instancia. Los codemandados interpusieron recurso extraordinario ante la CSJN. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, el recurso extraordinario interpuesto no ha sido resuelto.

• Quilmes

En relación con una pérdida de combustible en el poliducto La Plata - Dock Sud (Progresiva 37), en la Provincia de Buenos Aires, que actualmente opera YPF, ocurrido en el año 1988 siendo YPF una sociedad del Estado Nacional, como consecuencia de un hecho ilícito que generó la rotura del poliducto, existen ciertos reclamos judiciales, en su mayoría promovidos por vecinos de la zona donde reclaman (i) la indemnización por daños personales supuestamente ocasionados por dicho evento y (ii) la remediación ambiental. Estos procesos se encuentran en etapa probatoria. El combustible habría aflorado y se hizo perceptible en noviembre de 2002, lo que ha motivado desde ese entonces la realización por parte de YPF de tareas de remediación en la zona afectada bajo la supervisión de la autoridad ambiental de la Provincia de Buenos Aires.

El Estado Nacional negó ser responsable de mantener indemne a YPF en este caso, por lo que se lo ha demandado para obtener una decisión judicial declarando la nulidad de dicha decisión, la cual, a la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, aún está pendiente de resolución.

• Otros procesos judiciales ambientales

Adicionalmente a lo previamente mencionado, el Grupo tiene otros procesos judiciales activos en materia ambiental donde se reclaman (i) daños y perjuicios individuales y/o (ii) la remediación ambiental y/o (iii) daños y perjuicios colectivos. Dichos procesos se encuentran vinculados a la actividad que el Grupo desarrolla en distintas jurisdicciones de Argentina. En todos estos casos, considerando la información disponible a la fecha, el tiempo estimado que resta hasta la finalización del proceso y los resultados de las evidencias adicionales que se presenten en la continuación de los litigios, el Grupo ha provisionado su mejor estimación respecto a los valores objeto de los reclamos.

17.a.4) Otros juicios pendientes

En el curso normal de sus negocios el Grupo ha sido demandado en numerosos procesos judiciales en los fueros laboral, civil y comercial. La Sociedad, en consulta con sus asesores legales externos, ha constituido una provisión considerando a tales fines la mejor estimación, sobre la base de la información disponible a la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, incluyendo honorarios y costas judiciales.

17.b) Provisión para gastos de medioambiente y Provisión para obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos

En base a los programas actuales de remediación y de abandono de pozos de hidrocarburos del Grupo se han provisionado las obligaciones ambientales, cuyas evaluaciones y/o saneamientos son probables y se pueden estimar razonablemente, y las obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos, considerando la cantidad de pozos no abandonados aún, los costos y el calendario de plazos de las erogaciones correspondientes.

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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2025, 2024 Y 2023

(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

18. IMPUESTO A LAS GANANCIAS

El importe devengado por el cargo por el impuesto a las ganancias por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023 es el siguiente:

025, 2024 y 2023 es el siguiente:
Impuesto a las ganancias corriente Impuesto diferido Régimen de regularización asociado al cómputo de quebrantos	2025 (81.968) (792.740) (1.520.119) (2.394.827)	2024 (140.762)	2023 (36.121)
		1.432.722 (1)	(49.524) (1)
		- 1.291.960	- (85.645)

(1) Ver Nota 2.d).

La conciliación entre el cargo a resultados por impuesto a las ganancias correspondiente a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023 y el que resultaría de aplicar la tasa impositiva vigente sobre el resultado antes de impuesto a las ganancias que surge de los estados de resultados integrales consolidados de cada ejercicio, es la siguiente:

Resultado antes de impuesto a las ganancias Tasa impositiva vigente promedio(1) Tasa impositiva vigente promedio aplicada al resultado neto antes de impuesto a las ganancias Efecto de la valuación de propiedades, planta y equipo, activos intangibles y activos mantenidos para la venta, neto Efecto de las diferencias de cambio y otros resultados asociados a la valuación de la moneda, neto(2) Efecto de la valuación de inventarios Resultado de las inversiones en asociadas y negocios conjuntos Efecto por cambio de tasa impositiva(3) Efecto por aplicación de mecanismos de actualización Efecto por régimen de regularización asociado al cómputo de quebrantos Diversos Cargo a resultados por impuesto a las ganancias	2025 1.346.555 27,35% (368.326) (446.365) 323.640 (204.601) 37.261 (213.280) - (1.520.119) (3.037) (2.394.827)	2024 830.855 (5)	2023 (1.447.100) (5) 24,00% 347.255 (946.484) 966.564 (5) (275.812) (7.727) (222.782) - - 53.341 (4) (85.645)
		28,88%
		(239.986) 1.732.142 (1.485.552) (5)
		(124.479)
		89.584
		392.139
		939.515
		-
		(11.403)
		1.291.960

(1) Corresponde a la tasa impositiva proyectada de acuerdo con la modificación de la Ley N° 27.630, ver Nota 35.h.1).

(2) Incluye el efecto del ajuste por inflación impositivo.

(3) Corresponde a la remedición de los saldos de impuesto diferido a la tasa estimada vigente al momento de su reversión, ver Nota 35.h.1).

(4) Incluye 32.571 correspondiente al criterio fiscal adoptado en la declaración jurada presentada en 2023 por el período fiscal 2022 de la subsidiaria Metrogas. (5) Ver Nota 2.d).

Asimismo, las composiciones del Impuesto a las ganancias a pagar, Activos por impuesto diferido, netos y Pasivos por impuesto diferido, netos al 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023 son las siguientes:

Impuesto a las ganancias a pagar	2025 No corriente Corriente 1.204.132 (2) 105.232 (1)	2024	Corriente 130.347 (1)	2023	Corriente 25.143 (1)
	No corriente 1.204.132 (2)	No corriente 2.514		No corriente 3.508

(1) Incluye 71.240 correspondiente a las 12 cuotas del régimen de regularización asociado al cómputo de quebrantos del periodo fiscal 2024 al 31 de diciembre de 2025. Asimismo, incluye la provisión asociada al cargo por impuesto a las ganancias corriente neto de créditos fiscales no utilizados y quebrantos impositivos existentes.

(2) Incluye 1.202.582 correspondiente a las cuotas restantes del régimen de regularización asociado al cómputo de quebrantos del periodo fiscal 2024 al 31 de diciembre de 2025.

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

18. IMPUESTO A LAS GANANCIAS (cont.)

18. IMPUESTO A LAS GANANCIAS (cont.)
Activos por impuesto diferido Provisiones y otros pasivos no deducibles Propiedades, planta y equipo y Activos mantenidos para la venta Pasivos por arrendamientos Quebrantos Diversos Total activos por impuesto diferido Pasivos por impuesto diferido Propiedades, planta y equipo, Activos mantenidos para la venta, Activos intangibles e Inventarios Ajuste por inflación impositivo(1) Activos por derecho de uso Diversos Total pasivos por impuesto diferido Total impuesto diferido, neto(2)	2025 220.248 5.802 275.165 586.985 3.898 1.092.098 (1.332.638) - (258.786) (28.654) (1.620.078) (527.980)	2024 208.638 540.111 265.481 13.460 846 1.028.536 (231.401) (279.006) (254.316) (17.022) (781.745) 246.791	2023
			91.287 - 187.810 1.438.394 457
			1.717.948
			(1.625.795) (870.276) (178.214) (31.417)
			(2.705.702)
			(987.754)

(1) Incluye el efecto por el diferimiento del ajuste por inflación impositivo, ver Nota 35.h.1) apartado “Ley de Presupuesto 2023 - Diferimiento del ajuste por inflación impositivo”.

(2) Incluye (27.571), (62.307) y (77.436) correspondientes al ajuste por inflación del impuesto diferido al inicio de las sociedades con moneda funcional peso al 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023, respectivamente, y 66.055, 143.316 y 578.512 correspondientes al efecto de conversión del impuesto diferido de las sociedades con moneda funcional distinta del peso al 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023, respectivamente, los cuales fueron imputados en el rubro de “Otros resultados integrales” en el estado de resultados integrales.

Al 31 de diciembre de 2025 el Grupo ha reconocido activos por impuesto diferido por quebrantos impositivos que ascienden a 586.985, de los cuales 10.757 pueden ser compensados con ganancias impositivas hasta el ejercicio 2029 y 576.228 hasta el ejercicio 2030, de acuerdo con las leyes impositivas vigentes.

Al 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023 no existen activos por impuesto diferido significativos no reconocidos, que pudieran ser recuperables en el futuro.

Al 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023 se han clasificado como activo por impuesto diferido 13.055, 339.492 y 14.166, respectivamente, y como pasivo por impuesto diferido 541.035, 92.701 y 1.001.920, respectivamente, que surge de las posiciones netas de impuesto diferido de cada una de las sociedades individuales que forman parte de los presentes estados financieros consolidados.

Al 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023 las causas que generaron imputaciones en el rubro de “Otros resultados integrales” en el estado de resultados integrales no generaron diferencias temporales objeto de impuesto a las ganancias.

Régimen de facilidades de pago asociado al cómputo de quebrantos

El 30 de abril de 2025 se publicó la Resolución General ARCA N° 5.684/2025, la cual estableció un régimen de facilidades de pago de 120 cuotas mensuales para la cancelación de los siguientes conceptos: (i) saldos de declaraciones juradas del impuesto a las ganancias correspondientes a períodos fiscales no prescriptos a la fecha de entrada en vigencia de dicha Resolución, cuando se hayan computado quebrantos de ejercicios anteriores actualizados por inflación y que dicha situación sea subsanada mediante la presentación de las respectivas declaraciones juradas rectificativas, más sus correspondientes intereses resarcitorios y/o punitorios; (ii) saldos de declaraciones juradas del impuesto a las ganancias, tanto originales o rectificativas, correspondiente a los ejercicios fiscales finalizados entre diciembre de 2024 y noviembre de 2025, inclusive, en la que se computen los quebrantos a valores históricos, más sus correspondientes intereses resarcitorios y/o punitorios; y (iii) los intereses relacionados con los anticipos y/o pagos a cuenta y las multas relacionadas con la presentación de las declaraciones juradas rectificativas mencionadas en los puntos (i) y (ii) anteriores.

La Sociedad, teniendo en cuenta la opinión de sus asesores externos, y considerando los cambios en el contexto producidos en 2025 principalmente dado por la jurisprudencia administrativa y judicial adversa en las primeras instancias de ejecución y las condiciones financieras otorgadas por la Administración Fiscal, evaluó la Resolución General ARCA N° 5.684/2025 y el 18 de noviembre de 2025 decidió adherirse al “Régimen de facilidades pago asociado al cómputo de quebrantos” dispuesto por dicha Resolución a los fines de cancelar las obligaciones relacionadas al impuesto a las ganancias recalculadas de acuerdo con lo establecido en dicho Régimen, eliminando así cualquier eventual controversia por la actualización de quebrantos correspondiente al período fiscal 2024 con las autoridades fiscales.

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

19. CARGAS FISCALES

9. CARGAS FISCALES
IVA Retenciones y percepciones Regalías Impuesto a los combustibles IIBB Diversos	2025 No corriente Corriente - 59.925 - 112.127 - 74.016 26.459 20.638 - 9.525 290 39.226 26.749 315.457	2024 No corriente Corriente - 19.494 - 73.206 - 86.431 - 30.638 - 7.660 224 37.190 224 254.619	2023 No corriente Corriente - 18.193 - 16.664 - 60.775 - - - 5.646 144 11.243 144 112.521
	No corriente - - - 26.459 - 290 26.749	No corriente - - - - - 224 224		Corriente
				18.193 16.664 60.775 - 5.646 11.243
				112.521

20. REMUNERACIONES Y CARGAS SOCIALES

Remuneraciones y cargas sociales Provisión por bonificaciones e incentivos Provisión por planes de beneficios basados en acciones liquidables en efectivo(1) Provisión por vacaciones Provisión por indemnizaciones(2) Diversos	2025 No corriente Corriente - 105.389 - 240.216 83.504 - - 87.910 - 44.447 6.896 8.943 90.400 486.905	2025 No corriente Corriente - 105.389 - 240.216 83.504 - - 87.910 - 44.447 6.896 8.943 90.400 486.905	2025 No corriente Corriente - 105.389 - 240.216 83.504 - - 87.910 - 44.447 6.896 8.943 90.400 486.905	2024 No corriente Corriente - 97.426 - 183.805 33.758 - - 69.150 - 67.694 1.133 5.899 34.891 423.974	2023	2023
	No corriente			No corriente - - 33.758 - - 1.133 34.891	No corriente - - - - - 370 370	Corriente
	-		105.389			46.897 83.152 - 36.697 - 2.438
	-		240.216
	83.504
	-
	-
	6.896
	90.400					169.184

(1) Corresponde al Plan de Generación de Valor, ver Nota 37.

(2) Corresponde a las indemnizaciones del personal propio relacionadas con el Proyecto Campos Maduros, ver Nota 11.a).

21. PASIVOS POR ARRENDAMIENTOS

Pasivos por arrendamientos	2025	Corriente 432.437	2024 No corriente Corriente 418.510 381.146	2023 No corriente Corriente 261.770 274.828
	No corriente
	396.386

Dichos pasivos se encuentran descontados a las siguientes tasas:

Plazo de arrendamiento De 0 a 1 año De 1 a 2 años De 2 a 3 años De 3 a 4 años De 4 a 5 años De 5 a 9 años A más de 9 años	2025 102.774 234.171 259.565 63.078 40.077 116.528 12.630 828.823	Tasa efectiva promedio mensual utilizada 0,86% 0,76% 0,74% 0,69% 0,79% 0,62% 0,70%	2024 54.586 256.070 144.047 153.406 56.399 115.369 19.779 799.656	Tasa efectiva promedio mensual utilizada 1,15% 0,89% 0,89% 0,82% 0,69% 0,66% 0,73%	2023 69.710 114.586 168.453 37.399 95.472 30.962 20.016 536.598	Tasa efectiva promedio mensual utilizada
						1,55% 1,17% 1,02% 0,97% 0,90% 0,81% 0,75%

La actualización financiera devengada por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023 proveniente de los contratos por arrendamientos asciende a 79.309, 64.157 y 22.286, respectivamente. De dicha actualización 70.054, 55.928 y 18.659 fueron expuestos en la línea de “Otros costos financieros” en los costos financieros del rubro de “Resultados financieros, netos” en el estado de resultados integrales, y 9.255, 8.229 y 3.627 fueron capitalizados en el rubro de “Propiedades, planta y equipo” en el estado de situación financiera por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023, respectivamente.

Al 31 de diciembre de 2025 los vencimientos de los pasivos relacionados con los contratos por arrendamientos se encuentran expuestos en la Nota 4.

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 26 - FEBRERO - 2026

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 26 - FEBRERO - 2026 DELOITTE & Co. S.A.

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69

YPF SOCIEDAD ANONIMA

==> picture [63 x 25] intentionally omitted <==

NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2025, 2024 Y 2023

(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

21. PASIVOS POR ARRENDAMIENTOS (cont.)

A continuación se presenta la evolución de los pasivos por arrendamientos del Grupo por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023:

Saldo al inicio del ejercicio Altas de arrendamientos Aumentos por actualizaciones financieras Disminuciones de arrendamientos Pagos Diferencias de cambio y de conversión, netas Resultado por la posición monetaria neta(1) Saldo al cierre del ejercicio	2025 799.656 270.697 79.309 (98.411) (501.810) 279.383 (1) 828.823	2024 536.598 439.400 64.157 (4.706) (360.180) 124.378 9 799.656	2023
			100.285 230.883 22.286 (17.492) (106.401) 306.800 237
			536.598

(1) Incluye el ajuste por inflación de los saldos al inicio de los pasivos por arrendamientos de las subsidiarias con moneda funcional peso, el cual fue imputado en el rubro de “Otros resultados integrales” en el estado de resultados integrales y el ajuste por inflación del ejercicio, el cual fue imputado en el resultado neto en el estado de resultados integrales.

El total de los cargos imputados en el resultado neto en el resultado integral del ejercicio y de las capitalizaciones por los arrendamientos de corto plazo y bajo valor, y por los arrendamientos de pagos variables relacionados con el rendimiento y/o uso del activo subyacente, asciende a 138.526, 169.613 y 71.242 al 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023, respectivamente.

22. PRÉSTAMOS

En pesos ON Prefinanciaciones de exportaciones(5) Préstamos financieros Adelantos en cuenta corriente En monedas distintas del peso ON(2) (3) Prefinanciaciones de exportaciones Financiación de importaciones Préstamos financieros Pagarés bursátiles	Tasa de interés (1)	Tasa de interés (1)	Vencimiento	2025 No corriente	Corriente - - 34.630 4.724 39.354 2.154.333 286.067 30.201 811.933 (6) 93.140 3.375.674 3.415.028	2024	Corriente - 31.842 8.161 - 40.003 1.357.464 394.681 (4) 17.496 77.846 77.287 1.924.774 1.964.777	20	23 Corriente 48.699 - 12.432 45.089 106.220 619.128 440.168 (4) - 51.690 - 1.110.986 1.217.206
						No corriente - - 18.560 - 18.560 6.445.486 - 20.082 739.824 (6) 25.763 7.231.155 7.249.715		No corriente - - 7.445 - 7.445 4.995.741 82.380 - 306.299 - 5.384.420 5.391.865
	-		-	-
	-		-	-	-
	33,29% -	49,65%	2026-2027	88.194	34.630
	35,00%		2026	-	4.724
				88.194	39.354
				10.828.470 221.317 - 793.867 (6) -
	0,00% -	10,00%	2026-2047
	3,50% - 8,65%		2026-2028
	7,60% -	10,50%	2026
	2,40% -	11,00%	2026-2030
	0,00% -	4,50%	2026
				11.843.654
				11.931.848

5

(1) Tasa de interés nominal anual vigente al 31 de diciembre de 2025.

(2) Se exponen netas de 254.221, 18.902 y 2.408 de ON propias en cartera, recompradas mediante operaciones en el mercado abierto al 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023, respectivamente.

(3) Incluye 2.139.221, 1.541.141 y 1.070.844 de valor nominal que serán canceladas en pesos al tipo de cambio aplicable según las condiciones de la serie emitida al 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023, respectivamente.

(4) Incluye 137.287 y 69.107 de prefinanciaciones de exportaciones otorgadas por el BNA al 31 de diciembre de 2024 y 2023, respectivamente.

(5) Corresponde a la prefinanciación de exportaciones en pesos otorgada por el BNA.

(6) Incluye 338.464 y 28.854 de préstamos financieros otorgados por el BNA al 31 de diciembre de 2025 y 2024, respectivamente.

A continuación se presenta la evolución de los préstamos por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023:

Saldo al inicio del ejercicio Tomas de préstamos Pagos de préstamos Pagos de intereses Adelantos en cuenta corriente, netos Intereses devengados(1) Diferencias de cambio y de conversión, netas Resultado por la posición monetaria neta(2) Aumentos por combinaciones de negocios Reclasificaciones Saldo al cierre del ejercicio	2025 9.214.492 5.427.949 (3.555.040) (820.364) 4.719 865.596 4.184.012 (7.620) 33.132 - 15.346.876	2024 6.609.071 2.668.015 (1.908.219) (645.077) (45.095) 617.329 1.927.056 (1.432) - (7.156) 9.214.492	2023
			1.255.004
			745.594
			(422.145)
			(214.032)
			32.602
			228.060
			4.989.123
			(5.135)
			-
			-
			6.609.071

(1) Incluye costos financieros capitalizados.

(2) Incluye el ajuste por inflación de los saldos al inicio de los préstamos de las subsidiarias con moneda funcional peso, el cual fue imputado en el rubro de “Otros resultados integrales” en el estado de resultados integrales y el ajuste por inflación del ejercicio, el cual fue imputado en el resultado neto en el estado de resultados integrales.

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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2025, 2024 Y 2023

==> picture [62 x 26] intentionally omitted <==

(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

22. PRÉSTAMOS (cont.)

Se presentan a continuación las principales características de las ON emitidas:

						Vencimiento	202 No corriente	5 Corriente	202	4 Corriente	2 No corriente	023
Mes .	Año .	Valor nominal(10) .	Ref. .	Clase .	Tasa de interés (3) .	Vencimiento			No corriente			Corriente
YPF
-	1998	US$ 15 US$ 521 $ 1.000 US$ 757 US$ 644 US$ 537 US$ 399 US$ 341 US$ 776 US$ 748 US$ 576 $ 4.128 US$ 384 US$ 230 $ 15.761 US$ 147 US$ 38 US$ 213 US$ 400 US$ 128 US$ 800 US$ 131 US$ 389 US$ 540 US$ 125 US$ 25 US$ 1.100 US$ 140 US$ 56 US$ 140 US$ 250 US$ 225 US$ 51 US$ 98 US$ 195	(1) (6)	-	Fija 10,00%	2028	21.494	364 - - - 28.006 2.608 551 - - 313.660 15.585 - 93.836 222.666 - - 100 272.931 - 192.255 164.802 191.024 535.423 30.694 2.648 570 61.639 1.216 - 2.185 5.405 11.933 518 2.142 1.572	15.270	259 - - 808.785 19.946 1.530 391 44.940 250.123 - 10.910 - 10.102 454 - 154.330 71 684 - - 36.570 1.035 76 14.972 1.881 405	11.957	199 285.570 222 33.424 19.867 1.198 306 71.124 190.000 - 8.513 28.118 7.864 472 20.359 - 56 535 - - - - - - - -
Abril, Febrero, Octubre	2014/15/16		(2) (4) (6)	Clase XXVIII	- -	-	-		-		-
Septiembre	2014		(2) (6) (7)	Clase XXXIV	- - - - Fija 6,95% Fija 7,00%	- - 2027 2047	-		-		-
Abril	2015		(2) (6)	Clase XXXIX			-		-		913.283
Julio, Diciembre	2017		(2) (6)	Clase LIII			939.447		669.044		658.914
Diciembre	2017		(2) (6)	Clase LIV			768.782		545.982		427.352
Junio	2019		(6) (8)	Clase I	Fija 8,50%	2029	577.147		409.769		320.687
Julio	2020		(6) (8)	Clase XIII	- - - -	- -	-		-		34.377
Febrero	2021		(6) (8) (12)	Clase XVI			-		59.632		247.642
Febrero	2021		(6) (8)	Clase XVII	Fija 9,00%	2029	779.096		778.641		611.517
Febrero	2021		(6) (8)	Clase XVIII	Fija 7,00%	2033	808.875		572.507		446.746
Febrero	2021		(6) (8) (9)	Clase XIX	- -	-	-		-		-
Julio	2021		(4) (5) (6) (8)	Clase XX	Fija 5,75%	2032	477.683		395.928		310.038
Enero	2023		(5) (6) (8)	Clase XXI	Fija 1,00%	2026	-		226.674		185.039
Enero, Abril	2023		(6) (8)	Clase XXII	- - - -	- -	-		-		-
Abril	2023		(5) (6) (8)	Clase XXIII			-		-		127.132
Abril	2023		(5) (6) (8)	Clase XXIV	Fija 1,00%	2027	54.420		38.662		30.275
Junio	2023		(6) (8)	Clase XXV	Fija 5,00%	2026	-		270.648		211.699
Septiembre	2023		(4) (5) (6) (8)	Clase XXVI	Fija 0,00%	2028	580.200		412.200		322.780
Octubre	2023		(5) (6) (8)	Clase XXVII	Fija 0,00%	2026	-		151.929		136.303
Enero	2024		(6) (8)	Clase XXVIII	Fija 9,50%	2031	1.036.414		814.485		-
Mayo	2024		(6) (8)	Clase XXIX	Fija 6,00%	2026	-		182.426		-
Julio, Abril	2024/25		(5) (6) (8)	Clase XXX	Fija 1,00%	2026	-		192.076		-
Septiembre	2024		(6) (8)	Clase XXXI	Fija 8,75%	2031	1.517.683		555.037		-
Octubre	2024		(6) (8)	Clase XXXII	Fija 6,50%	2028	181.313		128.813		-
Octubre	2024		(6) (8)	Clase XXXIII	Fija 7,00%	2028	36.263		25.763		-
Enero	2025		(6) (8)	Clase XXXIV	Fija 8,25%	2034	1.565.996		- - - -	- - - -	- - - -	- - - -
Febrero	2025		(6) (8)	Clase XXXV	Fija 6,25%	2027	202.432
Febrero	2025		(6) (8) (11)	Clase XXXVI	- -	-	-
Mayo	2025		(8) (13)	Clase XXXVII	Fija 7,00%	2027	201.404
Julio	2025		(8) (13) (8) (13) (8) (13) (8) (13) (8) (13)	Clase XXXVIII Clase XXXIX Clase XL Clase XLI Clase XLII	Fija 7,50%	2027	359.585		-	-	-	-
Julio, Agosto	2025				Fija 8,75%	2030	223.290		-	-	-	- - - -
Agosto	2025				Fija 7,50%	2028	73.007		-	-	-
Octubre	2025				Fija 6,00%	2027	142.715		-	-	-
Diciembre	2025				Fija 7,00%	2027	281.224		-	-	-
							10.828.470	2.154.333	6.445.486	1.357.464	4.995.741	667.827

(1) Corresponde al Programa Global 1997 por hasta un monto de US$ 1.000 millones.

• (2) Corresponde al Programa Global 2008 por hasta un monto de US$ 10.000 millones.

• (3) Tasa de interés nominal anual.

(4) La ANSES y/o el Fondo Argentino de Hidrocarburos han participado de la suscripción primaria de estos títulos, los cuales pueden, a criterio de los respectivos tenedores, ser posteriormente negociados en los mercados de valores en donde los títulos se encuentran autorizados a cotizar.

(5) La moneda de pago de esta emisión es el peso al tipo de cambio aplicable de acuerdo con las condiciones de la serie emitida.

• (6) A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados el Grupo ha dado cumplimiento total al destino de los fondos detallados en los suplementos de precios correspondientes.

(7) ON calificadas como inversión productiva computable para el punto 35.8.1, inciso K del Reglamento General de la Actividad Aseguradora de la Superintendencia de Seguros de la Nación.

(8) Corresponde al Régimen de Emisor Frecuente.

(9) La moneda de pago de esta emisión es el peso al valor UVA aplicable de acuerdo con las condiciones de la serie emitida.

• (10) Valor nominal total emitido neto de valores nominales cancelados por canjes o recompras, expresado en millones.

• (11) Corresponde a una ON con fecha de emisión en febrero de 2025 y vencimiento en agosto de 2025.

• (12) En noviembre de 2025 se canceló anticipadamente.

(13) A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados el Grupo aún no ha aplicado en forma definitiva los fondos detallados en los suplementos de precios correspondientes. Dichos fondos se encuentran en inversiones transitorias hasta el debido cumplimiento del plan de afectación comprometido.

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 26 - FEBRERO - 2025

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 26 - FEBRERO - 2025 DELOITTE & Co. S.A.

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71

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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2025, 2024 Y 2023

==> picture [63 x 25] intentionally omitted <==

(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

23. OTROS PASIVOS

3. OTROS PASIVOS
Pasivos por concesiones y acuerdos de cesión Pasivos por reclamos contractuales(1) Provisión por optimizaciones operativas(2) Pasivos por acuerdos(3) Diversos	2025 No corriente Corriente 132.286 234.259 78.377 81.252 - 31.809 329.496 230.115 1.449 2.876 541.608 580.311	2024 No corriente Corriente - 96.399 76.561 48.315 - 274.113 - - - 3.382 76.561 422.209	2023
	No corriente	No corriente - 76.561 -	No corriente 6.665 83.520 -	Corriente
	132.286			53.859
	78.377			39.309
	-			-
	329.496	-	-	-
	1.449	- 76.561	- 90.185	5.308
	541.608			98.476

(1) Corresponde al pasivo por el acuerdo transaccional celebrado con Transportadora de Gas del Norte S.A. por los reclamos derivados de restricciones en el mercado de gas natural por el período del 2007 al 2010.

• (2) Incluye, principalmente, optimizaciones operativas relacionadas con el Proyecto Campos Maduros, ver Nota 11.a).

(3) Corresponde al pasivo relacionado con la cesión de las concesiones de explotación de la Provincia de Santa Cruz en el marco del Proyecto Campos Maduros, ver Nota 11.a).

24. CUENTAS POR PAGAR

4. CUENTAS POR PAGAR
Proveedores comunes y sociedades relacionadas(1) Depósitos en garantía Deudas con socios de Uniones Transitorias y Consorcios Diversos	2025 No corriente Corriente 5.806 3.149.111 1.197 4.890 1.401 70.101 - 21.786 8.404 3.245.888	2024 No corriente Corriente 4.106 2.905.736 803 4.113 995 39.265 - 17.520 5.904 2.966.634	2023
	No corriente 5.806 1.197 1.401 - 8.404	No corriente 4.106 803 995 - 5.904	No corriente 3.166 391 779 - 4.336	Corriente
				1.844.268 2.840 11.269 12.613
				1.870.990

(1) Para información sobre partes relacionadas, ver Nota 36.

