YPF S.A. — Interim / Quarterly Report 2025

Aug 7, 2025

2T25

Webcast: 8 de agosto de 2025 9:00 am ET / 10:00 am BAT

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CENTRO DE INVERSORES

https://investors.ypf.com

EQUIPO RI

MARGARITA CHUN – GERENTE R I

2T25

YPF

PRINCIPALES HITOS DEL 2T25

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KPI 2T25 1T25 T/T Δ 2T24 A/A Δ 1S25 1S24 Δ
Ingresos 4.641 4.608 1% 4.935 -6% 9.249 9.245 0%
EBITDA Ajustado 1.124 1.245 -10% 1.204 -7% 2.369 2.449 -3%
Resultado neto 58 (10) N/A 535 -89% 48 1.192 -96%
Inversiones 1.160 1.214 -5% 1.200 -3% 2.374 2.369 0%
FCF (365) (957) -62% (257) 42% (1.322) (651) 103%
Deuda neta 8.833 8.336 6% 7.457 18% 8.833 7.457 18%
Ratio de apalancamiento neto (x) 1,9 1,8 8% 1,7 15% 1,9 1,7 15%
Producción total (Kboe/d) 545,7 552,1 -1% 539,0 1% 548,9 532,5 3%
Crudo (Kbbl/d) 247,9 269,9 -8% 248,8 0% 258,8 252,1 3%
Gas Natural (Mm3/d) 39,7 37,3 6% 38,8 2% 38,5 37,6 3%
NGL (Kbbl/d) 48,0 47,3 2% 46,1 4% 47,7 43,9 8%
Precio de crudo (US$/bbl) 59,5 67,9 -12% 70,8 -16% 63,9 69,5 -8%
Precio de gas natural (US$/MBTU) 4,1 3,0 38% 4,0 2% 3,5 3,5 0%
Export. crudo medanito (Kbbl/d) 43,6 36,4 20% 30,4 43% 40,0 28,8 39%
Producción Crudo Shale (Kbbl/d) 145,1 147,3 -1% 113,3 28% 146,2 112,8 30%
Costos extracción (US$/boe) 12,3 15,3 -19% 16,2 -24% 13,8 14,6 -5%
Costos extrac. core hub (US$/boe) 4,9 4,6 7% 4,7 5% 4,8 4,0 20%
Crudo procesado (Kbbl/d) 301,4 318,0 -5% 299,2 1% 309,6 300,1 3%
Utilización refinerias (%) 89% 94% -5% 89% 1% 92% 89% 3%
Venta local combustibles (Km3) 3.532 3.405 4% 3.431 3% 6.937 6.920 0%
Precio neto local comb. (US$/m3) 641 697 -8% 711 -10% 697 701 -1%
Combustible importado (Km3) 95 78 22% - N/A 173 142 22%
EBITDA Ajustado R&M (US$/bbl) 11,9 14,3 -17% 11,4 4% 14,3 14,9 -4%
Financieros
Upstream
Midstream & Dw
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En US$ millones, salvo que se indique lo contrario. EBITDA = Resultado operativo + Depreciación de propiedad, planta y equipo + Depreciación por derecho de uso de uso de activos + Amortización de activos intangibles + Perforaciones exploratorias improductivas + (Reversión) / Deterioro de propiedad, planta y equipo. EBITDA Ajustado = EBITDA que excluye los efectos de la NIIF 16 + partidas no recurrentes. Ratio de apalancamiento neto = Deuda neta / EBITDA Ajustado de los últimos 12 meses. FCF = Flujo Neto de las Actividades Operativas menos inversiones (Actividades de inversión), M&A (Actividades de inversión), y pago de intereses y leasing (Actividades de Financiación). Combustible = gasoil + nafta. R&M es el negocio de refino y marketing, excluye petroquímica y productos agros.

El EBITDA Aj. fue US$1.124 millones (-10 % t/t), principalmente por contracción del Brent, que afectó a los precios de combustibles y otros refinados, además del valor de inventarios (pero también bajaron costos unitarios de compras de petróleo a terceros), y en menor medida, menor participación en el bloque Aguada del Chañar (shale oil, 100%→51%) desde Abr-25. Dichos efectos fueron parcialmente compensados por menor costo de extracción debido a menor exposición a campos maduros, y mayores ventas estacionales de gas.

El -7% a/a en EBITDA Aj. fue principalmente por menores precios de combustibles, compensados parcialmente por expansión del shale y costos de extracción convencional aún mejores. Además, 2T24 fue afectado por condiciones climáticas adversas en la Patagonia.

Excluyendo campos maduros, el EBITDA ajustado del 2T25 hubiera ascendido a US$1.250 millones .

Las inversiones fueron US$1.160 millones (-5% t/t y -3% a/a). El 71 % del CAPEX fue no convencional (principalmente shale), lo cual acentúa una vez más nuestro foco en el desarrollo de Vaca Muerta.

La producción de petróleo shale promedió 145 kbbl/d (-1% t/t y +28% a/a), representando 59 % del total de petróleo (1T25: 55% y 2T24: 46%). Incluso luego de reducir la participación en Aguada del Chañar, el nivel de producción fue estable t/t por el crecimiento en La Angostura Sur I (Hub-Sur). Además, en línea con nuestro Plan 4x4, firmamos recientemente un acuerdo vinculante para adquirir 45% de los bloques La Escalonada y Rincón La Ceniza (ubicados en el área con mayor potencial en las ventanas de petróleo y condensado del Norte de Vaca Muerta) de Total Austral S.A. por US$500 millones, sujeto a ciertas condiciones y ajustes.

Las exportaciones de petróleo fueron 44 kbbl/d, siendo +20% t/t por exportaciones extraordinarias del petróleo pesado Escalante (dado que la refinería La Plata estuvo en mantenimiento programado), mientras que a/a crecieron un +43%, impulsado también por la expansión del petróleo shale.

Avances en nuestros proyectos principales:

• Programa Salida de Campos Maduros , desde la publicación de resultados 1T25, hubo avances notables:

• ✓ Andes Fase I: (28 bloques: 24 transferidos y 4 en etapa final) transferimos 6 bloques en el Clúster Mendoza Sur, 4 en Neuquén Norte y 3 en Neuquén Sur. Además, pasamos a etapa final en 4 bloques: 3 en Clúster Chubut No Operado y 1 en Señal Picada – Punta Barda.

