YPF S.A. — Interim / Quarterly Report 2025

Nov 7, 2025

3T25

Webcast: 10 de noviembre de 2025 9:00 am ET / 11:00 am BAT

Hace click acá

==> picture [596 x 275] intentionally omitted <==

CENTRO DE INVERSORES

https://investors.ypf.com

==> picture [53 x 10] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

EQUIPO RI
----- End of picture text -----

MARGARITA CHUN – GERENTE RI

3T25

YPF

PRINCIPALES HITOS DEL 3T25

KPI	KPI	3T25	2T25	T/T Δ	3T24	A/A Δ	9M25	9M24	Δ
Financieros	Ingresos 4.643 4.641 0% 5.297 -12% EBITDA Ajustado 1.357 1.124 21% 1.366 -1% Resultado neto (198) 58 N/A 1.485 N/A Inversiones 1.017 1.160 -12% 1.353 -25% FCF (759) (365) 108% (173) 339% Deuda neta 9.595 8.833 9% 7.506 28% Ratio de apalancamiento neto(x) 2,1 1,9 9% 1,5 37%						13.892 14.542 -4% 3.726 3.815 -2% (150) 2.677 N/A 3.391 3.722 -9% (2.081) (824) 153% 9.595 7.506 28% 2,1 1,5 37%
Upstream	Producción total (Kboe/d) 523,1 545,7 -4% 558,7 -6% Crudo (Kbbl/d) 239,8 247,9 -3% 255,8 -6% Gas Natural (Mm3/d) 38,4 39,7 -3% 40,3 -5% NGL (Kbbl/d) 41,9 48,0 -13% 49,5 -15% Precio de crudo (US$/bbl) 60,0 59,5 1% 68,3 -12% Precio de gas natural (US$/MBTU) 4,3 4,1 6% 4,5 -3% Export. crudo (Kbbl/d) 38,3 43,6 -12% 41,3 -7% Producción Crudo_Shale_(Kbbl/d) 170,0 145,1 17% 125,7 35% Costos extracción (US$/boe) 8,8 12,3 -28% 16,1 -45% Costos extrac. core hub(US$/boe) 4,6 4,9 -7% 4,6 0%						540,2 541,3 0% 252,4 253,4 0% 38,5 38,5 0% 45,7 45,8 0% 62,6 69,1 -9% 3,8 3,8 -1% 39,5 33,0 20% 154,2 117,1 32% 12,2 15,1 -19% 4,7 4,2 12%
Midstream & Dw	Crudo procesado (Kbbl/d) 326,2 301,4 8% 298,3 9% Utilización refinerias (%) 97% 89% 8% 91% 6% Venta local combustibles (Km3) 3.655 3.532 3% 3.449 6% Precio neto local comb. (US$/m3) 608 641 -5% 716 -15% Combustible importado (Km3) 50 95 -48% 123 -60% EBITDA Ajustado R&M(US$/bbl) 5,9 11,9 -50% 13,1 -55%						315,2 299,5 5% 93% 91% 2% 10.591 10.370 2% 648 706 -8% 222 265 -16% 10,6 14,3 -26%

En US$ millones, salvo que se indique lo contrario. EBITDA = Resultado operativo + Depreciación de propiedad, planta y equipo + Depreciación por derecho de uso de uso de activos + Amortización de activos intangibles + Perforaciones exploratorias improductivas + (Reversión) / Deterioro de propiedad, planta y equipo. EBITDA Ajustado = EBITDA que excluye los efectos de la NIIF 16 + partidas no recurrentes. Ratio de apalancamiento neto = Deuda neta / EBITDA Ajustado de los últimos 12 meses. FCF = Flujo Neto de las Actividades Operativas menos inversiones (Actividades de inversión), M&A (Actividades de inversión), y pago de intereses y leasing (Actividades de Financiación). Combustible = gasoil + nafta. R&M es el negocio de refino y marketing, excluye petroquímica y productos agros.

El EBITDA Aj. fue US$1.357 millones (+21% t/t), impulsado por la expansión de la producción de petróleo shale, menores costos de extracción derivados de la desinversión de campos maduros, mayores ventas estacionales de gas natural, además de niveles récord de procesamiento en nuestras refinerías, compensado en parte por una leve contracción de precios locales de combustibles, ante un contexto muy volátil.

El EBITDA se mantuvo estable a/a, a pesar de la caída del 13% a/a en el precio del Brent. La baja del precio de combustibles fue casi compensada por la mayor producción de petróleo shale y menores costos de extracción, ante la menor exposición en campos maduros. Los niveles de procesamiento subieron 9% vs. 3T24.

Las inversiones fueron US$1.017 millones (-12% t/t), principalmente debido a menores costos medidos en dólares, de los cuales el 70% fue alocado al negocio no convencional, reafirmando nuestro foco en Vaca Muerta.

La producción de petróleo shale continuó registrando un crecimiento sustancial del 35% a/a , promediando 170 kbbl/d (+17% t/t), representando el 71% de la producción total de petróleo (2T25: 59% y 3T24: 49%), casi compensando por completo el declino de campos maduros. Excluyendo el efecto de la venta del bloque Aguada del Chañar, la producción de petróleo shale hubiese crecido 43% a/a.

Los costos de extracción cayeron significativamente a US$8,8/BOE (-28% t/t y -45% a/a), como resultado de la exitosa estrategia de salida de campos maduros convencionales y del aumento de la producción shale.

Los niveles de procesamiento en nuestras refinerías promediaron 326 kbbl/d, el nivel más alto desde 2009, representando un 97% de utilización de las refinerías, impulsado principalmente por un mayor procesamiento en la refinería La Plata, reconocida como Refinería del Año en Latinoamérica por LARTC.

Avances en nuestros proyectos principales:

• VMOS : (avance de construcción ~35% a Sep-25) durante el trimestre, se completaron las obras relacionadas con las rutas del oleoducto y la excavación de zanjas, en línea con el plan. Además, a principios de Nov-25 se completaron los trabajos de soldadura del oleoducto de 440 km.

• Argentina LNG : en Oct-25, YPF y ENI firmaron la decisión final de inversión técnica para la Fase 3 (~12 MTPA, ampliable a ~18 MTPA). Además, en Nov-25, ADNOC, a través de XRG, su filial de inversiones, firmó un acuerdo marco preliminar con YPF y ENI con el fin de unirse al proyecto Argentina LNG.

El flujo de caja libre fue negativo por US$759 millones en 3T25, en línea con lo esperado, explicado por el efecto extraordinario de la reciente adquisición de activos shale (US$523 millones) y el impacto de la estrategia de salida de campos maduros. Así, la deuda neta fue US$ 9.595 millones y nuestro ratio de apalancamiento neto 2,1x. Excluyendo la adquisición de los activos shale, el ratio de apalancamiento neto proforma sería 1,9x.