25. INGRESOS

5. INGRESOS
Ingresos de actividades ordinarias procedentes de contratos con clientes Incentivos otorgados por el Estado Nacional(1)	2025 23.024.729 215.433 23.240.162	2024 17.738.401 156.630 17.895.031	2023
			5.386.882 97.662
			5.484.544

• (1) Ver Nota 36.

El Grupo clasifica los ingresos de actividades ordinarias procedentes de contratos con clientes en las siguientes categorías: (i) tipo de bien o servicio; (ii) canales de venta; y (iii) mercado de destino, en función de sus contratos con clientes de acuerdo con el siguiente detalle:

• Contratos de venta de combustibles (bajo las modalidades de consignado y venta directa)

• Contratos de venta de gas natural

• Contratos de venta de petróleo

• Contratos de venta de productos petroquímicos

• Contratos de venta de especialidades para la agroindustria y de granos y sus subproductos

• Contratos de venta de otros productos refinados

• Contratos de servicios

• Contratos de construcción

Las operaciones del Grupo y los principales ingresos por segmentos de negocio se describen en la Nota 5.

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 26 - FEBRERO - 2026

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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2025, 2024 Y 2023

==> picture [63 x 25] intentionally omitted <==

(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

25. INGRESOS (cont.)

• Desagregación de los ingresos

Tipo de bien o servicio

Gasoil Naftas Gas natural(1) Petróleo Aerokerosene Lubricantes y derivados GLP Fuel oil Petroquímicos Fertilizantes y productos de protección al cultivo Harinas, aceites y granos Asfaltos Productos de reventa en tiendas de estaciones de servicio Ingresos por servicios Ingresos por contratos de construcción Nafta virgen Carbón residual Regasificación de GNL Otros bienes y servicios			2025	2025
	Upstream - - 33.305 9.830 - - - - - - - - - - - - - - 70.104 113.239	Midstream y Downstream 7.612.521 4.839.379 27.395 1.219.937 986.408 515.051 565.260 117.708 481.976 428.074 701.059 147.548 167.829 1.132 - 224.600 299.600 63.569 480.625 18.879.671	LNG y Gas Integrado - - 1.845.846 - - - - - - - - - - - - - - - 9.539 1.855.385	Nuevas Energías - - 980.824 - - - - - - - - - - - - - - - 224.620 1.205.444	Administración Centraly Otros - - - - - - - - - - - - - 195.094 415.505 - - - 360.391 970.990	Total
						7.612.521 4.839.379 2.887.370 1.229.767 986.408 515.051 565.260 117.708 481.976 428.074 701.059 147.548 167.829 196.226 415.505 224.600 299.600 63.569 1.145.279
						23.024.729

Gasoil Naftas Gas natural(1) Petróleo Aerokerosene Lubricantes y derivados GLP Fuel oil Petroquímicos Fertilizantes y productos de protección al cultivo Harinas, aceites y granos Asfaltos Productos de reventa en tiendas de estaciones de servicio Ingresos por servicios Ingresos por contratos de construcción Nafta virgen Carbón residual Regasificación de GNL Otros bienes y servicios			2024	2024
	Upstream - - - - - - - - - - - - - - - - - - 47.338 47.338	Midstream y Downstream 6.034.829 3.686.082 18.607 963.262 829.176 487.050 434.964 100.929 433.316 358.762 437.481 79.083 124.216 - - 148.908 177.133 46.360 240.637 14.600.795	LNG y Gas Integrado - - 1.352.352 - - - - - - - - - - - - - - - 11.114 1.363.466	Nuevas Energías - - 783.113 - - - - - - - - - - - - - - - 130.375 913.488	Administración Centraly Otros - - - - - - - - - - - - - 188.404 439.339 - - - 185.571 813.314	Total
						6.034.829 3.686.082 2.154.072 963.262 829.176 487.050 434.964 100.929 433.316 358.762 437.481 79.083 124.216 188.404 439.339 148.908 177.133 46.360 615.035
						17.738.401

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 26 - FEBRERO - 2026

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 26 - FEBRERO - 2026 DELOITTE & Co. S.A.

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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2025, 2024 Y 2023

==> picture [63 x 25] intentionally omitted <==

(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

25. INGRESOS (cont.)

5. INGRESOS (cont.)
Gasoil Naftas Gas natural(1) Petróleo Aerokerosene Lubricantes y derivados GLP Fuel oil Petroquímicos Fertilizantes y productos de protección al cultivo Harinas, aceites y granos Asfaltos Productos de reventa en tiendas de estaciones de servicio Ingresos por servicios Ingresos por contratos de construcción Nafta virgen Carbón residual Regasificación de GNL Otros bienes y servicios			2023
	Upstream - - - - - - - - - - - - - - - - - - 8.619 8.619	Midstream y Downstream 1.948.536 1.029.516 11.120 153.945 316.726 190.010 112.400 29.538 130.594 175.721 60.028 47.386 61.712 - - 50.647 71.497 14.063 67.308 4.470.747	LNG y Gas Integrado - - 375.766 - - - - - - - - - - - - - - - 5.572 381.338	Nuevas Energías - - 283.076 - - - - - - - - - - - - - - - 39.079 322.155	Administración Centraly Otros - - - - - - - - - - - - - 83.280 79.386 - - - 41.357 204.023	Total
						1.948.536 1.029.516 669.962 153.945 316.726 190.010 112.400 29.538 130.594 175.721 60.028 47.386 61.712 83.280 79.386 50.647 71.497 14.063 161.935
						5.386.882

(1) Incluye 1.920.530, 1.427.362 y 404.517 correspondientes a ventas de gas natural de producción propia por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023, respectivamente.

Canales de venta

Estaciones de servicio Usinas Distribuidoras Distribución minorista de gas natural Industrias, transporte y aviación Agro Industria petroquímica Trading Compañías petroleras Comercialización de GLP Otros canales de venta			2025	2025
	Upstream - - - - 25.904 - - - 9.830 - 77.505 113.239	Midstream y Downstream 8.107.272 13.087 - - 4.675.996 2.316.762 651.449 2.033.975 309.484 305.745 465.901 18.879.671	LNG y Gas Integrado - 485.564 545.720 - 824.101 - - - - - - 1.855.385	Nuevas Energías - 264.233 - 615.247 101.344 - - - - - 224.620 1.205.444	Administración Centraly Otros - - - - - - - - - - 970.990 970.990	Total
						8.107.272 762.884 545.720 615.247 5.627.345 2.316.762 651.449 2.033.975 319.314 305.745 1.739.016
						23.024.729

Estaciones de servicio Usinas Distribuidoras Distribución minorista de gas natural Industrias, transporte y aviación Agro Industria petroquímica Trading Compañías petroleras Comercialización de GLP Otros canales de venta			2024	2024
	Upstream - - - - - - - - - - 47.338 47.338	Midstream y Downstream 6.440.632 42.436 - - 3.615.960 1.685.519 604.786 1.581.352 165.151 165.734 299.225 14.600.795	LNG y Gas Integrado - 340.937 264.938 - 757.591 - - - - - - 1.363.466	Nuevas Energías - 44.794 - 472.647 364.485 - - - - - 31.562 913.488	Administración Centraly Otros - - - - - - - - - - 813.314 813.314	Total
						6.440.632 428.167 264.938 472.647 4.738.036 1.685.519 604.786 1.581.352 165.151 165.734 1.191.439
						17.738.401

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==> picture [63 x 25] intentionally omitted <==

(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

25. INGRESOS (cont.)

5. INGRESOS (cont.)
Estaciones de servicio Usinas Distribuidoras Distribución minorista de gas natural Industrias, transporte y aviación Agro Industria petroquímica Trading Compañías petroleras Comercialización de GLP Otros canales de venta				2023
	Upstream - - - - - - - - - - 8.619 8.619	Midstream y Downstream 1.980.742 9.014 - - 1.242.163 525.926 184.996 346.405 39.243 38.834 103.424 4.470.747	LNG y Gas Integrado - 116.691 47.172 - 217.475 - - - - - - 381.338	Nuevas Energías - 15.143 - 137.351 160.587 - - - - - 9.074 322.155	Administración Centraly Otros - - - - - - - - - - 204.023 204.023	Total
						1.980.742 140.848 47.172 137.351 1.620.225 525.926 184.996 346.405 39.243 38.834 325.140
						5.386.882

Mercado de destino

Las ventas al mercado interno ascienden a 19.549.333, 15.028.809 y 4.783.516 al 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023,

respectivamente.

Las ventas al mercado externo ascienden a 3.475.396, 2.709.592 y 603.366 al 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023,

respectivamente.

Asimismo, de acuerdo con el requerimiento de la NIIF 8, a continuación se desglosa la distribución de los ingresos por área geográfica en función de los mercados a los que van destinados:

Argentina Países del Mercosur y asociados Europa Resto del mundo	2025 19.764.766 2.060.945 1.036.849 377.602 23.240.162	2024 15.185.439 1.724.917 251.904 732.771 17.895.031	2023
			4.881.178 412.782 54.929 135.655
			5.484.544

Al 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023 ningún cliente externo representa ni supera el 10% de los ingresos del Grupo.

• Saldos de los contratos

El siguiente cuadro presenta información sobre créditos, activos de contratos y pasivos de contratos:

Créditos por contratos incluidos en el rubro de "Créditos por ventas" Activos de contratos Pasivos de contratos	2025 No corriente Corriente 15.572 2.435.111 - 4.522 261.205 169.937	2024 No corriente Corriente 9.408 1.695.892 - 31.207 116.883 74.795	2023	2023
	No corriente 15.572 - 261.205	No corriente 9.408 - 116.883	No corriente 33.270 - 27.720	Corriente
				801.715 7.744 55.313

Los activos de contratos están relacionados principalmente con los trabajos realizados por el Grupo en el marco de los contratos de construcción.

Los pasivos de contratos están relacionados principalmente con anticipos recibidos de clientes bajo contratos de servicios

de transporte.

Por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023, el Grupo ha reconocido 70.928, 47.946 y 11.895, respectivamente, en la línea de “Ingresos de actividades ordinarias procedentes de contratos con clientes” en el rubro de “Ingresos” en el estado de resultados integrales, los cuales habían sido incluidos en el rubro de “Pasivos de contratos” en el estado de situación financiera al comienzo de cada ejercicio.

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==> picture [63 x 25] intentionally omitted <==

(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

26. COSTOS

Inventarios al inicio del ejercicio Compras Costos de producción(1) Efecto de conversión Desvalorización de inventarios(2) Ajuste por inflación(3) Adquisiciones por combinación de negocios Reclasificaciones Inventarios al cierre del ejercicio .	2025 1.593.666 6.017.859 10.704.013 613.182 (862) 8.349 11.524 - (2.098.590) 16.849.141	2024 1.357.716 4.202.124 8.701.605 352.967 (20.818) 28.956 - (6.990) (1.593.666) 13.021.894	2023 307.766 1.637.766 2.849.045 1.074.139 - 14.390 - - (1.357.716) 4.525.390

(1) Ver Nota 27.

(2) Ver Nota 12.

(3) Corresponde al ajuste por inflación de los saldos al inicio de los inventarios de las subsidiarias con moneda funcional peso el cual fue imputado en el rubro de “Otros resultados integrales” en el estado de resultados integrales.

27. GASTOS POR NATURALEZA

El Grupo presenta el estado de resultados integrales clasificando los gastos según su función como parte de los rubros de “Costos”, “Gastos de administración”, “Gastos de comercialización” y “Gastos de exploración”. A continuación se presenta la información adicional a revelar requerida sobre la naturaleza de los gastos y su relación con la función dentro del Grupo por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023:

Sueldos y cargas sociales Honorarios y retribuciones por servicios Otros gastos de personal Impuestos, tasas y contribuciones Regalías, servidumbres y cánones Seguros Alquileres de inmuebles y equipos Gastos de estudio Depreciación de propiedades, planta y equipo Amortización de activos intangibles Depreciación de activos por derecho de uso Materiales y útiles de consumo Contrataciones de obra y otros servicios Conservación, reparación y mantenimiento Perforaciones exploratorias improductivas Transporte, productos y cargas Deudores de cobro dudoso Gastos de publicidad y propaganda Combustibles, gas, energía y otros			2025		Total 1.955.170 485.683 401.778 1.413.546 1.248.551 98.486 291.674 (4) 28.508 3.554.894 80.572 355.000 620.768 259.993 (4) 1.900.744 (4) 46.191 1.210.302 (4) 105.014 128.838 348.397 (4) 14.534.109
	Costos de producción(2) 1.359.103 112.400 339.276 165.709 1.242.284 88.815 272.988 - 3.369.931 51.452 337.169 602.313 149.392 1.771.611 - 637.092 - - 204.478 10.704.013	Gastos de administración(3) (5) 386.356 317.411 42.545 15.180 - 4.464 1.151 - 56.434 28.400 66 6.373 17.169 44.069 - - 30.787 78.136 30.753 1.059.294	Gastos de comercialización 198.190 55.278 16.204 1.232.657 (1) 1.873 5.207 17.535 - 128.529 720 17.765 9.082 78.143 57.019 - 573.210 74.227 50.702 107.166 2.623.507	Gastos de exploración 11.521 594 3.753 - 4.394 - - 28.508 - - - 3.000 15.289 28.045 46.191 - - - 6.000 147.295

(1) Incluye 300.446 correspondientes a retenciones a las exportaciones y 690.542 correspondientes al IIBB.

(2) Incluye 40.076 correspondientes a gastos por actividades de investigación y desarrollo.

(3) Incluye 36.157 relacionados con el Plan de Generación de Valor imputado en la cuenta de “Provisión por planes de beneficios basados en acciones liquidables en efectivo” del rubro de “Remuneraciones y cargas sociales” en el estado de situación financiera.

(4) Incluye 27.424 y 82.373 correspondientes a los arrendamientos de corto plazo y al cargo variable de los arrendamientos relacionados con el rendimiento y/o uso del activo subyacente, respectivamente.

(5) Incluye 16.031 correspondientes a honorarios y retribuciones devengados por todo concepto a Directores integrantes del Directorio de YPF y Síndicos.

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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2025, 2024 Y 2023

==> picture [63 x 25] intentionally omitted <==

(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

27. GASTOS POR NATURALEZA (cont.)

7. GASTOS POR NATURALEZA (cont.)
Sueldos y cargas sociales Honorarios y retribuciones por servicios Otros gastos de personal Impuestos, tasas y contribuciones Regalías, servidumbres y cánones Seguros Alquileres de inmuebles y equipos Gastos de estudio Depreciación de propiedades, planta y equipo Amortización de activos intangibles Depreciación de activos por derecho de uso Materiales y útiles de consumo Contrataciones de obra y otros servicios Conservación, reparación y mantenimiento Perforaciones exploratorias improductivas Transporte, productos y cargas Deudores de cobro dudoso Gastos de publicidad y propaganda Combustibles, gas, energía y otros	Costos de producción(2) 1.040.903 66.509 286.492 166.824 1.035.798 87.068 213.017 - 2.127.683 26.100 236.903 501.371 612.868 1.627.411 - 510.837 - - 161.821 8.701.605		2024		Total 1.492.825 353.168 332.781 1.127.326 1.039.468 95.471 228.901 (4) 36.013 2.260.099 42.144 247.871 516.051 692.802 (4) 1.722.769 (4) 128.226 948.019 (4) 83.585 97.110 261.558 (4) 11.706.187
		Gastos de administración(3) (5) 300.036 241.083 29.108 23.136 - 4.804 1.129 - 42.591 14.725 48 5.002 12.627 36.743 - - 26.262 43.251 13.480 794.025	Gastos de comercialización 138.773 45.272 13.177 937.366 (1) 1.665 3.599 14.755 - 89.825 1.319 10.920 7.389 51.034 39.410 - 437.182 57.323 53.859 78.548 1.981.416	Gastos de exploración 13.113 304 4.004 - 2.005 - - 36.013 - - - 2.289 16.273 19.205 128.226 - - - 7.709 229.141

(1) Incluye 221.146 correspondientes a retenciones a las exportaciones y 554.659 correspondientes al IIBB.

(2) Incluye 40.882 correspondientes a gastos por actividades de investigación y desarrollo.

(3) Incluye 32.185 relacionados con el Plan de Generación de Valor imputado en la cuenta de “Provisión por planes de beneficios basados en acciones liquidables en efectivo” del rubro de “Remuneraciones y cargas sociales” en el estado de situación financiera.

(4) Incluye 38.965 y 83.710 correspondientes a los arrendamientos de corto plazo y al cargo variable de los arrendamientos relacionados con el rendimiento y/o uso del activo subyacente, respectivamente.

(5) Incluye 12.106 correspondientes a honorarios y retribuciones devengados por todo concepto a Directores integrantes del Directorio de YPF y Síndicos.

Sueldos y cargas sociales Honorarios y retribuciones por servicios Otros gastos de personal Impuestos, tasas y contribuciones Regalías, servidumbres y cánones Seguros Alquileres de inmuebles y equipos Gastos de estudio Depreciación de propiedades, planta y equipo Amortización de activos intangibles Depreciación de activos por derecho de uso Materiales y útiles de consumo Contrataciones de obra y otros servicios Conservación, reparación y mantenimiento Perforaciones exploratorias improductivas Transporte, productos y cargas Deudores de cobro dudoso Gastos de publicidad y propaganda Combustibles, gas, energía y otros			2023		Total 550.109 113.161 101.937 304.101 299.324 26.791 68.711 (3) 6.068 907.474 15.116 66.025 183.033 158.049 (3) 486.806 (3) 6.483 306.008 (3) 8.805 31.749 87.923 (3) 3.727.673
	Costos de producción(2) 390.885 19.709 87.834 38.468 298.094 24.546 63.684 - 865.993 9.110 62.137 176.880 133.556 458.639 - 157.699 - - 61.811 2.849.045	Gastos de administración(4) 108.106 77.141 9.374 8.616 - 1.442 236 - 13.062 5.873 33 2.157 3.485 14.970 - - - 12.091 3.729 260.315	Gastos de comercialización 47.083 16.244 4.332 257.017 (1) 679 803 4.791 - 28.419 133 3.855 3.926 19.212 13.167 - 148.309 8.805 19.658 21.885 598.318	Gastos de exploración 4.035 67 397 - 551 - - 6.068 - - - 70 1.796 30 6.483 - - - 498 19.995

(1) Incluye 27.261 correspondientes a retenciones a las exportaciones y 182.574 correspondientes al IIBB.

(2) Incluye 18.402 correspondientes a gastos por actividades de investigación y desarrollo.

(3) Incluye 22.008 y 30.733 correspondientes a los arrendamientos de corto plazo y al cargo variable de los arrendamientos relacionados con el rendimiento y/o uso del activo subyacente, respectivamente.

(4) Incluye 2.153 correspondientes a honorarios y retribuciones devengados por todo concepto a Directores integrantes del Directorio de YPF y Síndicos.

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

28. OTROS RESULTADOS OPERATIVOS, NETOS

28. OTROS RESULTADOS OPERATIVOS, NETOS
Juicios Programa Incremento Exportador(1) Resultado por venta de activos(2) Resultado por cambios en el valor razonable de los activos mantenidos para la venta(3) Provisión por indemnizaciones(3) Provisión por optimizaciones operativas(3) Provisión para materiales y equipos obsoletos(3) Resultado por revaluación de sociedades(4) Resultado por venta de sociedades(4) Otros ingresos por seguros Diversos	2025 (36.753) 19.898 249.720 (517.862) (56.116) (115.927) (276.114) 52.934 485.729 - (93.005) (287.496)	2024 (90.881) 69.017 6.611 (272.804) (72.010) (274.113) - - - 5.153 5.612 (623.415)	2023
			(12.472)
			54.145
			-
			-
			-
			-
			-
			-
			-
			-
			22.903
			64.576

(1) Ver Nota 35.j).

(2) Ver Notas 11.a) y 11.b). (3) Ver Nota 11.a). (4) Ver Nota 3.

29. RESULTADOS FINANCIEROS, NETOS

Ingresos financieros Intereses por efectivo y equivalentes de efectivo e inversiones en activos financieros Intereses por créditos comerciales Otros ingresos financieros Total ingresos financieros . Costos financieros Intereses por préstamos Actualizaciones financieras de la provisión para el abandono de pozos de hidrocarburos Otros costos financieros Total costos financieros . Otros resultados financieros Diferencias de cambio generadas por préstamos Diferencias de cambio generadas por efectivo y equivalentes de efectivo e inversiones en activos financieros Otras diferencias de cambio, netas Resultado por valuación a valor razonable de activos financieros con cambios en resultados Resultado por instrumentos financieros derivados Resultado por la posición monetaria neta Programa Incremento Exportador(3) Resultado por transacciones con activos financieros Total otros resultados financieros . Total resultados financieros, netos	2025 37.920 67.089 33.160 138.169 (847.449) (303.795) (1) (166.031) (1.317.275) 3.586 (75.676) 18.459 180.269 390 (29.588) - 6 97.446 (1.081.660)	2024 40.172 72.575 11.842 124.589 (608.969) (311.337) (1) (109.232) (1.029.538) 14.190 (28.048) (57.914) (4) 226.573 (1.333) 66.046 2.676 (1.959) 220.231 (684.718)	2023 100.350 34.412 9.566 144.328 (227.085) (74.058) (71.063) (372.206) 51.181 (81.341) 44.283 (4) 113.697 1.863 117.449 7.962 25.864 (2) 280.958 53.080

(1) Incluye 206.102 y 200.373 correspondiente a la actualización financiera de los pasivos asociados con los activos mantenidos para la venta por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2025 y 2024,respectivamente, ver Notas 2.b.13) y 11.a).

(2) Incluye 15.042 correspondientes al ajuste por inflación del período.

(3) Ver Nota 35.j).

(4) Ver Nota 2.d).

30. INVERSIONES EN UNIONES TRANSITORIAS Y CONSORCIOS

El Grupo participa en UT y Consorcios que otorgan al Grupo un porcentaje contractualmente establecido sobre los derechos de los activos y sobre las obligaciones que emergen del contrato.

Las UT y Consorcios de exploración y explotación en los que participa el Grupo asignan la producción de hidrocarburos a los socios en función de los porcentajes de participación contractualmente establecidos, por lo que la comercialización de dichos hidrocarburos es realizada directamente por los socios registrando éstos los efectos económicos respectivos.

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

30. INVERSIONES EN UNIONES TRANSITORIAS Y CONSORCIOS (cont.)

Los activos y pasivos al 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023 y las principales magnitudes de resultados por los ejercicios finalizados en dichas fechas de las UT y Consorcios en las que participa el Grupo se presentan a continuación:

Activo no corriente(1) Activo corriente Total del activo . Pasivo no corriente Pasivo corriente Total del pasivo . Costos de producción Gastos de exploración	2025 10.060.481 489.163 10.549.644 354.707 808.643 1.163.350 3.286.828 10.245	2024 6.477.762 596.499 7.074.261 462.812 792.368 1.255.180 2.220.186 33.910	2023
			4.233.352 92.692
			4.326.044
			252.204 390.142
			642.346
			614.391 2.464

(1) No incluye cargos por deterioro de propiedades, planta y equipo ya que los mismos son registrados por los socios participantes de las UT y Consorcios. Al 31 de diciembre de 2025 las principales UT y Consorcios de exploración y explotación en los que el Grupo participa son las siguientes:

Nombre Acambuco Aguada de Castro y Aguada Pichana Oeste Aguada del Chañar(1) Aguada Pichana Este - Área Vaca Muerta Aguada Pichana Este - Residual Aguada Villanueva(2) Aguaragüe AUS 105 AUS 106 Bajada Añelo Bajo del Toro(2) Bandurria Sur(2) CAM-2/A SUR CAN 100(3) CAN 102 CAN 114 Chachahuen Consorcio CNQ 7/A El Orejano La Amarga Chica La Calera La Escalonada(4) Las Tacanas(2) Lindero Atravesado Loma Campana Loma del Molle Magallanes Meseta Nueva Esperanza(2) Narambuena(5) Pampa Yeguas I Ramos Rincon de la Ceniza(4) Rincón del Mangrullo Rio Neuquén San Roque Sierra Chata Consorcio Chihuido(4)	Ubicación Salta Neuquén Neuquén Neuquén Neuquén Neuquén Salta Plataforma Continental Argentina Plataforma Continental Argentina Neuquén Neuquén Neuquén Tierra del Fuego Plataforma Continental Argentina Plataforma Continental Argentina Plataforma Continental Argentina Mendoza La Pampa y Mendoza Neuquén Neuquén Neuquén Neuquén Neuquén Neuquén Neuquén y Mendoza Neuquén Santa Cruz, Tierra del Fuego y Plataforma Continental Argentina Neuquén Neuquén Neuquén Salta Neuquén Neuquén Neuquén Neuquén Neuquén	Participación 22,50% 40,00% 51,00% 16,90% 27,27% 50,00% 53,00% 35,00% 35,00% 50,00% 50,00% 40,00% 50,00% 50,00% 50,00% 50,00% 70,00% 50,00% 50,00% 50,00% 50,00% 45,00% 50,00% 37,50% 50,00% 50,00% 50,00% 50,00% 50,00% 50,00% 42,00% 45,00% 50,00% 33,33% 34,11% 54,45%	Operador
			Pan American Energy LLC Pan American Energy LLC YPF Total Austral S.A. Total Austral S.A. Pluspetrol S.A. Tecpetrol S.A. Equinor Equinor Shell Argentina S.A. YPF YPF Enap Sipetrol Argentina S.A. Equinor Argentina BV (Sucursal Argentina) YPF Equinor Argentina AS (Sucursal Argentina) YPF Pluspetrol S.A. YPF YPF Pluspetrol S.A. VMI YPF Pan American Energy LLC YPF YPF Enap Sipetrol Argentina S.A. YPF YPF Pluspetrol S.A. Tecpetrol S.A. VMI YPF YPF Total Austral S.A. Pampa Energia S.A.

(1) Ver Nota 11.b).

(2) Ver Nota 39.

(3) Durante 2025, la participación de YPF sobre CAN 100 se modificó de 35% a 50% por el avance al segundo período exploratorio en conjunto con Equinor Argentina BV (Sucursal Argentina).

(4) Ver Nota 3.

(5) Ver Nota 34.a).

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

31. PATRIMONIO

Al 31 de diciembre de 2025 la Sociedad posee un capital de 3.921 y acciones propias en cartera de 12, representados por 393.312.793 acciones ordinarias, escriturales, divididas en cuatro clases de acciones (A, B, C y D) de valor nominal $ 10 con derecho a 1 voto por acción que se encuentra totalmente suscripto, integrado y autorizado a la oferta pública.

Al 31 de diciembre de 2025 se encuentran emitidas 3.764 acciones Clase A de YPF. Mientras existan acciones Clase A, se requerirá ineludiblemente del Estado Nacional Argentino el voto afirmativo para: (i) fusiones; (ii) adquisición de más del 50% de las acciones de la Sociedad en caso de cambio de control accionario consentido u hostil; (iii) transferencia total de los derechos de exploración y explotación; (iv) disolución voluntaria de la Sociedad; (v) cambio de domicilio social y/o fiscal de la Sociedad fuera de Argentina; o (vi) llevar a cabo cualquier adquisición que resulte en la tenencia, por parte del adquirente, del 15% o más del capital de la Sociedad, o 20% o más de las acciones Clase D en circulación. En los casos (iii) y (iv) se requerirá, además, previa aprobación del Congreso de la Nación Argentina.

El 30 de abril de 2025 se celebró la Asamblea General de Accionistas, la cual aprobó los estados financieros de YPF correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2024 y, adicionalmente, aprobó lo siguiente en relación con los resultados acumulados: (i) desafectar íntegramente la reserva para compra de acciones propias y la reserva para inversiones; (ii) destinar la suma de 34.205 a constituir una reserva para la adquisición de acciones propias; y (iii) destinar la suma de 6.787.343 a constituir una reserva para inversiones.

Hasta la promulgación de la Ley N° 26.741 descripta a continuación, Repsol S.A. (“Repsol”) tenía una participación directa e indirecta del 57,43%, mientras que Petersen Energía S.A.U. y sus sociedades afiliadas ejercían influencia significativa mediante una tenencia del 25,46% del capital de la Sociedad.

La Ley N° 26.741, promulgada el 4 de mayo de 2012, modificó la estructura accionaria de la Sociedad declarando de interés público nacional y sujeto a expropiación a las acciones Clase D de la Sociedad en poder de Repsol, que representan el 51% del capital social de la Sociedad. A su vez, declaró de interés público nacional y como objetivo prioritario de Argentina el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos, así como la exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos, a fin de garantizar el desarrollo económico con equidad social, la creación de empleo, el incremento de la competitividad de los diversos sectores económicos y el crecimiento equitativo y sustentable de las provincias y regiones. Las acciones sujetas a expropiación fueron distribuidas de la siguiente manera: 51% para el Gobierno Nacional y 49% para determinadas provincias.