• ✓ Reversión de Campos Maduros: (20 bloques: 11 revertidos y 9 en progreso) revertimos 10 bloques en el Clúster Santa Cruz y 1 bloque en Restinga Alí (provincia de Chubut)

• ✓ Andes Fase II: (nuevo) se lanzó añadiendo 16 bloques convencionales de calidad, 6 en Salta, 8 en Mendoza, 1 en Río negro y 1 en Chubut. Es importante destacar la excelente producción terciaria en los Clústeres Manantiales Behr (Chubut) y Chachahuen (Mendoza).

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2T25

YPF

• VMOS, oleoducto para exportación (~550 kbbl/d en 1S27, ~US$3 mil millones de CAPEX, participación de YPF: ~25%): el vehículo (SPV) firmó un préstamo sindicado por US$2 mil millones a SOFR+5,5% en Jul-25 para financiar ~70% del CAPEX, reabriendo Project Finance en Argentina. Avance en la construcción: 23% (Jul-25), se completaron los trabajos de soldadura para ~120 km (Allen – 1° estación de bombeo).

• Argentina LNG : Fase 3 (~12 MTPA), en Jun-25 se firmó un acuerdo con Eni (nuestro socio estratégico) un acuerdo de términos generales “ Heads of Agreement ”. Asimismo, en Ago-25, SESA (participación accionaria YPF: 25%), la SPV de Argentina LNG 1, obtuvo la aprobación de la Decisión Final de Inversión (FID) para el Bareboat Charter Agreement por 20 años del segundo buque FLNG MK II (3.5 MTPA, habilitación estimada en 2028), y considerando el primer buque (2.45 MTPA, habilitación estimada en 2027), la capacidad total ascienda a 5.95 MTPA.

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

1. ANÁLISIS DE RESULTADOS CONSOLIDADOS DEL 2T25

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Desglose Ingresos Consolidados 2T25 1T25 2T24 T/T ∆ A/A ∆ 1S25 1S24 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Gasoil 1.526 1.521 1.672 0,4% -8,7% 3.047 3.227 -5,6%
Nafta 923 1.037 946 -10,9% -2,4% 1.960 1.968 -0,4%
Gas natural como productores (a terceros) 447 306 419 45,9% 6,6% 753 697 8,0%
Otros 1.025 988 1.160 3,8% -11,6% 2.014 1.951 3,2%
Total Mercado Local 3.922 3.852 4.197 1,8% -6,6% 7.774 7.844 -0,9%
Jet fuel 73 94 120 -22,7% -39,3% 167 274 -39,1%
Granos y harinas 172 133 130 28,8% 32,4% 305 157 94,4%
Crudo 254 240 226 5,7% 12,1% 494 415 18,9%
Petroquímicos y otros 221 289 262 -23,4% -15,6% 510 556 -8,3%
Total Mercado Externo 719 756 738 -4,9% -2,5% 1.475 1.401 5,2%
Total Ingresos 4.641 4.608 4.935 0,7% -6,0% 9.249 9.245 0,0%
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Los ingresos netos fueron US$4.641 millones (+1% t/t), principalmente por mayor demanda estacional de gas y gasoil, además del aumento de exportaciones de petróleo (especialmente Escalante) y granos y harinas (impulsado por menores aranceles de exportación). Dichos efectos fueron parcialmente compensados por el impacto de la contracción del Brent en nuestros productos refinados, en particular combustibles locales, así como por la menor demanda estacional de nafta.

Desglose Costos Consolidados Cifras no auditadas, en US$ millones 2T25 A/A ∆ T/T ∆ 2T24 1T25	A/A ∆ 1S24 1S25
Costo de extracción (611) (758) (793) -19,3% -22,9% Otros Upstream (157) (147) (162) 6,9% -2,9% Costos Downstream (527) (535) (559) -1,4% -5,6% Otros Midstream & Downstream (71) (55) (57) 28,3% 24,3% LNG & GI, NNEE, CorpoyOtros (162) (249) (271) -34,9% -40,1%	(1.369) (1.410) -2,9% (304) (274) 11,2% (1.062) (997) 6,5% (126) (105) 20,3% (411) (435) -5,5%
Total Costos Operativos (1.529) (1.744) (1.842) -12,3% -17,0%	(3.273) (3.222) 1,6%
Depreciaciones y Amortizaciones (788) (806) (638) -2,2% 23,5% Regalías (243) (265) (282) -8,5% -13,8% Otros (312) (319) (383) -2,0% -18,5%	(1.594) (1.290) 23,6% (508) (540) -5,8% (631) (655) -3,7%
Total Otros Costos (1.343) (1.390) (1.303) -3,4% 3,1%	(2.733) (2.485) 10,0%
Importación de combustibles (incluye jet fuel) (53) (59) 0 -10,1% N/A Compras de crudo a terceros (442) (485) (469) -9,0% -5,9% Compras de biocombustibles (244) (226) (224) 8,2% 9,2% Compras productos agro (224) (119) (190) 88,4% 17,6% Otras compras (246) (139) (302) 76,2% -18,7% Variación de existencias (132) 69 (2) N/A 6500,0%	(112) (99) 13,2% (927) (844) 9,9% (470) (465) 1,0% (342) (261) 31,3% (385) (480) -19,7% (63) (127) -50,4%
Total de Comprasy Variación de existencias (1.340) (959) (1.187) 39,7% 12,9%	(2.299) (2.275) 1,1%
Otros resultados operativos, netos (26) (323) (8) -92,0% 225,0% Recupero /(Deterioro)de valor en PP&E 9 - (5) N/A N/A	(349) (2) 17350,0% 9 (5) N/A
Total Costos Operativos + Compras + Deterioro de Activos (4.229) (4.416) (4.345) -4,2% -2,7%	(8.645) (7.989) 8,2%

La variación de existencias incluye el efecto precio por (US$ 96) millones en el 2T25, US$ 5 millones en el 1T25, US$ 12 millones en el 2T24, (US$91) millones en el 1S25 y (US$157) Millones en el 1S24

Los costos operativos fueron US$1.529 millones (-12% t/t), principalmente por ahorros asociados a menor exposición a campos maduros y reducción de OPEX de bloques restantes. El Total de Otros Costos fue US$1.343 millones (-3 % t/t), principalmente por menores regalías (precio de petróleo bajo y menor producción convencional, parcialmente compensado por mayores ventas estacionales de gas), como también por la disminución de depreciaciones y amortizaciones en el segmento upstream.

Las compras y variaciones de existencias fueron US$1.340 millones (+40% t/t). Las compras aumentaron t/t, impulsadas por compras estacionales de productos agrícolas y gas natural, compensadas en parte por la disminución de compras de petróleo a terceros (como resultado de un menor costo unitario por la contracción

1 1 ADR = 1 acción. El capital social emitido ascendió a 393.312.793 acciones a Jun-2025 (51% Gobierno Argentino; 29% NYSE y 20% ByMA).