En el frente financiero , en Oct-25, YPF reabrió préstamo corporativo sindicado internacional por US$700 millones y también el bono internacional 2031 por US$500 millones a 8,25% de rendimiento.

Page 2/15

3T25

YPF

Buenos Aires, 7 de Noviembre, 2025 – YPF (BYMA: YPFD | NYSE: YPF[1] ). La información se basa en los EEFF, preparados según las NIIF vigentes en Argentina. La suma de partes de ciertas cifras está sujeta a redondeo. La moneda funcional de la Compañía es US$.

1. ANALISIS DE RESULTADOS CONSOLIDADOS DEL 3T25

==> picture [403 x 88] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Desglose Ingresos Consolidados 3T25 2T25 3T24 T/T ∆ A/A ∆ 9M25 9M24 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Gasoil 1.467 1.526 1.646 -3,9% -10,9% 4.514 4.873 -7,4%
Nafta 929 923 1.023 0,6% -9,1% 2.890 2.991 -3,4%
Gas natural como productores (a terceros) 523 447 514 17,2% 1,7% 1.276 1.211 5,4%
Otros 1.067 1.025 1.366 4,0% -21,9% 3.080 3.317 -7,2%
Total Mercado Local 3.986 3.922 4.549 1,6% -12,4% 11.760 12.393 -5,1%
Jet fuel 87 73 125 19,7% -30,4% 254 399 -36,4%
Granos y harinas 139 172 99 -19,0% 41,0% 444 255 73,8%
Crudo 238 254 285 -6,2% -16,5% 732 700 4,5%
Petroquímicos y otros 193 221 240 -12,7% -19,4% 703 795 -11,6%
Total Mercado Externo 657 719 748 -8,6% -12,2% 2.132 2.149 -0,8%
Total Ingresos 4.643 4.641 5.297 0,0% -12,3% 13.892 14.542 -4,5%
----- End of picture text -----

Los ingresos netos fueron US$4.643 millones, sin cambios respecto al 2T25, principalmente debido a la mayor demanda de combustibles y al pico de ventas de gas natural durante el invierno, compensado por menores precios de nafta y gasoil. Asimismo, los volúmenes de exportación de crudo Medanito subieron 14% t/t, compensado en parte por la exportación extraordinaria de crudo Escalante en el 2T25. Por último, las ventas de granos y harina cayeron en el 3T25 debido a una menor demanda estacional.

==> picture [402 x 147] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Desglose Costos Consolidados 3T25 2T25 3T24 T/T ∆ A/A ∆ 9M25 9M24 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Costo de extracción (426) (611) (827) -30,3% -48,5% (1.795) (2.238) -19,8%
Otros Upstream (184) (158) (199) 16,2% -7,7% (489) (473) 3,5%
Costos Downstream (520) (527) (572) -1,3% -9,1% (1.582) (1.570) 0,8%
Otros Midstream & Downstream (80) (71) (64) 12,2% 25,2% (206) (169) 22,1%
LNG & GI, NNEE, Corpo y Otros (146) (161) (300) -9,3% -51,2% (556) (735) -24,3%
Total Costos Operativos (1.356) (1.529) (1.962) -11,3% -30,9% (4.629) (5.184) -10,7%
Depreciaciones y Amortizaciones (836) (788) (674) 6,1% 24,0% (2.430) (1.964) 23,7%
Regalías (238) (243) (294) -1,9% -19,1% (746) (834) -10,5%
Otros (284) (312) (338) -9,1% -15,9% (915) (993) -7,9%
Total Otros Costos (1.358) (1.343) (1.306) 1,1% 4,0% (4.091) (3.791) 7,9%
Importación de combustibles (incluye jet fuel) (35) (53) (98) -33,2% -64,0% (147) (197) -25,3%
Compras de crudo a terceros (688) (442) (471) 55,9% 46,2% (1.615) (1.315) 22,9%
Compras de biocombustibles (208) (244) (233) -14,8% -10,9% (678) (698) -3,0%
Compras productos agro (226) (224) (208) 0,9% 8,3% (568) (469) 21,1%
Otras compras (221) (246) (352) -10,2% -37,3% (606) (832) -27,2%
Variación de existencias 54 (132) 157 N/A -65,6% (9) 30 N/A
Total de Compras y Variación de existencias (1.324) (1.340) (1.206) -1,2% 9,8% (3.623) (3.481) 4,1%
Otros resultados operativos, netos (48) (26) (48) 84,6% 0,0% (397) (50) 694,0%
Recupero / (Deterioro) de valor en PP&E y desvalorización de inventarios (5) 9 (21) N/A -76,2% 4 (26) N/A
Total Costos Operativos + Compras + Deterioro de Activos (4.091) (4.229) (4.543) -3,3% -9,9% (12.736) (12.532) 1,6%
----- End of picture text -----

La variación de existencias incluye el efecto precio por (US$ 4) millones en el 3T25, (US$ 96) millones en el 2T25, US$ 94 millones en el 3T24, (US$96) millones en el 9M25 y (US$64) Millones en el 9M24

Los costos operativos fueron US$1.356 millones (-11% t/t), dado el ahorro derivado de la menor exposición a campos maduros, la expansión de la eficiente producción shale y menores costos medidos en dólares, en parte compensado por mayores provisiones medioambientales no monetarias registradas en Otros costos Upstream.

El Total de Otros Costos fue US$1.358 millones (+1% t/t), explicado principalmente por una mayor depreciación y amortización relacionada con el incremento de la actividad no convencional, parcialmente compensado por la reducción de los derechos de exportación de petróleo y las regalías de los campos maduros.

Las compras y variaciones de existencias alcanzaron US$1.324 millones (-1% t/t). Las compras subieron t/t, particularmente por mayores compras de crudo a terceros, dada la menor exposición a campos maduros y los mayores niveles de procesamiento en las refinerías. Las variaciones de existencias alcanzaron un cargo positivo de US$54 millones en el 3T25 (vs. un negativo de US$132 millones en 2T25), dado por mayores compras de crudo a terceros para reponer las existencias y compensar el consumo de inventarios del 2T25.

Otros resultados operativos netos fueron pérdida de US$48 millones (vs. pérdida de US$26 millones en 2T25). En el 2T25, la provisión para pérdidas relacionadas con campos maduros fue parcialmente compensada por el resultado positivo de la venta de campos maduros y del 49% de Aguada del Chañar, así como por la revaluación de sociedades. En el 3T25, registramos una menor provisión para pérdidas de campos maduros.

1 1 ADR = 1 acción. El capital social emitido ascendió a 393.312.793 acciones a Sep-2025 (51% Gobierno Argentino; 27% NYSE y 22% ByMA).