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2025 la Sociedad ha recomprado 343.654 acciones propias emitidas por un monto de 14.032 a los fines de cumplimentar con los planes de beneficios basados en acciones (ver Nota 37). Durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2024 y 2023 la Sociedad no ha recomprado acciones propias.

De acuerdo con las disposiciones de la LGS y las normas de la CNV, la Sociedad debe efectuar una reserva legal no inferior al 5% del resultado positivo surgido de la sumatoria algebraica del resultado del ejercicio, los ajustes de ejercicios anteriores, las transferencias de otros resultados integrales a resultados no asignados y las pérdidas acumuladas de ejercicios anteriores, hasta alcanzar el 20% de la suma de las cuentas de “Capital” y “Ajuste de capital” y las diferencias de conversión que por política contable se originaron por dichas partidas (ver Nota 2.b.10)). Al 31 de diciembre de 2025, la reserva legal se encuentra totalmente integrada por 1.141.047. Asimismo, la Asamblea de Accionistas de la Sociedad ha definido reservas voluntarias para futuros dividendos, para inversiones y para compra de acciones propias.

En virtud de las disposiciones del artículo 3 punto 11 apartados c) y e), Capítulo III, Título IV de las normas de la CNV, la distribución de los resultados no asignados y/o reservas se encuentra restringida por los saldos de las cuentas de “Costo de adquisición de acciones propias” y “Primas de negociación de acciones propias”, y las diferencias de conversión que por política contable se originaron por dichas partidas (ver Nota 2.b.10)). De acuerdo con el patrimonio neto de la Sociedad, los saldos restringidos de resultados acumulados asciende a 51.423 al 31 de diciembre de 2025, los cuales se componen de la cuenta de “Costo de adquisición de acciones propias”. De acuerdo con la política contable descripta en la Nota 2.b.10), el saldo de la cuenta de “Costo de adquisición de acciones propias” incluye 17.149 por las diferencias de conversión que se originaron por dicha partida.

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

31. PATRIMONIO (cont.)

Cuando el saldo neto de los resultados no asignados al cierre del ejercicio sea positivo, podrá ser distribuible mediante decisión de la Asamblea de Accionistas, en tanto no esté sujeto a restricciones legales. Adicionalmente, de acuerdo con lo establecido por las normas de la CNV, cuando el saldo neto de la cuenta de “Otros resultados integrales” sea positivo, éste no podrá ser distribuido, capitalizado ni destinado a absorber pérdidas acumuladas, pero deberá ser computado como parte de los resultados acumulados a los fines de efectuar las comparaciones para determinar la situación de la Sociedad frente a los artículos 31, 32 y 206 de la LGS, u otras normas legales o reglamentarias complementarias en las que se haga referencia a límites o relaciones con el capital y las reservas, que no tengan un tratamiento particular expreso en las normas de la CNV. Cuando el saldo neto de la cuenta “Otros resultados integrales” al cierre de un ejercicio sea negativo, existirá una restricción a la distribución de resultados no asignados por el mismo importe.

32. RESULTADO NETO POR ACCIÓN

El siguiente cuadro presenta el resultado neto atribuible a los accionistas de la controlante y el número de acciones que se han utilizado para el cálculo del resultado neto básico y diluido por acción:

Resultado neto Número promedio ponderado de acciones ordinarias en circulación Resultado neto básico y diluido por acción	2025 (1.087.721) 391.952.016 (2.775,14)	2024 2.077.482 392.088.496 5.298,50	2023
			(1.561.217) 391.722.944 (3.985,51)

YPF no ha emitido instrumentos financieros u otros contratos que den lugar a la emisión de acciones ordinarias potenciales por lo que el cálculo del resultado neto diluido por acción coincide con el cálculo del resultado neto básico por acción.

33. ACTIVOS Y PASIVOS CONTINGENTES

El Grupo posee las siguientes contingencias y reclamos, individualmente significativos, que en opinión de la Sociedad y de sus asesores legales poseen perspectiva posible. En este orden, y sobre la base de la información disponible para el Grupo, incluyendo entre otros el tiempo estimado que resta hasta la finalización de los litigios, los resultados de las evidencias que se presenten en las causas judiciales, y la evaluación de los asesores internos y externos, el Grupo no puede estimar una pérdida o rango de pérdida razonablemente posible respecto a ciertas cuestiones descriptas en la Nota 33.b).

33.a) Activos contingentes

El Grupo no posee activos contingentes significativos.

33.b) Pasivos contingentes

33.b.1) Reclamos ambientales

• Asociación Superficiarios de la Patagonia (“ASSUPA”)

ASSUPA demandó a empresas concesionarias de explotación y permisionarias de exploración de distintas cuencas (Neuquina en el año 2003, Noroeste en el año 2010, y Austral en el año 2012), entre las que se encuentra YPF, a recomponer el daño ambiental colectivo supuestamente producido a partir de la actividad hidrocarburífera. En subsidio pidió que se constituya un fondo de restauración ambiental y se adopten medidas que permitan evitar la producción de daños ambientales en el futuro.

Empresas concesionarias de áreas de la cuenca Neuquina

La demanda ha sido contestada por YPF y por el resto de las partes demandadas. Luego de diversas incidencias, el 30 de diciembre de 2014 la CSJN dictó 2 sentencias interlocutorias. Por la primera, la Corte declaró ajena a su competencia originaria todos aquellos daños ambientales relativos a situaciones locales y provinciales, asumiendo sólo los relativos a situaciones interjurisdiccionales (por ejemplo, la cuenca del Río Colorado). Por la segunda, la Corte rechazó el pedido de ASSUPA de incorporar como tercero necesario a Repsol S.A. y a los directores que se desempeñaron en YPF hasta abril de 2012. Paralelamente, denegó medidas cautelares y otras diligencias relacionadas con ese pedido.

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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2025, 2024 Y 2023

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

33. ACTIVOS Y PASIVOS CONTINGENTES (cont.)

Como consecuencia de tal decisión, un particular inició una acción preventiva de daños para disminuir los supuestos daños y evitar daños futuros (acción de reparación de daños y perjuicios) consistente en la reparación integral de los daños colectivos supuestamente causados por la actividad hidrocarburífera de YPF en la Provincia de Neuquén. En dicha acción YPF contestó la demanda y requirió la citación del Estado Nacional, del Estado Provincial y de otras compañías petroleras de la zona.

Empresas concesionarias de áreas de la cuenca del Noroeste

El 1 de diciembre de 2014 YPF fue notificada de la demanda y solicitó la suspensión de los plazos procesales por defectos en la notificación, tal suspensión fue concedida por el juzgado. El 19 de abril de 2017 YPF fue notificada de la resolución del juzgado que ordena la reanudación de los plazos procesales y opuso excepción de defecto legal, al igual que otros codemandados. El juzgado dispuso la suspensión de los plazos para contestar la demanda hasta tanto exista resolución definitiva de la excepción de defecto legal. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, los plazos procesales se encuentran suspendidos hasta la digitalización de las actuaciones.

Empresas concesionarias de áreas de la cuenca Austral

El 2 de noviembre 2015 YPF fue notificada de la demanda y solicitó la suspensión de los plazos procesales por defectos en la notificación. Tal suspensión fue concedida por el tribunal y luego de distintas incidencias con distintos codemandados y citados, el juzgado ordenó el 23 de junio de 2020 una nueva notificación con el traslado de la demanda. La decisión fue apelada por la actora.

El 12 de mayo de 2021 el expediente fue remitido a la Cámara de Apelaciones Federal en lo Contencioso Administrativo para la resolución del recurso de apelación interpuesto por la actora, por la cual el juez dispuso hacer lugar al planteo de YPF, entre otras codemandadas, ordenando el traslado de la demanda. El 8 de noviembre de 2022 la Cámara de Apelaciones Federal en lo Contencioso Administrativo confirmó la resolución del Juzgado de Primera Instancia por la cual ordenó correr un nuevo traslado de la demanda.

• Dock Sud, Río Matanza, Riachuelo, Quilmes y Refinería Luján de Cuyo

En el año 2006 vecinos de la localidad de Dock Sud, Provincia de Buenos Aires, iniciaron un juicio que se encuentra radicado ante la CSJN, en el que reclaman a 44 empresas entre las que se encuentra YPF, el Estado Nacional, la Provincia de Buenos Aires, la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y 14 municipios, la remediación y, en subsidio, la indemnización del daño ambiental colectivo de los ríos Matanza y Riachuelo. Asimismo, también vecinos de Dock Sud han iniciado otros 2 juicios ambientales, uno de ellos fue desistido en relación con YPF, mientras que en el otro juicio se reclama a varias empresas radicadas en dicha localidad, entre ellas a YPF, a la Provincia de Buenos Aires y a varios municipios, la remediación y, en subsidio, la indemnización del daño ambiental colectivo de la localidad de Dock Sud y del daño particular patrimonial que afirman haber sufrido. Con respecto a los reclamos mencionados, por el momento no es posible cuantificarlos de una manera adecuada, como así tampoco, de corresponder, estimar las costas judiciales asociadas que pudieran resultar. YPF tiene derecho a ser mantenida indemne por el Estado Nacional, por los hechos y contingencias que sean de causa anterior al 1 de enero de 1991, de acuerdo con la Ley de Privatización de YPF.

C.P.C.E.C.A.B.A. T° 1 - F° 3

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 26 - FEBRERO - 2026

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 26 - FEBRERO - 2026 DELOITTE & Co. S.A.

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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2025, 2024 Y 2023

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

33. ACTIVOS Y PASIVOS CONTINGENTES (cont.)

Mediante sentencia del 8 de julio de 2008 la CSJN:

• Dispuso que está a cargo de la Autoridad de Cuenca Matanza Riachuelo (“ACUMAR”), Ley Nº 26.168, el cumplimiento del programa de remediación ambiental de los ríos, siendo responsables de que ello se lleve adelante el Estado Nacional, la Provincia de Buenos Aires y la Ciudad Autónoma de Buenos Aires; delegó en el Juzgado Federal de Primera Instancia de Quilmes el conocimiento de todas las cuestiones concernientes a la ejecución de la remediación y saneamiento; declaró que todos los litigios relativos a la ejecución del plan de remediación se acumularán y tramitarán ante dicho Juzgado y que dicho proceso produce litispendencia en relación con las demás acciones colectivas que tengan por objeto la remediación ambiental de dicha cuenca, las que por lo tanto deberían ser archivadas. En este orden, YPF ha sido notificada de ciertas resoluciones emitidas por ACUMAR, por las que se requiere presentar un plan de reconversión industrial con relación a ciertas instalaciones de YPF, el cual ha sido presentado, no obstante haberse recurrido las resoluciones mencionadas.

• Decidió que el proceso relativo a la determinación de las responsabilidades derivadas de las conductas adoptadas en el pasado, por la reparación del daño ambiental colectivo, continuaría ante la CSJN.

El 22 de octubre de 2024 la CSJN dictó sentencia definitiva mediante la cual: (i) dio por finalizada la supervisión del cumplimiento de la sentencia del 8 de julio de 2008 por parte de la CSJN; (ii) dio por finalizada la causa por la reparación del daño ambiental colectivo sin condenar a ninguna de las 44 empresas demandadas; (iii) impuso las costas en el orden causado y; (iv) decidió que los litigios relativos a la ejecución del plan de remediación continuarán su trámite ante el juzgado que corresponda. YPF no es parte en dichos litigios.

Adicionalmente a lo mencionado en la Nota 17.a.3) relacionado con los reclamos ambientales en Quilmes, la Sociedad tiene otros reclamos judiciales y no judiciales activos en su contra, basados en argumentos similares.

Por otra parte, las tareas de monitoreo realizadas en forma rutinaria por YPF han permitido advertir cierto grado de afectación en el subsuelo correspondiente a las proximidades de la Refinería Luján de Cuyo, lo que ha motivado la ejecución de un programa de relevamiento, evaluación y remediación de situaciones ambientales que la Sociedad ha acordado con organismos de aplicación de la Provincia de Mendoza, cuyos costos se han reconocido en la cuenta de “Provisión para gastos de medioambiente” del rubro “Provisiones” en el estado de situación financiera.

Respecto de la afectación del acuífero circundante a la Refinería Luján de Cuyo se llevó a cabo un plan de investigación detallado con el fin de caracterizar, analizar el riesgo e implementar las acciones de mitigación; desarrollándose luego la ingeniería de remediación que actualmente se está implementando. El seguimiento de dicha remediación es llevado a cabo con el control y acompañamiento del Instituto Nacional del Agua (“INA”) y autoridades locales.

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Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 26 - FEBRERO - 2026 DELOITTE & Co. S.A. C.P.C.E.C.A.B.A. T° 1 - F° 3

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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2025, 2024 Y 2023

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

33. ACTIVOS Y PASIVOS CONTINGENTES (cont.)

33.b.2) Reclamos contenciosos

• Empresas Petersen Energía Inversora, S.A.U. y Petersen Energía, S.A.U. (en conjunto, “Petersen”) - Empresas Eton Park Capital Management, L.P., Eton Park Master Fund, LTD. y Eton Park Fund, L.P. (en conjunto, “Eton Park”; y junto con Petersen, los “Demandantes”)

Los demandantes en este proceso son Petersen y Eton Park, anteriores titulares de ADRs que evidencian ADSs que representan acciones Clase D de YPF. Petersen presentó su reclamo el 8 de abril de 2015 y Eton Park presentó su reclamo el 3 de noviembre de 2016. Ambos reclamos fueron iniciados ante el Tribunal de Distrito de Estados Unidos para el Distrito Sur de Nueva York (“Tribunal de Distrito”) contra la República Argentina ("República") e YPF. Los reclamos se fundamentan en la intervención de la República en YPF en 2012 y la posterior expropiación por parte de la República de una participación mayoritaria en YPF que poseía Repsol (ver Nota 31). Petersen y Eton Park alegan que la República e YPF incumplieron supuestas obligaciones contenidas en el estatuto de la Sociedad. Los reclamos de Petersen y Eton Park se consideran reclamos relacionados, tramitan en forma conjunta y fueron asignados al mismo Tribunal de Distrito.

El 8 de septiembre de 2015, antes de que Eton Park presentara su reclamo, la República e YPF presentaron mociones para desestimar el reclamo de Petersen. El 19 y 23 de octubre de 2015 Petersen presentó oposiciones a las mociones de desestimación de la República e YPF, respectivamente. El 9 de septiembre de 2016 el Tribunal de Distrito emitió una decisión denegando parcialmente las mociones de desestimación. La Sociedad y la República apelaron esta decisión solicitando la desestimación completa del reclamo. YPF y la República argumentaron que, en el supuesto que el reclamo fuera procedente, el reclamo debía tramitar en Argentina (forum non conveniens). El Tribunal de Apelaciones de Estados Unidos para el Segundo Circuito (“Tribunal de Apelaciones”) sostuvo que el Tribunal de Distrito tenía jurisdicción sobre este asunto. El 31 de octubre de 2018 YPF y la República apelaron esta decisión ante la Corte Suprema de Estados Unidos (“Corte Suprema”). El 24 de junio de 2019 la Corte Suprema rechazó considerar el recurso de apelación.

El 30 de agosto de 2019 la República e YPF presentaron mociones para desestimar los casos de Petersen y Eton Park alegando nuevamente que los procesos debían tramitar en Argentina (forum non conveniens). El 5 de junio de 2020 el Tribunal de Distrito rechazó estas mociones de desestimación. La República e YPF presentaron sus contestaciones a la demanda de Petersen el 8 de julio de 2019 y a la demanda de Eton Park el 10 de julio de 2020. El 13 de julio de 2020 el Tribunal de Distrito emitió una resolución ordenando a las partes avanzar con el proceso de prueba (discovery) de hechos y con el proceso de prueba de expertos. Dada la superposición entre los procesos de Petersen y Eton Park, dichos procesos avanzaron de manera conjunta y las partes realizaron un proceso de prueba consolidado para ambos reclamos. El proceso de prueba de hechos concluyó el 27 de agosto de 2021.

El proceso de prueba de expertos concluyó el 6 de abril de 2022. El 14 de abril de 2022 los Demandantes e YPF y la República presentaron escritos de apertura en apoyo de las mociones cruzadas de juicio sumario en los reclamos de Petersen y Eton Park. Los Demandantes argumentaron que el Tribunal de Distrito debería dictar una sentencia sumaria a su favor respecto de la responsabilidad y los daños reclamados a YPF y a la República. En sus escritos de apertura, tanto YPF como la República argumentaron que no tienen ninguna responsabilidad ni deben indemnizar a los Demandantes y que, por lo tanto, el Tribunal de Distrito debería dictar una sentencia sumaria a su favor y desestimar todos los reclamos restantes en su contra. Las partes presentaron escritos de oposición y de réplica el 26 de mayo de 2022 y el 23 de junio de 2022, respectivamente.

El 30 de marzo de 2023 el Tribunal de Distrito concedió la moción de juicio sumario de YPF y denegó en su totalidad la moción de juicio sumario de los Demandantes respecto de YPF. El Tribunal de Distrito decidió que YPF no tiene responsabilidad contractual y no debe ningún daño a los Demandantes por incumplimiento contractual y, en consecuencia, desestimó los reclamos de los Demandantes en contra de YPF.

De acuerdo con la decisión emitida el 30 de marzo de 2023, en la sentencia final dictada el 15 de septiembre de 2023 el Tribunal de Distrito ordenó, sentenció y decretó que todos los reclamos de los Demandantes contra YPF quedaron desestimados, decretando que YPF no tiene responsabilidad contractual y no debe ningún daño a los Demandantes por incumplimiento contractual.

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Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 26 - FEBRERO - 2026 DELOITTE & Co. S.A. C.P.C.E.C.A.B.A. T° 1 - F° 3

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

33. ACTIVOS Y PASIVOS CONTINGENTES (cont.)

El 18 de octubre de 2023 los Demandantes apelaron la sentencia final del Tribunal de Distrito con relación a YPF, y aquellas órdenes que, a los efectos de la apelación, se consolidan en dicha sentencia.

El 23 de octubre de 2023 YPF notificó la interposición de un recurso de apelación cruzada condicional.

Las apelaciones interpuestas por las partes en estos procedimientos quedaron completamente sustanciadas al 6 de septiembre de 2024. El 29 de octubre de 2025 el Tribunal de Apelaciones celebró la audiencia de alegatos orales sobre estas apelaciones.

El 1 de abril de 2024, los Demandantes presentaron una moción de entrega (turnover motion), la cual tomó carácter público (y se volvió accesible para YPF) el 22 de abril de 2024, en la que solicitaron al Tribunal de Distrito que ordene a la República entregar las acciones Clase D de YPF en poder de la República a los Demandantes, en cumplimiento parcial de la sentencia del Tribunal de Distrito contra la República en este procedimiento. Los Demandantes y la República terminaron de sustanciar la moción de entrega el 8 de julio de 2024.

Los Demandantes han solicitado también la producción de documentos por parte de YPF relacionados con su teoría de que YPF podría ser un alter ego de la República. YPF niega ser un alter ego y se opuso a las solicitudes de documentos de los Demandantes. El 28 de mayo de 2024 el Tribunal de Distrito ordenó a YPF que produjera documentos en respuesta a las solicitudes de los Demandantes. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, los Demandantes no han solicitado que el Tribunal de Distrito determine que YPF es un alter ego de la República.

El 12 de agosto de 2024 YPF presentó un escrito solicitando al Tribunal de Distrito que emita una orden prohibiendo de forma definitiva que los Demandantes puedan ejecutar contra YPF la sentencia final dictada el 15 de septiembre de 2023 contra la República, argumentando que la teoría del alter ego de los Demandantes precluyó por aplicación de la doctrina de la cosa juzgada. Los Demandantes presentaron su oposición el 26 de agosto de 2024 e YPF presentó su réplica el 3 de septiembre de 2024.

El 15 de noviembre de 2024, el Tribunal de Distrito decidió suspender el proceso de prueba relativa a la teoría del alter ego, a la espera de que el Tribunal considerara los escritos complementarios presentados por YPF, la República y los Demandantes sobre ciertas cuestiones, incluyendo la competencia por razón de la materia. La presentación de los escritos complementarios concluyó el 24 de enero de 2025.

El 30 de junio de 2025, el Tribunal de Distrito hizo lugar a la moción de entrega presentada por los Demandantes y ordenó a la República: (i) transferir sus acciones Clase D de YPF a una cuenta de custodia global en el Bank of New York Mellon (“BNYM”) en Nueva York dentro de los 14 días posteriores a la fecha de la orden; e (ii) instruir a BNYM para que inicie la transferencia de los intereses de propiedad ( ownership interest ) de la República sobre sus acciones Clase D de YPF a los Demandantes o a quienes éstos designen dentro del primer día hábil siguiente a la fecha en que las acciones sean depositadas en la cuenta.

Ese mismo 30 de junio de 2025, en el proceso iniciado por Bainbridge Fund Ltd. contra la República, el Tribunal de Distrito emitió una orden similar, instruyendo a la República a entregar sus acciones Clase A y Clase D de YPF.

El 10 de julio de 2025, la República: (i) apeló las órdenes de entrega del 30 de junio de 2025 en los procedimientos de los Demandantes y Bainbridge Fund Ltd. ante el Tribunal de Apelaciones; y (ii) solicitó ante el mismo Tribunal que, de manera urgente, suspenda la ejecución de dichas órdenes de entrega, mientras tramita la apelación, y ordene una suspensión administrativa inmediata. El 15 de julio de 2025, el Tribunal de Apelaciones hizo lugar al pedido de suspensión administrativa temporal de las órdenes de entrega hasta que se resuelvan las mociones de suspensión. El 15 de agosto de 2025, el Tribunal de Apelaciones suspendió dichas órdenes de entrega mientras tramita la apelación de la República.

C.P.C.E.C.A.B.A. T° 1 - F° 3

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

33. ACTIVOS Y PASIVOS CONTINGENTES (cont.)

YPF no es parte de los procedimientos de entrega mencionados precedentemente.

El 17 de septiembre de 2025, el Tribunal de Distrito rechazó el pedido de YPF de que se prohíba de forma definitiva que los Demandantes puedan ejecutar contra YPF la sentencia final dictada el 15 de septiembre de 2023 contra la República, y ordenó a los Demandantes y a YPF que continúen con el proceso de producción de documentos. La decisión del Tribunal de Distrito no decide la cuestión de si YPF es un alter ego de la República, posición que YPF niega de manera categórica.

El 1 de octubre de 2025, YPF presentó un pedido de reconsideración contra la orden del 17 de septiembre de 2025 ante el Tribunal de Distrito, argumentando entre otras cuestiones que el Tribunal de Distrito incurrió en un error al omitir precedentes vinculantes sobre la falta de jurisdicción del Tribunal en razón de la materia. YPF solicitó asimismo una suspensión de la producción de documentos por parte de YPF. El Tribunal de Distrito hizo lugar al pedido de suspensión sobre alter ego mientras tramita el pedido de reconsideración.

El 10 de noviembre de 2025, el Tribunal de Distrito denegó la moción de YPF de reconsideración de la orden del 17 de septiembre de 2025.

YPF ha apelado las órdenes del 17 de septiembre de 2025 y 10 de noviembre de 2025, y dichas apelaciones se han consolidado. YPF presentó su escrito inicial de apelación el 23 de diciembre de 2025. Está previsto que la fase de escritos concluya el 13 de marzo de 2026, con la audiencia oral fijada para la semana del 13 de abril de 2026. El 23 de diciembre de 2025, el Tribunal de Distrito concedió la solicitud de YPF de suspender la producción de documentos por YPF sobre alter ego mientras se resuelven estas apelaciones.

El 15 de enero de 2026, los Demandantes presentaron una moción de sanciones y desacato contra la República. Los Demandantes han solicitado al Tribunal de Distrito, entre otras cuestiones, que impida a la República argumentar que YPF y otras instrumentalidades ( instrumentalities ) no son alter ego de la República. Asimismo, los Demandantes solicitaron al Tribunal que extraiga ciertas inferencias adversas que los Demandantes consideran que ayudarán a respaldar sus teorías de alter ego. Está previsto que la fase de escritos concluya el 5 de marzo de 2026. Se ha programado una audiencia sobre prueba para los días 21 al 23 de abril de 2026. YPF no es parte de esta moción.

YPF continuará defendiéndose de acuerdo con los procedimientos legales aplicables y las defensas disponibles.

La Sociedad continuará reevaluando el estado de estos litigios y su posible impacto en los resultados y la situación financiera del Grupo, conforme sea necesario.

33.b.3) Reclamos en el ámbito de la CNDC

• Reclamos por precios en la venta de combustibles

El Grupo fue sujeto de ciertos reclamos vinculados a supuestas discriminaciones de precios en la venta de combustibles, que han sido radicados ante la CNDC y respondidos oportunamente por YPF.

33.b.4) Otras causas

Asimismo existen otras causas laborales, civiles y comerciales en las que el Grupo es demandado y diversos reclamos por parte de la ARCA y fiscos provinciales y municipales, individualmente no significativas, para las cuales no se ha constituido una provisión debido a que la Sociedad, en base a los elementos de juicio disponibles a la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, ha considerado que constituyen contingencias posibles.

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

34. COMPROMISOS CONTRACTUALES

34.a) Concesiones de explotación, concesiones de transporte y permisos de exploración

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2025 el Grupo ha obtenido concesiones de explotación, concesiones de transporte y permisos de exploración que incluyen compromisos de realización de ciertas inversiones y gastos y de mantenimiento de niveles de actividad. Adicionalmente se han obtenido prórrogas sobre ciertas concesiones y permisos y revertido ciertas áreas. A continuación se describen los acuerdos, concesiones y permisos más relevantes que tuvieron lugar en el ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2025:

CENCH en la Provincia de Neuquén

El 10 de marzo de 2025 por medio de los Decretos N° 275/2025, 276/2025 y 277/2025 el Poder Ejecutivo de la Provincia de Neuquén aprobó el otorgamiento de las CENCH en los bloques “Aguada de la Arena”, “La Angostura Sur I” y “La Angostura Sur II” y “Narambuena”, respectivamente. Dichas CENCH tienen las siguientes características:

• Aguada de la Arena: YPF tiene el 100% de participación en esta CENCH y los compromisos asumidos incluyen la ejecución de un plan piloto de 6 pozos no convencionales.

• La Angostura Sur I: YPF tiene el 100% de participación en esta CENCH y los compromisos asumidos incluyen la ejecución de un plan piloto de 4 pozos no convencionales.

• La Angostura Sur II: YPF tiene el 100% de participación en esta CENCH y los compromisos asumidos incluyen la ejecución de un plan piloto de 3 pozos no convencionales.

• Narambuena: La participación en esta CENCH es 50% de YPF y 50% de Compañía de Desarrollo No Convencional S.R.L. (“CDNC”) y los compromisos asumidos incluyen la ejecución de un plan piloto de 14 pozos no convencionales.

Adicionalmente a los compromisos asumidos por YPF mencionados precedentemente, se incluyen pagos en concepto de un bono de explotación y de un bono de responsabilidad social empresaria.

Los Parlamentos

El 19 de septiembre de 2025 la Sociedad suscribió un Acuerdo Transaccional con la Provincia de Mendoza mediante el cual: (i) se revierte el permiso de exploración “Los Parlamentos” donde existían compromisos de inversión pendientes de cumplimiento por US$ 14 millones; e (ii) YPF asume el compromiso de perforar un pozo en la formación Vaca Muerta bajo el permiso de exploración “CN VII/A”, con una inversión de hasta US$ 22 millones; entre otros. Dicho acuerdo mencionado precedentemente entró en vigencia el 21 de octubre de 2025 a través de la notificación a la Sociedad del Decreto N° 2.266/2025 de la Provincia de Mendoza.

Las fechas indicadas corresponden a la fecha de publicación en los respectivos Boletines Oficiales, a menos que se indique lo contrario.

34.b) Acuerdos y compromisos de inversión y cesiones

El Grupo ha realizado acuerdos y compromisos de inversión y cesiones de áreas. A continuación, se detallan las principales características de los acuerdos y compromisos y cesiones más relevantes que tuvieron lugar en los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023:

Concesión de transporte oleoducto Vaca Muerta Norte

El 9 de febrero de 2023 mediante el Decreto N° 299/2023 de la Provincia de Neuquén se otorgó a YPF una concesión de transporte de petróleo asociada a la Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos La Amarga Chica que comprende la construcción de un oleoducto desde los bloques La Amarga Chica hasta Puesto Hernández para el abastecimiento de la Refinería Luján de Cuyo y la exportación de petróleo hacia Chile, por el plazo de vigencia restante de la concesión de explotación mencionada. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, se encuentra pendiente de aprobación por la Provincia de Neuquén la cesión por parte de YPF a otras compañías de la industria de petróleo y gas del 24,8% de la participación sobre dicha concesión de transporte.