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2T25

YPF

en Brent). Las variaciones de existencias fueron un valor negativo de US$132 millones en 2T25 (frente a un valor positivo de US$69 millones en 1T25), principalmente por la reducción de precios, que dio lugar a un menor costo de reposición de nuestras existencias.

Otros resultados operativos netos fueron una pérdida de US$26 millones (frente a una pérdida de US$323 millones en 1T25), principalmente por costos extraordinarios de campos maduros en 1T25, y en menor medida, resultados positivos por revaluación de empresas y venta del 49% de Aguada del Chañar en 2T25.

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Desglose Resultado neto 2T25 1T25 2T24 T/T ∆ A/A ∆ 1S25 1S24 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Resultado operativo 412 192 590 114,6% -30,2% 604 1.256 -51,9%
Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos (6) 81 27 N/A N/A 75 156 -51,9%
Resultados financieros, netos (287) (256) (161) 12,1% 78,3% (543) (420) 29,3%
Resultado antes de impuestos 119 17 456 600,0% -73,9% 136 992 -86,3%
Impuesto a las ganancias -61 (27) 79 125,9% N/A (88) 200 N/A
Resultado neto 58 (10) 535 N/A -89,2% 48 1.192 -96,0%
Resultado neto antes de deterioro de activos 52 (10) 538 N/A -90,3% 42 1.195 -96,5%
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Los resultados financieros netos fueron pérdida de US$287 millones (frente a pérdida de US$256 millones en 1T25), principalmente por la actualización de pasivos y menores tasas de intereses locales. El impuesto a las ganancias registró un cargo de US$61 millones (frente a un cargo de US$27 millones en 1T25), debido a un aumento de las deudas fiscales a pagar en el futuro. En consecuencia, el resultado neto totalizó una ganancia de US$58 millones (frente a una pérdida de US$10 millones en 1T25).

2. EBITDA AJUSTADO E INVERSIONES

2.1 RECONCILIACIÓN DEL EBITDA AJUSTADO

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Reconciliación EBITDA Ajustado 2T25 1T25 2T24 T/T ∆ A/A ∆ 1S25 1S24 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Resultado neto 58 (10) 535 N/A -89,2% 48 1.192 -96,0%
Resultados financieros, netos 287 256 161 12,1% 78,3% 543 420 29,3%
Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos 6 (81) (27) N/A N/A (75) (156) -51,9%
Impuesto a las ganancias 61 27 (79) 125,9% N/A 88 (200) N/A
Perforaciones exploratorias improductivas 1 - 49 N/A -98,0% 1 55 -98,2%
Depreciaciones y amortizaciones 788 806 638 -2,2% 23,5% 1.594 1.290 23,6%
Recupero / (Deterioro) de valor en PP&E (9) - 5 N/A N/A (9) 5 N/A
EBITDA 1.192 998 1.282 19,4% -7,0% 2.190 2.606 -16,0%
Arrendamientos (82) (85) (78) -4,0% 4,3% (167) (157) 5,8%
Provisión por optimizaciones operativas 30 - - N/A N/A 30 - N/A
Resultado por venta de activos (168) (14) - 1120,3% N/A (182) - N/A
Resultado por cambios en el VR de los activos mantenidos para la venta 44 200 - -78,0% N/A 244 - N/A
Provisión por indemnizaciones 0 26 - -100,0% N/A 26 - N/A
Provisión para materiales y equipos obsoletos 123 136 - -9,5% N/A 259 - N/A
Resultado por adquisición y revaluación de sociedades (45) - - N/A N/A (45) - N/A
Diversos – Campos Maduros 29 (16) - N/A N/A 13 - N/A
EBITDA Ajustado 1.124 1.245 1.204 -9,7% -6,7% 2.368 2.449 -3,3%
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2.2 EBITDA AJUSTADO E INVERSIONES POR SEGMENTO

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Segmentos 2T25 1T25 T/T Δ 2T24 A/A Δ 1S25 1S24 Δ
Upstream 770 766 1% 815 -6% 1.537 1.646 -7%
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Segmentos	Segmentos	2T25	1T25	T/T Δ	2T24	A/A Δ	1S25	1S24	Δ
	Upstream	770 766 1% 815 -6%					1.537 1.646 -7%
EBITDA Aj.	Midstream & Downstream LNG & GI NNEE Corporación EliminacionesyOtros	439 504 -13% 390 12% (0) (5) -99% (22) -100% 26 38 -32% 45 -43% (42) (36) 18% (47) -11% (68) (24) 187% 22 N/A					943 966 -2% (5) (54) -91% 64 31 106% (78) (54) 43% (92) (86) 7% 2.369 2.449 -3% 1.843 1.798 3% 450 509 -12% 17 5 240% 19 12 50% 46 45 2% - - N/A
	EBITDA ajustado	1.124 1.245 -10% 1.204 -7%
Inversiones	Upstream Midstream & Downstream LNG & GI NNEE Corporación Eliminaciones	864 979 -12% 863 0% 246 204 20% 305 -19% 14 3 367% 5 205% 8 10 -23% 7 9% 28 18 54% 20 39% - - N/A - N/A
	Inversiones totales	1.160 1.214 -5% 1.200 -3%					2.374 2.369 0%