Page 3/15

3T25

YPF

Desglose Resultado neto Cifras no auditadas, en US$ millones 3T25 A/A ∆ 3T24 2T25 T/T ∆	9M24 9M25 A/A ∆
Resultado operativo 552 412 754 34,0% -26,8%	1.156 2.010 -42,5%
Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos 32 (6) 107 N/A -70,1% Resultados financieros, netos (245) (256) (210) -4,5% 16,8%	107 263 -59,3% (746) (753) -0,9%
Resultado antes de impuestos 339 150 651 126,6% -47,9%	517 1.520 -66,0%
Impuesto a lasganancias (537) (92) 834 486,0% N/A	(667) 1.157 N/A
Resultado neto (198) 58 1.485 N/A N/A	(150) 2.677 N/A
Resultado neto antes de deterioro de activos 328 131 1.499 151,0% -78,1%	467 2.694 -82,6%

Los resultados financieros netos fueron pérdida por US$245 millones, 4,5% menor al 2T25, explicado principalmente por una disminución en la valuación a precio de mercado de los bonos soberanos dentro de la posición de caja, compensada por una menor provisión por abandono tras la salida de los campos maduros.

El impuesto a las ganancias registró un cargo negativo de US$537 millones, frente a un cargo negativo de US$92 millones en el 2T25, reflejando especialmente un aumento del impuesto a las ganancias diferido no monetario. En consecuencia, el resultado neto totalizó una pérdida de US$198 millones.

2. EBITDA AJUSTADO E INVERSIONES

2.1 RECONCILIACIÓN DEL EBITDA AJUSTADO

==> picture [403 x 127] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Reconciliación EBITDA Ajustado 3T25 2T25 3T24 T/T ∆ A/A ∆ 9M25 9M24 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Resultado neto (198) 58 1.485 N/A N/A (150) 2.677 N/A
Resultados financieros, netos 245 256 210 -4,5% 16,8% 746 753 -0,9%
Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos (32) 6 (107) N/A -70,1% (107) (263) -59,3%
Impuesto a las ganancias 537 92 (834) 486,0% N/A 667 (1.157) N/A
Perforaciones exploratorias improductivas - 1 1 N/A N/A 1 56 -98,2%
Depreciaciones y amortizaciones 836 788 674 6,1% 24,0% 2.430 1.964 23,7%
Recupero / (Deterioro) de valor en PP&E y desvalorización de inventarios 5 (9) 21 N/A -76,2% (4) 26 N/A
EBITDA 1.393 1.192 1.450 16,9% -3,9% 3.583 4.056 -11,7%
Arrendamientos (88) (82) (84) 8,4% 5,7% (255) (241) 5,8%
Provisión por optimizaciones operativas 76 30 - 150,5% N/A 106 - N/A
Resultado por venta de activos (17) (168) - -90,0% N/A (199) - N/A
Resultado por cambios en el VR de los activos mantenidos para la venta (4) 44 - -110,1% N/A 240 - N/A
Provisión por indemnizaciones 2 0 - N/A N/A 28 - N/A
Provisión para materiales y equipos obsoletos (11) 123 - N/A N/A 248 - N/A
Resultado por revaluación de sociedades 0 (45) - N/A N/A (44) - N/A
Diversos – Campos Maduros 6 29 - -79,2% N/A 19 - N/A
EBITDA Ajustado 1.357 1.124 1.366 20,8% -0,7% 3.725 3.815 -2,3%
----- End of picture text -----

2.2 EBITDA AJUSTADO E INVERSIONES POR SEGMENTO

==> picture [407 x 136] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Segmentos 3T25 2T25 T/T Δ 3T24 A/A Δ 9M25 9M24 Δ
Upstream 1.042 770 35% 784 33% 2.578 2.430 6%
Midstream & Downstream 354 439 -19% 476 -26% 1.298 1.442 -10%
LNG & GI (4) (0) 6623% 10 N/A (9) (44) -80%
NNEE 52 26 101% 91 -43% 116 122 -5%
Corporación (57) (42) 36% (53) 8% (135) (107) 26%
Eliminaciones y Otros (30) (68) -56% 58 N/A (122) (29) 329%
EBITDA ajustado 1.357 1.124 21% 1.366 -1% 3.726 3.815 -2%
Upstream 751 864 -13% 983 -24% 2.595 2.781 -7%
Midstream & Downstream 218 246 -11% 328 -33% 668 837 -20%
LNG & GI 9 14 -36% 3 171% 26 8 212%
NNEE 7 8 -7% 13 -40% 26 25 5%
Corporación 31 28 13% 26 20% 77 70 9%
Eliminaciones - - N/A - N/A - - N/A
Inversiones totales 1.017 1.160 -12% 1.353 -25% 3.391 3.722 -9%
EBITDA Aj.
Inversiones
----- End of picture text -----

Nota: EBITDA Aj. de Midstream & Dw excluye efecto precio de productos oil, el cual se incluye en Eliminaciones y Otros.

Page 4/15

3T25

YPF

3. ANÁLISIS DE RESULTADOS POR SEGMENTO

3.1 UPSTREAM

==> picture [368 x 239] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Resultados Upstream 3T25 2T25 3T24 T/T ∆ A/A ∆ 9M25 9M24 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Crudo 1.323 1.324 1.599 -0,1% -17,3% 4.294 4.726 -9,2%
Gas natural 611 541 616 12,9% -0,8% 1.546 1.480 4,4%
Otros 33 29 31 11,6% 5,6% 90 100 -10,0%
Ingresos 1.967 1.895 2.246 3,8% -12,4% 5.929 6.306 -6,0%
Depreciaciones y amortizaciones (615) (588) (475) 4,6% 29,6% (1.805) (1.397) 29,2%
Costo de extracción (426) (611) (827) -30,3% -48,5% (1.795) (2.238) -19,8%
Regalías (237) (241) (291) -1,6% -18,6% (740) (825) -10,3%
Otros costos (274) (279) (299) -1,7% -8,2% (1.117) (730) 53,0%
Rdo operativo antes de deterioro de activos 415 176 354 135,8% 17,2% 472 1.116 -57,7%
Recupero / (Deterioro) de valor en PP&E y desvalorización de inventarios - - (21) N/A N/A - (21) N/A
Resultado operativo 415 176 333 135,8% 24,6% 472 1.095 -56,9%
Depreciaciones y amortizaciones 615 588 475 4,6% 29,6% 1.805 1.397 29,2%
Perforaciones exploratorias improductivas - 1 1 N/A N/A 1 56 -98,2%
Recupero / (Deterioro) de valor en PP&E y desvalorización de inventarios - - 21 N/A N/A - 21 N/A
EBITDA 1.030 765 830 34,7% 24,1% 2.278 2.569 -11,3%
Arrendamientos (42) (51) (45) -19,2% -8,4% (142) (139) 2,3%
Provisión por optimizaciones operativas 76 30 - 150,5% N/A 106 - N/A
Resultado por venta de activos (16) (168) - -90,6% N/A (197) - N/A
Resultado por cambios en el valor razonable de los activos mantenidos - 44 - N/A N/A 244 - N/A
para la venta
Provisión por indemnizaciones 2 - - N/A N/A 28 - N/A
Provisión para materiales y equipos obsoletos (11) 123 - N/A N/A 248 - N/A
Diversos – Campos Maduros 2 29 - -92,1% 32,9% 15 - N/A
EBITDA Ajustado 1042 771 784 35,1% 32,9% 2.580 2.430 6,1%
Inversiones 751 864 983 -13,1% -23,6% 2.595 2.781 -6,7%
Cash Costs unitarios
3T25 2T25 3T24 T/T ∆ A/A ∆ 9M25 9M24 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$/boe
Costo de extracción 8,8 12,3 16,1 -28,1% -45,0% 12,2 15,1 -19,3%
Regalías y otros impuestos 6,0 6,2 7,0 -2,8% -14,4% 6,2 6,9 -9,9%
Otros costos 4,0 3,4 4,1 17,8% -1,9% 3,6 3,4 6,6%
Total Cash Costs (US$/boe) 18,8 21,8 27,1 -13,9% -30,7% 22,0 25,4 -13,3%
----- End of picture text -----