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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2025, 2024 Y 2023

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

34. COMPROMISOS CONTRACTUALES (cont.)

Proyecto LNG

El 2 de mayo de 2025, YPF, a través de su subsidiaria Sur Inversiones Energéticas, junto con Pan American Energy S.L. (“PAE”), Wintershall DEA Argentina S.A. (“Wintershall”), Pampa Energía S.A. (“Pampa”) y Golar FLNG Sub-Holding Company Limited (“Golar Subholding”), en conjunto los accionistas de Southern Energy S.A. (“SESA”) han acordado:

• Tomar la decisión final de inversión según lo previsto en el Bareboat Charter Agreement suscripto con Golar Hilli Corporation en julio de 2024, y sus posteriores adendas, para el charteo por 20 años del buque de licuefacción Hilli Episeyo (“FLNG Hilli”), con una capacidad nominal de 2,45 millones de toneladas de GNL por año (“MTPA”), que se ubicará en la costa del Mar Argentino en la Provincia de Río Negro, con el objetivo de procesar gas natural de Vaca Muerta para la exportación de GNL (“BBCA Hilli”).

• Suscribir un segundo Bareboat Charter Agreement con Golar MKII Corporation, para la construcción, alquiler y operación de un nuevo buque de licuefacción, el FUJI LNG (“FLNG MKII”), por el plazo de 20 años (extensible por un período adicional de 5 años a opción de SESA), con una capacidad nominal de 3,5 MTPA, con el objeto de aumentar la capacidad de procesamiento de gas natural de Vaca Muerta y de exportación de GNL, sujeto a condiciones precedentes, entre otras, la decisión final de inversión futura según lo previsto en dicho acuerdo (“BBCA MKII”). El 4 de noviembre de 2025, habiéndose cumplido las condiciones precedentes, entró en vigencia el Bareboat Charter Agreement suscripto con Golar MKII Corporation.

A efectos de proveer a los buques FLNG Hilli y FLNG MKII el gas natural objeto del proceso de licuefacción, SESA suscribió con PAE, Sur Inversiones Energéticas, Pampa y Wintershall, contratos de suministro de gas natural (“GSA”) por el plazo de 20 años. En este sentido, a los efectos de que ambos buques puedan operar todo el año, SESA contempla la construcción de un gasoducto dedicado entre la Provincia de Neuquén y el Golfo San Matías en la Provincia de Río Negro. Se espera que las operaciones del buque FLNG Hilli inicien entre fines del año 2027 o principios del año 2028 y que las del buque FLNG MKII inicien a fines del año 2028.

A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, la participación accionaria en SESA es la siguiente: PAE (30%), Sur Inversiones Energéticas (25%), Pampa (20%), SE Argentina Holding B.V., por transferencia de Wintershall el 24 de julio de 2025 (15%); y Golar Subholding (10%).

La Sociedad ha suscripto el GSA y el Acuerdo de Accionistas de SESA garantizando las obligaciones de su subsidiaria Sur Inversiones Energéticas bajo dichos acuerdos, ver Nota 34.d).

34.c) Compromisos contractuales

El Grupo ha firmado contratos mediante los que se comprometió a comprar ciertos bienes y servicios, y a vender gas natural, GLP y otros productos. Algunos de los mencionados contratos incluyen cláusulas de penalidad que estipulan resarcimientos ante un incumplimiento de la obligación de recibir, entregar o transportar el bien objeto del contrato. En su caso, las pérdidas anticipadas estimadas por contratos onerosos, de existir, son imputadas al resultado del período en el que se generan.

El Grupo ha renegociado ciertos contratos de exportación de gas natural que fueron afectados por razones regulatorias por contratos de suministro de gas natural firmes e interrumpibles de acuerdo con la normativa de exportación de gas natural vigente en Argentina en cada momento. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados el Grupo está llevando a cabo las actividades de acuerdo con los compromisos acordados mencionados anteriormente. En la medida que el Grupo no pueda dar cumplimiento a los compromisos asumidos, podrá ser sujeto de reclamos significativos, sujeto a las defensas que el Grupo pueda tener.

Los compromisos exploratorios y de inversión y gastos hasta la finalización de los permisos de exploración y las concesiones de explotación más relevantes ascienden a 1.014.200 al 31 de diciembre de 2025.

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34. COMPROMISOS CONTRACTUALES (cont.)

34.d) Garantías otorgadas

Al 31 de diciembre de 2025 el Grupo ha emitido garantías bancarias por US$ 40 millones. YPF ha asumido otros compromisos por US$ 12 millones con relación al cumplimiento de obligaciones de sus subsidiarias y negocios conjuntos. Asimismo, en relación con el 25% de la participación de Sur Inversiones Energéticas en el capital de SESA, el 30 de mayo de 2025 y el 27 de octubre de 2025 la Sociedad otorgó garantías en favor de Golar Hilli Corporation por hasta US$ 137,5 millones y en favor de Golar MKII Corporation por hasta US$ 187,5 millones, respectivamente, ver Nota 34.b).

YPF ha abierto en enero de 2024 una cuenta de reserva y pago en Nueva York a favor de los tenedores de las ON Clase XXVIII, cuyo saldo al 31 de diciembre de 2025 es de US$ 48 millones, los cuales deben cubrir el 125% de los servicios de deuda de dichas ON a cancelar en los próximos 6 meses, en línea con lo permitido por la normativa cambiaria vigente.

Garantía Proyecto Vaca Muerta Sur

El 8 de julio de 2025 nuestra asociada VMOS firmó un préstamo internacional sindicado por US$ 2.000 millones para financiar la construcción del Proyecto Vaca Muerta Sur. Como garantía de las obligaciones asumidas en dicho préstamo, los accionistas de VMOS, entre ellos YPF, han constituido una cesión fiduciaria de sus acciones de VMOS en garantía de dicho financiamiento, la cual permanecerá vigente hasta la finalización de la obra de construcción del Proyecto Vaca Muerta Sur.

35. PRINCIPALES REGULACIONES

A continuación se describe el marco regulatorio principal al cual se encuentra sujeto el Grupo en el desarrollo de sus actividades, no siendo el objeto de este apartado la descripción exhaustiva de la totalidad de las regulaciones a las que el Grupo se encuentra sujeto.

35.a) Regulaciones aplicables a la industria hidrocarburífera

35.a.1) Ley de Hidrocarburos

La Ley N° 17.319 de 1967 y sus numerosas modificaciones, entre ellas, la Ley N° 27.007 de 2014, establecen los principios generales que rigen la exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de los recursos hidrocarburíferos en Argentina (“Ley de Hidrocarburos”). Asimismo, en 2024, la Ley Bases incorporó nuevas modificaciones a la Ley de Hidrocarburos (ver Nota 35.l)). 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 inscriptas en el Registro de Empresas Petroleras creado por la Resolución SE N° 407/2007 a 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: (i) permiso de exploración convencional: se divide el plazo en 2 períodos de hasta 3 años cada uno, más una prórroga facultativa por hasta 5 años; (ii) permiso de exploración no convencional: se divide el plazo en 2 períodos de hasta 4 años cada uno, más una prórroga facultativa por hasta 5 años; y (iii) permiso de exploración en plataforma continental y en 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: (i) concesión de explotación convencional: 25 años; (ii) concesión de explotación no convencional: 35 años; y (iii) concesión de explotación en plataforma continental y en 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 prórrogas indefinidas de la concesión por un plazo de 10 años cada una.

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35. PRINCIPALES REGULACIONES (cont.)

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 obtener 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, contados desde la fecha de otorgamiento de la concesión de explotación más los plazos de prórroga que se otorguen.

A partir del Decreto N° 115/2019 las concesiones de transporte otorgadas mediante licitación tendrán un plazo de 35 años, contados desde la fecha de su otorgamiento, pudiendo ser prorrogadas por un plazo adicional de 10 años. Asimismo, los titulares de las concesiones de transporte que se otorguen a partir de la entrada en vigencia de dicho decreto y las ampliaciones de capacidad de instalaciones en las concesiones de transporte otorgadas con anterioridad a esa fecha y efectuadas con posterioridad, podrán asegurar capacidad de servicio en firme a cargadores mediante contratos de reserva de capacidad. Estos contratos podrán ser libremente negociados en cuanto a su modalidad de asignación, precios y volúmenes. La capacidad no contratada y la capacidad contratada no utilizada quedarán sujetas a la tarifa que apruebe la autoridad de aplicación.

A partir de la Ley Bases, la figura legal de “concesión de transporte” se modifica 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.

• Los titulares de permisos de exploración y concesiones de explotación deberán pagar: (i) anualmente y por adelantado un canon por cada kilómetro cuadrado o fracción, conforme a la escala que fije el PEN; y (ii) 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 de exploración o la concesión de explotación, 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.

Adicionalmente, el canon por cada kilómetro cuadrado o fracción del mismo que un titular de un permiso de exploración o de una concesión de explotación 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, y 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.

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35. PRINCIPALES REGULACIONES (cont.)

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 partir 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.

• Los propietarios de proyectos y/o instalaciones para el acondicionamiento, separación, fraccionamiento, licuefacción y/o cualquier otro proceso de industrialización de hidrocarburos pueden solicitar una autorización para transportar hidrocarburos y/o sus derivados a sus instalaciones de industrialización y desde las mismas a los centros y/o instalaciones de procesos de industrialización o comercialización posteriores.

El Decreto N° 1.057/2024 establece que, para los titulares de dichos proyectos y/o instalaciones, cuya construcción, instalación o funcionamiento hubiere sido autorizado con anterioridad a la entrada en vigencia de la Ley Bases, no resulta obligatorio tramitar la reconversión a habilitaciones bajo el esquema de dicha ley.

Aquellos autorizados para procesar hidrocarburos se encuentran obligados a procesar hidrocarburos de terceros hasta un máximo del 5% de la capacidad de sus instalaciones.

Adicionalmente, la Ley Bases incorporó modificaciones a la Ley de Hidrocarburos relativas a las regulaciones aplicables a las actividades de transporte, procesamiento, almacenamiento, distribución y comercialización de gas natural, las cuales se describen en la Nota 35.c.1).

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 N° 546 se transfirió a las provincias el derecho a otorgar permisos de exploración y/o concesiones de 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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35. PRINCIPALES REGULACIONES (cont.)

35.a.2) Ley de Privatización de YPF

En 1992 la Ley N° 24.145 (“Ley de Privatización”) privatizó Yacimientos Petrolíferos Fiscales Sociedad del Estado, antecesor de YPF, y dispuso la transferencia de los yacimientos de hidrocarburos del Estado Nacional a las provincias, sujeto a los derechos existentes de los titulares de permisos de exploración y concesiones de explotación. La Ley de Privatización le otorgó a la Sociedad permisos de exploración y concesiones de explotación que son los títulos originarios de numerosas concesiones que continúan siendo explotadas por YPF al día de la fecha.

35.a.3) CENCH en la Provincia de Neuquén

El 16 de diciembre de 2021 se publicó el Decreto N° 2.183/2021 de la Provincia de Neuquén el cual aprueba la Resolución N° 53/2020 y, su modificatoria, la Resolución N° 142/2021, por las que se reglamenta el otorgamiento de una CENCH en dicha Provincia.

A través de las mencionadas resoluciones: (i) se determinan los parámetros aplicables al plan piloto que debe presentarse en el marco de una solicitud de una CENCH y criterios técnicos para la delimitación territorial del área de la CENCH; (ii) se crea el Bono de Extensión de Área para la superficie en exceso de aquella alcanzada por el plan piloto; (iii) requiere la presentación y actualización anual de un Plan de Desarrollo Continuo durante la etapa de producción masiva; y (iv) determina que los compromisos asumidos para el año siguiente de cada presentación y actualización del Plan de Desarrollo Continuo serán compromisos en firme.

35.b) Regulaciones aplicables a las actividades de Downstream

35.b.1) Regulaciones para la exportación de hidrocarburos líquidos

Las exportaciones de petróleo, gasolinas y gasoil, entre otros, se encuentran sujetas a registro en los términos del Decreto N° 645/2002 y de la Resolución SRH N° E-241/2017 y su modificatoria Disposición N° 329/2019 de la SSHyC.

A fin de obtener el permiso de exportación, las empresas interesadas en exportar dichos productos deben registrar las operaciones de exportación y comprobar que han otorgado a los potenciales agentes del mercado interno que pudieran estar interesados, la posibilidad de adquirir dichos productos.

El 28 de marzo de 2023 se publicó la Resolución SE N° 175/2023, que dispuso la creación de un régimen especial para la registración de exportaciones de aceites crudos de petróleo y aceites crudos de mineral bituminoso a través de oleoductos transfronterizos. A fin de obtener el permiso de exportación, las entidades deberán acreditar ante la SSHyC que dicha exportación no afecta el abastecimiento del mercado interno. Dicho permiso indicará el volumen de exportación autorizado por un plazo de validez no inferior a 1 año desde la fecha de su otorgamiento.

El Decreto N° 1.057/2024 (ver Nota 35.l)) dispuso que la SE lleve un registro de las operaciones de exportación que fueren notificadas, de las que fueren objetadas y de aquellas que efectivamente fueren realizadas. Asimismo, establece que hasta tanto se disponga su derogación o modificación, exclusivamente en lo referido al registro de dichas operaciones, continuará siendo aplicable el Decreto Nº 645/2002, la Resolución SRH Nº E-241/2017 y su modificatoria Disposición N° 329/2019 de la SSHyC, y la Resolución SE N° 175/2023. Adicionalmente, determina que la SE deberá realizar las readecuaciones normativas correspondientes para éstas y toda otra normativa referida a exportaciones de hidrocarburos y/o sus derivados con el fin de dar cumplimiento a los objetivos establecidos en la Ley Bases (ver Nota 35.l)) y la Ley de Hidrocarburos (ver Nota 35.a.1)).

Adicionalmente, las disposiciones que regulan la exportación de hidrocarburos y/o sus derivados se encuentran descriptas en la Ley de Hidrocarburos (ver Nota 35.a.1)).

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35. PRINCIPALES REGULACIONES (cont.)

35.b.2) Productos refinados

La Resolución ex SRH N° 5/2016, que reemplazó el Anexo II de la Resolución SE N° 1.283/2006, estableció especificaciones para los grados 2 y 3 de gasoil y de naftas que incluyen modificaciones al contenido de plomo, manganeso, oxígeno y etanol y, más significativamente, azufre, requiriendo que las compañías petroleras implementen un plan para reducir los límites de azufre a 50 mg/kg para la nafta grado 2, 10 mg/kg para la nafta grado 3, y hasta 350 mg/kg para el gasoil grado 2. Las compañías petroleras debieron presentar ante la autoridad de aplicación un cronograma detallado del programa de inversiones para los próximos años, para alcanzar las especificaciones previstas.

A través de la Resolución SE N° 576/2019 se modificó la Resolución ex SRH N° 5/2016 y se establecieron nuevas especificaciones para la nafta grado 2 y gasoil grado 2, y prorrogó el plazo para cumplir con las especificaciones en cuanto al contenido de azufre en naftas grado 2 a partir del 1 de enero de 2024. A partir de dicha fecha las especificaciones que aplican a naftas grado 2 establecen un contenido máximo de azufre de 50 mg/kg.

No obstante, a través de la Resolución SE N° 492/2023 se estableció un mecanismo específico para diferir la entrada en vigencia de las especificaciones de la Resolución SE N° 576/2019 de acuerdo con los cronogramas detallados por cada compañía petrolera para alcanzar las especificaciones previstas. En este sentido, en relación con el cronograma detallado del programa de inversiones presentado por la Sociedad, la autoridad de aplicación resolvió extender, en sucesivas ocasiones, el plazo para cumplir con las especificaciones para la nafta grado 2 producida en el Complejo Industrial La Plata hasta el 30 de junio de 2024, y para el gasoil grado 2 producido en el Complejo Industrial Luján de Cuyo hasta el 1 de julio de 2026. En consecuencia, la Sociedad se encuentra actualmente ejecutando las últimas obras de conformidad con la normativa vigente, habiendo finalizado las relacionadas con el Complejo Industrial La Plata.

35.b.3) Marco regulatorio asociado a la industria del GLP

La Ley N° 26.020 de 2005 (“Ley de GLP”) modificada a través del Decreto N° 446/2025, establece el marco regulatorio de la industria del GLP, incluyendo en su ámbito de aplicación las actividades de producción, fraccionamiento, envasado, transporte, almacenamiento, distribución y comercialización declaradas de interés público por dicha ley. También establece (i) la libre importación de GLP, (ii) la libre exportación de GLP una vez que esté garantizado el abastecimiento del mercado interno y (iii) la venta de GLP por parte de los productores en el mercado interno hasta el precio de paridad de exportación.

En el marco de la Ley de GLP, el Estado Nacional impulsó distintos programas de incentivos al abastecimiento del mercado interno (ver Nota 35.f.2)).

35.c) Regulaciones aplicables a actividades de gas natural y GNL

35.c.1) Transporte, procesamiento, almacenamiento, distribución y comercialización de gas natural

La Ley N° 24.076 (“Ley del Gas”) sancionada en 1992 junto con su Decreto Reglamentario N° 1.738/1992 modificada por la Ley Bases (ver Nota 35.l)), reglamentan los servicios públicos de transporte y distribución de gas natural.

La Ley del Gas dispuso la creación del ENARGAS, para administrar y hacer cumplir el marco legal adoptado para el transporte, la distribución y la comercialización de gas natural.

Los sistemas de transporte y distribución de gas natural se dividen en 2 sistemas de gasoductos troncales, norte y sur, operados por empresas transportistas y 9 distribuidoras regionales. Rige para estos sistemas el principio de acceso abierto, bajo el cual los cargadores de gas natural tienen acceso a la capacidad disponible sin discriminación. Asimismo, la Ley del Gas prohíbe que las empresas de transporte adquieran o vendan gas natural (con ciertas excepciones) y prohíbe ciertas formas de propiedad cruzada entre productores, transportistas, distribuidoras y comercializadores.

La demanda mayorista interna de gas natural se divide en 4 segmentos: (i) demanda prioritaria abastecida mediante las compañías distribuidoras (demanda residencial y otros clientes no industriales, en adelante “Distribución”); (ii) generación termoeléctrica; (iii) demanda industrial; y (iv) gas natural comprimido (“GNC”).

En lo que respecta a la comercialización, la Ley del Gas establece la fijación de precios por la libre interacción de la oferta y la demanda y el derecho de traslado del costo de adquisición del gas natural a los usuarios del sistema de distribución.

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35. PRINCIPALES REGULACIONES (cont.)

Sin embargo, la regulación aplicable a la comercialización de gas natural se vio afectada en el contexto de la declaración de emergencia pública efectuada por la Ley Nº 25.561 del 6 de enero de 2002 (“Ley de Emergencia Pública de 2002”), la crisis financiera del 2001, el abandono del régimen de convertibilidad y el congelamiento de las tarifas de transporte y distribución. Así, una serie de disposiciones transitorias modificaron el mecanismo de determinación de precios y de volúmenes ofertados, entre las que destacan: normas tendientes a establecer acuerdos entre productores y la SE a fin de asegurar volúmenes de oferta y fijar un sendero temporal de reconversión de precios; normas reguladoras del despacho de gas natural que otorgaron facultades de redireccionamiento del gas natural inyectado y otros mecanismos a ser adoptados en situaciones de crisis de abastecimiento para asegurar el abastecimiento de la demanda prioritaria (segmento de Distribución).

En 2017, luego de la finalización de la vigencia de la Ley de Emergencia Pública de 2002, se dio inicio a un proceso de transición para el abastecimiento del segmento de Distribución que comprendió: la convocatoria a productores y ENARSA a fin de alcanzar un acuerdo de condiciones básicas (“Acuerdo Marco”) para el suministro de gas natural con vigencia a partir del 1 de enero de 2018 y hasta el 31 de diciembre de 2019; un mecanismo de concurso de precios para el período abril 2019 - marzo 2020 y la posterior renovación (instruida por la SE) de los contratos resultantes del concurso de precios hasta la fecha de vencimiento del plazo establecido en el artículo 5 de la Ley N° 27.541 (Ley de Solidaridad que declaró la emergencia pública del sector energético).

A partir del 1 de enero de 2021, desde la aprobación del Plan GasAr 2020-2024 mediante el Decreto N° 892/2020 (ver Nota 35.f.1)), tanto el segmento de Distribución como la mayoría de la demanda del segmento de generación termoeléctrica se encuentran abastecidas, y por lo tanto los precios recibidos por los productores que abastecen a dichos segmentos son fijados por el mecanismo licitatorio allí dispuesto.

La venta de gas natural al segmento de generación termoeléctrica se encontraba regulada por el artículo 8 de la Resolución ex SE N° 95/2013, cuya vigencia fue reestablecida por la Resolución N° 12/2019 del Ministerio de Desarrollo Productivo, por la cual CAMMESA había sido encomendada temporalmente con el rol de adquirir y proveer el combustible sin costo a los generadores que no cuenten con contratos vigentes de suministro de gas natural. A partir del 1 de marzo de 2025, desde la Resolución SE N° 21/2025 los generadores se encuentran habilitados para efectuar sus compras de combustible (ver Nota 35.d) apartado “CAMMESA”).

Por su parte, la comercialización del segmento industrial así como también del segmento de GNC (modificada por el Decreto N°892/2020 y la Resolución SE N° 447/2020), se realiza por la libre negociación entre productores o comercializadores y clientes.

Asimismo, la Ley Bases y el Decreto N° 1.057/2024 (ver Nota 35.l)) introdujeron las siguientes modificaciones:

• Se incorporó la figura de “autorizaciones de almacenamiento subterráneo de gas natural en reservorios naturales de hidrocarburos depletados” y se estableció la posibilidad que los titulares de dichas autorizaciones puedan solicitar una autorización de transporte de hidrocarburos.

• Se reglamentó la distinción de tipos de concesiones, autorizaciones y licencias de transporte, identificando las licencias de transporte de gas natural y/o sus extensiones otorgadas bajo la Ley del Gas.

• Se modificó la Ley de Hidrocarburos incorporando las actividades de procesamiento y almacenamiento de gas natural, tal como se describe en la Nota 35.a.1).

• Se incorporó la posibilidad de solicitar autorizaciones de transporte de hidrocarburos para propietarios de proyectos y/o instalaciones para el acondicionamiento, separación, fraccionamiento, licuefacción y/o cualquier otro proceso de industrialización de hidrocarburos.

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35. PRINCIPALES REGULACIONES (cont.)

Decreto N° 1.053/2018

Luego de que en diciembre de 2017 finalizara la vigencia de la Ley de Emergencia Pública de 2002 y a pocos meses de establecer el esquema de transición que comprendió el acuerdo de condiciones básicas para el suministro destinado al segmento de Distribución, la ejecución de los contratos celebrados bajo el acuerdo mencionado se vio afectada por la profunda devaluación que sufriría el peso en 2018 y la decisión de las distribuidoras de pagar el precio del gas natural en base al tipo de cambio implícito en el cuadro tarifario aprobado para el período invernal 2018 (menor al que correspondía aplicar según lo previsto en el Acuerdo Marco y los contratos particulares celebrados). Esto llevó a un proceso de renegociación de los acuerdos particulares con precios nominados en dólares, que resultó en una reducción del precio de gas natural a aplicar para el período octubre 2018 - diciembre 2018, sin alcanzarse un acuerdo con relación a las diferencias por el tipo de cambio a considerar.

El 16 de noviembre de 2018 se publicó el Decreto N° 1.053/2018 por el cual el Estado Nacional decidió asumir, respecto de las distribuidoras y productores que adhirieron, el pago de las diferencias diarias acumuladas mensualmente entre el precio de gas natural comprado por las distribuidoras y el precio de gas natural incluido en los cuadros tarifarios vigentes entre el 1 de abril de 2018 y el 31 de marzo de 2019, en 30 cuotas mensuales y consecutivas pagaderas a partir del 1 de octubre de 2019.

Asimismo, dispuso que, a partir del 1 de abril de 2019, los contratos entre productores de gas natural y distribuidoras deben prever que en ningún caso se trasladará a los usuarios que reciban el servicio completo el mayor costo ocasionado por variaciones del tipo de cambio.

YPF adhirió al régimen previsto por dicho decreto el 25 de octubre de 2019, habiendo sido abonada por el Estado Nacional sólo la primera cuota del régimen, permaneciendo las demás devengadas impagas a la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados.

El 14 de diciembre de 2020 se publicó la Ley N° 27.591 que aprobó el presupuesto para el ejercicio 2021 y que dejó sin efecto el Decreto N° 1.053/2018.

La Sociedad presentó ante el Ministerio de Economía reclamos administrativos solicitando el pago de la segunda a la trigésima cuota del régimen con más sus intereses y pedidos de pronto despacho, los cuales a la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados no han sido resueltos.

35.c.2) Exportaciones de gas natural y de GNL

Gas natural

La Ley del Gas y su Decreto Reglamentario establecen que las exportaciones de gas natural serán autorizadas por el PEN en la medida que no se vea afectado el abastecimiento del mercado interno, disponiendo un régimen de exportación de gas natural que incluye autorizaciones firmes e interrumpibles. Durante el período de Emergencia Pública de 2002, las autoridades nacionales adoptaron diversas medidas restrictivas para las exportaciones de gas natural desde la Argentina.

Si bien, a partir del año 2016, el régimen de exportación de gas natural fue modificado por distintas normas sucesivas, actualmente resulta de aplicación a las exportaciones de gas natural la Resolución SE N° 774/2022, la cual fija los términos y condiciones del Procedimiento para las Autorizaciones de Exportaciones de Gas Natural por ductos. Dicho procedimiento recepta el derecho de preferencia de exportación en condición firme otorgada por el Plan GasAr 2020-2024 y el Plan GasAr 2023-2028 (ver Nota 35.f.1)) en favor de los productores adjudicatarios.

En 2024, la Ley Bases y el Decreto N° 1.057/2024 (ver Nota 35.l)) aprobaron lo referido a las exportaciones de gas natural siguiendo los mismos términos y condiciones que para las exportaciones de hidrocarburos líquidos, tal como se describe en la Nota 35.a.1).

En materia de infraestructura de gas natural, el Decreto N° 1.057/2024 estableció que en caso de exportaciones que impliquen la construcción de nuevos gasoductos o nuevas conexiones y/o nuevas instalaciones, la no objeción de la SE a la exportación de gas natural no implicará la autorización para la construcción de ellos ni las nuevas conexiones de gasoductos, los que serán autorizados a través de los procedimientos pertinentes.

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35. PRINCIPALES REGULACIONES (cont.)

GNL

En 2024, la Ley Bases y el Decreto N° 1.057/2024 (ver Nota 35.l)) establecieron un régimen especial para autorizaciones de exportación en firme a largo plazo para los permisos de exportación de GNL, cuyo procedimiento fue aprobado mediante la Resolución SE N° 145/2025. La SE debía constatar la suficiencia de recursos gasíferos en el país para abastecer la demanda interna y los proyectos de exportación de GNL, pudiendo oponerse a la solicitud de exportación en base a, entre otros motivos, la falta de disponibilidad de gas natural para abastecer la demanda interna. El 21 de abril de 2025 se publicó la Resolución SE N° 157/2025, mediante la cual la SE aprobó la declaración de suficiencia de recursos gasíferos en el país que abastecerían la demanda interna y los proyectos de exportación de GNL por 63 años, la cual deberá ser actualizada por la SE al menos cada 5 años.

Cuando la SE no objete una solicitud, emitirá una “autorización de libre exportación de GNL” concediendo derechos firmes de exportación durante 30 años desde la puesta en marcha de la planta de licuefacción o de sus ampliaciones, no estando sujeta a interrupciones, restricciones o redireccionamientos futuros, las cuales podrán ser cedidas a terceros si reúnen ciertas condiciones.

35.c.3) Requerimientos regulatorios aplicables a la distribución de gas natural

El Grupo participa en la distribución de gas natural a través de su subsidiaria Metrogas.

El sistema de distribución de gas natural está regulado por la Ley del Gas que, junto con su Decreto Reglamentario, otros decretos regulatorios, el Pliego, la Licencia de Distribución y el Contrato de Transferencia, establecen el marco legal de la actividad de Metrogas.

La Licencia de Distribución, el Contrato de Transferencia y las normas dictadas de acuerdo con la Ley del Gas contienen ciertos requisitos en relación con la calidad del servicio, las inversiones de capital, restricciones a la transferencia y constitución de gravámenes sobre los activos, restricciones a la titularidad por parte de productores, transportadoras y distribuidoras de gas natural y transferencia de las acciones de Metrogas.

Las tarifas para el servicio de distribución de gas natural fueron establecidas en la Licencia de Distribución y están reguladas por el ENARGAS.

Licencia de Distribución

La Licencia de Distribución autoriza a Metrogas a suministrar el servicio público de distribución de gas natural por un plazo de 35 años renovable a su vencimiento, el 28 de diciembre de 2027, por un período adicional de 10 años de acuerdo con lo establecido por la Ley del Gas, en función a la recomendación que el ENARGAS realice al PEN sobre el cumplimiento sustancial de todas sus obligaciones y desempeño de Metrogas en el período previo.