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

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2T25

YPF

3. ANÁLISIS DE RESULTADOS POR SEGMENTO

3.1 UPSTREAM

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Resultados Upstream 2T25 1T25 2T24 T/T ∆ A/A ∆ 1S25 1S24 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Crudo 1.325 1.646 1.568 -19,5% -15,5% 2.971 3.127 -5,0%
Gas natural 541 394 510 37,5% 6,0% 935 864 8,1%
Otros 29 27 35 7,1% -15,6% 57 68 -17,5%
Ingresos 1.895 2.067 2.113 -8,3% -10,3% 3.962 4.060 -2,4%
Depreciaciones y amortizaciones (588) (602) (449) -2,4% 30,9% (1.190) (922) 29,0%
Costo de extracción (611) (758) (793) -19,3% -22,9% (1.369) (1.410) -2,9%
Regalías (241) (262) (279) -8,1% -13,5% (503) (534) -5,7%
Otros costos (279) (564) (230) -50,5% 21,2% (843) (431) 95,3%
Rdo operativo antes de deterioro de activos 176 (119) 362 N/A -51,4% 57 762 -92,5%
Recupero / (Deterioro) de valor en PP&E - - - N/A N/A - - N/A
Resultado operativo 176 (119) 362 N/A -51,4% 57 762 -92,5%
Depreciaciones y amortizaciones 588 602 449 -2,4% 30,9% 1.190 922 29,0%
Perforaciones exploratorias improductivas 1 - 49 N/A -98,0% 1 55 -98,2%
Recupero / (Deterioro) de valor en PP&E - - - N/A N/A - - N/A
EBITDA 765 483 860 58,2% -11,1% 1.248 1.739 -28,2%
Arrendamientos (51) (49) (44) 5,5% 16,1% (100) (93) 7,4%
Provisión por optimizaciones operativas 30 - - N/A N/A 30 - N/A
Resultado por venta de activos (168) (14) - 1120,3% N/A (182) - N/A
Resultado por cambios en el valor razonable de los activos 44 200 - -78,0% N/A 244 - N/A
mantenidos para la venta
Provisión por indemnizaciones - 26 - N/A N/A 26 - N/A
Provisión para materiales y equipos obsoletos 123 136 - -9,5% N/A 259 - N/A
Diversos – Campos Maduros 29 (16) - N/A -5,5% 13 - N/A
EBITDA Ajustado 771 766 816 0,6% -5,5% 1.538 1.646 -6,6%
Inversiones 864 979 863 -11,7% 0,1% 1.843 1.798 2,5%
Cash Costs unitarios
2T25 1T25 2T24 T/T ∆ A/A ∆ 1S25 1S24 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$/boe
Costo de extracción 12,3 15,3 16,2 -19,3% -23,9% 13,8 14,6 -5,3%
Regalías y otros impuestos 6,2 6,6 7,2 -6,8% -14,0% 6,4 6,9 -7,6%
Otros costos 3,4 3,4 3,5 -0,8% -3,1% 3,4 3,0 13,2%
Total Cash Costs (US$/boe) 21,8 25,3 26,8 -13,5% -18,5% 23,6 24,4 -3,5%
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Los ingresos totalizaron US$1.895 millones (-8% t/t), principalmente por menor precio de petróleo asociado a la contracción del Brent y disminución de producción de petróleo convencional (por más desinversión de campos maduros), compensadas en parte por mayor venta estacional de gas (impulsada también por la expansión del shale gas).

Costo de extracción disminuyó a US$12,3/BOE (-19% t/t), principalmente por la venta de campos maduros. Convencional fue US$26,8/BOE (-12% t/t) y no convencional de US$4,1/BOE (-22% t/t, impulsado por la productividad en los bloques La Calera, ventana de condensado, y Lindero Atravesado, Hub-Sur). Excluyendo campos maduros, el costo de extracción total hubiera sido alrededor de US$7,5/BOE.

En cuanto al costo de extracción en nuestros bloques shale core hub (al 100% de participación), a pesar del aumento secuencial (+7% t/t), registró un nivel competitivo de US$4,9/BOE debido principalmente al incremento de los costos de pulling y mantenimiento.

Las regalías y otros impuestos promediaron US$6,2/BOE (-7 % t/t), principalmente por menores precios de petróleo, compensados en parte por mayores precios de gas.

Otros costos fueron US$279 millones (-51% t/t), principalmente por los costos extraordinarios de campos maduros mencionados anteriormente, parcialmente compensados por el resultado positivo de la venta del 49% de Aguada del Chañar.

El EBITDA Aj. fue US$771 millones (+1% t/t). A pesar de la volatilidad del Brent que redujo los precios del petróleo, se vio impulsado principalmente por mayores ventas estacionales de gas y mejor costo de extracción gracias a la exposición reducida en campos maduros.

Las inversiones fueron US$864 millones (-12% t/t). A pesar de reducir nuestra participación en Aguada del Chañar en 2T25, más del 95% de las inversiones se destinaron a activos no convencionales (versus 93% en 1T25), principalmente en actividades de perforación y workover .

Los pozos petrolíferos horizontales no convencionales volvieron a registrar excelentes resultados, particularmente en actividades de enganche de pozos: (n° de pozos de petróleo)

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2T25

YPF

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Nota: (1) 1S25 acumulado 95 operado y 10 no operado

En términos de eficiencia en nuestras operaciones no convencionales , alcanzamos nuevos récords alineados con los objetivos fijados para el año 2025. En este sentido, logramos una velocidad de perforación promedio de 331 metros/día en nuestros bloques core hub (+9% t/t) y una velocidad de fractura promedio de 259 etapas por set mensual (+10% t/t).

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Upstream información operativa 2T25 1T25 2T24 T/T ∆ A/A ∆ 1S25 1S24 A/A ∆
Cifras no auditadas
Desglose producción neta
Producción Crudo (Kbbld) 247,9 269,9 248,8 -8,2% -0,4% 258,8 252,1 2,7%
Convencional 101,7 121,2 133,1 -16,1% -23,6% 111,4 137,0 -18,7%
Shale 145,1 147,3 113,3 -1,5% 28,1% 146,2 112,8 29,6%
Tight 1,0 1,4 2,4 -26,4% -58,5% 1,2 2,3 -49,8%
Producción NGL (Kbbld) 48,0 47,3 46,1 1,5% 4,2% 47,7 43,9 8,5%
Convencional 12,5 12,8 10,4 -2,4% 20,1% 12,7 10,5 20,3%
Shale 35,1 33,8 34,5 3,9% 1,8% 34,5 32,2 6,9%
Tight 0,4 0,7 1,2 -39,9% -64,2% 0,6 1,2 -53,3%
Producción Gas (Mm3d) 39,7 37,3 38,8 6,4% 2,3% 38,5 37,6 2,5%
Convencional 11,1 11,4 12,8 -3,2% -13,7% 11,3 13,0 -13,2%
Shale 25,0 22,2 21,0 12,7% 19,0% 23,6 19,5 21,0%
Tight 3,6 3,7 4,9 -1,9% -27,0% 3,6 5,1 -28,5%
Producción Total (Kboed) 545,7 552,1 539,0 -1,2% 1,2% 548,9 532,5 3,1%
Convencional 183,9 206,0 224,2 -10,7% -18,0% 194,9 229,0 -14,9%
Shale 337,7 320,9 280,1 5,2% 20,6% 329,4 267,9 22,9%
Tight 24,1 25,2 34,6 -4,3% -30,4% 24,6 35,6 -30,8%
Precios promedio de realización
Crudo (USD/bbl) 59,5 67,9 70,8 -12,4% -16,0% 63,9 69,5 -8,2%
Gas Natural (USD/MMBTU) 4,1 3,0 4,0 37,8% 1,9% 3,5 3,5 0,5%
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La producción de petróleo promedió 248 kbbl/d (-8% t/t), principalmente por menor producción convencional (-16% t/t), a medida que avanzamos con el cierre de transacciones de campos maduros, y producción de petróleo shale ligeramente inferior (-1,5% t/t), ocasionada por una menor participación en Aguada del Chañar.