Los ingresos totalizaron US$1.967 millones (+4% t/t), principalmente impulsado por mayores ventas estacionales de gas natural (+6 % precio y +6 % volumen), junto a una mayor producción de shale, parcialmente compensado por una caída de la producción convencional.

El costo de extracción cayó a US$8,8/BOE (-28% t/t), reflejando un progreso considerable en la desinversión de campos maduros, y en la expansión de la producción de petróleo shale. Desglosando los costos de extracción por operación en 3T25, nuestra actividad no convencional promedió US$ 4,2/BOE manteniéndose estable vs. 2T25, mientras que nuestra actividad convencional fue US$ 20,8/BOE (-23% t/t), impulsada por la evolución de la desinversión en campos maduros. En cuanto al costo de extracción en nuestros bloques shale core-hub, alcanzó US$ 4,6/BOE en 3T25, cayendo 7% t/t, dado que el 2T25 se vió afectado por mayores costos de pulling y mantenimiento.

Las regalías totalizaron US$237 millones (-2% t/t), principalmente debido a una menor producción de campos maduros, compensada en parte por el aumento de la producción shale y mayores precios de gas natural.

Otros costos alcanzaron US$274 millones (-2% t/t), explicado especialmente por menores costos extraordinarios relacionados con campos maduros durante el 3T25, compensado parcialmente por resultados positivos de la venta del 49 % de Aguada del Chañar registrados en 2T25.

El EBITDA Aj. fue US$1.042 millones (+35% t/t), en su mayoría impulsado por mejores costos de extracción (salida de campos maduros y expansión de shale), mayores ventas estacionales de gas natural y, en menor medida, una caída de los costos operativos medidos en dólares.

Las inversiones contabilizaron US$751 millones, de los cuales 94% fue alocado en activos no convencionales, particularmente destinados a actividades de perforación y workover. La caída secuencial del 13% se dió como resultado de menores costos medidos en dólares.

Page 5/15

3T25

YPF

Los pozos de petróleo no convencionales registraron una vez más resultados consistentes, principalmente en actividades de enganche de pozos:

==> picture [355 x 164] intentionally omitted <==

En términos de eficiencias en nuestras operaciones no convencionales , logramos sólidos indicadores operativos en actividades de perforación y fractura. En este sentido, la velocidad de perforación promedio fue 337 metros/día en nuestros bloques core-hub (+2% t/t), y la velocidad de fractura de 279 etapas por set mensual (+8% t/t).

==> picture [380 x 180] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Upstream información operativa 3T25 2T25 3T24 T/T ∆ A/A ∆ 9M25 9M24 A/A ∆
Cifras no auditadas
Desglose producción neta
Producción Crudo (Kbbld) 239,8 247,9 255,8 -3,2% -6,3% 252,4 253,4 -0,4%
Convencional 69,0 101,7 127,7 -32,2% -46,0% 97,1 133,8 -27,4%
Shale 170,0 145,1 125,7 17,1% 35,2% 154,2 117,1 31,7%
Tight 0,9 1,0 2,5 -10,9% -64,4% 1,1 2,4 -55,0%
Producción NGL (Kbbld) 41,9 48,0 49,5 -12,7% -15,3% 45,7 45,8 -0,1%
Convencional 11,3 12,5 12,0 -10,0% -6,3% 12,2 11,0 10,5%
Shale 30,4 35,1 36,5 -13,4% -16,7% 33,1 33,7 -1,7%
Tight 0,3 0,4 1,0 -38,4% -72,9% 0,5 1,1 -58,9%
Producción Gas (Mm3d) 38,4 39,7 40,3 -3,4% -4,8% 38,5 38,5 -0,1%
Convencional 8,7 11,1 12,2 -21,0% -28,1% 10,4 12,7 -18,0%
Shale 26,3 25,0 23,4 4,9% 12,2% 24,5 20,8 17,7%
Tight 3,4 3,6 4,7 -7,1% -29,1% 3,5 5,0 -28,7%
Producción Total (Kboed) 523,1 545,7 558,7 -4,1% -6,4% 540,2 541,3 -0,2%
Convencional 135,2 183,9 216,1 -26,5% -37,4% 174,8 224,7 -22,2%
Shale 365,6 337,7 309,5 8,3% 18,2% 341,6 281,9 21,2%
Tight 22,2 24,1 33,2 -7,8% -33,0% 23,8 34,8 -31,5%
Precios promedio de realización
Crudo (USD/bbl) 60,0 59,5 68,3 0,9% -12,1% 62,6 69,1 -9,4%
Gas Natural (USD/MMBTU) 4,3 4,1 4,5 6,4% -3,0% 3,8 3,8 -1,2%
----- End of picture text -----

La producción de petróleo promedió 240 kbbl/d (-3% t/t), principalmente derivado de la menor producción convencional de campos maduros, mayormente reemplazada por la notable expansión de la producción de petróleo shale (+17% t/t), destacando la mayor producción de petróleo shale en nuestros bloques core-hub (+12%) y La Angostura Sur (+37%), entre otros. En términos interanuales, la producción de petróleo shale registró un importante crecimiento del 35%, y excluyendo el efecto de la venta del bloque Aguada del Chañar, la producción de petróleo shale hubiera aumentado 43% a/a.

La producción de gas natural cayó 3% t/t, principalmente por menor producción de campos maduros, compensada en parte por mayor producción shale, en especial en los bloques de gas húmedo La Calera y Aguada de la Arena.

La producción de NGL también cayó 13% t/t, mayormente debido a cuestiones operativas en el bloque La Calera (normalizado en octubre) y a una menor contribución de campos maduros.