Finalizado el período de 35 o 45 años, según fuese el caso, la Ley del Gas exige que se realice una nueva licitación competitiva para dicha Licencia, en la cual Metrogas, si ha cumplido con sus obligaciones, tendrá la opción de equiparar la mejor propuesta ofrecida al PEN por un tercero.

Como regla general al producirse la extinción de la Licencia de Distribución por vencimiento del plazo, Metrogas tendrá derecho a una contraprestación igual al valor de los activos determinados o al importe pagado por el participante ganador en una nueva licitación, el que fuese menor.

En 2024, la Ley Bases y el Decreto N° 1.057/2024 (ver Nota 35.l)) permitieron que los prestadores de los servicios públicos de distribución y transporte de gas natural soliciten la renovación de sus licencias por un período adicional de 20 años.

Metrogas tiene varias obligaciones de acuerdo con la Ley del Gas, entre ellas, cumplir con todas las solicitudes de servicios razonables dentro de su área de servicio, a menos que resultara antieconómico para la prestadora; y operar y mantener sus instalaciones en forma segura, lo que puede requerir ciertas inversiones para el reemplazo o mejora de las instalaciones según se establece en la Licencia de Distribución.

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

35. PRINCIPALES REGULACIONES (cont.)

A su vez, la Licencia de Distribución detalla otras obligaciones de Metrogas, entre las que se incluyen la obligación de proporcionar un servicio de distribución, mantener un suministro del servicio ininterrumpido, operar el sistema en una forma prudente, mantener la red de distribución, llevar a cabo las inversiones obligatorias, y mantener ciertos registros contables y proporcionar ciertos informes periódicos al ENARGAS.

La Licencia de Distribución puede ser revocada por el Estado Nacional, bajo recomendación del ENARGAS, entre otras causales, por serios y repetidos incumplimientos por parte de Metrogas de sus obligaciones y/o interrupciones totales o parciales (atribuibles a Metrogas) del servicio no interrumpible por fuera de los períodos estipulados en la Licencia de Distribución; venta, disposición, transferencia y/o gravamen no autorizado de los activos esenciales de Metrogas (excepto gravámenes para financiar extensiones y mejoras en el sistema de gasoductos); y quiebra, disolución o liquidación de Metrogas.

Adicionalmente, la Licencia de Distribución estipula que Metrogas no podrá asumir las deudas de su controlante u otorgar créditos o gravar activos para garantizar deudas ni dar ningún otro beneficio a los acreedores de su controlante.

Cuadros tarifarios y renegociación tarifaria

La Ley de Emergencia Pública de 2002 afectó el marco jurídico vigente para los contratos de licencia de las empresas de servicios públicos. Dicha ley dispuso la pesificación de las tarifas que estaban establecidas en dólares convertibles al tipo de cambio fijado por la Ley de Convertibilidad N° 23.928, la prohibición del ajuste de tarifas basado en cualquier índice extranjero, incluido el índice internacional “U.S. PPI” fijado en el marco regulatorio, y dispuso el inicio de un proceso de renegociación de los contratos de servicios públicos otorgados por el PEN (entre ellos, la Licencia de Distribución de Metrogas). El vencimiento de la Ley de Emergencia Pública de 2002 fue sucesivamente prorrogado hasta el 31 de diciembre de 2017, junto con los plazos de renegociación de licencias y concesiones de servicios públicos.

En el marco del proceso de renegociación, el 30 de marzo de 2017 Metrogas suscribió el Acta Acuerdo de Adecuación del Contrato de Licencia de Distribución de Gas Natural con el MINEM y con el Ministerio de Hacienda (“Acta Acuerdo Integral”) que estableció las condiciones de adecuación de la Licencia de Distribución y una serie de pautas para el proceso de RTI entre las que se incluyó la introducción de mecanismos no automáticos de adecuación semestral de la tarifa de distribución entre revisiones tarifarias quinquenales (considerando las variaciones en los precios de la economía y los costos del servicio). El Acta Acuerdo Integral, posteriormente ratificada por el Decreto N° 252/2018, abarca el período contractual comprendido entre el 6 de enero de 2002 y la finalización de la Licencia de Distribución.

Sin perjuicio de las variables tomadas en consideración en oportunidad de las RTI y el ajuste tarifario allí establecido, en el transcurso del año 2019 el Estado Nacional adoptó distintas medidas que produjeron importantes alteraciones en la ecuación económico-financiera prevista en las RTI y en los planes de inversión obligatorios presentados por las licenciatarias de distribución, que devinieron en un perjuicio para Metrogas. Entre las medidas que generaron mayores alteraciones, se destacan aquellas que produjeron menores ingresos, fundamentalmente por el diferimiento del ajuste semestral de tarifas y mayores costos en relación al cálculo del GNNC.

Debido a ello, el 11 de octubre de 2019 Metrogas inició un reclamo administrativo ante el ENARGAS solicitando la revisión y adecuación de su plan de inversiones obligatorio y una compensación económica para la restitución del equilibrio económico y financiero, conjuntamente con la reconsideración de ciertas medidas regulatorias adoptadas. Dicho reclamo fue posteriormente actualizado con motivo de la continuidad del impacto producido por la Ley de Solidaridad y nuevas medidas adoptadas durante el año 2020, que se describen a continuación.

El 23 de diciembre de 2019 se publicó la Ley N° 27.541 (“Ley de Solidaridad”), la cual declaró la emergencia pública en materia económica, financiera, fiscal, administrativa, previsional, tarifaria, energética, sanitaria y social, disponiendo la suspensión de actualizaciones sobre los cuadros tarifarios de distribución y transporte de electricidad y gas natural bajo jurisdicción federal, hasta la entrada en vigencia de los nuevos cuadros tarifarios transitorios (Decreto N° 1.020/2020). Asimismo, delegó en el PEN la facultad de iniciar una revisión extraordinaria de las RTI vigentes y facultó al PEN a intervenir administrativamente el ENARGAS por el término de 1 año, lo que se materializó mediante el Decreto N° 278/2020, luego prorrogado por el Decreto N° 1.020/2020 hasta el 31 de diciembre de 2021 o hasta que finalice la RTI.

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

35. PRINCIPALES REGULACIONES (cont.)

El 17 de diciembre de 2020 se publicó el Decreto N° 1.020/2020 que dispuso el inicio de la RTI para las prestadoras de servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural bajo jurisdicción federal y se estableció un plazo máximo de negociación de 2 años, previéndose la elaboración de un RTT hasta la culminación de la RTI. El 7 de diciembre de 2022 se publicó el Decreto N° 815/2022 que extendió el plazo de la intervención administrativa del ENARGAS hasta el 1 de enero del 2024 o hasta que finalice la RTI y el plazo de la negociación de la RTI hasta el 16 de diciembre de 2023.

El 28 de abril de 2023 se publicó la Resolución ENARGAS N° 190/2023 que aprueba los nuevos cuadros tarifarios de transición a aplicar por Metrogas a los consumos realizados a partir de abril de 2023.

El 18 de diciembre de 2023 se publicó el Decreto N° 55/2023 que dispuso el inicio de la RTI (ver Nota 35.e)).

El ENARGAS, a través de diversas resoluciones, aprobó los cuadros tarifarios de transición a aplicar por Metrogas hasta tanto entraran en vigencia las tarifas que resulten de la RQT conforme con lo previsto en el Decreto N° 55/2023.

El 30 de abril de 2025 se publicó la Resolución ENARGAS N° 257/2025 mediante la cual se aprobó: (i) la RQT correspondiente a Metrogas; (ii) la segmentación de los usuarios residenciales; (iii) los planes de inversión para el quinquenio 2025 - 2030; y (iv) el cuadro tarifario inicial y los cuadros de tasas y cargos correspondientes a Metrogas con vigencia a partir del 1 de mayo de 2025. El incremento previsto como resultado del proceso de la RQT se hará efectivo en 31 aumentos mensuales y consecutivos, el cual reconoce un costo por el diferimiento a una tasa que representa el costo promedio ponderado del capital empleado real en pesos del 7,64% y establece que el incremento de las tarifas de distribución de mayo de 2025 aplicables a usuarios residenciales y clientes de servicio general será del 3%. La aplicación del incremento remanente derivado de la RQT se completará en las 30 cuotas restantes, más el reconocimiento del costo del diferimiento mencionado.

El 5 de junio de 2025 se publicó la Resolución SE N° 241/2025, la cual estableció que las tarifas de transporte y distribución serán ajustadas mensualmente de acuerdo con las variaciones en los índices de precios establecidos por el ENARGAS en la RQT, que corresponden a la variación en partes iguales del IPC y el Índice de Precios Internos al por Mayor (“IPIM”) publicados por el INDEC.

El 6 de junio de 2025 se publicó la Resolución ENARGAS N° 363/2025 mediante el cual se aprobó: (i) la metodología de ajuste mensual de tarifas; y (ii) los cuadros tarifarios a aplicar por Metrogas con vigencia a partir del 6 de junio de 2025.

El ENARGAS, a través de diversas resoluciones, aprobó los cuadros tarifarios a aplicar por Metrogas mensualmente en el marco de la RQT conforme con lo previsto en la Resolución ENARGAS N° 363/2025.

Procedimiento para la compensación de los menores ingresos que las distribuidoras de gas natural reciban de sus usuarios

La Resolución MINEM N° 508-E/2017 establece el procedimiento para compensar a las licenciatarias de distribución de gas natural, los menores ingresos que reciban de los usuarios producto de la aplicación de beneficios a los usuarios resultantes de la normativa vigente en materia de tarifa social y bonificaciones por menores consumos y los mayores costos del GNNC respecto a los establecidos para su reconocimiento en las tarifas, aplicable a partir del 1 de enero de 2018. Sin embargo, el 7 de diciembre de 2018, el ENARGAS comunicó a la SGE observaciones al esquema previsto en virtud de lo cual la SGE no reconoció el ajuste previsto respecto del GNNC y dispuso que las sumas percibidas por el período enero de 2018 a noviembre de 2018 que hasta ese momento tenían carácter provisorio, fueran compensadas con deudas que mantenía la SGE con Metrogas. Tampoco fueron reconocidos los ajustes a valores reales que preveía la misma operatoria por ese mismo período, ni los excesos de costos incurridos a partir de diciembre de 2018 hasta septiembre de 2019.

Este procedimiento se enmarca dentro del artículo 20.2 del Modelo de Licencia aprobado por el Decreto N° 2.255/1992 que establece que el distribuidor tendrá derecho a ser compensado por la reducción de ingresos que le ocasionen tales medidas a fin de mantener la cadena de pagos relacionada con la operación y el mantenimiento del servicio público de distribución de gas natural por redes, entre otros, el pago de las facturas de compra de gas natural y garantizar la continuidad de la prestación de dicho servicio público.

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

35. PRINCIPALES REGULACIONES (cont.)

El 31 de enero de 2025 la Resolución SE N° 24/2025 derogó a partir del 1 de febrero de 2025 la Resolución MINEM N° 508E/2017 y unificó los mecanismos de compensación de los menores ingresos que perciban como consecuencia de la aplicación de los programas de incentivos que impliquen bonificaciones sobre el precio del gas natural en el PIST. Los montos a compensar se descontarán de las sumas a abonar por las distribuidoras a los productores de gas natural y serán compensadas directamente por la SE a través del Plan GasAr 2023-2028.

A través del Decreto N° 943/2025 (ver Nota 35.c.4)) se deja sin efecto la normativa vigente que creó el programa de beneficios en materia de tarifa social a los usuarios residenciales de menor capacidad de pago.

Nota del ENARGAS referida a la participación accionaria de YPF en Metrogas

El 28 de diciembre de 2016 Metrogas recibió del ENARGAS una Nota en la cual se solicita adaptar la composición accionaria de Metrogas en consonancia con el plazo previsto en la Ley de Emergencia Pública de 2002 y en cumplimiento con el artículo 34 de la Ley del Gas. Al respecto, cabe recordar que YPF indirectamente adquirió el 70% de la participación en Metrogas, operación que fue autorizada por la Resolución ENARGAS N° I/2.566 del 19 de abril de 2013, y, luego de la fusión con YPF Inversora Energética S.A. y Gas Argentino S.A., es la titular del 70% de las acciones de Metrogas.

El 30 de marzo de 2017 YPF presentó un recurso de reconsideración solicitando se deje sin efecto la Nota del ENARGAS y se emita una nueva decisión que fije un plazo razonable y consistente con la realidad actual del mercado de gas natural, para dar cumplimiento a lo dispuesto en el artículo 34 de la Ley del Gas.

El 15 de junio de 2017 YPF presentó al ENARGAS un cronograma tentativo del proceso de adecuación de su participación accionaria en Metrogas, el cual fue ampliado detalladamente el 3 de julio de 2017. Dicha presentación no implica desistimiento del recurso antes referido.

El 5 de abril de 2018 el ENARGAS rechazó el recurso de reconsideración presentado por YPF el 30 de marzo de 2017, mediante Resolución ENARGAS N° 313/2018. El 8 de octubre de 2018 YPF presentó un recurso de alzada para su resolución por la SGE. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados este recurso no ha sido resuelto.

35.c.4) Régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (“SEF”)

El 2 de enero de 2026 se publicó el Decreto N° 943/2025 que introduce las siguientes modificaciones:

• (i) Unifica los subsidios energéticos de jurisdicción nacional, creando el nuevo régimen SEF con el objetivo de asegurar a los usuarios residenciales vulnerables el acceso al consumo energético indispensable de gas natural, entre otros.

• (ii) Elimina la segmentación de los usuarios residenciales dispuesto por la Resolución ENARGAS N° 257/2025 y dispone la unificación de sus beneficios en una sola categoría.

• (iii) Establece las bonificaciones generales a aplicar al Precio Anual Uniforme del gas natural (“PAU”) a trasladar a las tarifas finales de los beneficiarios, por los consumos que realicen a partir de la entrada en vigencia del SEF. Asimismo, establece para el año 2026 bonificaciones adicionales sobre el consumo de gas natural.

• (iv) Se deja sin efecto la normativa vigente en materia de tarifa social.

• (v) A partir de la implementación del SEF, las bonificaciones aplicarán exclusivamente sobre el costo promedio ponderado anualizado del precio Plan GasAr 2023-2028, mientras que al costo de abastecimiento derivado de la regasificación de GNL o de nuevos contratos de gas natural que se celebren fuera del Plan GasAr 2023-2028 no aplicarán bonificaciones.

El Decreto profundiza gradualmente las señales que estimulan el ahorro energético y el cuidado de los recursos naturales por parte de todos los hogares del país, al mismo tiempo que avanza en una aplicación focalizada de los subsidios energéticos de jurisdicción nacional.

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

35. PRINCIPALES REGULACIONES (cont.)

El régimen SEF entró formalmente en vigencia el 1 de febrero de 2026, a través de la Resolución SE N° 23/2026 y la Resolución ENARGAS N° 48/2026. La SE como autoridad de aplicación del SEF queda facultada para dictar las normas y los actos administrativos que resulten necesarios para la implementación de los criterios establecidos en el Decreto N° 943/2025 y la reestructuración del régimen de subsidios.

35.d) Marco regulatorio asociado a la generación de energía eléctrica

El Grupo participa en la generación de energía eléctrica térmica convencional y energía renovable a través de YPF EE y CT Barragán.

El marco regulatorio básico del sector eléctrico argentino está conformado por la Ley N° 15.336 de 1960, modificada por la Ley Nº 24.065 de 1991, y reglamentada por los Decretos N° 1.398/1992 y Nº 186/1995 (en conjunto, el “Marco Regulatorio”). Dicho Marco Regulatorio se encuentra complementado por las normas que dicta la SE para la generación y comercialización de energía eléctrica, entre las que se incluye la Resolución ex SEE N° 61/1992. Asimismo, en materia de generación de energía eléctrica de fuentes renovables, el Marco Regulatorio se complementa con normas específicas dictadas para fomentar su desarrollo (ver apartado “Energías renovables”).

La Ley N° 24.065 instrumentó las privatizaciones de las empresas estatales del sector eléctrico y separó la industria verticalmente en 4 categorías: (i) generación; (ii) transporte; (iii) distribución; y (iv) demanda. Asimismo, dispuso la organización del MEM (ver apartado “MEM”), siendo las empresas de generación eléctrica uno de sus actores.

De conformidad con la Ley Nº 24.065, la generación de energía eléctrica es calificada como una actividad de interés público realizada en el marco de un mercado competitivo. Los generadores de energía eléctrica cuya fuente es térmica (generación por gas natural, líquidos derivados del petróleo como gasoil y fuel oil, o carbón) o renovable no hidráulica, no necesitan una concesión estatal para funcionar. En cambio, las actividades de transporte y distribución son reguladas como servicios públicos y por tanto objeto de concesiones otorgadas por el Estado Nacional.

Por su parte, las provincias pueden regular los sistemas eléctricos dentro de sus respectivos territorios siendo éstas la autoridad de aplicación de éstos. No obstante, si un participante del sector eléctrico provincial se conecta al Sistema Argentino de Interconexión (“SADI”), también debe cumplir con las reglamentaciones federales.

El ENRE es el organismo de regulación, fiscalización y control de la industria de energía eléctrica.

El 7 de julio de 2025 se publicó el Decreto N° 450/2025 que aprueba las siguientes modificaciones al Marco Regulatorio asociado a la generación de energía eléctrica: (i) garantiza a los generadores la máxima competencia y la libre contratación; (ii) los contratos de suministro serán libremente negociados entre las partes; (iii) introduce la figura de “almacenista” como el titular de instalaciones de almacenamiento de energía; (iv) introduce la figura de “usuario libre”, quien, junto con los grandes usuarios, puede contratar de forma independiente y para consumo propio el abastecimiento de energía; (v) permite al PEN autorizar a los generadores, distribuidores y/o grandes usuarios la construcción, a su exclusivo costo y para satisfacer sus propias necesidades, de una línea y/o ampliación de la red de transporte, las cuales no prestarán un servicio público de transporte; y (vi) las ampliaciones del SADI podrán ser de libre iniciativa y al propio riesgo de quien las ejecute.

CAMMESA

El Despacho Nacional de Cargas del SADI se encuentra a cargo de CAMMESA, cuya función principal es coordinar técnica y administrativamente la oferta y la demanda de energía eléctrica dentro de un sistema de operación en tiempo real, definiendo el cronograma de producción de todas las centrales generadoras del sistema para equilibrar la producción con la demanda. CAMMESA actúa, asimismo, como entidad recaudadora de todos los agentes del MEM y adquiere y provee gas natural a empresas generadoras, de conformidad con lo previsto por el artículo 8 de la Resolución ex SE N° 95/2013, reestablecido por la Resolución Ministerio de Desarrollo Productivo N° 12/2019.

El 28 de enero de 2025 se publicó la Resolución SE N° 21/2025 la cual, entre diferentes cuestiones, dispuso que los generadores se encuentran habilitados para efectuar sus compras de combustible, y se reconocerán los combustibles propios valorizados al precio de referencia y aceptados en las declaraciones de Costo Variable de Producción (“CVP”). Asimismo, los generadores spot podrán gestionar su propio combustible y CAMMESA seguirá funcionado como proveedor de combustible de última instancia en el caso de que el generador spot opte por no gestionar su propio combustible.

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 26 - FEBRERO - 2026

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 26 - FEBRERO - 2026 DELOITTE & Co. S.A. C.P.C.E.C.A.B.A. T° 1 - F° 3

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

35. PRINCIPALES REGULACIONES (cont.)

El 21 de octubre de 2025 se publicó la Resolución SE N° 400/2025 que aprobó las “Reglas para la Normalización del MEM y su Adaptación Progresiva”, entre las cuales se detallan las modificaciones para la gestión de combustibles, la determinación de los precios y el funcionamiento del mercado a término y del mercado spot a partir del 1 de noviembre de 2025.

MEM

El MEM se compone de un mercado a término con contratos por cantidades, precios y condiciones pactadas libremente entre vendedores y compradores, un mercado spot con precios sancionados en forma horaria en función del costo económico de producción representado por el costo marginal de corto plazo medido en el centro de carga del sistema (nodo mercado), y un sistema de estabilización por trimestres de los precios previstos para el mercado spot destinado a la compra de los distribuidores.

Precio del despacho de electricidad y el mercado spot

A fin de abastecer la demanda de energía, CAMMESA prioriza las unidades de energía con menor costo variable de producción seguido progresivamente de las de mayor costo variable de producción, hasta que toda la demanda esté cubierta. Así, CAMMESA debe definir un precio de mercado óptimo considerando las curvas de demanda horaria típicas y las limitaciones existentes del sistema. Este procedimiento se debe utilizar para proyectar las necesidades futuras del SADI y del MEM. Sin embargo, se producen desfases entre las proyecciones y las condiciones imperantes en el mercado, generándose diferencias entre las compras de energía de distribuidores a precios estacionales y los pagos a generadores por ventas de energía a precio spot.

Desde la declaración de la Ley de Emergencia Pública de 2002 y de la emergencia del sector eléctrico a través del Decreto N° 134/2015, una serie de disposiciones transitorias modificaron el mecanismo original de determinación de precios. Entre las principales resoluciones publicadas, se destaca la normativa relacionada con la gestión y despacho de combustibles; convocatorias a ofertar nueva capacidad de generación térmica y de producción de energía eléctrica asociada con sistemas remunerativos especiales formalizando los compromisos mediante contratos entre generadores y CAMMESA; convocatorias a incorporar nueva generación de energía eléctrica eficiente mediante el cierre de ciclos abiertos y cogeneración; y resoluciones de la SE que implementan nuevos esquemas de remuneración para el sector de generación de energía eléctrica.

El 26 de febrero de 2020 se publicó la Resolución SE N° 31/2020 a través de la cual se pesificó la remuneración de la generación de energía eléctrica no comprometida en cualquier tipo de contrato (fijada en dólares desde la publicación de la Resolución ex SEE N° 19/2017). Posteriormente, la SE, a través de nuevas resoluciones ha ido determinando incrementos en el mencionado régimen de remuneración.

En cuanto al régimen de remuneración de la generación habilitada térmica, se dispuso que la misma se componga de un pago por potencia disponible mensual, otro por energía generada y energía operada, y otro por energía generada en horas de máximo requerimiento térmico.

Energías renovables

En los últimos años Argentina ha dictado normativa tendiente a regular e incorporar las energías renovables al MEM y a fomentar su desarrollo otorgando incentivos a través de beneficios fiscales y tarifas preferenciales o subsidiadas. Así, en 2006 se sancionó la Ley N° 26.190 que aprobó el Régimen de Fomento Nacional para el Uso de Fuentes Renovables de Energía, luego modificado en 2015 por la Ley N° 27.191. Estas normas, entre otras cuestiones, fijan metas de consumo de energías renovables para todos los consumidores de electricidad, y en particular para los grandes usuarios, en términos del porcentaje mínimo de electricidad generada a partir de energías renovables que están obligados a consumir, y establecen beneficios fiscales para proyectos elegibles.

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

35. PRINCIPALES REGULACIONES (cont.)

Entre otras múltiples normas destinadas a la promoción de la energía renovable, se destacan:

• La Resolución ex MEyM N° 281-E/2017 que aprobó el Régimen del Mercado a Término de Energía Eléctrica de Fuente Renovable (“MATER”), que permite a los grandes usuarios cumplir con sus cuotas de consumo en energía eléctrica de fuente renovable a través de: (i) el sistema de compra conjunta (a través de CAMMESA); (ii) la suscripción de los Contratos de Abastecimiento de Energía (“CAE”) privados; o (iii) el desarrollo de un proyecto de autogeneración o un proyecto de cogeneración. Como principio general, los CAE suscriptos en el MATER (fuera del sistema de compra conjunta) podrán negociarse libremente entre las partes.

• El Programa RenovAr (Rondas 1, 1.5, 2 y 3) dispuestos por las Resoluciones ex MEyM N° 136/2016, ex MEyM N° 252/2016, ex MEyM N° 275/2017 y ex SGE N° 100/2018, que dispusieron licitaciones para la contratación en el MEM de energía eléctrica de fuentes renovables de generación en los términos dispuestos en los respectivos pliegos.

35.e) Decreto N° 55/2023 “Emergencia del Sector Energético Nacional”

El 18 de diciembre de 2023 se publicó el Decreto N° 55/2023, el cual declaró la emergencia en el sector energético nacional en lo que respecta a los segmentos de generación, transporte y distribución de energía eléctrica bajo jurisdicción federal y de transporte y distribución de gas natural. Dicha declaración y las acciones que de ella se deriven, tendrían vigencia hasta el 31 de diciembre de 2024. Asimismo, dispuso: (i) el inicio de la RTI de las prestadoras de dichos servicios públicos cuya vigencia no podrá exceder del 31 de diciembre de 2024; y (ii) la intervención del ENARGAS y ENRE a partir de 1 de enero de 2024.

El 18 de diciembre de 2023 se publicó la Resolución ENARGAS N° 704/2023 con objeto de poner en consideración mediante audiencia pública: (i) la adecuación transitoria de las tarifas del servicio público de transporte de gas natural y distribución de gas natural por redes; (ii) el traslado a tarifas del precio del gas natural comprado; (iii) la determinación de un índice de actualización mensual para las tarifas del servicio público de transporte de gas natural y distribución de gas natural por redes; (iv) el tratamiento de la incidencia del precio del gas natural en el costo del GNNC; y (v) la reversión del Gasoducto Norte. El 15 de febrero de 2024 se publicó la Resolución ENARGAS N° 52/2024 que declaró la validez de la audiencia pública anteriormente mencionada y estableció que la aprobación de las tarifas transitorias tendrá lugar dentro de los 30 días de publicada dicha resolución.

El 20 de noviembre de 2024 se publicó el Decreto N° 1.023/2024 que prorroga la emergencia del sector energético nacional hasta el 9 de julio de 2025. Asimismo, dispuso: (i) la prórroga de la intervención del ENRE y ENARGAS hasta la constitución, puesta en funcionamiento y designación de los miembros del Directorio del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (“ENRGE”); y (ii) que la entrada en vigencia de los cuadros tarifarios resultantes de la RTI iniciada en función de lo estipulado por el Decreto N° 55/2023 no podría exceder del 9 de julio de 2025.

El 2 de junio de 2025 se publicó el Decreto N° 370/2025 que prorroga la emergencia del sector energético nacional hasta el 9 de julio de 2026. Asimismo, dispuso la prórroga de la intervención del ENRE y del ENARGAS hasta el 9 de julio de 2026 o hasta la constitución, puesta en funcionamiento y designación de los miembros del Directorio del ENRGE.

El 7 de julio de 2025 se publicó el Decreto N° 452/2025 que constituye el ENRGE y otorga un plazo de 180 días corridos para su puesta en funcionamiento.

El 27 de enero de 2026 se publicó el Decreto N° 49/2026 que prorroga la emergencia del sector energético nacional hasta el 31 de diciembre de 2027 y establece un precio máximo para la venta en el mercado interno del gas natural resultante de regasificación de GNL importado para el abastecimiento de los períodos invernales 2026 y 2027.

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

35. PRINCIPALES REGULACIONES (cont.)

35.f) Programas de incentivos a la producción hidrocarburífera

35.f.1) Programas de incentivos a la producción de gas natural

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

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

El 16 de noviembre de 2020 se publicó el Decreto N° 892/2020 que aprueba el Plan GasAr 2020-2024, 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 2020-2024, 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 natural, las distribuidoras y subdistribuidoras (para satisfacer la demanda prioritaria) y CAMMESA (para satisfacer la demanda de generación termoeléctrica). El Plan GasAr 2020-2024 prevé que los contratos particulares sean negociados mediante un sistema de subasta o licitación por un volumen base total de 70.000.000 m[3] /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 de producción 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 de la participación en el Plan GasAr 2020-2024. A su vez, frente al incumplimiento del compromiso de inversión presentado y/o el compromiso con el incremento del valor agregado nacional se prevé la aplicación de penalidades.

El 24 de noviembre de 2020 se publicó la Resolución SE N° 317/2020, que convocó a un concurso público nacional para la efectiva adjudicación del volumen base total previsto en el Plan GasAr 2020-2024 y un volumen adicional por cada uno de los períodos invernales de los años 2021 a 2024.

El 16 de diciembre de 2020 se publicó la Resolución SE N° 391/2020 (complementada por la Resolución SE N° 447/2020), que adjudica los volúmenes de gas natural base y aprueba los precios del gas natural en el PIST correspondientes a los volúmenes adjudicados. Por la mencionada resolución se adjudicó a la Sociedad un volumen de abastecimiento anual de gas natural de hasta 7.628,5 Mm[3] (20,9 Mm[3] /d, el total de lo ofertado en la subasta, todos correspondientes a la cuenca Neuquina, que se corresponde con una curva de producción comprometida de 30 Mm[3] /d). Del volumen total comprometido el 56% será destinado a cubrir la demanda de usinas a través de CAMMESA y el 44% restante será destinado a abastecer la demanda prioritaria de las distribuidoras.

El 4 de marzo de 2021 se publicó 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.