La producción de gas natural creció +6% t/t, principalmente por mayor demanda estacional en el invierno (impulsada por el aumento de la producción de shale gas en los bloques Rincón del Mangrullo y Aguada de la Arena). La producción de NGL aumentó +1,5% t/t, respaldada por el aumento de la producción de gas asociado de determinados bloques de petróleo shale.

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2T25

YPF

3.2 MIDSTREAM & DOWNSTREAM

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Resultados Midstream & Downstream
2T25 1T25 2T24 T/T ∆ A/A ∆ 1S25 1S24 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Gasoil (3ros) 1.526 1.521 1.672 0,4% -8,7% 3.047 3.227 -5,6%
Naftas (3ros) 923 1.037 946 -10,9% -2,4% 1.960 1.968 -0,4%
Otros mercado local 611 641 686 -4,6% -10,9% 1.252 1.267 -1,2%
Mercado externo 680 720 690 -5,6% -1,5% 1.399 1.322 5,8%
Ingresos 3.741 3.918 3.994 -4,5% -6,3% 7.659 7.784 -1,6%
Depreciaciones y amortizaciones (162) (165) (156) -1,6% 3,7% (327) (305) 7,1%
Costos Downstream (527) (535) (559) -1,4% -5,6% (1.062) (997) 6,5%
Importación de combustibles (incluye jet fuel - a terceros) (53) (59) 0 -10,1% N/A (112) (99) 13,2%
Compras de crudo (intersegmento + a terceros) (1.765) (2.131) (2.037) -17,2% -13,4% (3.896) (3.971) -1,9%
Compras de biocombustibles (a terceros) (244) (226) (224) 8,2% 9,2% (470) (465) 1,0%
Productos agro (a terceros) (224) (119) (190) 88,4% 17,6% (342) (261) 31,3%
Variación de existencias (114) 104 (8) N/A 1244,1% (10) 108 N/A
Otros (366) (406) (519) -9,8% -29,4% (772) (933) -17,3%
Resultado operativo antes de deterioro de activos 286 382 301 -25,2% -5,1% 668 861 -22,4%
Recupero / (Deterioro) de valor en PP&E - - - N/A N/A - - N/A
Resultado operativo 286 382 301 -25,2% -5,1% 668 861 -22,4%
Depreciaciones y amortizaciones 162 165 156 -1,6% 3,7% 327 305 7,1%
Recupero / (Deterioro) de valor en PP&E - - - N/A N/A - - N/A
EBITDA 448 547 457 -18,1% -2,1% 995 1.166 -14,7%
Arrendamientos (29) (36) (34) -19,3% -15,6% (64) (64) 0,4%
Resultado por revaluación de sociedades (44) - - N/A N/A (44) - N/A
EBITDA Ajustado 376 511 423 -26,5% -11,2% 887 1.102 -19,5%
Efecto precio de inventarios de productos derivados del
petróleo (63) 7 34 N/A N/A (56) 136 N/A
EBITDA Ajustado excl. ef precio de inventarios productos oil 439 504 390 -13,0% 12,6% 943 966 -2,4%
Inversiones 246 204 305 20,4% -19,3% 450 509 -11,6%
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La variación de existencias incluye el efecto precio por US$ 6 millones en el 2T24, (US$ 1) millones en el 1T25, (US$ 83) millones en el 2T25, (US$91) en el 1S25 y (US$127) millones en 1S24.

Los Ingresos fueron US$3.741 millones (-5 % t/t), principalmente por el impacto de caída de Brent en productos refinados, en particular en precios locales de combustibles, compensado en parte por ventas estacionales de productos agrícolas (exportaciones de granos y harinas, impulsadas por la reducción de derechos de exportación) y la demanda local de gasoil, y en menor medida, aumento de exportaciones de petróleo.

Los Costos Downstream fueron US$527 millones (-1% t/t), principalmente por menores costos de transporte de combustible, compensada en parte por mayores costos de mantenimiento de refinerías en el 2T25.

Las importaciones de combustible fueron US$53 millones (-10% t/t), principalmente por menor costo unitario relacionado con la tendencia bajista de precios de referencia internacionales. Por ende, el total de importaciones de combustible se mantuvieron en niveles bajos, representando solo el 3% de las ventas totales de combustible, en comparación con 2% en el 1T25 y 0% en 2T24.

Las compras de crudo (intersegmento + terceros) totalizaron US$1.765 millones (-17% t/t), principalmente por la caída de precios del petróleo, en línea con la volatilidad del Brent, y menores niveles de procesamiento por la parada en la refinería La Plata en mayo. Las compras de biocombustibles subieron 8% t/t, principalmente por crecimiento del 22% en biodiésel (+19% volumen y +2% precio), en su mayoría para satisfacer la demanda estacional de gasoil, ligeramente compensado por una disminución del 5% en bioetanol (-4% volumen y -1% precio), en línea con la demanda de nafta. Las compras de productos agrícolas crecieron 88% t/t, principalmente en línea con la mayor demanda estacional de granos y fertilizantes.

La variación de existencias fue negativa por US$114 millones (frente a US$104 millones positivos del 1T25), principalmente por consumo de existencias en 2T25 para satisfacer la demanda durante la parada de mantenimiento programada en mayo. Dicho efecto también fue afectado por menor precio de petróleo en 2T25.

Otros costos bajaron 10% t/t, principalmente por la revaluación del oleoducto Loma Campana-Lago Pellegrini, compensada ligeramente por el aumento de los costos de Midstream Oil asociados a la nueva capacidad adicional en Oldelval.

El EBITDA Aj. , excluyendo el efecto del precio de los inventarios de productos oil , fue de US$439 millones (- 13% t/t), principalmente por menores precios internacionales, que afectaron a nuestros combustibles locales y otros productos refinados, como también la contracción de la demanda estacional de naftas. Dichos efectos

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2T25

YPF

fueron parcialmente compensados por menores costos en las compras de petróleo, mayor demanda local de gasoil y el incremento de las exportaciones de petróleo.

El EBITDA Aj. de Refino y Marketing , en términos unitarios, fue US$11,9/bbl (-17% t/t), principalmente por la contracción de precio local de los combustibles (tendencia bajista de precios internacionales), combinado con mayores costos relacionados con mantenimientos en refinerías, ligeramente compensados por el menor costo del petróleo y eficiencias logradas en costos operativos.