Page 6/15

3T25

YPF

3.2 MIDSTREAM & DOWNSTREAM

==> picture [410 x 257] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Resultados Midstream & Downstream
3T25 2T25 3T24 T/T ∆ A/A ∆ 9M25 9M24 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Gasoil (3ros) 1.467 1.526 1.646 -3,9% -10,9% 4.514 4.873 -7,4%
Naftas (3ros) 929 923 1.023 0,6% -9,1% 2.890 2.991 -3,4%
Otros mercado local 706 611 794 15,6% -11,0% 1.958 2.060 -5,0%
Mercado externo 619 680 705 -9,0% -12,2% 2.019 2.027 -0,4%
Ingresos 3.721 3.741 4.168 -0,5% -10,7% 11.380 11.952 -4,8%
Depreciaciones y amortizaciones (185) (162) (164) 14,1% 12,8% (512) (469) 9,1%
Costos Downstream (520) (527) (572) -1,3% -9,1% (1.582) (1.570) 0,8%
Importación de combustibles (incluye jet fuel - a terceros) (35) (53) (98) -33,2% -64,0% (147) (197) -25,3%
Compras de crudo (intersegmento + a terceros) (2.012) (1.765) (2.070) 14,0% -2,8% (5.908) (6.041) -2,2%
Compras de biocombustibles (a terceros) (208) (244) (233) -14,8% -10,9% (678) (698) -3,0%
Productos agro (a terceros) (226) (224) (208) 0,9% 8,3% (568) (469) 21,1%
Variación de existencias 35 (114) 17 N/A 104,0% 25 125 -80,4%
Otros (412) (366) (544) 12,5% -24,3% (1.184) (1.477) -19,8%
Resultado operativo antes de deterioro de activos 158 286 295 -44,8% -46,4% 826 1.156 -28,5%
Recupero / (Deterioro) de valor en PP&E - - - N/A N/A - - N/A
Resultado operativo 158 286 295 -44,8% -46,4% 826 1.156 -28,5%
Depreciaciones y amortizaciones 185 162 164 14,1% 12,8% 512 469 9,1%
Recupero / (Deterioro) de valor en PP&E - - - N/A N/A - - N/A
EBITDA 343 448 459 -23,5% -25,3% 1.338 1.625 -17,7%
Arrendamientos (46) (29) (38) 58,9% 19,2% (110) (102) 7,4%
Resultado por revaluación de sociedades - (44) - N/A N/A (44) - N/A
EBITDA Ajustado 296 376 421 -21,2% -29,6% 1.184 1.523 -22,2%
Efecto precio de inventarios de productos derivados del
petróleo (58) (63) (55) -7,5% 5,0% (114) 80 N/A
EBITDA Ajustado excl. ef precio de inventarios productos oil 354 439 476 -19,2% -25,6% 1.298 1.442 -10,0%
Inversiones 218 246 328 -11,3% -33,5% 668 837 -20,2%
La variación de existencias incluye el efecto precio por (US$ 54) millones en el 3T24, (US$ 48) millones en el 3T25, (US$ 60) millones en el 2T25, (US$100) millones en 9M25 y
US$86 millones en 9M24.
----- End of picture text -----

Los Ingresos alcanzaron US$3.721 millones (-1% t/t) principalmente como resultado de menores precios locales de combustibles y de la canasta de otros productos refinados distintos a nafta y gasoil, compensado parcialmente por un aumento en los volúmenes despachados de gasoil y nafta en el mercado local, mayores exportaciones de nafta y jet fuel a países vecinos y una mayor demanda de fertilizantes en el mercado local.

Los costos Downstream totalizaron US$520 millones (-1% t/t), especialmente por caída de costos medidos en dólares y menores costos de mantenimiento, ya que el 2T25 fue afectado por el paro programado en refinería La Plata.

Las importaciones de combustible fueron de US$35 millones (-33% t/t), derivado de una mayor producción de nafta y gasoil en nuestras refinerías. Así, en el 3T25, las importaciones de combustible se mantuvieron en niveles muy bajos, representando solo 1% de las ventas totales de combustible, vs. 3% en 2T25 y 4% en 3T24.

Las compras de crudo (intersegmento + a terceros) ascendieron a US$2.012 millones (+14% t/t), impulsado por el aumento de los niveles de procesamiento, dado el récord alcanzado en el 3T25, mientras que el 2T25 se vio afectado por el paro de mantenimiento de la refinería de La Plata.

Las compras de biocombustibles descendieron 15% t/t, donde las compras de biodiésel cayeron 22% y las de bioetanol un 6%. La contracción en las compras de biodiésel fue principalmente debido a una menor mezcla en las ventas de gasoil, esta última debido a las restricciones de suministro en el mercado local, mientras que las compras de bioetanol cayeron particularmente por menores precios, compensados parcialmente por mayores volúmenes, en línea con una mayor demanda de nafta.

Las compras de productos agrícolas (+1% t/t): fueron mayormente en línea con una mayor venta de fertilizantes en el mercado local, parcialmente compensado por menores exportaciones de granos y harinas.

La variación de existencias totalizó un cargo positivo de US$35 millones (vs. un cargo negativo de US$114 millones en el 2T25), debido principalmente al aumento de las compras de crudo a terceros para reponer existencias y compensar el consumo de inventarios registrado en el 2T25.

Page 7/15

3T25

YPF

Otros costos subieron 12% t/t, especialmente dado por el resultado positivo de la revaluación del oleoducto Loma Campana – Lago Pellegrini registrado en 2T25 tras completar su adquisición, levemente compensado por menores costos medidos en dólares.

El EBITDA Aj. , excluyendo el efecto del precio de los inventarios de productos oil , fue US$354 millones (-19% t/t), especialmente como resultado de menores precios locales de combustibles, compensado en parte por mayores niveles de procesamiento y menores importaciones de combustible.

El EBITDA Aj. de Refino y Marketing , en términos unitarios , alcanzó US$5,9/bbl, por debajo del EBITDA Aj. de US$11,9/bbl registrado en 2T25.

Las inversiones fueron US$218 millones en 3T25, donde un 68% se destinó a refino, 14% a midstream (O&G), 13% a logística y 5% a otros. La baja del 11% t/t se debió principalmente a la caída de los costos medidos en dólares.

En nuestras refinerías, las inversiones se alocaron en los siguientes proyectos principales:

• Nuevas especificaciones de combustibles , para dar cumplimiento a la Resolución Nº 492/2023 de la Secretaría de Energía. En ese sentido, la construcción de una nueva unidad de hidrotratamiento de gasoil en la refinería de Luján de Cuyo continuó en progreso, esperando esté operativa en junio de 2026.

• Modernización de unidades de toppings en la refinería Luján de Cuyo. Continuamos avanzando en el reacondicionamiento de la refinería con el fin de procesar el petróleo más liviano de Vaca Muerta shale oil, esperando que esté operativa en el1S26.

