YPF S.A. — Interim / Quarterly Report 2024

Mar 7, 2025

2024 & 4T24

Presentación Webcast: 7 de Marzo de 2025 9:00 am ET / 11:00 am BAT

P T 6#y P #y Seguí la presentación de resultados vía web: Hace click acá

CONTACTO DE RELACIÓN CON INVERSORES

RESULTADOS CONSOLIDADOS

EQUIPO RI

P #y

https://investors.ypf.com

P31#y4

P #y4

P #y3 MARGARITA CHUN – GERENTE RI

4T24

YPF

PRINCIPALES HITOS DEL 2024 & 4T24

	KPI	4T24	3T24	T/T Δ	4T23	A/A Δ	2024	2023	Δ
Financieros	Ingresos 4.751 5.297 -10% 4.194 13% 19.293 17.311 11% EBITDA Ajustado 839 1.366 -39% 1.082 -22% 4.654 4.058 15% Resultado neto (284) 1.485 N/A (1.861) -85% 2.393 (1.277) N/A Inversiones 1.320 1.353 -2% 1.368 -4% 5.041 5.299 -5% FCF 64 (173) N/A (60) N/A (760) (740) 3% Deuda neta 7.434 7.506 -1% 6.803 9% 7.434 6.803 9% Ratio de apalancamiento neto(x) 1,6 1,5 4% 1,7 -5% 1,6 1,7 -5%
Upstream	Producción total (Kboe/d) 520,6 558,7 -7% 510,7 2% 536,1 513,6 4% Crudo (Kbbl/d) 269,8 255,8 5% 255,1 6% 257,5 242,9 6% Gas Natural (Mm3/d) 34,3 40,3 -15% 34,4 0% 37,4 36,2 3% NGL (Kbbl/d) 35,2 49,5 -29% 39,6 -11% 43,1 42,9 0% Precio de crudo (US$/bbl) 65,7 68,3 -4% 59,3 11% 68,2 62,5 9% Precio de gas natural (US$/MBTU) 3,1 4,5 -30% 2,9 6% 3,7 3,6 4% Export. crudo medanito (Kbbl/d) 40,8 41,3 -1% 20,7 97% 34,9 12,7 174% Producción Crudo_Shale_(Kbbl/d) 138,1 125,7 10% 109,4 26% 122,4 97,2 26% Costos extracción (US$/boe) 17,3 16,1 7% 15,3 13% 15,6 15,4 2% Costos extrac. core hub(US$/boe) 4,2 4,6 -8% 4,0 6% 4,2 4,1 3%
Downstream	Crudo procesado (Kbbl/d) 304,1 298,3 2% 289,8 5% 300,7 294,4 2% Utilización refinerias (%) 90% 88% 2% 88% 2% 89% 90% -1% Venta local combustibles (Km3) 3.577 3.449 4% 3.929 -9% 13.947 14.926 -7% Precio neto local comb. (US$/m3) 685 716 -4% 620 10% 701 621 13% Combustible importado (Km3) 44 123 -64% 711 -94% 309 1.629 -81% EBITDA Ajustado R&M(US$/bbl) 11,3 13,3 -15% 16,8 -33% 13,7 11,0 24%

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 + jet fuel. R&M es el negocio de refino y marketing, excluye petroquímica y el negocio agro.

El EBITDA aj. fue US$4.654 millones en 2024 (+15% a/a), principalmente por la recuperación del precio local de combustibles, la creciente exportación de petróleo y expansión del petróleo shale , junto con menores importaciones de combustibles (volumen y costo unitario) y mejores tarifas en Metrogas; parcialmente compensados por contracción en demanda local de combustibles (especialmente gasoil) y mayor costo unitario de petróleo comprado a terceros en las refinerías. Además, el desempeño del ‘24 incluye ~(-US$300 millones) de campos maduros y ~(-US$85 millones) de clima adverso en la producción convencional en Patagonia. En el 4T24 , el EBITDA aj. fue US$839 millones (-39% t/t), principalmente por menores ventas estacionales de gas y menores precios de venta y valor de nuestros inventarios de combustibles, en línea con paridades internacionales, y marginalmente, provisión medioambiental en Downstream; parcialmente compensados por la creciente producción de petróleo shale y la recuperación del convencional en Patagonia.

YPF es el mayor productor de shale oil en Vaca Muerta (VM): promediamos 122 kbbl/d en 2024 (+26% a/a & 31% de VM), en línea con el target (>120 kbbl/d). En el 4T24 fue 138 kbbl/d (+10% t/t & 32% de VM). Las exportaciones de petróleo (mayoría a Chile) fueron 35 kbbl/d en 2024 (+174% a/a) y 41 kbbl/d en el 4T24 (estable t/t).