Las inversiones fueron US$246 millones (+20% t/t): 57% refino, 25% midstream (O&G), 14% logística y 4% otros.

En nuestras refinerías, las inversiones se alocaron a 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, se continuó avanzando en la construcción de una nueva unidad de hidrotratamiento de gasoil en la refinería de Luján de Cuyo, que se espera esté operativa en el 1S26.

• Modernización de unidades de toppings en la refinería Luján de Cuyo, continuamos logrando avances en el reacondicionamiento de la refinería para procesar petróleo de Vaca Muerta. Se espera que esté operativa en 3T25.

En nuestra unidad de negocio midstream oil , seguimos avanzando en nuestros principales proyectos:

• VMOS, oleoducto para exportación (~550 kbbl/d en 1S27, ~US$3 mil millones de CAPEX, participación de YPF: ~25%): el vehículo (SPV) firmó un préstamo sindicado por US$2 mil millones a SOFR+5,5% en Jul-25 para financiar ~70% del CAPEX, reabriendo Project Finance en Argentina. Avance en la construcción: 23% (Jul-25), se completaron los trabajos de soldadura para ~120 km (Allen – 1° estación de bombeo).

• VMOC (Loma Campana – Allen, ~130 km): en funcionamiento desde 2T25, sirviendo como punto de conexión con el Sistema Oldelval y para cumplir con el suministro de VMOS (oleoducto dedicado a exportación) una vez que se encuentre operativo.

• OldelVal Duplicar Plus: en Abr-25 expandió su capacidad por 210 kbbl/d, alcanzando una capacidad de evacuación total de 540 kbbl/d.

• OldelVal Duplicar Norte (Puesto Hernandez – Allen): capacidad de expansión por ~185 kbbl/d en dos fases (1° Ene-27 y 2° Jun-27), con un CAPEX estimado de ~US$380 millones. YPF estima no formar parte.

• Conexión de nuevas áreas y ampliación de capacidad de almacenamiento : en May-25 se completaron las obras de modernización en el oleoducto Puesto Hernández – Luján de Cuyo, incrementando la capacidad de transporte desde la cuenca Neuquina hasta la refinería Luján de Cuyo.

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. Ya completamos la primera fase en 2024, y lanzamos la segunda etapa en1T25, esperando completar el proyecto 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, que se espera esté operativo en 2027.

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2T25

YPF

	1S25	A/A ∆ 1S24
	309,6 300,1 3,2% 91,6% 88,8% 281bps
Capacidad nominal de 337,94 Kbbl/d desde 1T24. Volumenes vendidos a terceros(YPF Individual) Venta deproductos refinados(Km3) 4.876 4.791 4.633 1,8% 5,2% Mercado local 4.477 4.212 4.166 6,3% 7,5% por nafta 1.413 1.480 1.350 -4,5% 4,7% por gasoil 2.119 1.925 2.082 10,1% 1,8% Mercado externo 398 579 468 -31,2% -14,8% Venta deproductospetroquímicos(Ktn) 145 109 150 32,7% -3,3% Mercado local 52 58 75 -10,3% -29,8% Mercado externo 92 51 75 82,4% 22,9% Venta de fertilizantes, granosy harinas(Ktn) 559 396 476 41,1% 17,3% Mercado local 124 82 197 50,4% -37,0% Mercado externo 434 313 279 38,7% 55,5%
	9.667 9.325 3,7%
	8.689 8.306 4,6% 2.893 2.861 1,1% 4.044 4.059 -0,4% 978 1.019 -4,1%
	254 302 -15,9%
	111 140 -20,7% 143 162 -11,8%
	954 679 40,6%
	206 337 -38,7% 748 341 119,0%
Precios promedio netos Nafta (USD/m3) (mercado local) 596 640 640 -6,9% -6,9% Gasoil (USD/m3) (mercado local) 672 743 760 -9,5% -11,5% PetroquímicosyOtrosprod. refinados(USD/bbl) 72 74 73 -2,0% -1,4%
	618 630 -1,9% 743 753 -1,4% 73 71 3,5%

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

El crudo procesado promedió 301 kbbl/d (-5% t/t), alcanzando casi el 90% de utilización de la refinería, debido principalmente a la disponibilidad limitada en la refinería La Plata (mantenimiento programado en Mayo).

El volumen de ventas locales de combustibles fueron 3.532 km3 (+4% t/t), impulsado por mayor demanda estacional de gasoil, ligeramente compensada por menor demanda estacional de nafta.

Los volúmenes vendidos de petroquímicos crecieron 33% t/t, principalmente por la mayor demanda de metanol en el mercado externo.

Las ventas de fertilizantes, granos y harinas aumentaron 41% t/t, explicado principalmente por el aumento de la demanda estacional, especialmente de granos, impulsado por menores retenciones a exportaciones.

Los precios promedio netos locales de combustibles medidos en dólares disminuyeron 8% t/t, debido principalmente a la baja en los precios de referencias internacionales, compensada en parte por los ajustes de precios aplicados. Como resultado, la brecha con las paridades de importación se ubicó en -1% (frente a +1% en 1T25 y -5% en 2T24).

Los precios de productos petroquímicos y otros productos refinados disminuyeron 2% t/t, en línea con la tendencia bajista de precios internacionales de productos petroquímicos y ciertos refinados, principalmente jet fuel, carbón y GLP.

3.3 LNG & GAS INTEGRADO

Resultados LNG & Gas Integrado Cifras no auditadas, en US$ millones 2T25 1T25 2T24 T/T ∆ A/A ∆	922 876 5,3% 43 37 14,1% 965 913 5,7% (1) (1) 50,4% (937) (870) 7,8% (32) (98) -67,4% (5) (55) -90,9% - - N/A (5) (55) -90,9% 1 1 50,4% (4) (54) -92,6% (1) - N/A (5) (54) -90,9% 17 5 239,9% 1S25 1S24 A/A ∆
Ventas de gas natural (IS + a terceros) 539 383 524 40,9% 2,9% Otros 26 17 23 50,2% 11,9%
Ingresos 565 400 547 41,3% 3,3%
Depreciaciones y amortizaciones (0) (1) (0) -33,6% 50,6% Compras de gas natural (intersegmentos + a terceros) (532) (405) (518) 31,3% 2,7% Costos operativosyOtros (33) 1 (51) N/A -35,7%
Resultado operativo antes de deterioro de activos - (5) (22) N/A N/A
Recupero /(Deterioro)de valor en PP&E - - - N/A N/A
Resultado operativo - (5) (22) N/A N/A
Depreciacionesyamortizaciones 0 1 0 -33,6% 50,6%
EBITDA 0 (4) (22) N/A N/A
Arrendamientos (0) (0) - -7,4% N/A
EBITDA Ajustado (0) (5) (22) -98,8% -99,7%
Inversiones 14 3 5 367,0% 205,1%

El EBITDA Aj. fue negativo por US$0,1 millones (frente al negativo de US$5 millones en 1T25), debido principalmente al aumento estacional de las ventas de gas natural como productor, compensado parcialmente por el aumento de compras de gas natural y, en menor medida, por un cargo por deudas de dudoso cobro.