En nuestra unidad de negocio midstream oil , nuestra afiliada VMOS continuó avanzando en su proyecto:

• VMOS : (progreso de construcción ~35% a Sep-25) durante el trimestre, se completaron las obras relacionadas con las rutas del oleoducto y la excavación de zanjas, en línea con el plan. Además, a principios de Nov-25 se completaron los trabajos de soldadura del oleoducto de 440 km.

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

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

• Proyecto de captación Hub Sur para ampliar la capacidad de procesamiento de gas en las plantas de tratamiento de Sierra Barrosa. La primera fase se completó en 2024, mientras que la segunda fase se espera completar en 2027.

• Proyecto de captación Hub Norte : construcción de un gasoducto conectando los bloques Narambuena y Bajo del Toro con el Complejo Industrial El Portón. La puesta en marcha temprana se espera para el 2T26, quedando plenamente operativa en 2027.

Page 8/15

3T25

YPF

==> picture [408 x 196] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Información Operativa Midstream & Downstream
3T25 2T25 3T24 T/T ∆ A/A ∆ 9M25 9M24 A/A ∆
Cifras no auditadas
Crudo procesado (Kbbld) 326,2 301,4 298,3 8,2% 9,3% 315,2 299,5 5,2%
Utilización refinerias (%) 96,5% 89,2% 90,9% 735bps 558bps 93,3% 91,3% 197bps
Capacidad nominal de 337,94 Kbbl/d desde 1T24.
Volumenes vendidos a terceros (YPF Individual)
Venta de productos refinados (Km3) 4.930 4.727 4.772 4,3% 3,3% 14.448 14.097 2,5%
Mercado local 4.513 4.328 4.294 4,3% 5,1% 13.053 12.600 3,6%
por nafta 1.501 1.413 1.421 6,3% 5,7% 4.394 4.282 2,6%
por gasoil 2.154 2.119 2.029 1,6% 6,1% 6.198 6.088 1,8%
Mercado externo 417 398 478 4,6% -12,7% 1.395 1.497 -6,8%
Venta de productos petroquímicos (Ktn) 131 145 168 -9,8% -22,3% 385 471 -18,2%
Mercado local 65 52 91 24,5% -27,9% 176 231 -23,5%
Mercado externo 65 92 78 -29,2% -15,7% 209 240 -13,1%
Venta de fertilizantes, granos y harinas (Ktn) 535 559 535 -4,2% 0,0% 1.489 1.214 22,7%
Mercado local 196 124 327 58,3% -40,0% 403 664 -39,3%
Mercado externo 339 434 208 -22,1% 62,9% 1.086 549 97,8%
Precios promedio netos
Nafta (USD/m3) (mercado local) 567 596 657 -4,8% -13,6% 601 639 -6,0%
Gasoil (USD/m3) (mercado local) 637 672 758 -5,3% -16,0% 682 755 -9,7%
Petroquímicos y Otros prod. refinados (USD/bbl) 81 72 70 11,3% 16,0% 76 71 7,0%
----- End of picture text -----

Los precios promedio netos locales de nafta y gasoil son netos de impuestos, comisiones, bonificaciones comerciales y fletes.

El crudo procesado promedió 326 kbbl/d (+8% t/t), el nivel más alto desde 2009, con una tasa de utilización del 97%, impulsado principalmente por el sólido desempeño de la refinería La Plata durante el 3T25, que procesó 196 kbbl/d (+14% t/t), mientras que el 2T25 fue afectado por paros de mantenimiento programados.

El volumen de ventas locales de combustibles alcanzó 3.655 km3, creciendo 3% t/t (+6% nafta y +2% gasoil), como resultado de una mayor participación de mercado en los segmentos minorista e industrial, ligeramente compensado por la caída estacional de las ventas de gasoil al segmento agrícola.

Los volúmenes vendidos de petroquímicos cayeron 10% t/t, principalmente por menores exportaciones de metanol, parcialmente compensado por una mayor demanda local. Los volúmenes de ventas locales de fertilizantes crecieron 64% t/t, dado especialmente el aumento de la participación de mercado y preventas. Los volúmenes de ventas de granos y harinas bajaron 22% t/t, principalmente dado por la disminución de las exportaciones estacionales, pero continuaron impulsadas por la eliminación temporal de los derechos de exportación hasta Oct-25.

Los precios promedio netos locales de combustibles medidos en dólares disminuyeron 5% t/t, especialmente debido a un escenario local muy volátil, reflejando una brecha temporal con la paridad de importación de alrededor del 10%, que comenzó a normalizarse durante el mes de octubre.

Los precios de productos petroquímicos y otros productos refinados crecieron 11% t/t, principalmente como resultado de la tendencia alcista de los precios internacionales de productos petroquímicos y de ciertos productos refinados, particularmente lubricantes y carbón.

3.3 LNG & GAS INTEGRADO

Resultados LNG & Gas Integrado Cifras no auditadas, en US$ millones 3T25 2T25 3T24 T/T ∆ A/A ∆		9M25 9M24 A/A ∆
Ventas de gas natural (IS + a terceros) 634 539 635 17,5% -0,2% Otros 28 26 18 10,8% 56,5%		1.556 1.511 3,0% 71 55 27,9%
Ingresos 662 565 653 17,2% 1,4%		1.627 1.566 3,9%
Depreciaciones y amortizaciones (2) (0) (0) 476,3% 574,6% Compras de gas natural (intersegmentos + a terceros) (624) (532) (624) 17,3% -0,1% Costos operativosyOtros (42) (33) (18) 28,4% 129,8%		(3) (1) 228,0% (1.561) (1.494) 4,5% (74) (116) -36,5%
Resultado operativo antes de deterioro de activos (6) - 10 N/A N/A		(11) (45) -75,6%
Recupero /(Deterioro)de valor en PP&E - - - N/A N/A		- - N/A
Resultado operativo (6) - 10 N/A N/A		(11) (45) -75,6%
Depreciacionesyamortizaciones 2 0 0 476,3% 574,6%		3 1 228,0%
EBITDA (4) 0 10 N/A N/A		(8) (44) -82,5%
Arrendamientos (0) (0) - -33,3% N/A		(1) - N/A
EBITDA Ajustado (4) (0) 10 6623,1% N/A		(9) (44) -79,6%
Inversiones 9 14 3 -35,7% 171,1%		26 8 212,5%

El EBITDA Aj. fue negativo por US$4 millones en 3T25, frente a un ligeramente negativo de US$0,1 millones en 2T25. Durante el 3T25, las ventas de gas natural crecieron secuencialmente como resultado de una mayor

Page 9/15

3T25

YPF

demanda estacional invernal, alineada al incremento de las compras de gas natural. Sin embargo, los costos operativos aumentaron t/t, principalmente debido al aumento de la actividad relacionada con el proyecto Argentina LNG.

Las inversiones fueron US$9 millones en 3T25, mayormente alocadas al proyecto Argentina LNG, que siguió avanzando en sus tres fases. En relación a la fase 3, en Oct-25, YPF y ENI firmaron la decisión final de inversión técnica, considerando una capacidad total de ~12 MTPA, ampliable a ~18 MTPA, y en Nov-25, ADNOC firmó un acuerdo marco preliminar con YPF y ENI, con el fin de unirse al proyecto Argentina LNG.