Al 31 de diciembre de 2025 la Sociedad ha percibido del Estado Nacional compensaciones por un total acumulado de 203.088.

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35. PRINCIPALES REGULACIONES (cont.)

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 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 m[3] /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 m[3] /d (“Gas Plano Enero”) y un volumen en período invernal de gas natural de hasta 3.250.000 m[3] /d (“Gas de Pico 2024”) en el marco del Plan GasAr 2023-2028.

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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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

35. PRINCIPALES REGULACIONES (cont.)

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 20232028 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.

El 23 de enero de 2026 se publicó el Decreto N° 26/2026 que establece que el Estado Nacional podrá tomar a su cargo el pago mensual de una porción del PAU (ver Nota 35.c.4)) que defina la SE en el marco del Plan GasAr 2023-2028 a efectos de reducir el costo del gas natural a pagar por el usuario final. La SE determinará, con la asistencia del ENARGAS, el monto que podrá ser igual, inferior o superior al precio de mercado que surja de las adjudicaciones de la subasta ajustado por el factor del período estacional. El diferencial que surja entre el PAU definido y el precio de mercado que surja de las adjudicaciones de la subasta ajustado por el factor del período estacional, cualquiera sea su signo, positivo o negativo, estará a cargo del Estado Nacional, o se deducirá del monto a su cargo, según corresponda.

Al 31 de diciembre de 2025 la Sociedad ha percibido del Estado Nacional compensaciones por un total acumulado de 112.033.

35.f.2) Programas de incentivos al abastecimiento interno de GLP

Con el fin de asegurar el abastecimiento de GLP en el mercado interno a precios accesibles, resguardando el acceso a dicho producto por parte de los usuarios de menores recursos que no cuentan con provisión de gas natural por redes de distribución, el Estado Nacional impulsó los siguientes programas de relevancia para la Sociedad:

Programa Hogares con Garrafa

Con relación al segmento de GLP envasado, la Ley de GLP (ver Nota 35.b.3)) establece la creación de un fondo fiduciario para financiar los consumos de GLP envasado en garrafas de 10, 12, y 15 kg de capacidad para aquellos consumidores de bajos recursos que no tienen acceso a las redes de distribución de gas natural, para lo cual le otorga a la SE la función de establecer precios de referencia.

En 2015, en el marco de lo indicado precedentemente, se creó el Programa Hogares con Garrafa por medio del Decreto N° 470/2015 luego reglamentado mediante la Resolución SE N° 49/2015, con el fin de mantener la estabilidad de los precios en la cadena de comercialización del gas butano y del gas propano destinado a garrafas de 10, 12 y 15 kg de capacidad, y a ciertas zonas de abastecimiento. En forma anual, conforme lo dispuesto en la reglamentación del Programa Hogares con Garrafa, la SE establece los cupos de gas butano a abastecer al mercado interno por los productores, y los precios de referencia aplicables en cada momento, para el GLP envasado en garrafas para uso residencial. El Programa Hogares con Garrafa preveía el pago de una compensación a productores que finalmente fue fijada en 0 a partir del 1 de febrero de 2019 por la Resolución SGE N° 15/2019.

El 19 de agosto de 2024 se publicó la Resolución SE N° 216/2024 por la cual se resolvió eliminar los precios máximos de referencia fijados para el GLP envasado en garrafas para uso residencial y reemplazarlos por un sistema de precios de referencia sin tope.

El 24 de enero de 2025 se publicó la Resolución SE N° 15/2025 la cual establece que los precios de venta de los productores a los fraccionadores no deben superar el precio de paridad de exportación. Asimismo, los productores deberán asegurar que el GLP esté disponible para el mercado interno de manera continua y suficiente.

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35. PRINCIPALES REGULACIONES (cont.)

Acuerdo Propano Redes

Con el fin de asegurar la estabilidad en las condiciones de abastecimiento de gas propano indíluido por redes, el 27 de diciembre de 2002 el Ministerio de Economía suscribió con las empresas productoras de GLP un acuerdo de abastecimiento de gas propano para redes de distribución de gas propano indíluido con vigencia hasta el 30 de abril de 2003 y prorrogable por un período no mayor a 1 año. A través de sucesivas leyes y/o decretos se autorizó la extención de dicho acuerdo. Durante 2025, se firmó una nueva modificación al acuerdo Propano Redes cuya vigencia se extiende hasta el 31 de diciembre de 2025.

35.f.3) Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos - Decreto N° 929/2013

Mediante el Decreto N° 929/2013 se dispuso la creación de un Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos (“Régimen”), para proyectos de explotación de hidrocarburos tanto convencionales como no convencionales. Podrán solicitar su inclusión en dicho Régimen los titulares de permisos de exploración y/o concesiones de explotación de hidrocarburos y/o terceros asociados a tales titulares conjuntamente con éstos, que presenten un proyecto de inversión para la explotación de hidrocarburos que implique la realización de una inversión directa en moneda extranjera no inferior a un monto de US$ 1.000 millones calculada al momento de la presentación del proyecto y a ser invertidos durante los primeros 5 años del proyecto (este monto fue modificado en 2014 por la Ley N° 27.007 y reducido a US$ 250 millones).

Dentro de los beneficios establecidos para los sujetos alcanzados por este régimen, se destacan los siguientes: (i) los sujetos alcanzados gozarán, en los términos de la Ley Nº 17.319 y a partir del quinto año contado desde la puesta en ejecución de sus respectivos proyectos, del derecho a comercializar libremente en el mercado externo el 20% de la producción de hidrocarburos líquidos y gaseosos producidos en dichos proyectos, con una alícuota del 0% de derechos de exportación, en caso de resultar éstos aplicables; (ii) tendrán la libre disponibilidad del 100% de las divisas provenientes de la exportación de los hidrocarburos mencionados en el punto precedente; y (iii) se establece que, en los períodos que la producción nacional de hidrocarburos no alcanzase a cubrir las necesidades internas de abastecimiento en los términos del artículo 6 de la Ley Nº 17.319, los sujetos incluidos en el régimen gozarán, a partir del quinto año contado desde la aprobación y puesta en ejecución de sus respectivos proyectos, del derecho a obtener por el porcentaje de hidrocarburos líquidos y gaseosos producidos en dichos proyectos susceptible de exportación de acuerdo con lo previsto en lo mencionado anteriormente, un precio no inferior al precio de exportación de referencia a efectos de cuya determinación no se computará la incidencia de los derechos de exportación que pudieran resultar aplicables. Ver Nota 35.j) apartado “Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos - Decreto N° 929/2013”.

35.g) Programas de incentivos para inversiones

Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (“RIGI”)

La Ley Bases (ver Nota 35.l)) creó el RIGI, reglamentado por el Decreto N° 749/2024 publicado el 23 de agosto de 2024 y sus modificatorios, la Resolución N° 1.074/2024 del Ministerio de Economía publicada el 22 de octubre de 2024 y la Resolución N° 5.590/2024 de la AFIP publicada el 23 de octubre de 2024, destinado a incentivar grandes inversiones con beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios, garantizando la seguridad jurídica y la protección de derechos adquiridos. Este régimen busca fomentar inversiones, promover el desarrollo económico, crear empleo y fortalecer las cadenas de producción locales.

El RIGI está dirigido a proyectos de inversión en los sectores de foresto industria, turismo, infraestructura, minería, tecnología, siderurgia, energía y petróleo y gas, con un mínimo de inversión por sector o subsector o etapa productiva igual o mayor a un rango entre US$ 200.000.000 hasta US$ 900.000.000 en activos computables, según lo establezca la autoridad de aplicación. Los interesados tienen 2 años para adherirse al RIGI, presentando y obteniendo la aprobación de un plan de inversión por parte de la autoridad de aplicación.

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35. PRINCIPALES REGULACIONES (cont.)

Los beneficios del RIGI incluyen una alícuota del 25% en el impuesto a las ganancias, amortización acelerada de inversiones, deducción de quebrantos sin límite temporal, actualización de quebrantos por el Índice de Precios Internos al por Mayor (“IPIM”) publicado por el INDEC, y exenciones de derechos de importación y exportación, entre otros. Además, se establecen incentivos cambiarios, tales como la libre disponibilidad escalonada de divisas obtenidas por exportaciones y ciertas flexibilizaciones relacionadas con financiamientos. El RIGI garantiza estabilidad normativa tributaria, aduanera y cambiaria durante 30 años desde la adhesión, protegiendo a los proyectos de inversión de cambios legislativos más gravosos.

A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, los siguientes proyectos del Grupo adhirieron al RIGI:

• Proyecto LNG, a través de nuestra subsidiaria Sur Inversiones Energéticas, para la instalación de dos plantas flotantes de licuefacción de gas natural para obtener GNL.

• Proyecto Vaca Muerta Sur, a través de nuestra asociada VMOS, para la construcción de una obra de infraestructura de transporte de petróleo.

• Parque solar El Quemado, a través de nuestro negocio conjunto YPF EE, para la construcción de un parque solar para la generación de energía eléctrica.

El 29 de agosto de 2024 el BCRA emitió la Comunicación “A” 8.099, que reglamenta el beneficio de excepción a la obligación de ingreso y liquidación de los cobros de exportaciones de bienes y servicios para los Proyectos de Vehículo Único (“VPU”) en el marco del RIGI y dispone requisitos adicionales para el acceso al Mercado de Cambios para el egreso de divisas a un VPU. Asimismo, establece que los aportes de inversión directa en especie instrumentados mediante la entrega al VPU de bienes de capital podrán ser ingresados y liquidados en el Mercado de Cambios en la medida que se cumplan los requisitos indicados en dicha comunicación, aclarando que los beneficios cambiarios del RIGI no podrán ser acumulados con otros beneficios cambiarios vigentes.

El 19 de febrero de 2026 se publicó el Decreto N° 105/2026 que introduce modificaciones en el RIGI principalmente para proyectos de exploración y explotación de hidrocarburos que se inscriban en el RIGI conforme a la Ley Bases. Los aspectos más relevantes son los siguientes:

• Se prorroga la posibilidad de adhesión al RIGI por un año, extendiéndola hasta julio de 2027.

• Se reglamenta un régimen específico para activades relacionadas con la industria hidrocarburífera que cumplan ciertas condiciones definidas en dicho decreto.

• Se reduce el monto mínimo para proyectos offshore.

• Se modifica la aplicación de ciertos beneficios fiscales del RIGI al sector hidrocarburífero, incluyendo amortización acelerada, entre otros.

• Se igualan ciertos aspectos del tratamiento fiscal y cambiario de sociedades argentinas a los VPUs.

• Se reconoce que la infraestructura con proyectos preexistentes no constituye un incumplimiento, siempre que exista trazabilidad y separación técnica/económica.

• Se reglamentan beneficios aduaneros específicos, tales como importaciones sin aranceles ni cupos para bienes de capital, insumos y repuestos. La exención de aranceles exige informe técnico independiente para justificar bienes no listados como bienes de capital.

• Los proveedores del régimen pueden importar hasta 50% de bienes intermedios, ampliables con autorización.

• Se define el esquema operativo de beneficios cambiarios, con reglas para libre disponibilidad de divisas, repago de deuda y transferencias al exterior.

• Se determina la autoridad de aplicación y procedimientos de evaluación, otorgando al Ministerio de Energía un rol central en aprobación, seguimiento y sanción.

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

35. PRINCIPALES REGULACIONES (cont.)

35.h) Regulaciones fiscales

35.h.1) Impuesto a las ganancias

La Ley N° 27.468 publicada 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 2025, 2024 y 2023 superó los parámetros mencionados, el Grupo 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 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%.

Pago a cuenta para sujetos con ingresos extraordinarios

El 21 de julio de 2023 se publicó la Resolución General AFIP N° 5.391/2023 que estableció el pago por única vez de un anticipo extraordinario a cuenta del impuesto a las ganancias a cargo de los contribuyentes que en su declaración jurada del período fiscal 2022 o 2023, según corresponda, cumplieran las siguientes condiciones: (i) hayan informado un resultado impositivo, sin aplicar quebrantos impositivos, igual o superior a 600 millones de pesos; y (ii) no hayan determinado impuesto. Dicho anticipo extraordinario se determina aplicando el 15% sobre el resultado impositivo del período fiscal inmediato anterior a aquel al que corresponda imputar el pago a cuenta, sin considerar los quebrantos impositivos.

- Ley de Presupuesto 2023 Diferimiento del ajuste por inflación impositivo

El 1 de diciembre de 2022 se publicó la Ley N° 27.701 que modifica la Ley de Impuesto a las Ganancias y establece la posibilidad de diferir el ajuste por inflación impositivo contemplado en dicha ley correspondiente al primer y segundo ejercicio iniciados a partir del 1 de enero de 2022, permitiendo imputarse a opción del contribuyente un tercio en ese período fiscal y los dos tercios restantes en partes iguales, en los 2 períodos inmediatos siguientes. Este beneficio solo resultará procedente para los sujetos cuya inversión en la compra, construcción, fabricación, elaboración o importación definitiva de bienes de uso excepto automóviles, durante cada uno de los 2 períodos fiscales inmediatos siguientes al del cómputo del primer tercio del período de que se trate, sea superior o igual a 30.000 millones de pesos.

35.h.2) Impuesto a los bienes personales - Responsable sustituto

Las personas y entidades extranjeras y sucesiones indivisas, independientemente si están domiciliadas o con sede en la Argentina o en el extranjero, están sujetas al impuesto sobre los bienes personales del 0,50% del valor de las acciones o ADS emitidos por entidades de Argentina. El impuesto se aplica a los emisores argentinos de dichas acciones o ADS, tales como YPF, que tiene que pagar este impuesto en sustitución de los accionistas correspondientes, y se basa en el valor de las acciones (valor patrimonial proporcional), o el importe en libros de las acciones derivadas de los últimos estados financieros al 31 de diciembre de cada año. De conformidad con la Ley del Impuesto sobre los Bienes Personales, el Grupo tiene el derecho a obtener el reembolso del impuesto pagado por parte de los accionistas a quienes el impuesto mencionado le resultase aplicable, mediante el mecanismo de reembolso que el Grupo estime conveniente.

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

35. PRINCIPALES REGULACIONES (cont.)

35.h.3) Impuesto a los combustibles

A partir de la existencia de precios de mercado para los productos derivados del petróleo tras la desregulación del sector de hidrocarburos, la Ley N° 23.966 estableció un impuesto a las transferencias de combustibles líquidos, el cual grava ciertos tipos de combustibles en sustitución del régimen anterior basado en precios regulados. A partir de agosto de 2003 el mecanismo de cálculo del impuesto que originalmente consistía en un valor fijo por litro según el tipo de combustible fue reemplazado por la aplicación de un porcentaje sobre el precio promedio de venta.

Posteriormente, la Ley N° 27.430 (“Reforma Tributaria”) modificó nuevamente dicho mecanismo reestableciendo los montos fijos por litro, los cuales son actualizados trimestralmente sobre la base de las variaciones del IPC.

Régimen de Incentivos al Abastecimiento Interno de Combustibles (“RIAIC”)

El 16 de junio de 2022 se publicó el Decreto N° 329/2022 a través del cual se creó un régimen de incentivos mediante el reconocimiento de un monto equivalente al que las empresas refinadoras y/o refinadoras integradas deban pagar en concepto de Impuesto sobre los Combustibles Líquidos y al Dióxido de Carbono (“Impuesto a los combustibles”) por las importaciones de gasoil, el cual podrá ser aplicado al importe a cancelar en concepto de dicho impuesto.

El 22 de febrero de 2023 se publicó el Decreto N° 86/2023 a través del cual se restablece el RIAIC reconociendo un monto equivalente al que las empresas refinadoras y/o refinadoras integradas deban pagar en concepto de Impuesto a los combustibles por las importaciones de gasoil y naftas realizadas entre el 1 de enero y 28 de febrero del 2023, el cual podía ser aplicado al importe a cancelar en concepto de dicho impuesto hasta un límite del 20% y 17% de las ventas en el mercado interno de gasoil y nafta importados, respectivamente, que cumplan con ciertos requisitos establecidos en dicho decreto y su correspondiente reglamentación.

El 10 de julio de 2023 se publicó la Resolución SE N° 570/2023, la cual prorrogó el plazo de vigencia del RIAIC establecido por el Decreto N° 86/2023 para todas las operaciones de importación de gasoil y/o naftas realizadas entre el 1 de marzo de 2023 y el 30 de abril de 2023 que cumplan con ciertos requisitos establecidos en dicho decreto y su correspondiente reglamentación.

El 7 de septiembre de 2023 se publicó el Decreto N° 461/2023, el cual reestableció el RIAIC para todas las operaciones de importación de gasoil y/o naftas realizadas entre el 1 de agosto de 2023 y el 31 de octubre de 2023 que cumplan con ciertos requisitos. El 23 de noviembre de 2023 se publicó la Resolución SE N° 952/2023, la cual prorrogó las disposiciones del Decreto N° 461/2023 para todas las operaciones de importación de gasoil y/o naftas realizadas hasta el 30 de noviembre de 2023.

35.h.4) Impuesto para una Argentina Inclusiva y Solidaria (“Impuesto PAIS”)

El 24 de julio de 2023 se publicó el Decreto N° 377/2023, a través del cual se amplía el alcance del Impuesto PAIS establecido por la Ley N° 27.541 de 2019 a operaciones de importación de ciertos bienes y servicios cuando para su adquisición y pago se requiera el acceso al Mercado de Cambios.

Las alícuotas aplicadas sobre el monto de la compra de moneda extranjera son: (i) 25% para la adquisición de ciertos servicios en el exterior o prestados en el país por no residentes; (ii) 7,5% para la contratación en el exterior o en el país por no residentes de servicios de fletes y otros servicios de transporte por operaciones de importación o exportación de bienes; y (iii) 7,5% para la importación de bienes, a excepción de aquellos mencionados en el artículo 2 inciso e) del Decreto N° 377/2023 y su correspondiente reglamentación. El 13 de diciembre de 2023 se publicó el Decreto N° 29/2023 que incrementó las alícuotas de los puntos (ii) y (iii) al 17,5%.

El 2 de septiembre de 2024 se publicó el Decreto N° 777/2024 el cual redujo a 7,5% la alícuota aplicada sobre el monto de compra en moneda extranjera para la contratación en el exterior o en el país por no residentes de servicios de fletes y otros servicios de transporte por operaciones de importación o exportación de bienes y para la importación de bienes, a excepción de aquellos mencionados en el artículo 2 inciso e) del Decreto N° 377/2023 y su correspondiente reglamentación.

El 24 de diciembre de 2024 el Impuesto PAIS dejó de estar en vigencia.

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35. PRINCIPALES REGULACIONES (cont.)

35.h.5) Beneficios fiscales por acuerdos de precios

El 26 de agosto de 2023 se publicó el Decreto N° 433/2023 el cual estableció beneficios impositivos aplicables hasta el 31 de octubre de 2023 a los sujetos que suscriban acuerdos de precios para el mercado local con la Secretaría de Comercio del Ministerio de Economía, o adecúen aquellos acuerdos vigentes. Dichos beneficios consisten en la suspensión del pago del Impuesto PAIS para ciertas mercaderías, la reducción al 0% de los derechos de exportación para determinadas posiciones arancelarias, planes de facilidades de pago para la cancelación de derechos de exportación por parte de determinados sectores productivos y la prórroga en el pago de ciertos tributos y obligaciones de la seguridad social. El 26 de octubre de 2023, mediante el Decreto N° 551/2023, se prorrogó la vigencia de estos beneficios impositivos hasta el 31 de diciembre de 2023.

35.i) Regulaciones aduaneras

35.i.1) Derechos de exportación

Los derechos de exportación, tributos y demás conceptos relacionados con las operaciones efectuadas en el marco del Programa Incremento Exportador y vinculados con los Decreto N° 492/2023, Decreto N° 549/2023, Decreto N° 597/2023 y Decreto N° 28/2023 deberán abonarse tomando como base imponible el monto que surja de las divisas ingresadas y liquidadas de acuerdo con lo mencionado en dichos decretos y sus reglamentaciones complementarias (ver Nota 35.j)).

Hidrocarburos

Desde septiembre de 2018 se reestablecieron los aranceles sobre la exportación de hidrocarburos, que habían estado previamente vigentes desde la Ley de Emergencia de 2002 y fueron suspendidos en enero de 2017. Los mecanismos fueron variando entre el establecimiento de importes fijos y alícuotas sobre el valor imponible o el valor FOB.

El 19 de mayo de 2020 se publicó el Decreto N° 488/2020 que estableció una escala móvil para los aranceles de exportación que van desde el 0% (cuando el precio del crudo Brent es igual o menor a 45 US$/bbl) hasta el 8% (cuando el precio del crudo Brent alcanza o supera los 60 US$/bbl). El Decreto N° 488/2020 tuvo vigencia hasta diciembre de 2021, sin embargo, la aplicación de los aranceles establecidos en dicho decreto continúa utilizandose ante la ausencia de una nueva normativa.

El 31 de diciembre de 2020 se publicó el Decreto N° 1.060/2020 que estableció una alícuota del 4,5% de aranceles de exportación para las mercaderías comprendidas en el Capítulo 29 de la Nomenclatura Común del Mercosur (“NCM”) que incluye etanol y metanol, entre otros.

El 29 de enero de 2026 se publicó el Decreto N° 59/2026 el cual dispuso nuevos aranceles de exportación para los crudos convencionales, que van desde el 0% (cuando el precio del crudo Brent es igual o menor a 65 US$/bbl) hasta el 8% (cuando el precio del crudo Brent alcanza o supera los 80 US$/bbl), dejando sin efecto para este tipo de crudo, la alícuota prevista en el Decreto N° 488/2020. La norma entró en vigencia el 20 de febrero de 2026 a través de la Resolución SE N° 42/2026.

Productos agrícolas

El 4 de marzo de 2020 se publicó el Decreto Nº 230/2020 que estableció un arancel del 33% (el máximo permitido por la Ley Nº 27.541) a la exportación de soja y subproductos de soja. La alícuota para la exportación de trigo, maíz y sorgo se mantuvo en 12%.

El 5 de octubre de 2020 se publicó el Decreto N° 790/2020 el cual fijó aranceles de exportación para la soja y los subproductos como el aceite y la harina de soja, del 33% y 31%, respectivamente. Dichos aranceles estuvieron vigentes a partir de enero de 2023.

El 27 de enero de 2025 se publicó el Decreto N° 38/2025 el cual dispuso una reducción temporal de los aranceles de exportación para productos tales como la soja, subproductos de la soja, granos, entre otros. Las nuevas alícuotas se fijaron en 26% para la soja, 24,5% para los subproductos de la soja como el aceite y la harina de soja, y 9,5% para los granos como el trigo, maíz y sorgo hasta junio de 2025.

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35. PRINCIPALES REGULACIONES (cont.)

El 31 de julio de 2025 se publicó el Decreto N° 526/2025 el cual dispuso la reducción permanente de los aranceles de exportación establecidos por el Decreto N° 38/2025. A partir de dicha fecha, las alícuotas se fijan en 26% para la soja, 24,5% para los subproductos de la soja como el aceite y la harina de soja, y 9,5% para los granos como el trigo, maíz y sorgo.

El 12 de diciembre de 2025 se publicó el Decreto N° 877/2025 el cual fijó nuevos aranceles de exportación para la soja, subproductos de la soja, granos, entre otros. A partir de dicha fecha, las alícuotas se fijaron en 24% para la soja, 22,5% para los subproductos de la soja como el aceite y la harina de soja, 8,5% para el maíz y sorgo, y 7,5% para el trigo.

35.i.2) Percepciones aduaneras

El 29 de marzo de 2023 se publicó la Resolución General AFIP N° 5.339/2023, la cual suspendió, hasta el 31 de diciembre de 2023, la aplicación de los certificados de exclusión del régimen de percepción del impuesto a las ganancias y del IVA en las operaciones de importación definitiva de bienes.

Adicionalmente, para el cálculo de los anticipos del impuesto a las ganancias se imposibilita el cómputo de las percepciones sufridas producto de la mencionada suspensión, y en determinados casos se limita temporalmente el cómputo de las percepciones de IVA.

El 26 de agosto de 2023 se publicó la Resolución General AFIP N° 5.407/2023, la cual hasta el 31 de octubre de 2023: (i) suspende la aplicación de las disposiciones de la Resolución General AFIP N° 5.339/2023 para la importación de determinadas posiciones arancelarias; y (ii) excluye la aplicación de los regímenes de percepción aduaneros del impuesto a las ganancias y del IVA sobre la importación de determinadas posiciones arancelarias. En ambos casos, dichas posiciones arancelarias son determinadas por la SE y siempre que sean efectuadas por contribuyentes que a tal efecto la SE haya indicado. El 1 de noviembre de 2023, mediante la Resolución General AFIP N° 5.441/2023, se extendió el plazo de aplicación de estas disposiciones hasta el 30 de noviembre de 2023.

El 29 de diciembre de 2023, mediante Resolución General AFIP N° 5.476/2023, se prorrogan las disposiciones de la Resolución General AFIP N° 5.339/2023 hasta el 30 de junio de 2024, eliminándose las limitaciones temporales para el cómputo de las percepciones de IVA.

Posteriormente, a través de la Resolución General AFIP N° 5.520/2024 del 1 de julio de 2024 y la Resolución General ARCA N° 5.624/2024 del 30 de diciembre de 2024, se prorrogaron las disposiciones establecidas por la Resolución General AFIP N° 5.339/2023 y sus modificatorias hasta el 30 de junio de 2025.

El 28 de febrero de 2025, mediante la Resolución General ARCA N° 5.655/2025, se derogan todas las disposiciones descriptas previamente. Dicha resolución resulta de aplicación para las importaciones definitivas perfeccionadas a partir del 1 de marzo de 2025.

35.j) Regulaciones relacionadas con el Mercado de Cambios

Toda operación de cambio se encuentra sujeta a los requisitos y reglamentaciones establecidos en el texto ordenado sobre Exterior y Cambios del BCRA (“Normas de Exterior y Cambios”).

A través de dichas normas, el BCRA establece que el acceso al Mercado de Cambios para comprar moneda extranjera y/o realizar transferencias al exterior requiere conformidad previa, salvo ciertas excepciones que cumplan con las condiciones establecidas en las Normas de Exterior y Cambios, entre las cuales se incluye:

• La adquisición de participaciones en el capital accionario de compañías locales y/o del exterior.

• La cancelación de servicios de fletes por operaciones de exportaciones de bienes.

• La cancelación de intereses devengados a partir del 1 de enero de 2025.

• La aplicación del cobro de exportaciones al pago de capital e intereses por endeudamientos financieros con el exterior.

• La cancelación anticipada de capital e intereses por endeudamientos financieros con el exterior con una antelación mayor a 3 días hábiles del vencimiento.

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 26 - FEBRERO - 2026

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

35. PRINCIPALES REGULACIONES (cont.)

• La cancelación anticipada de capital e intereses por ciertos endeudamientos financieros locales en moneda extranjera, exigiendo en forma simultánea la liquidación de fondos por la emisión de nuevos endeudamientos financieros locales en moneda extranjera.

• La cancelación, en el país o en el exterior, de capital e intereses por endeudamientos mediante la emisión de títulos de deuda en moneda extranjera, en la medida que dichos títulos hayan sido suscriptos íntegramente en el exterior y la totalidad de los fondos obtenidos hayan sido liquidados a través del Mercado de Cambios.

• 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.

• 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.

Adicionalmente, para el acceso al Mercado de Cambios, el BCRA requiere presentar una declaración jurada en la que se deje constancia de que: (i) la totalidad de las tenencias de moneda extranjera en el país se encuentra depositada en entidades financieras locales, y no se poseen activos líquidos disponibles en el exterior y/o certificados de depósitos argentinos representativos de acciones extranjeras (“CEDEAR”) que, conjuntamente, superen los US$ 100.000; (ii) en los 90 días corridos previos al acceso al Mercado de Cambios no se realizaron determinadas operaciones de venta con liquidación en moneda extranjera, canje por activos externos, adquisición con pesos de títulos valores emitidos por no residentes, CEDEAR, títulos valores de deuda privada emitidos en el exterior, entregas de fondos en moneda local u otros activos locales a cambio de activos externos, criptoactivos y/o títulos valores depositados en el exterior, más el compromiso de no realizar dichas operaciones dentro de los 90 días corridos posteriores al acceso al Mercado de Cambios; y (iii) en los 90 días corridos previos al acceso al Mercado de Cambios no se realizaron entregas en el país de fondos en pesos u otros activos locales líquidos a controlantes directos o integrantes del grupo económico.

Asimismo, durante 2025, el BCRA anunció otras medidas para flexibilizar el régimen cambiario, entre las que se destacan: (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”; y (ii) se elimina el dólar “blend” (ver apartado “Programa Incremento Exportador”).

Por otra parte, es obligatoria la liquidación a través del Mercado de Cambios de los fondos que se reciban del exterior originados por determinadas operaciones, bajo las condiciones y plazos que fije el BCRA en las Normas de Exterior y Cambios.