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2T25

YPF

Las inversiones totalizaron US$14 millones, creciendo significativamente frente al 1T25, principalmente por las inversiones desplegadas en el proyecto Argentina LNG.

Con respecto a nuestro proyecto principal antes mencionado, hemos avanzado en:

• Argentina LNG : Fase 3 (~12 MTPA), en Jun-25 se firmó un acuerdo con Eni (nuestro socio estratégico) un acuerdo de términos generales “ Heads of Agreement ”. Asimismo, en Ago-25, SESA (participación accionaria YPF: 25%), la SPV de Argentina LNG 1, obtuvo la aprobación de la Decisión Final de Inversión (FID) para el Bareboat Charter Agreement por 20 años del segundo buque FLNG MK II (3.5 MTPA, habilitación estimada en 2028), y considerando el primer buque (2.45 MTPA, habilitación estimada en 2027), la capacidad total ascienda a 5.95 MTPA.

3.4 NUEVAS ENERGÍAS

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Resultados Nuevas Energías 2T25 1T25 2T24 T/T ∆ A/A ∆ 1S25 1S24 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Ventas de gas natural retail (a terceros) 188 147 229 27,8% -18,0% 335 291 14,8%
Otros 41 45 35 -8,5% 17,3% 86 51 71,1%
Ingresos 229 192 264 19,3% -13,3% 421 342 23,1%
Depreciaciones y amortizaciones (11) (14) (11) -23,5% -5,3% (25) (22) 12,9%
Compras de gas natural (intersegmentos + a terceros) (103) (57) (119) 78,5% -13,9% (160) (160) 0,0%
Costos operativos y Otros (101) (96) (101) 4,4% 0,1% (197) (152) 29,7%
Resultado operativo antes de deterioro de activos 15 24 33 -37,5% -54,5% 39 8 387,5%
Recupero / (Deterioro) de valor en PP&E 9 - (5) N/A N/A 9 (5) N/A
Resultado operativo 24 24 28 0,0% -14,3% 48 3 1500,0%
Depreciaciones y amortizaciones 11 14 11 -23,5% -5,3% 25 22 12,9%
Recupero / (Deterioro) de valor en PP&E (9) - 5 N/A N/A (9) 5 N/A
EBITDA 26 38 44 -32,3% -41,9% 64 30 112,3%
Arrendamientos - - - N/A N/A - - N/A
EBITDA Ajustado 26 38 44 -32,3% -41,9% 64 30 112,3%
Inversiones 8 10 7 -23,2% 9,4% 19 12 49,9%
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El EBITDA ajustado fue US$26 millones (-32% t/t), principalmente por el aumento de las compras de gas y el reconocimiento de un cargo por deudas de dudoso cobro, compensados en parte por mayor demanda estacional de gas minorista (mayor tarifa) suministrado por nuestra subsidiaria, Metrogas.

4. LIQUIDEZ Y RECURSOS DE CAPITAL

4.1 RESUMEN DE ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO

4.1 RESUMEN DE ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO
Resumen consolidado Flujo de Efectivo Cifras no auditadas, en US$ millones 1T25 2T25 A/A ∆ 2T24 T/T ∆		A/A ∆ 1S24 1S25
Efectivo al inicio del ejercicio 938 1.118 1.309 -16,1% -28,3% Flujo neto de efectivo de las actividades operativas 1.146 850 1.422 34,8% -19,4% Flujo neto de efectivo de las actividades de inversión (1.258) (1.383) (1.464) -9,0% -14,1% Flujo neto de efectivo de las actividades de financiación 20 354 (206) -94,4% N/A Ajustes de conversión & otros (72) (1) (20) 7100,0% 260,0%		1.118 1.123 -0,4% 1.996 2.511 -20,5% (2.641) (2.672) -1,2% 374 106 252,8% (73) (27) 170,4%
Efectivo al cierre delperíodo 774 938 1.041 -17,5% -25,6%		774 1.041 -25,6%
Inversiones en activos financieros 237 292 353 -18,8% -32,9%		237 353 -32,9%
Caja + inversiones corrientes al cierre 1.011 1.230 1.394 -17,8% -27,5%		1.011 1.394 -27,5%
FCF (365) (957) (257) -61,9% 42,0%		(1.322) (651) 103,1%

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).

El flujo de caja libre fue negativo por US$365 millones, debido principalmente a: (1) el impacto de campos maduros por -US$189 millones; (2) -US$101 millones por pago de impuesto a las ganancias realizado por nuestras afiliadas (principalmente de Metrogas y AESA); (3) pago regular de intereses de deuda por -US$100 millones. Además, cobramos +US$142 millones en concepto de dividendos de nuestras afiliadas, netos de contribuciones y pagos anticipados a las mismas, los cuales más que compensaron las variaciones negativas del capital de trabajo y otros conceptos por US$81 millones. Esto último se debió principalmente al pico estacional de ventas de gas natural, productos agrícolas y costos del personal.

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YPF

En términos de liquidez, nuestro nuestro efectivo e inversiones a corto plazo disminuyeron a US$1.011 millones al cierre de Junio 2025, una contracción del 18% vs. 1T25.

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4.2 DEUDA NETA

Desglose Deuda Neta	2T25	1T25	2T24	T/T ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Deuda corto plazo	2.252	2.023	1.651	11,3%
Deuda largoplazo	7.592	7.543	7.200	0,6%
Deuda Total	9.844	9.566	8.851	2,9%
Tasa de interés promedio para deuda AR$	34,8%	32,9%	43,8%
Tasa de interés promedio para deuda US$	6,6%	6,4%	6,2%
% deuda en AR$	0,3%	0,3%	4,2%
Caja y equivalente de caja	1.011	1.230	1.394	-17,8%
% de liquidez dolarizada	67,2%	69,3%	116,8%
Deuda neta	8.833	8.336	7.457	6,0%

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

Al 30 de junio de 2025, la deuda neta consolidada de YPF ascendía a US$8.833 millones (+US$497 millones t/t), impulsada principalmente por nuevas emisiones locales, lo que elevó la deuda bruta a US$9.844 millones, mientras que el efectivo y las inversiones a corto plazo disminuyeron, como se mencionó anteriormente. Además, como se anticipó anteriormente, nuestro ratio de apalancamiento neto aumentó de 1,8x en 1T25 a 1,9x en 2T25, debido al cierre de transacciones de campos maduros.