3.4 NUEVAS ENERGÍAS

==> picture [406 x 133] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Resultados Nuevas Energías 3T25 2T25 3T24 T/T ∆ A/A ∆ 9M25 9M24 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Ventas de gas natural retail (a terceros) 201 188 299 7,2% -32,8% 536 591 -9,3%
Otros 33 41 55 -20,4% -40,0% 119 106 12,3%
Ingresos 234 229 354 2,2% -33,9% 655 697 -6,0%
Depreciaciones y amortizaciones (9) (11) (12) -16,9% -24,2% (34) (34) -0,1%
Compras de gas natural (intersegmentos + a terceros) (105) (103) (161) 2,8% -34,4% (265) (320) -17,2%
Costos operativos y Otros (77) (101) (103) -23,9% -25,3% (274) (254) 7,6%
Resultado operativo antes de deterioro de activos 43 15 79 186,7% -45,6% 82 88 -6,8%
Recupero / (Deterioro) de valor en PP&E y desvalorización de inventarios (5) 9 - N/A N/A 4 (5) N/A
Resultado operativo 38 24 79 58,3% -51,9% 86 83 3,6%
Depreciaciones y amortizaciones 9 11 12 -16,9% -24,2% 34 34 -0,1%
Recupero / (Deterioro) de valor en PP&E y desvalorización de inventarios 5 (9) - N/A N/A (4) 5 N/A
EBITDA 52 26 91 101,3% -42,8% 116 122 -4,9%
Arrendamientos - - - N/A N/A - - N/A
EBITDA Ajustado 52 26 91 101,3% -42,8% 116 122 -4,9%
Inversiones 7 8 13 -6,7% -40,2% 26 25 4,5%
----- End of picture text -----

El EBITDA Aj. alcanzó US$52 millones, una mejora de US$27 millones vs. 2T25, atribuible mayormente a nuestra subsidiaria Metrogas, como resultado de un aumento de las ventas a clientes residenciales, alineado a una mayor demanda invernal, parcialmente compensado por menores precios medidos en dólares.

4. LIQUIDEZ Y RECURSOS DE CAPITAL

4.1 RESUMEN DE ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO

A pesar de que en el 3T25 el EBITDA Aj. superó las inversiones y el pago regular de intereses, el flujo de caja libre fue negativo por US$759 millones, principalmente debido a la adquisición de activos shale de Total Austral S.A. por US$523 millones y un capital de trabajo negativo de US$359 millones, especialmente asociado a la discontinuidad de las operaciones en nuestros campos maduros, el pago del impuesto a las ganancias en nuestras afiliadas y mayores días de cobranza de clientes de gas natural y del programa Plan Gas, que comenzó a normalizarse durante el mes de octubre.

Excluyendo la operación de adquisición de activos de Total Austral y los resultados extraordinarios relacionados con campos maduros, el flujo de caja libre proforma hubiera sido negativo por US$172 millones.

En términos de liquidez, nuestro efectivo e inversiones a corto plazo ascendió ligeramente a US$1.016 millones al cierre de septiembre de 2025 (+0,5 % t/t).

Page 10/15

3T25

YPF

==> picture [488 x 195] intentionally omitted <==

Notas:

(1) Aproximación de la evolución del flujo, resaltando números principales. Efvo y equivalentes incluye bonos soberanos argentinos y bonos del Tesoro. (2) Refiere a la adquisición de los bloques La Escalonada & Rincón la Ceniza. (3) Otros incluye principalmente efectos puntuales de campos maduros por (-13): optimizaciones operativas (-11), indemnizaciones por despido (-3), altas de activos mantenidos para la venta (-3), y +4 por cobranzas de activos mantenidos para la venta. Además, considera pagos de leasing, cobranza de dividendos y contribuciones a afiliadas. (4) Otros incluye principalmente diferencias de tipo de cambio y cobranzas netas por ventas de activos financieros.

4.2 DEUDA NETA

==> picture [317 x 120] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Desglose Deuda Neta
3T25 2T25 3T24 T/T ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Deuda corto plazo 2.653 2.252 1.832 17,8%
Deuda largo plazo 7.958 7.592 6.869 4,8%
Deuda Total 10.611 9.844 8.701 7,8%
Tasa de interés promedio para deuda US$ 6,7% 6,6% 6,5%
% deuda en USD 98,7% 99,7% 99,3%
Caja y equivalente de caja 1.016 1.011 1.195 0,5%
% de liquidez dolarizada 70,5% 67,2% 81,8%
Deuda neta 9.595 8.833 7.506 8,6%
----- End of picture text -----

Las tasas de interés promedio de la deuda en US$ se refieren a YPF de manera individual.

Al 30 de septiembre de 2025, la deuda neta consolidada de YPF fue US$9.595 millones, creciendo US$762 millones t/t. El aumento de la deuda neta resultó en un incremento del ratio de apalancamiento neto , que pasó de 1,9x en el 2T25 a 2,1x en el 3T25, principalmente debido a la financiación de los bloques de shale adquiridos a Total. Excluyendo esta operación de adquisición, el ratio de apalancamiento neto proforma hubiera sido 1,9x.

En términos de financiamiento , durante el 3T25 YPF emitió tres nuevos bonos en el mercado local:

• 1) Bono US$-MEP por US$250 millones, con un plazo de 2 años al 7,5% de tasa.

• 2) Bono US$-MEP por US$51 millones con un plazo de 3 años al 7,5% de tasa.

• 3) Bono US$-Cable por US$225 millones con un plazo de 5 años (emisión inicial de US$167 millones al 8,75% de tasa, seguido de una reapertura de US$58 millones con un rendimiento del 8,25%)

Además, al cierre de septiembre, YPF obtuvo un préstamo puente internacional por US$300 millones que, junto con las emisiones US$-Cable, permitieron financiar la reciente adquisición de los activos shale de Total.

Luego del 3T25, emitimos un bono US$-MEP en el mercado local por US$99 millones, con plazo de 15 meses al 6%. Además, en Oct-25, reabrimos el mercado de préstamos sindicados internacional garantizado por exportaciones por US$700 millones con 10 bancos internacionales. El préstamo tiene un plazo de 3 años y se estructuró como estrategia de prefinanciación para refinanciar los vencimientos locales del 1T26. Por último, a fines de Oct-25, volvimos exitosamente al mercado internacional al reabrir nuestro bono internacional 2031 por US$500 millones con un rendimiento del 8,25%. Los fondos se destinarán al reembolso total del préstamo para la adquisición de los activos shale de Total y para financiar el plan de inversiones de YPF.