Programa Incremento Exportador

En relación con la liquidación a través del Mercado de Cambios de los fondos que se recibían del exterior, desde octubre 2023 hasta abril 2025, los cobros por exportaciones de determinados bienes y servicios relacionados con la industria hidrocarburífera, prefinanciaciones y/o postfinanciaciones de exportaciones o anticipos de exportaciones, entre otros, realizados en el marco del Programa Incremento Exportador podían ser utilizados parcialmente para la compraventa de títulos valores con cotización en moneda extranjera y liquidación en pesos en los porcentajes y plazos determinados en las Normas de Exterior y Cambios, el porcentaje restante debía liquidarse en el Mercado de Cambios.

En abril de 2025 se derogó el Programa Incremento Exportador y a partir de dicha fecha los cobros por exportaciones de bienes y servicios, prefinanciaciones y/o postfinanciaciones de exportaciones o anticipos de exportaciones deben ingresarse y liquidarse en un 100% a través del Mercado de Cambios dentro de un plazo general de 20 días.

Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos - Decreto N° 929/2013

El 13 de diciembre de 2024 el BCRA emitió la Comunicación “A” 8.155 que permite que los exportadores que posean un proyecto incluido en el Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos establecido por el Decreto N° 929/2013 obtengan aprobación de la entidad financiera por la parte del permiso de embarque que se encuentre amparado por el "Certificado Decreto 929/2013" emitido a partir de lo dispuesto por la Resolución N° 26/2023 de la SE. Ver Nota 35.f.3).

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

35. PRINCIPALES REGULACIONES (cont.)

35.k) Decreto de Necesidad y Urgencia (“DNU”) N° 70/2023

El 21 de diciembre de 2023 se publicó el DNU N° 70/2023 el cual declara el estado de emergencia pública en materia económica, financiera, fiscal, administrativa, previsional, tarifaria, sanitaria y social hasta el 31 de diciembre de 2025, y anula, introduce y/o modifica ciertas leyes. Entre las principales medidas establecidas se encuentran: (i) reformar las estructuras de subsidios vigentes a fin de asegurar a los usuarios finales el acceso al consumo básico y esencial de energía eléctrica y gas natural; (ii) calcular el costo del consumo básico con base en las tarifas de cada punto de suministro; (iii) definir mecanismos relacionados con la asignación de subsidios y su cobro por parte de los usuarios; (iv) modificar la LGS y la Ley Nº 23.696 (“Ley de Reforma del Estado”) estableciendo que no se otorgarán prerrogativas o ventajas de derecho público a las empresas en las que el Estado Nacional sea accionista; (v) modificar la Ley N° 20.680 (“Ley de Abastecimiento”) que otorgaba a la Secretaría de Comercio del Ministerio de Economía la facultad de imponer regulaciones y sanciones relacionadas con el suministro y distribución de bienes; y (vi) derogar el Decreto N° 1.060/2000 el cual fijaba plazos máximos a los contratos de abastecimiento exclusivo de combustibles suscriptos entre compañías petroleras y estaciones de servicio y limitaba en un 40% la participación de las primeras en las redes de estaciones de servicio que comercializan las marcas de su propiedad.

Si bien el DNU N° 70/2023 debe ser tratado y ratificado por al menos una de las cámaras del Congreso de la Nación, sus disposiciones se encuentran vigentes a partir del 29 de diciembre de 2023, salvo por algunas disposiciones que han sido objeto de medidas cautelares que suspendieron su vigencia. El 14 de marzo de 2024 la Cámara de Senadores del Congreso de la Nación rechazó el Decreto N° 70/2023. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, se encuentra pendiente de tratamiento por la Cámara de Diputados del Congreso de la Nación y no es posible prever la evolución de las modificaciones establecidas en dicho DNU ni las nuevas medidas que podrían ser anunciadas ni sus impactos.

35.l) Ley de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos N° 27.742 (“Ley Bases”) y Decreto Reglamentario N° 1.057/2024 (“Decreto N° 1.057/2024”)

El 8 de julio de 2024 se publicó la Ley Bases, la cual introdujo diversas modificaciones al marco legal argentino incluyendo, entre otros: (i) la declaración de emergencia en materia administrativa, económica, financiera y energética por el plazo de 1 año; (ii) la reorganización administrativa del Estado Nacional; (iii) la privatización de ciertas empresas y sociedades de propiedad estatal total o mayoritaria; (iv) modificaciones a la Ley de Procedimientos Administrativos N° 19.549; (v) modificaciones en materia de energía y petróleo y gas (ver Notas 35.a.1), 35.b.1) y 35.c.1)); (vi) la creación del RIGI destinado a incentivar grandes inversiones con beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios, garantizando la seguridad jurídica y la protección de derechos adquiridos (ver Nota 35.g)); y (vii) una reforma laboral y sindical.

El 28 de noviembre de 2024 se publicó el Decreto N° 1.057/2024 mediante el cual se reglamentaron diversos aspectos de la Ley Bases. Ver Notas 35.a.1), 35.b.1) y 35.c.1).

35.m) Marco normativo CNV

Requisitos de información como Agente de Liquidación y Compensación y Agente de Negociación

A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, la Sociedad se encuentra inscripta en la CNV en la categoría “Agente de Liquidación y Compensación y Agente de Negociación - Participante Directo” matrícula N° 549. Considerando la operatoria que realiza la Sociedad, y conforme con las normas de la CNV, en ninguna circunstancia ofrecerá servicios de intermediación a terceros para operaciones en mercados bajo competencia de la CNV y tampoco abrirá cuentas operativas a terceros para cursar órdenes y operar en mercados bajo competencia de la CNV.

De acuerdo con las normas de la CNV, la Sociedad queda incluida en lo establecido por el artículo 5 c), Capítulo II, Título VII de las normas de la CNV, “Agente de Liquidación y Compensación - Participante Directo”. En este sentido, según el artículo 13, Capítulo II, Título VII de las normas de la CNV, al 31 de diciembre de 2025 el patrimonio de la Sociedad supera el patrimonio mínimo requerido por dichas normas, que es de 803.

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

35. PRINCIPALES REGULACIONES (cont.)

Guarda de documentación

De acuerdo con lo establecido por el artículo 48, Sección XII, Capítulo IV, Título II de las normas de la CNV, informamos que la documentación respaldatoria de las operaciones de la Sociedad que no se encuentra en la sede social inscripta, se encuentra en los depósitos de las siguientes empresas:

• AdeA Administradora de Archivos S.A., Planta 3 - Ruta 36, Km 31,5 - Florencio Varela - Provincia de Buenos Aires.

• File S.R.L., Panamericana y R. S. Peña - Blanco Encalada - Luján de Cuyo - Provincia de Mendoza.

• Custodia Archivos del Comahue S.A., Parque Industrial Este, Manzana N° Lote 2 - Neuquén Capital - Provincia de Neuquén.

Asimismo, se deja constancia que se encuentra a disposición en la sede social inscripta, el detalle de la documentación dada en guarda, como así también la documentación del artículo 5 a) 3), Sección I, Capítulo V, Título II de las normas de la CNV.

Información adicional y/o complementaria

De acuerdo con lo establecido por el apartado d) del punto 7 del artículo 3, Capítulo III, Título IV de las normas de la CNV relativo al requisito de información de dividendos acumulados impagos de acciones preferidas, informamos que la Sociedad no ha emitido acciones preferidas.

De acuerdo con lo establecido por el apartado e) del punto 7 del artículo 3, Capítulo III, Título IV de las normas de la CNV relativo al requisito de información de las condiciones, circunstancias y plazos para la cesación de las restricciones a la distribución de los resultados no asignados y/o reservas, informamos que las restricciones a la distribución de los resultados no asignados y/o reservas se detallan en la Nota 31.

De acuerdo con los límites del artículo 31 de la LGS y de acuerdo con lo establecido por el artículo 6, Capítulo III, Título IV de las normas de la CNV, informamos que las inversiones en otras sociedades, excluidas aquellas de objeto social complementario o integrador, no exceden dichos límites.

Efecto de conversión de los aportes de los propietarios

De acuerdo con el requerimiento del artículo 5, Capítulo III, Título IV de las normas de la CNV, se presenta a continuación el efecto de conversión correspondiente a las cuentas de “Capital”, “Ajuste de capital”, “Acciones propias en cartera” y “Ajuste de acciones propias en cartera” el cual se incluye dentro de la cuenta de “Otros resultados integrales” en el estado de cambios en el patrimonio:

e cambios en el patrimonio:
Saldo al inicio del ejercicio Otros resultados integrales Saldo al cierre del ejercicio	2025 4.043.221 1.651.982 5.695.203	2024 3.163.700 879.521 4.043.221	2023
			686.343 2.477.357
			3.163.700

Al 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023, el efecto de conversión correspondiente a la cuenta de “Primas de emisión” asciende a 927.670, 658.873 y 515.808, respectivamente, y se incluye dentro de la cuenta de “Otros resultados integrales” en el estado de cambios en el patrimonio.

Asimismo, al 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023, el efecto de conversión correspondiente a las cuentas de “Planes de beneficios basados en acciones”, “Costo de adquisición de acciones propias” y “Primas de negociación de acciones propias” asciende a (94.076), (65.845) y (50.512), respectivamente, y se incluye dentro de la cuenta de “Otros resultados integrales” en el estado de cambios en el patrimonio.

Las fechas indicadas corresponden a la fecha de publicación en los respectivos Boletines Oficiales, a menos que se indique lo contrario.

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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2025, 2024 Y 2023

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

36. SALDOS Y TRANSACCIONES CON PARTES RELACIONADAS

Los siguientes cuadros presentan los saldos con asociadas y negocios conjuntos al 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023:

Negocios conjuntos: YPF EE Profertil(1) MEGA Refinor(2) OLCLP(3) Sustentator CT Barragán OTA OTC Asociadas: CDS YPF Gas Oldelval Termap GPA OTAMERICA Gas Austral VMOS Negocios conjuntos: YPF EE Profertil(1) MEGA Refinor(2) OLCLP(3) Sustentator CT Barragán OTA OTC Asociadas: CDS YPF Gas Oldelval Termap GPA OTAMERICA Gas Austral VMOS						2025	2025
		Otros créditos			Créditos por ventas Corriente	Inversiones en activos financieros No corriente Corriente		Cuentas porpagar Corriente	Pasivos de contratos Corriente	Activos de contratos Corriente
		No corriente	Corriente
		-	8.787		8.043	-	5.924	46.995	-	-
		-	-		-	-	-	-	-	-
		-	-		46.895	-	-	32	194	4.238
		-	-		-	-	-	-	-	-
		-	-		-	-	-	-	-	-
		-	-		-	-	-	-	-	-
		-	-		1	-	-	-	-	-
		-	902		1	-	-	5.126	-	-
		-	-		-	-	-	-	-	-
		-	9.689		54.940	-	5.924	52.153	194	4.238
		-	-		1.289	-	-	-	-	-
		-	-		14.120	-	-	1.131	-	-
		222.908	18.970		70	-	6.748	47.529	-	-
		-	-		-	-	-	2.271	-	-
		-	-		-	-	-	2.948	-	-
		67.081	-		1.267	-	865	4.193	-	-
		-	-		200	-	-	8	-	-
		-	22.559		77.220	-	-	-	64.119	-
		289.989	41.529		94.166	-	7.613	58.080	64.119	-
		289.989	51.218		149.106	-	13.537	110.233	64.313	4.238
						2024
				Créditos por ventas Corriente 3.665 14.498 51.473		Inversiones en activos financieros No corriente Corriente - 2.766 - - - -		Cuentas porpagar Corriente 44.087 16.773 862	Pasivos de contratos Corriente - - -	Activos de contratos Corriente - - 16.099
	No corriente - - -					No corriente - - -
	- - - - - - -		- 501 - - - -	11.219 5 41 - 3 -		- - - - - - -	- - - - - - 2.766	866 2.801 - - 2.278 - 67.667	- - - - - - -	- - - - - - 16.099
			4.443	80.904
	-		15	561		-	-	-	-	-
	-		1.109	20.728		-	-	1.252	-	-
	144.944		4.620	63		-	4.329	13.136	-	-
	-		-	-		-	-	2.846	-	-
	-		-	-		-	-	3.471	-	-
	19.259		8.030	170		-	559	4.437	-	-
	-		-	323		-	-	21	-	-
	-		17.354	-		-	-	-	-	-
	164.203		31.128	21.845		-	4.888	25.163	-	-
	164.203		35.571	102.749		-	7.654	92.830	-	16.099

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

36. SALDOS Y TRANSACCIONES CON PARTES RELACIONADAS (cont.)

Negocios conjuntos: YPF EE Profertil(1) MEGA Refinor(2) OLCLP(3) Sustentator CT Barragán OTA OTC Asociadas: CDS YPF Gas Oldelval Termap GPA OTAMERICA Gas Austral VMOS				2023	2023
	Otros créditos No corriente Corriente - 3.687 - 306 - - - - - 222 - - - - - 3 - - - 4.218		Créditos por ventas Corriente 4.084 11.569 12.183 10.045 - - - 35 - 37.916	Inversiones en activos financieros No corriente Corriente 2.826 - - - - - - 3.116 - - - - - - - - - - 2.826 3.116		Cuentas porpagar Corriente 31.595 12.366 116 930 1.775 - - 1.017 675 48.474	Pasivos de contratos Corriente - - - - - - - - - -	Activos de contratos Corriente - - 2.209 - - - - - - 2.209
	No corriente - - - - - - - - - -
	-	199	2	-	-	-	-	-
	-	921	4.615	-	-	477	-	-
	34.964	-	26	3.425	-	7.798	-	-
	-	-	-	-	-	1.895	-	-
	-	-	-	-	-	1.183	-	-
	-	-	99	487	-	3.273	-	-
	-	-	132	-	-	6	-	-
	-	-	-	-	-	-	-	-
	34.964	1.120	4.874	3.912	-	14.632	-	-
	34.964	5.338	42.790	6.738	3.116	63.106	-	2.209

(1) Ver Nota 3.

(2) A partir del 28 de octubre de 2025 Refinor es una subsidiaria de YPF, ver Nota 3. (3) A partir del 4 de junio de 2025 OLCLP es una subsidiaria de YPF, ver Nota 3.

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

36. SALDOS Y TRANSACCIONES CON PARTES RELACIONADAS (cont.)

El siguiente cuadro presenta las transacciones con asociadas y negocios conjuntos al 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023:

Negocios conjuntos: YPF EE Profertil(1) MEGA Refinor(2) OLCLP(3) Sustentator CT Barragán OTA OTC Asociadas: CDS YPF Gas Oldelval Termap GPA OTAMERICA Gas Austral VMOS		2025	Intereses ganados (perdidos), netos 117 - 119 515 - - - - - 751 22 59 3 - - 1 5 - 90 841		2024	Intereses ganados (perdidos), netos 295 (15) 34 1.419 - - - - - 1.733 9 (126) 19 - - - - - (98) 1.635		2023
	Ingresos	Costos y gastos		Ingresos 22.817 93.017 347.833 62.585 974 31 8 34 - 527.299 557 62.694 509 - - 112 3.200 - 67.072 594.371	Costos y gastos 106.994 114.453 9.887 10.040 12.847 1 - 18.922 39 273.183 - 3.413 59.035 21.056 20.686 28.122 19 - 132.331 405.514		Ingresos 7.730 24.003 82.703 28.878 330 293 3 68 - 144.008 131 15.188 121 - - 81 856 - 16.377 160.385	Costos y gastos 39.736 40.888 782 6.673 4.442 3 - 2.879 1.038 96.441 - 1.767 19.720 6.883 5.654 8.478 11 - 42.513 138.954	Intereses ganados (perdidos), netos
	27.951	172.914	117						183
	90.874	138.649	-						16
	475.409	1.264	119						298
	72.111	12.353	515						47
	432	5.377	-						-
	-	-	-						-
	9	-	-						-
	49	30.263	-						-
	-	-	-						-
	666.835	360.820	751						544
	9.059	-	22						-
	105.615	3.513	59						115
	654	161.824	3						11
	-	25.154	-						-
	-	30.262	-						-
	4.991	60.820	1						-
	4.034	44	5						1
	121.888	-	-						-
	246.241	281.617	90						127
	913.076	642.437	841						671

(1) El 18 de diciembre de 2025 YPF vendió su participación en Profertil, las transacciones hasta dicha fecha se presentan en la sección “Negocios conjuntos” del cuadro, ver Nota 3. (2) A partir del 28 de octubre de 2025 Refinor es una subsidiaria de YPF, ver Nota 3.

(3) A partir del 4 de junio de 2025 OLCLP es una subsidiaria de YPF, ver Nota 3.

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==> picture [62 x 25] intentionally omitted <==

(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

36. SALDOS Y TRANSACCIONES CON PARTES RELACIONADAS (cont.)

Adicionalmente, en el curso habitual de sus negocios, y atento a ser el principal grupo de energía de Argentina, la cartera de clientes y proveedores del Grupo abarca tanto entidades del sector privado como así también del sector público nacional. Conforme con lo requerido por la NIC 24 “Información a revelar sobre partes relacionadas”, dentro de las principales transacciones antes mencionadas se destacan:

Clientes / Proveedores SE SE SE SE SE Secretaría de Transporte ARCA Secretaría de Industria CAMMESA CAMMESA ENARSA ENARSA Aerolíneas Argentinas S.A. Aerolíneas Argentinas S.A. Agua y Saneamientos Argentinos S.A.	Ref. (1) (16) (2) (16) (3) (16) (4) (16) (5) (16) (6) (16) (7) (16) (8) (16) (9) (10) (11) (12) (13) (14) (15)	Saldos(17)	Saldos(17)	2023 18.443 1.835 167 3.250 6.813 1.225 16.336 - 47.845 (2.725) 20.075 (49.640) 34.653 - 1.926	Transacciones	Transacciones	Transacciones
		Crédito /(Pasivo)			Ingresos /(Costos)
		2025 60.005 1.088 167 6.189 6.813 5.210 - 172 126.908 (2.087) 184.188 (47.674) 47.540 (20) -	2024 20.800 5.777 167 5.259 6.813 68 - - 82.315 (1.979) 69.435 (70.561) 28.307 (13) -		2025 195.076 7.774 - 12.411 - - - 172 536.405 (20.475) 378.113 (58.718) 368.144 (10) -	2024 137.310 5.881 - 10.648 - 2.791 - - 416.099 (43.502) 212.799 (64.680) 289.856 (13) -	2023
							59.981 1.832 - 5.332 - 6.237 23.898 382 118.393 (15.130) 43.904 (41.227) 115.317 (262) -

(1) Beneficios por el Plan GasAr 2020-2024 y el Plan GasAr 2023-2028, ver Nota 35.f.1).

(2) Beneficios por el acuerdo de abastecimiento de gas propano para redes de distribución de gas propano indiluido, ver Nota 35.f.2) apartado “Acuerdo Propano Redes”.

(3) Beneficios por el reconocimiento del costo financiero generado por el diferimiento de pago de las prestadoras de servicio de distribución de gas natural y gas propano indiluido por redes. Consisten en compensaciones económicas mediante el reconocimiento a distribuidoras, subdistribuidoras, transportistas y productoras de los intereses generados por el diferimiento del pago otorgado a los usuarios residenciales de gas natural y gas propano indiluido por redes del 22% en las facturas emitidas a partir del 1 de julio de 2019 y hasta el 31 de octubre de 2019, que fue recuperado a partir de las facturas emitidas desde el 1 de diciembre de 2019 y por 5 períodos mensuales, iguales y consecutivos.

(4) Compensación por los menores ingresos que las licenciatarias del servicio de distribución de gas natural por redes reciben de sus usuarios, ver Nota 35.c.3). (5) Compensación por el Decreto N° 1.053/2018, ver Nota 35.c.1).

(6) Compensación por suministro de gasoil al transporte público de pasajeros a un precio diferencial. Consisten en compensaciones económicas a las empresas productoras y refinadoras de hidrocarburos comprometidas con el aseguramiento del suministro de volúmenes de gasoil que cubran las necesidades del mercado interno. (7) Beneficios por el RIAIC. Ver Nota 35.h.3).

(8) Incentivo por la fabricación nacional de bienes de capital en beneficio de AESA, mediante la emisión de un bono fiscal computable como crédito fiscal para el pago de impuestos nacionales (impuesto a las ganancias, IVA e impuestos internos) en la medida en que el fabricante cuente con establecimientos industriales radicados en el país.

(9) Ventas de fuel oil, gasoil, gas natural y servicio de transporte y distribución.

(10) Compras de energía eléctrica.

(11) Ventas de gas natural y prestación de servicios de regasificación de GNL y de inspección de obra.

(12) Compras de gas natural y petróleo.

(13) Ventas de aerokerosene.

(14) Compras de millas para el Programa YPF Serviclub y gastos de publicidad.

(15) Créditos por ventas de activos.

(16) Ingresos por incentivos reconocidos de acuerdo con la NIC 20, ver Nota 2.b.12) apartado “Ingresos procedentes de esquemas de incentivos otorgados por el Estado Nacional”. (17) No incluyen, de corresponder, la provisión para deudores por ventas de cobro dudoso.

Adicionalmente, el Grupo ha realizado ciertas operaciones de financiación y contratación de seguros con entidades relacionadas con el sector público nacional. Las mismas comprenden ciertas operaciones financieras cuyas principales operaciones se describen en las Notas 15, 16 y 22 y operaciones con Nación Seguros S.A. relacionadas con la contratación de ciertas pólizas de seguros.

Al 31 de diciembre de 2025, el Grupo posee Bonos de la República Argentina 2029 y 2030, Bonos del BCRA (BOPREAL) y Bonos del Tesoro Nacional (BONCAP) emitidos por el Estado Nacional identificados como inversiones en activos financieros (ver Nota 15).

Asimismo, la Sociedad mantiene indirectamente el 100% del capital social de CDNC y de Compañía de Hidrocarburo No Convencional S.R.L. (“CHNC”), pero dado que, en virtud de los acuerdos contractuales existentes, no ejerce las decisiones financieras y operativas relevantes ni financia sus actividades, no se encuentra expuesta a riesgos ni beneficios por su participación en dichas sociedades. Consecuentemente, las mencionadas participaciones no han generado saldos ni resultado alguno para la Sociedad.

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

36. SALDOS Y TRANSACCIONES CON PARTES RELACIONADAS (cont.)

En atención a los derechos que en el futuro podría ejercer Chevron sobre CHNC para acceder al 50% de la concesión de explotación Loma Campana y derechos complementarios, y en garantía de tales derechos y demás obligaciones bajo el Acuerdo de Proyecto de Inversión (“Acuerdo LC”) que la Sociedad y Chevron firmaron el 16 de julio de 2013, se ha estipulado a favor de Chevron una prenda sobre las acciones de una afiliada de YPF que indirectamente resulta titular de la participación de YPF en CHNC.

Dentro de dicho marco y siendo YPF el operador del área Loma Campana, las partes han celebrado un Acuerdo de Garantía, Indemnidades y Obligaciones del Proyecto, por el cual la Sociedad otorga ciertas representaciones y garantías en relación con el Acuerdo LC. Tal garantía referida a la operación y administración del proyecto no incluye la performance del proyecto ni el retorno de la inversión, ambas bajo exclusivo riesgo de Chevron.

Durante los ejercicios 2025, 2024 y 2023 YPF y CHNC han realizado transacciones, entre las cuales se destacan las compras de petróleo por parte de YPF por 452.513, 484.882 y 147.556, respectivamente. Dichas transacciones se perfeccionaron en función de las condiciones generales y regulatorias del mercado. El saldo neto a pagar a CHNC al 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023 asciende a 18.842, 64.886 y 31.003, respectivamente.

El 8 de mayo de 2024 se publicó en el BO la Resolución SE N° 58/2024 que estableció un régimen de pagos excepcional, transitorio y único para el saldo de las transacciones económicas del MEM de diciembre de 2023, enero de 2024 y febrero de 2024 correspondiente a los acreedores del MEM, e instruyó a CAMMESA a determinar los importes adeudados con cada uno de ellos correspondientes a dichas transacciones económicas, a ser cancelados del siguiente modo: (i) las transacciones económicas de diciembre de 2023 y enero de 2024, mediante la entrega de títulos públicos denominados “Bonos de la República Argentina en Dólares Estadounidenses Step Up 2038”; y (ii) las transacciones económicas de febrero de 2024, con los fondos disponibles en las cuentas bancarias habilitadas en CAMMESA a efectos de las cobranzas y con aquellos fondos disponibles por las transferencias realizadas por el Estado Nacional al Fondo Unificado con Destino al Fondo de Estabilización.

Al 31 de diciembre de 2024, de acuerdo con lo mencionado, el Grupo ha reconocido un cargo a resultados por deudores por ventas de cobro dudoso de 34.218 en el rubro de “Gastos de comercialización” en el estado de resultados integrales (ver Nota 2.b.7) apartado “Deterioro de valor de activos financieros”), y en relación con nuestros negocios conjuntos YPF EE y CT Barragán un cargo a resultados por dicho concepto de 22.569 y 6.691, respectivamente, en el rubro de “Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos” en el estado de resultados integrales.

A continuación se presentan las compensaciones devengadas correspondientes al personal clave de la administración de YPF, el cual comprende a los miembros del Directorio y a la primera línea ejecutiva, siendo estos últimos aquellos que cumplen funciones ejecutivas y que son nombrados por el Directorio, para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023:

Beneficios de corto plazo(1) Beneficios basados en acciones(3) Beneficios posteriores al empleo Beneficios de terminación	2025 35.237 38.458 1.099 4.739 79.533 (2)	2024 28.300 29.523 783 - 58.606 (2)	2023 7.778 675 200 2.357 11.010 (2)

(1) No incluye aportes patronales por 7.939, 6.467 y 1.708 por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023, respectivamente.

(2) Las compensaciones devengadas correspondientes al personal clave de la administración de YPF, en la moneda funcional de la Sociedad, ascienden a U$S 56 millones, U$S 59 millones y U$S 14 millones por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023, respectivamente. (3) Incluye el Plan de Generación de Valor, ver Nota 37.

37. PLANES DE BENEFICIOS Y OBLIGACIONES SIMILARES

• Planes de retiro

A partir del 1 de marzo de 1995 el Grupo ha establecido un plan de retiro, mediante el cual realiza aportes a un fondo de inversión por un monto equivalente al contribuido por cada adherente, entre el 3% y el 10% de su remuneración mensual, y no tiene obligación legal ni implícita de realizar aportes adicionales en caso de que el fondo de inversión no cuente con suficientes activos para atender los beneficios.

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

37. PLANES DE BENEFICIOS Y OBLIGACIONES SIMILARES (cont.)

Los adherentes recibirán los fondos aportados por el Grupo antes de su retiro únicamente en caso de renuncia bajo ciertas circunstancias, despido injustificado o en caso de muerte o incapacidad. El Grupo puede discontinuar este plan de retiro en cualquier momento, sin incurrir en ningún costo relacionado con su terminación.

El cargo a resultados relacionado con el plan de retiro fue de 5.010, 3.881 y 794 por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023, respectivamente.

• Programas de beneficios a corto plazo

El Grupo cuenta con programas de beneficios a corto plazo que alcanzan a ciertos empleados del Grupo y son cancelados en efectivo. Principalmente se basan en el cumplimiento de objetivos de vicepresidencia y de unidad pudiendo incrementarse en función del desempeño individual. Se determinan a partir de la remuneración de cada empleado, la cantidad de salarios asignados por categoría y el nivel de cumplimiento alcanzado de los objetivos mencionados. A partir de 2024 se implementó una nueva compensación variable por los resultados del Grupo (“CVR”), que se pagará siempre que estos resultados sean positivos.

El cargo a resultados relacionado con los programas de beneficios a corto plazo fue de 245.214, 209.595 y 89.445 por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023, respectivamente.

• Planes de beneficios basados en acciones

A partir del ejercicio 2013 la Sociedad ha decidido implementar un plan de beneficio basado en acciones con el objetivo de alinear el desempeño de determinados empleados de nivel ejecutivo, gerentes y personal clave o con conocimiento técnico crítico, con los objetivos del plan estratégico de la Sociedad. Este plan, organizado en programas anuales, consiste en asignar acciones de la Sociedad con la condición de permanencia por el período definido en el plan (período de hasta 3 años desde la fecha de otorgamiento, “período de servicio”), constituyendo esta última la condición única y necesaria para acceder a la retribución final pactada.

A continuación, se presenta la evolución de la cantidad de acciones vinculadas a los planes de beneficios basados en acciones al cierre de los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023:

Plan 2020 - 2023

El Directorio de la Sociedad, en su reunión del 10 de noviembre de 2020, resolvió aprobar la creación de un nuevo plan de compensación en acciones 2020-2023 con vigencia por 3 años a partir del 1 de julio de 2020.