Las reservas P1 de shale en Vaca Muerta fueron 854 Mboe en 2024 (+13% a/a & 78% del total) con un índice de reemplazo de reservas de 1,9x y 8,3 años de vida promedio: 50% petróleo, 43% gas y 7% NGL.

Avances en nuestros principales proyectos:

• Programa de Salida de Campos Maduros[1] (50 bloques): cobramos US$136 millones en 2024 por la transferencia de 3 bloques (Prov. Mendoza & Chubut), más anticipos de otros bloques. Posterior al 2024, transferimos 2 bloques más (Prov. Chubut & Río Negro). Actualmente, 21 bloques se encuentran en etapa final (principalmente Prov. Mendoza & Neuquén) y 24 bloques están en negociación avanzada en curso (principalmente Prov. Santa Cruz & Tierra del Fuego).

• Oleoducto de exportación VMOS (~550 kbbl/d en 2S27, ~US$3 mil millones de CAPEX): YPF tiene la mayor participación del 27% entre los cargadores iniciales (445 kbbl/d): YPF (120 kbbl/d). La construcción comenzó en ene-25, con objetivo de hacerlo Project Finance (70% deuda y 30% capital).

Por último, además de los dos bonos internacionales emitidos en 2024 (Ene: US$800 millones garantizado con exportaciones y rendimiento del 9,75% a 7 años & Sep: US$540 millones no garantizado y rendimiento del 8,75% a 7 años), en Ene-25 emitimos US$1.100 millones en bono internacional no garantizado

1 Costo de extracción del 2023 (US$/BOE): convencional ~25 vs. shale ~5. Inversiones en campos maduros convencionales ’23: ~US$800 millones.

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(rendimiento del 8,5% a 9 años) para refinanciar US$757 millones de ON Jul-25 (pagado anticipadamente US$315 millones en una oferta de compra en efectivo, y el resto ejerciendo una opción de rescate makewhole en Feb-25) y adquirir 54% de Sierra Chata (bloque shale gas de VM).

Buenos Aires, 6 de marzo de 2025 – YPF (BYMA: YPFD | NYSE: YPF[2] ). 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 2024 & 4T24

Desglose Ingresos Consolidados Cifras no auditadas, en US$ millones Gasoil 1.581 1.646 1.672 -4,0% -5,4% Nafta 1.022 1.023 943 0,0% 8,4% Gas natural como productores (a terceros) 258 514 279 -49,8% -7,6% Otros 1.117 1.366 738 -18,2% 51,3% Total Mercado Local 3.979 4.549 3.632 -12,5% 9,5% Jet fuel 105 125 152 -16,4% -31,1% Granos y harinas 131 99 0 33,2% N/A Crudo 262 285 151 -7,9% 73,3% Petroquímicos y otros 274 240 258 14,5% 6,1% Total Mercado Externo 772 748 562 3,3% 37,5% Total Ingresos 4.751 5.297 4.194 -10,3% 13,3% 4T23 3T24 4T24 A/A ∆ T/T ∆	A/A ∆ 2024 2023
	6.454 6.493 -0,6% 4.013 3.493 14,9% 1.469 1.399 5,0% 4.435 4.013 10,5%
	16.371 15.399 6,3%
	503 547 -8,0% 387 77 401,8% 962 362 166,1% 1.070 927 15,4%
	2.922 1.912 52,8%
	19.293 17.311 11,4%

Los Ingresos Netos fueron US$19.293 millones en 2024 (+11% a/a), principalmente por la recuperación de precios locales de combustibles (a pesar de la significativa devaluación en Dic-23), mayor exportación de petróleo y actividad shale , aumentos de tarifas en Metrogas (subsidiaria con moneda funcional en AR$, también afectada por la devaluación en Dic-23), y mayores exportaciones de granos y harinas (’23 afectado por sequía), parcialmente compensados por la contracción de la demanda de combustibles, principalmente gasoil (2023 hubo demanda extraordinaria con precio reducido).

En el 4T24 , los ingresos netos bajaron 10% t/t, principalmente por menor venta estacional del gas y caída de precios locales de combustibles, alineados con paridades internacionales, parcialmente compensadas por recuperación gradual de demanda local de combustibles, además de mayor demanda estacional de naftas.