En términos de financiamiento , durante el 2T25, emitimos dos nuevos bonos en el mercado local:

• 1) Bono US$-linked por US$204 millones, con un plazo de 15 meses al 3,95%

• 2) Bono Hard-US$ por US$140 millones, con un plazo de 2 años al 7%

Asimismo, obtuvimos otros financiamientos locales por alrededor de US$190 millones: ~US$150 millones en financiamientos de comercio exterior y ~US$40 millones en pagarés.

Posterior al 2T25, emitimos en el mercado local: (i) bono US$-MEP por US$250 millones a 2 años y al 7,5%; y (ii) bono US$-Cable por US$167 millones a 5 años y al 8,75%.

Adicionalmente, durante Julio, la agencia Moody’s subió la calificación crediticia de YPF, tras la mejora de la calificación del soberano: de Caa1 a B2, manteniendo perspectiva estable.

En cuanto a nuestro perfil de vencimientos , para el segundo semestre del 2025, la Compañía afronta US$793 millones de vencimientos manejables, en su mayoría locales: US$467 millones de financiamientos de comercio exterior de corto plazo con bancos locales; US$120 millones en amortizaciones de bonos

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YPF

internacionales garantizados con exportaciones; US$144 millones de bonos locales y pagarés; y US$62 millones con CAF y otros préstamos financieros.

El siguiente gráfico muestra el perfil de vencimientos de nuestra deuda consolidada al 30 de junio de 2025:

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YPF

5. TABLAS

5.1 BALANCE GENERAL CONSOLIDADO

Balance General Consolidado
Cifras no auditadas	30-Jun-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 Créditos por ventas Inversiones en activos financieros	590 491 19.348 18.736 672 743 1.913 1.960 231 330 760 337 2 1 0 0
Total del Activo No Corriente	23.516 22.598
Activo Corriente Activos mantenidos para su disposición Inventarios Activos de contratos Otros créditos Créditos por ventas Inversiones en activos financieros Efectivoyequivalentes de efectivo	529 1.537 1.482 1.546 21 30 661 552 1.795 1.620 237 390 774 1.118
Total del Activo Corriente	5.499 6.793
Total del Activo	29.015 29.391
Total Patrimonio Neto	11.924 11.870
Pasivo No Corriente Provisiones Pasivos por impuesto diferido, netos Pasivos de contratos Impuesto a las ganancias a pagar Cargas fiscales Remuneraciones y cargas sociales Pasivos por arrendamientos Préstamos Otros pasivos Cuentasporpagar	1.093 1.084 104 90 167 114 2 2 0 0 34 34 364 406 7.592 7.035 384 74 5 6
Total del Pasivo No Corriente	9.745 8.845
Pasivo Corriente Pasivos asociados con activos mantenidos para su disposición Provisiones Pasivos de contratos Impuesto a las ganancias a pagar Cargas fiscales Remuneraciones y cargas sociales Pasivos por arrendamientos Préstamos Otros pasivos Cuentasporpagar	945 2.136 116 116 114 73 28 126 282 247 289 412 345 370 2.252 1.907 321 410 2.654 2.879
Total del Pasivo Corriente	7.346 8.676
Total del Pasivo	17.091 17.521
Total del Pasivoy Patrimonio Neto	29.015 29.391

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

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YPF

5.2 ESTADO DE RESULTADOS CONSOLIDADO

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Estado de Resultados 2T25 45.473 2T24 T/T ∆ A/A ∆ 1S25 1S24 A/A ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Ingresos 4.641 4.608 4.935 0,7% -6,0% 9.249 9.245 0,0%
Costos (3.468) (3.329) (3.457) 4,2% 0,3% # (6.797) (6.476) 5,0%
Resultado bruto 1.173 1.279 1.478 -8,3% -20,6% 2.452 2.769 -11,4%
Gastos de comercialización (535) (528) (577) 1,3% -7,3% # (1.063) (1.044) 1,8%
Gastos de administración (188) (206) (210) -8,7% -10,5% # (394) (351) 12,3%
Gastos de exploración (21) (30) (88) -30,0% -76,1% # (51) (111) -54,1%
Recupero / (Deterioro) de valor en PP&E 9 - (5) N/A N/A # 9 (5) N/A
Otros resultados operativos, netos (26) (323) (8) -92,0% 225,0% # (349) (2) 17350,0%
Resultado operativo 412 192 590 114,6% -30,2% 604 1.256 -51,9%
Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos (6) 81 27 N/A N/A # 75 156 -51,9%
Ingresos financieros 28 16 32 75,0% -12,5% 44 68 -35,3%
Costos financieros (279) (285) (308) -2,1% -9,4% (564) (644) -12,4%
Otros resultados financieros (36) 13 115 N/A N/A (23) 156 N/A
Resultados financieros, netos (287) (256) (161) 12,1% 78,3% # (543) (420) 29,3%
Resultado antes de impuesto a las ganancias 119 17 456 600,0% -73,9% 136 992 -86,3%
Impuesto a las ganancias (74) (27) 79 174,1% N/A # (101) 200 N/A
Resultado neto del período 45 (10) 535 N/A -91,6% 35 1.192 -97,1%
Resultado neto atribuible a accionistas de la controlante 50 (16) 519 N/A -90,4% # 34 1.168 -97,1%
Resultado neto atribuible al interés no controlante 8 6 16 33,3% -50,0% # 14 24 -41,7%
Resultado neto por acción atribuible a los accionistas de la controlante (básico y diluido) 0,13 (0,04) 1,32 N/A -90,2% 0,09 2,98 -97,0%
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Nota: Datos según Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF).

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 ~40% y ~30% del petróleo y gas del país, respectivamente, y somos el mayor productor de shale en Vaca Muerta, en proceso de desinversión de campos maduros convencionales; (ii) en el downstream, operamos 3 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 información disponible en la actualidad, dichas declaraciones prospectivas se basan en suposiciones que están inherentemente sujetas a incertidumbres y contingencias significativas, muchas de las cuales escapan a nuestro control.

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

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

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

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