Cantidad al inicio del ejercicio - Concedidas - Liquidadas - Expiradas Cantidad al cierre del ejercicio . Gasto reconocido durante el ejercicio	2025 - - - - - -	2024 - - - - - -	2023
			350.796
			-
			(271.817)
			(78.979)
			-
			22

El valor razonable de la acción a la fecha original de la concesión ascendía a 4,75 dólares.

Plan 2021 - 2024

El Directorio de la Sociedad, en su reunión del 23 de septiembre de 2021, resolvió aprobar la creación de un nuevo plan de compensación basado en acciones 2021-2024 con vigencia por 3 años a partir del 1 de julio de 2021.

Cantidad al inicio del ejercicio - Concedidas - Liquidadas - Expiradas Cantidad al cierre del ejercicio . Gasto reconocido durante el ejercicio	2025 - - - - - -	2024 478.097 - (394.359) (83.738) - 7.096	2023
			818.823
			50.037
			(367.371)
			(23.392)
			478.097
			4.954

El valor razonable de la acción ascendía a 27,70 y 20,42 dólares al 31 de diciembre de 2024 y 2023, respectivamente. El Plan 2021-2024 se definió pagar en efectivo. Dicho cambio en las condiciones del plan no tuvo efectos significativos.

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

37. PLANES DE BENEFICIOS Y OBLIGACIONES SIMILARES (cont.)

Plan 2022 - 2025

El Directorio de la Sociedad, en su reunión del 15 de septiembre de 2022, resolvió aprobar la creación de un nuevo plan de compensación basado en acciones 2022-2025 con vigencia por 3 años a partir del 1 de agosto de 2022.

Cantidad al inicio del ejercicio - Concedidas - Liquidadas - Expiradas Cantidad al cierre del ejercicio . Gasto reconocido durante el ejercicio	2025 297.336 622 (267.819) (30.139) - 1.554	2024 641.161 890 (301.392) (43.323) 297.336 1.683	2023
			962.150
			69.176
			(320.649)
			(69.516)
			641.161
			572

El valor razonable de la acción a la fecha original de la concesión ascendía a 6,67 dólares.

Plan 2023 - 2026

El Directorio de la Sociedad, en su reunión del 16 de agosto de 2023, resolvió aprobar la creación de un nuevo plan de compensación basado en acciones 2023-2026 con vigencia por 3 años a partir del 1 de agosto de 2023.

Cantidad al inicio del ejercicio - Concedidas - Liquidadas - Expiradas Cantidad al cierre del ejercicio . Gasto reconocido durante el ejercicio	2025 436.175 3.429 (218.192) (14.444) 206.968 4.296	2024 720.368 48.785 (260.960) (72.018) 436.175 2.576	2023
			-
			778.756
			(7.473)
			(50.915)
			720.368
			560

El valor razonable de la acción a la fecha original de la concesión ascendía a 14,63 dólares.

Plan 2024 - 2027

El Directorio de la Sociedad, en su reunión del 7 de agosto de 2024, resolvió aprobar la creación de un nuevo plan de compensación basado en acciones 2024-2027 con vigencia por 3 años a partir del 1 de agosto de 2024.

Cantidad al inicio del ejercicio - Concedidas - Liquidadas - Expiradas Cantidad al cierre del ejercicio . Gasto reconocido durante el ejercicio	2025 1.002.892 19.181 (388.274) (32.039) 601.760 7.164	2024 - 1.002.892 - - 1.002.892 2.394	2023
			-
			-
			-
			-
			-
			-

El valor razonable de la acción a la fecha original de la concesión ascendía a 18,14 dólares.

Plan 2025 - 2028

El Directorio de la Sociedad, en su reunión del 9 de octubre de 2025, resolvió aprobar la creación de un nuevo plan de compensación basado en acciones 2025-2028 con vigencia por 3 años a partir del 1 de agosto de 2025.

Cantidad al inicio del ejercicio - Concedidas - Liquidadas - Expiradas Cantidad al cierre del ejercicio . Gasto reconocido durante el ejercicio	2025 - 676.090 - - 676.090 5.667	2024 - - - - - -	2023
			- - - -
			-
			-

El valor razonable de la acción a la fecha original de la concesión ascendía a 34,35 dólares.

El promedio ponderado de vida contractual restante de los planes vigentes al 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023 asciende a 1,9, 2,0 y 1,7 años, respectivamente.

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(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

37. PLANES DE BENEFICIOS Y OBLIGACIONES SIMILARES (cont.)

En abril de 2024, la Sociedad adoptó el "Plan de Generación de Valor", que es un programa de remuneración a largo plazo para los miembros elegibles de la gerencia de YPF con el objetivo de incentivar resultados extraordinarios en el largo plazo y retener a empleados clave. En virtud de este plan, la Compañía otorgó 4,6 millones de PSAR a los participantes del plan que comprenden empleados clave de la Sociedad. Los PSAR brindan a los beneficiarios la oportunidad de recibir un premio que se liquidará en efectivo equivalente a la apreciación del valor de las acciones ordinarias de la Sociedad durante un período de tiempo específico. El monto a pagar en el momento del ejercicio es la diferencia entre el precio base por acción determinado por el plan y el valor de mercado por acción de las acciones ordinarias de la Sociedad a la fecha del ejercicio. Los PSAR expiran a los cinco años después de su otorgamiento, comenzando el derecho de percepción a partir del tercer año, y sujeto al cumplimiento de ciertas condiciones, incluidos los hitos de rendimiento relacionados con el precio de las acciones ordinarias de la Sociedad que van desde un mínimo de US$ 30 por acción ordinaria hasta US$ 60 por acción ordinaria. Los beneficiarios de los PSAR también están obligados a permanecer en la Sociedad durante tres años a partir de la concesión del plan. Los PSAR otorgados por la Sociedad tienen un precio base de US$ 16,17 por acción, resultando en un valor razonable promedio ponderado de US$ 8,75 por PSAR a la fecha de otorgamiento. El Plan de Generación de Valor fue aprobado por el Comité de Nombramientos y Remuneraciones de la Sociedad, y su diseño e implementación contó con el asesoramiento de una consultora internacional especializada en gestión de recursos humanos.

Al 31 de diciembre de 2025, existen 4,6 millones de PSAR en circulación a un valor razonable promedio ponderado de US$ 20,8 por PSAR. El cargo a resultados relacionado con el Plan de Generación de Valor fue de 36.157 y 32.185 por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2025 y 2024, respectivamente. Al 31 de diciembre de 2024 el valor razonable promedio ponderado fue de US$ 28,6 por PSAR.

El cargo a resultados de los PSAR se determina con base en el valor razonable de las adjudicaciones en la fecha de concesión. El valor razonable se calcula utilizando el modelo de simulación Monte Carlo, que requiere la entrada de supuestos altamente subjetivos, el cual incluye el valor razonable de las acciones de la Sociedad, el plazo esperado y la tasa de interés libre de riesgo.

En la Nota 2.b.11) se describen las políticas contables de los planes de beneficios basados en acciones. Las recompras de acciones propias se exponen en la Nota 31.

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==> picture [62 x 26] intentionally omitted <==

(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

38. ACTIVOS Y PASIVOS EN MONEDAS DISTINTAS DEL PESO

Activo no corriente Otros créditos Dólares estadounidenses Pesos bolivianos Créditos por ventas Dólares estadounidenses Inversiones en activos financieros Dólares estadounidenses Total del activo no corriente Activo corriente Otros créditos Dólares estadounidenses Euros Pesos chilenos Francos suizos Reales Créditos por ventas Dólares estadounidenses Euros Pesos chilenos Reales Inversiones en activos financieros Dólares estadounidenses Efectivo y equivalentes de efectivo Dólares estadounidenses Pesos chilenos Reales Total del activo corriente Total del activo		2025	Total 673.812 - - - 673.812 976.984 2.151 15.956 - - 898.569 115 4.352 - 347.947 635.922 4.352 - 2.886.348 3.560.160		2024	Total 181.133 3.092 - - 184.225 232.470 296 10.305 341 - 656.575 63 6.183 - 378.605 538.683 11.336 - 1.834.857 2.019.082		2023
	Monto de la moneda distinta del peso 466 - - - 676 1 10.035 - - 621 - (2) 2.737 - 241 440 2.737 -	Tipo de cambio vigente (1) 1.446,00 - - - 1.446,00 1.698,91 1,59 - - 1.446,00 1.698,91 1,59 - 1.446,00 1.446,00 1,59 -		Monto de la moneda distinta del peso 176 21 - - 226 - (2) 10.305 - (2) - 638 - (2) 6.183 - 368 524 11.336 -	Tipo de cambio vigente (1) 1.029,00 147,84 - - 1.029,00 1.068,62 1,00 1.136,43 - 1.029,00 1.068,62 1,00 - 1.029,00 1.029,00 1,00 -		Monto de la moneda distinta del peso 50 7 30 8 133 - (2) 16.550 - 7 429 - (2) 9.844 60 217 943 1.790 2	Tipo de cambio vigente (1) 805,45 115,73 805,45 805,45 805,45 889,38 0,90 - 166,69 805,45 889,38 0,90 166,69 805,45 805,45 0,90 166,69	Total
									40.113 805 23.948 6.738
									71.604
									107.475 51 14.895 - 1.167 345.585 17 8.860 10.001 174.687 759.396 1.611 333
									1.424.078
									1.495.682

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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2025, 2024 Y 2023

==> picture [62 x 26] intentionally omitted <==

(Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

38. ACTIVOS Y PASIVOS EN MONEDAS DISTINTAS DEL PESO (cont.)

Pasivo no corriente Provisiones Dólares estadounidenses Reales Pasivos de contratos Dólares estadounidenses Remuneraciones y cargas		2025	Total 758.001 - 261.205 83.504 396.386 11.843.654 - 519.892 5.820 13.868.462 1.713.545 332.986 27.645 - - - 129.495 1.451 - 432.423 3.375.674 - - 554.118 1.532.201 32.675 1.451 1.955 28 425 1.841 - 8.137.913 22.006.375		2024	Total 1.029.971 - 116.883 33.758 418.510 7.231.155 - 76.561 4.701 8.911.539 2.201.617 119.023 10.093 - - - 54.380 1.031 - 381.134 1.924.774 - - 145.936 1.342.952 12.992 2.061 302 39 278 11 - 6.196.623 15.108.162		2023
	Monto de la moneda distinta delpeso 521 - 180 57 272 8.140 - 357 4 1.178 229 19 - - - 89 913 - 297 2.320 - - 381 1.053 19 913 1 3 2 1 -	Tipo de cambio vigente (1) 1.455,00 - 1.455,00 1.455,00 1.455,00 1.455,00 - 1.455,00 1.455,00 1.455,00 1.455,00 1.455,00 - - - 1.455,00 1,59 - 1.455,00 1.455,00 - - 1.455,00 1.455,00 1.713,12 1,59 1.955,43 9,32 212,69 1.841,16 -		Monto de la moneda distinta delpeso 998 - 113 33 406 7.007 - 74 5 2.133 115 10 - - - 53 1.031 - 369 1.865 - - 141 1.301 12 2.061 - (2) 6 2 - (2) -	Tipo de cambio vigente (1) 1.032,00 - 1.032,00 1.032,00 1.032,00 1.032,00 - 1.032,00 1.032,00 1.032,00 1.032,00 1.032,00 - - - 1.032,00 1,00 - 1.032,00 1.032,00 - - 1.032,00 1.032,00 1.074,31 1,00 1.293,79 6,58 144,43 1.141,31 -		Monto de la moneda distinta delpeso 2.611 10 - - 324 6.659 6 112 4 - 151 - 5 4.476 9 10 896 2 340 1.366 896 37 122 1.270 16 4.476 - (2) 9 - - (2) 44	Tipo de cambio vigente (1) 808,45 166,69 - - 808,45 808,45 166,69 808,45 808,45 - 808,45 - 166,69 0,90 166,69 808,45 0,90 166,69 808,45 808,45 0,90 166,69 808,45 808,45 894,71 0,90 426,33 5,74 - 963,12 166,69	Total
									2.111.131 1.667 - - 261.770 5.383.420 1.000 90.185 3.353
sociales Dólares estadounidenses Pasivos por arrendamientos Dólares estadounidenses Préstamos Dólares estadounidenses Reales Otros pasivos Dólares estadounidenses Cuentas por pagar Dólares estadounidenses Total del pasivo no corriente Pasivo corriente Pasivos asociados con activos mantenidos para la venta Dólares estadounidenses Provisiones Dólares estadounidenses Pasivos de contratos Dólares estadounidenses Impuesto a las ganancias Reales Cargas fiscales Pesos chilenos Reales Remuneraciones y cargas
									7.852.526
									- 122.005 - 833 4.028 1.500 7.715 806 333 274.822 1.104.012 806 6.168 98.476 1.026.712 14.760 4.028 115 53 - 115 7.381
sociales Dólares estadounidenses Pesos chilenos Reales Pasivos por arrendamientos Dólares estadounidenses Préstamos Dólares estadounidenses Pesos chilenos Reales Otros pasivos Dólares estadounidenses Cuentas por pagar Dólares estadounidenses Euros Pesos chilenos Libras esterlinas Yenes Yuanes Francos suizos Reales Total del pasivo corriente Total del pasivo
									2.674.668
									10.527.194

(1) Tipo de cambio vigente al 31 de diciembre de 2025, 2024 y 2023 según BNA.

(2) Valor registrado menor a 1.

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 26 - FEBRERO - 2026

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 26 - FEBRERO - 2026 DELOITTE & Co. S.A.

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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2025, 2024 Y 2023 (Importes expresados en millones de pesos argentinos, excepto las acciones y la información por acción expresada en pesos argentinos, y a menos que se indique lo contrario)

YPF SOCIEDAD ANONIMA

39. HECHOS POSTERIORES

Intercambio de activos con Pluspetrol S.A. (“Pluspetrol”)

El 22 de enero de 2026, la Sociedad ha celebrado un acuerdo de intercambio de activos con Pluspetrol, en el cual: (i) YPF se compromete a transferir el 44,44% de las acciones de VMI a Pluspetrol; y (ii) Pluspetrol cede a favor de YPF el 50% de participación en las concesiones de explotación “Aguada Villanueva”, “Las Tacanas” y “Meseta Buena Esperanza”, la cual corresponde al 100% de la participación de Pluspetrol en dichos bloques. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, dicho acuerdo se encuentra sujeto al cumplimiento de condiciones de cierre, entre ellas, la publicación del Decreto Provincial que autorice la cesión de dichos bloques.

Emisión de ON

El 27 de enero de 2026, la Sociedad emitió en el mercado internacional ON Adicionales Clase XXXIV con vencimiento en enero de 2034, por un monto nominal de US$ 550 millones. Las ON se emitieron a un precio de 100,789%, lo que resultó en un rendimiento del 8,10%. El capital será amortizado en 3 cuotas anuales consecutivas del 30% en enero de 2032, 30% en enero de 2033 y el 40% restante en enero de 2034.

El 19 de febrero de 2026, la Sociedad emitió en el mercado local ON Adicionales Clase XLII con vencimiento en marzo de 2029, por un monto nominal de US$ 161 millones. Las ON se emitieron a un precio de 102,86%, lo que resultó en un rendimiento del 6,50%. El capital será amortizado en una única cuota al vencimiento.

Adquisición de participación en bloques “Bandurria Sur”, “Bajo del Toro” y “Bajo del Toro Norte”

El 1 de febrero de 2026 YPF ha celebrado un acuerdo de compraventa de acciones con Vista Energy S.A.B. de C.V. (“Vista”), mediante el cual y sujeto al cumplimiento de las condiciones precedentes establecidas en dicho acuerdo, YPF adquirirá el 16,3% de las acciones y el capital social de Equinor Argentina S.A.U., titular del 30% de la concesión de explotación “Bandurria Sur”.

Asimismo, en la misma fecha, YPF ha celebrado un acuerdo de adquisición de activos para la compra a Vista de una participación del 15% en las concesiones de explotación “Bajo del Toro” y “Bajo del Toro Norte”.

La contraprestación de ambas transacciones asciende a US$ 163 millones, sujeto a un ajuste de precio al cierre de la transacción y precio contingente definidos en dichos acuerdos.

De cumplirse las condiciones precedentes, YPF adquirirá: (i) en forma indirecta a través del 16,3% de las acciones de Equinor Argentina S.A.U., un 4,9% en el bloque “Bandurria Sur”, que, sumado a su participación directa actual, totalizará un 44,9% en dicho bloque; y (ii) una participación del 15% en los bloques de “Bajo del Toro” y “Bajo del Toro Norte”, que, sumado a su participación actual, totalizará un 65% en dichos bloques.

A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, no han existido otros hechos posteriores materiales cuyo efecto sobre la situación financiera, los resultados de las operaciones del Grupo o su exposición en notas al 31 de diciembre de 2025, debiera haber sido considerado en los mismos según las NIIF.

Los presentes estados financieros consolidados fueron aprobados por el Directorio de la Sociedad y autorizados para ser emitidos con fecha 26 de febrero de 2026 y serán puestos a disposición de la Asamblea de Accionistas.

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Informe de la Comisión Fiscalizadora

Estados Financieros Consolidados

A los señores Accionistas de Y.P.F. SOCIEDAD ANONIMA CUIT N° 30-54668997-9 Domicilio legal Macacha Güemes 515 Ciudad Autónoma de Buenos Aires

Opinión

Hemos llevado a cabo los controles que nos impone como Comisión Fiscalizadora la legislación vigente, el estatuto social, las regulaciones pertinentes y las normas profesionales para contadores públicos, acerca de los estados financieros consolidados de Y.P.F. SOCIEDAD ANÓNIMA (en adelante la Sociedad) que comprenden los estados de situación financiera consolidados al 31 de diciembre de 2025, los estados de resultados integrales consolidados, de cambios en el patrimonio neto y de flujos de efectivo correspondientes al ejercicio finalizado en dicha fecha, así como la información explicativa expuesta en notas a los estados financieros consolidados, que incluye un resumen de las políticas contables significativas.

En nuestra opinión, los estados financieros consolidados mencionados en el párrafo precedente, que se adjuntan a este informe y firmamos a los fines de su identificación, presentan razonablemente, en todos los aspectos significativos, la situación patrimonial de YPF y sus subsidiarias (en adelante el “Grupo”), que comprenden los estados de situación financiera consolidados al 31 de diciembre de 2025, los estados de resultados integrales consolidados, de cambios en el patrimonio neto y de flujos de efectivo correspondientes al ejercicio finalizado en dicha fecha, así como la información explicativa expuesta en notas a los estados financieros consolidados, de conformidad con las normas contables profesionales argentinas que en este caso disponen la aplicación de las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF).

Asimismo, en nuestra opinión, la Memoria de los administradores cumple con los requisitos legales y estatutarios, resultando las afirmaciones acerca de la gestión llevada a cabo y de las perspectivas futuras de exclusiva responsabilidad de la Dirección.

Fundamento de la opinión

Hemos llevado a cabo nuestros controles cumpliendo las normas legales y profesionales vigentes para la Comisión Fiscalizadora, contempladas, entre otras, en la Ley General de Sociedades y en la Resolución Técnica N° 15 de la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas (FACPCE), y su modificatoria, la cual tiene en cuenta que los controles de la información deben llevarse a cabo cumpliendo con las normas de auditoría establecidas en la Resolución Técnica N° 37 de dicha Federación, y su modificatoria. Nuestras responsabilidades de acuerdo con las normas mencionadas se describen más adelante en la sección “Responsabilidades de la Comisión Fiscalizadora en relación con la auditoría de los estados financieros consolidados y la Memoria de los administradores”.

Para realizar nuestra tarea hemos considerado la auditoria efectuada por los auditores externos Deloitte & Co. S.A, quienes emiten su informe de fecha 26 de febrero de 2026, suscripto por el socio de la firma Diego De Vivo, de acuerdo con las normas de auditoria. Una auditoría requiere que el auditor planifique y desarrolle su tarea con el objeto de obtener un grado razonable de seguridad acerca de la inexistencia de manifestaciones no veraces o errores significativos en los estados financieros consolidados. Una auditoría incluye examinar, sobre bases selectivas, los elementos de juicio que respaldan la información expuesta en los estados financieros consolidados, así como evaluar las normas contables utilizadas, las estimaciones significativas efectuadas por el Directorio de la Sociedad y la presentación de los estados financieros consolidados tomados en conjunto de conformidad con las normas de auditoría establecidas en la Resolución Técnica N° 37 de la FACPCE, y su modificatoria. Dichas normas exigen que cumpla los requerimientos de ética, así como que planifique y ejecute la auditoría con el fin de obtener una seguridad razonable de que los estados financieros consolidados están libres de incorrecciones significativas.

Dado que no es de nuestra responsabilidad efectuar un control de gestión, la revisión no se extendió a los criterios y decisiones empresarias de las diversas áreas de la Sociedad, cuestiones que son de responsabilidad exclusiva de los administradores.

Asimismo, con relación a la Memoria de los administradores correspondiente al ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2025 hemos verificado que contiene la información requerida por el artículo 66 de la Ley General Sociedades y otra información requerida por los organismos de control y, en lo que es materia de nuestra competencia, que sus datos numéricos concuerdan con los registros contables de la Sociedad y otra documentación pertinente.

Dejamos expresa mención que somos independientes de la Sociedad y hemos cumplido con los demás requisitos de ética de conformidad con el código de ética del Consejo Profesional de Ciencias Económicas de Capital Federal y de las RT N° 15 y 37 de FACPCE, y sus modificatorias. Consideramos que los elementos de juicio que hemos obtenido proporcionan una base suficiente y adecuada para nuestra opinión.

Información distinta de los estados financieros consolidados, del informe de auditoría correspondiente y de la Memoria de los administradores (otra información)

El Directorio de la Sociedad es responsable de la otra información, que comprende la reseña informativa al 31 de diciembre del 2025 y esta otra información no es parte de los estados financieros consolidados ni de la Memoria por lo que no está alcanzada en los controles realizados por la Comisión Fiscalizadora.

Nuestra opinión sobre los estados financieros consolidados y la Memoria no cubre la otra información y no expresamos ni expresaremos ninguna forma de conclusión que proporcione un grado de seguridad sobre ella.

En relación con nuestro informe de los estados financieros consolidados, nuestra responsabilidad es leer la otra información que identificamos más arriba y, al hacerlo, considerar si existe una incongruencia significativa entre la otra información y los estados financieros consolidados o la Memoria en base al conocimiento obtenido por nosotros, o si por algún otro motivo parece que existe una incorrección significativa. Si basándonos en el trabajo que hemos realizado sobre la otra información que obtuvimos antes de la fecha de este informe, concluimos, en lo que es materia de nuestra competencia, que existe una

incorrección significativa en esta otra información, estamos obligados a informarlo. No tenemos nada que informar al respecto.

Responsabilidades de la Dirección y del Comité de Auditoría de la Sociedad en relación con los estados financieros consolidados

La Dirección de la Sociedad es responsable de la preparación y presentación razonable de los Estados financieros consolidados adjuntos de conformidad con las Normas Internacionales de Información Financiera, adoptadas por la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas (“FACPCE”) como normas contables profesionales e incorporadas por la Comisión Nacional de Valores (“CNV”) a su normativa, tal como fueron aprobadas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (“IASB” por su sigla en inglés). La Dirección es responsable del control interno que considere necesario para permitir la preparación de estados financieros consolidados, libres de distorsiones significativas, ya sea debido a fraude, errores o irregularidades.

En la preparación de los estados financieros consolidados, la Dirección es responsable de evaluar la capacidad de la Sociedad de continuar como empresa en funcionamiento, revelando, según corresponda, las cuestiones relacionadas con empresa en funcionamiento y utilizando el principio contable de empresa en funcionamiento, excepto si la Dirección tuviera intención de liquidar la Sociedad o de cesar sus operaciones, o bien no existiera otra alternativa realista.

Asimismo, en relación con la Memoria correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2025, los administradores son responsables de cumplir con la Ley General de Sociedades y las disposiciones de los organismos de control en cuanto a su contenido.

El Comité de Auditoría de la Sociedad es responsable de la supervisión del proceso de información financiera de la Sociedad.

Responsabilidades de la Comisión Fiscalizadora en relación con la auditoría de los estados financieros consolidados y la Memoria de los administradores .

Nuestros objetivos son obtener una seguridad razonable de que los estados financieros consolidados en su conjunto están libres de incorrección significativa, debida a fraude o error, que la Memoria cumple con las prescripciones legales y reglamentarias y emitir un informe como Comisión Fiscalizadora que contenga nuestra opinión. Seguridad razonable es un alto grado de seguridad, pero no garantiza que una auditoría realizada de conformidad con la RT N° 37 de FACPCE, y su modificatoria, siempre detecte una incorrección significativa cuando exista. Las incorrecciones 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 financieros consolidados y el contenido de la Memoria en aquellos temas de nuestra incumbencia profesional.

Como parte de los controles sobre los estados financieros consolidados, empleando normas de auditoría de conformidad con la RT N° 37 de FACPCE, y su modificatoria, hemos aplicado nuestro juicio profesional y mantenemos una actitud de escepticismo profesional durante nuestra actuación como Comisión Fiscalizadora. También:

a) Identificamos y evaluamos los riesgos de incorrección significativa en los estados financiero consolidados, debida a fraude o error. Diseñamos y aplicamos procedimientos de auditoría para responder a dichos riesgos y obtener elementos de juicio suficientes y adecuados para proporcionar una base para nuestra opinión.

b) Obtenemos conocimiento del control interno relevante para la auditoría con el fin de diseñar procedimientos 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 la Dirección de YPF S.A.

d) Concluimos sobre lo adecuado de la utilización por la Dirección 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 la Sociedad para continuar como empresa en funcionamiento. Si concluimos que existe una incertidumbre significativa, se requiere que llamemos la atención en nuestro Informe de Comisión Fiscalizadora sobre la información expuesta en los estados financieros consolidados o en la Memoria, 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 como Comisión Fiscalizadora. 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 financieros consolidados, incluida la información revelada, y si los estados financieros consolidados representan las transacciones y hechos subyacentes de un modo que logren una presentación razonable.

f) Nos comunicamos con la Dirección de la Sociedad en relación con, entre otras cuestiones, la estrategia general de la planificación y ejecución de nuestros procedimientos de auditoría como Comisión Fiscalizadora y los hallazgos significativos en nuestra actuación como responsables de la fiscalización privada, así como cualquier deficiencia significativa del control interno identificada en el transcurso de nuestra actuación profesional.

También proporcionamos a la Dirección de la Sociedad una declaración de que hemos cumplido los requerimientos de ética aplicables relacionados con nuestra independencia.

Informe sobre otros requerimientos legales y reglamentarios

Informamos, en cumplimiento de disposiciones legales y reglamentarias vigentes, que:

• a. Los estados financieros consolidados adjuntos y el correspondiente inventario surgen de registros contables llevados, en sus aspectos formales, de conformidad con las disposiciones legales vigentes.

• b. Según surge de los registros contables de la Sociedad, el pasivo devengado al 31 de diciembre de 2025 a favor del Sistema Integrado Previsional Argentino en concepto de

aportes y contribuciones previsionales ascendía a $ 17.815.547.753 y no era exigible a esa fecha.

• c. Hemos revisado la Memoria del Directorio y la información incluida en su Anexo sobre el grado de cumplimiento del Código de Gobierno Societario requerida por la Resolución General N° 606/12 de la CNV, sobre las cuales nada tenemos que observar en materia de nuestra competencia.

• d. En ejercicio del control de legalidad que nos compete, hemos aplicado durante el ejercicio de los procedimientos descriptos en el artículo Nº 294 de la Ley Nº 19.550, los que consideramos necesarios de acuerdo con las circunstancias, no teniendo observaciones que formular al respecto.

• e. Hemos efectuado la verificación y control de la constitución y/o vigencia de las garantías de los Directores establecidas en el art. 12 del Estatuto Social.

• f. En virtud de lo requerido por el art. 13), Capítulo II, Título VII de la Resolución General N° 622/13 de la CNV informamos que no tenemos observaciones que formular sobre la información incluida en los estados financieros consolidados adjuntos relacionada con las exigencias de Patrimonio Neto Mínimo y contrapartida líquida requerida por la citada normativa.

• g. En el desempeño de nuestra función consideramos haber cumplido con nuestros deberes conforme lo prescribe la Ley General de Sociedades y el estatuto social.

Ciudad Autónoma de Buenos Aires, 26 de febrero de 2026.

Por Comisión Fiscalizadora

Dr. Juan A. Gelly y Obes

Síndico

Contador Público U.B.

C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 173 – Fº 063

Ciudad Autónoma de Buenos Aires, 27 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: 26/02/2026

Referida a: E.E.C.C. - Ejercicio Regular/ Irregular - EECC Consolidado Perteneciente a: YPF S.A.

CUIT: 30-54668997-9 Fecha de Cierre: 31/12/2025 Monto total del Activo: $42.703.377.000.000,00 Intervenida por: Dr. DIEGO OCTAVIO DE VIVO

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. DIEGO OCTAVIO DE VIVO Contador Público ( Universidad de Buenos Aires ) CPCECABA T° 223 F° 190

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

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