Page 11/15

3T25

YPF

Adicionalmente, en Jul-25, la agencia Moody's subió la calificación crediticia de YPF, tras la mejora de las calificaciones soberanas, de Caa1 a B2, manteniendo una perspectiva estable.

En cuanto a nuestro perfil de vencimientos , para el último trimestre de 2025, la Compañía afronta US$479 millones de vencimientos manejables, en su mayoría locales: US$365 millones de financiamientos de comercio exterior de corto plazo con bancos locales; US$60 millones de amortizaciones de bonos garantizados por exportaciones; y US$54 millones de préstamos con bancos locales. Además, la Compañía decidió amortizar íntegramente en Nov-25 las dos últimas amortizaciones del bono garantizado con vencimiento en 2026 (por un total de US$120 millones).

El siguiente gráfico muestra el perfil de vencimientos de la deuda consolidada al 30 de septiembre de 2025:

==> picture [424 x 138] intentionally omitted <==

Page 12/15

3T25

YPF

5. TABLAS

5.1 BALANCE CONSOLIDADO

Balance General Consolidado
Cifras no auditadas en US$ millones	30-Sep-25	31-Dec-24
Activo No Corriente Activos intangibles Propiedades, planta y equipo Activos por derecho de uso Inversiones en asociadas y negocios conjuntos Activos por impuesto diferido, netos Otros créditos Créditospor ventas	1.056 491 19.627 18.736 588 743 1.917 1.960 4 330 774 337 1 1
Total del Activo No Corriente	23.967 22.598
Activo Corriente Activos mantenidos para la venta Inventarios Activos de contratos Otros créditos Créditos por ventas Inversiones en activos financieros Efectivoyequivalentes de efectivo	489 1.537 1.529 1.546 7 30 671 552 1.890 1.620 217 390 799 1.118
Total del Activo Corriente	5.602 6.793
Total del Activo	29.569 29.391
Total Patrimonio Neto	11.634 11.870
Pasivo No Corriente Provisiones Pasivos por impuesto diferido, netos Pasivos de contratos Impuesto a las ganancias a pagar Remuneraciones y cargas sociales Pasivos por arrendamientos Préstamos Otros pasivos Cuentasporpagar	1.123 1.084 389 90 166 114 1 2 26 34 314 406 7.958 7.035 452 74 6 6
Total del Pasivo No Corriente	10.435 8.845
Pasivo Corriente Pasivos asociados con activos mantenidos para la venta Provisiones Pasivos de contratos Impuesto a las ganancias a pagar Cargas fiscales Remuneraciones y cargas sociales Pasivos por arrendamientos Préstamos Otros pasivos Cuentasporpagar	914 2.136 132 116 117 73 20 126 248 247 326 412 311 370 2.653 1.907 372 410 2.407 2.879
Total del Pasivo Corriente	7.500 8.676
Total del Pasivo	17.935 17.521
Total del Pasivoy Patrimonio Neto	29.569 29.391

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

Page 13/15

3T25

YPF

5.2 ESTADO DE RESULTADOS CONSOLIDADO

==> picture [410 x 173] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Estado de Resultados 3T25 2T25 3T24 T/T ∆ A/A ∆ 9M25 9M24 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Ingresos 4.643 4.641 5.297 0,0% -12,3% 13.892 14.542 -4,5%
Costos (3.319) (3.468) (3.678) -4,3% -9,8% # (10.116) (10.154) -0,4%
Resultado bruto 1.324 1.173 1.619 12,9% -18,2% 3.776 4.388 -13,9%
Gastos de comercialización (495) (535) (552) -7,5% -10,3% # (1.558) (1.596) -2,4%
Gastos de administración (207) (188) (224) 10,1% -7,6% # (601) (575) 4,5%
Gastos de exploración (17) (21) (20) -19,0% -15,0% # (68) (131) -48,1%
Recupero / (Deterioro) de valor en PP&E y desvalorización de inventarios (5) 9 (21) N/A -76,2% # 4 (26) N/A
Otros resultados operativos, netos (48) (26) (48) 84,6% 0,0% # (397) (50) 694,0%
Resultado operativo 552 412 754 34,0% -26,8% 1.156 2.010 -42,5%
Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos 32 (6) 107 N/A -70,1% # 107 263 -59,3%
Ingresos financieros 28 28 19 0,0% 47,4% 72 87 -17,2%
Costos financieros (257) (279) (267) -7,9% -3,7% (821) (911) -9,9%
Otros resultados financieros (16) (5) 38 197,4% N/A 3 71 -95,8%
Resultados financieros, netos (245) (256) (210) -4,5% 16,8% # (746) (753) -0,9%
Resultado antes de impuesto a las ganancias 339 150 651 126,6% -47,9% 517 1.520 -66,0%
Impuesto a las ganancias (537) (92) 834 486,0% N/A # (667) 1.157 N/A
Resultado neto del período (198) 58 1.485 N/A N/A (150) 2.677 N/A
Resultado neto atribuible a accionistas de la controlante (206) 50 1.470 N/A N/A # (172) 2.638 N/A
Resultado neto atribuible al interés no controlante 8 8 15 0,0% -46,7% # 22 39 -43,6%
Resultado neto por acción atribuible a los accionistas de la controlante (básico y diluido) (0,53) 0,13 3,75 N/A N/A (0,44) 6,73 N/A
----- End of picture text -----

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

5.3 RESUMEN DE ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO

==> picture [410 x 106] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Resumen consolidado Flujo de Efectivo
3T25 2T25 3T24 T/T ∆ A/A ∆ 9M25 9M24 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Efectivo al inicio del ejercicio 774 938 1.041 -17,5% -25,6% 1.118 1.123 -0,4%
Flujo neto de efectivo de las actividades operativas 1.225 1.146 1.695 6,9% -27,7% 3.221 4.206 -23,4%
Flujo neto de efectivo de las actividades de inversión (1.662) (1.258) (1.439) 32,1% 15,5% (4.303) (4.111) 4,7%
Flujo neto de efectivo de las actividades de financiación 497 20 (398) 2385,0% N/A 871 (292) N/A
Ajustes de conversión & otros (35) (72) (22) -51,4% 61,8% (108) (49) 122,1%
Efectivo al cierre del período 799 774 877 3,2% -8,9% 799 877 -8,9%
Inversiones en activos financieros 217 237 318 -8,4% -31,8% 217 318 -31,8%
Caja + inversiones corrientes al cierre 1.016 1.011 1.195 0,5% -15,0% 1.016 1.195 -15,0%
FCF (759) (365) (173) 107,9% 338,7% (2.081) (824) 152,5%
----- End of picture text -----

FCF = Flujo Neto de las Actividades Operativas menos capex (Actividades de Inversión), M&A (Actividades de Inversión), y pago de intereses y leasings (Actividades de Financiación).

6. ACERCA DE YPF

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

7. DISCLAIMER

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

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

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

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

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

Page 14/15

3T25

YPF

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

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

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

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

Page 15/15