Desglose Costos Consolidados Cifras no auditadas, en US$ millones 4T24 A/A ∆ T/T ∆ 4T23 3T24	(3.066) (2.882) 6,4% (673) (368) 82,8% (1.588) (1.597) -0,6% (735) (652) 12,8% (1.158) (548) 111,2% (7.220) (6.047) 19,4% (2.759) (3.273) -15,7% (1.095) (958) 14,2% (1.385) (995) 39,3% (5.239) (5.226) 0,2% (225) (1.303) -82,8% (1.755) (1.326) 32,3% (910) (819) 11,1% (602) (634) -5,1% (1.038) (1.024) 1,4% (127) (44) 188,6% (4.657) (5.150) -9,6% (609) 152 N/A (87) (2.288) -96,2% (17.812) (18.559) -4,0% A/A ∆ 2023 2024
Costo de extracción (828) (827) (719) 0,1% 15,2% Otros Upstream (200) (199) (115) 0,5% 73,4% Costos de refinación y logística (419) (428) (409) -2,1% 2,4% Otros Downstream (247) (178) (185) 38,9% 33,7% GyE, Corpo y Otros (342) (330) (39) 3,6% 782,2%
Total Costos Operativos (2.036) (1.962) (1.467) 3,8% 38,8%
Depreciaciones y Amortizaciones (795) (674) (780) 18,0% 1,9% Regalías (261) (294) (227) -11,5% 14,7% Otros (392) (338) (205) 16,2% 91,5%
Total Otros Costos (1.448) (1.306) (1.212) 10,9% 19,5%
Importación de combustibles (incluye jet fuel) (28) (98) (588) -71,9% -95,3% Compras de crudo a terceros (440) (471) (308) -6,5% 42,7% Compras de biocombustibles (212) (233) (153) -9,2% 38,7% Compras productos agro (133) (208) (73) -36,1% 83,0% Otras compras (206) (352) (112) -41,6% 83,3% Variación de existencias (157) 157 (68) N/A 130,9%
Total de Compras y Variación de existencias (1.176) (1.206) (1.302) -2,5% -9,7%
Otros resultados operativos, netos (559) (48) 152 1064,6% N/A Deterioro de PP&E y desvalorización de inventarios (61) (21) (1.782) 190,5% -96,6%
Total Costos Operativos + Compras + Deterioro de Activos (5.280) (4.543) (5.611) 16,2% -5,9%

La variación de existencias incluye el efecto precio por (US$ 47) millones en el 4T24, US$ 94 millones en el 3T24, (US$ 29) millones en el 4T23, (US$ 111) millones en el 2024 y (US$ 62) millones en el 2023.

Los costos operativos fueron US$7.220 millones en 2024 (+19% a/a), principalmente por el impacto de la devaluación de Dic-23 en Metrogas y AESA (moneda funcional AR$), junto con una mayor actividad shale y el impacto negativo de campos maduros. En el 4T24 , el OPEX subió 4% t/t, mayoritariamente por una provisión medioambiental extraordinaria en Downstream, parcialmente compensada por eficiencias obtenidas en ese mismo segmento gracias a reorganizaciones logísticas.

Otros Costos fueron US$5.239 millones en 2024 (estables a/a), sobre todo porque las mayores regalías (asociadas a ventas de hidrocarburos), derechos de exportación de petróleo y perforaciones exploratorias

2 1 ADR = 1 acción. El capital social emitido ascendió a 393.312.793 acciones a Dic-2024 (51% Gobierno Argentino; 32% NYSE y 17% ByMA).

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improductivas fueron parcialmente compensados por menor depreciación y amortización de campos maduros. En el 4T24 , Otros Costos subieron 11% t/t, principalmente por mayores depreciaciones en activos shale .

Las Compras y Variaciones de Existencias fueron US$4.657 millones en 2024 (-10% a/a), gracias a una reducción sustancial de importaciones de combustible (contracción de la demanda local tras la recuperación de precios, combinada con menor actividad económica y la expansión de la capacidad de refino), parcialmente compensada por mayores compras de crudo a terceros (aumento de precios locales del petróleo y suba de capacidad de procesamiento), y en menor medida, mayores compras de granos y harinas.

En el 4T24, las Compras y Variaciones de Existencias cayeron 3% t/t, primordialmente por menor estacionalidad del gas, productos agrícolas y gasoil, como también precios reducidos del petróleo. Además, las variaciones de existencias totalizaron (-US$157 millones) en el 4T24, principalmente por consumos de existencias de combustibles y productos agrícolas, combinados con menores precios internacionales de referencia que redujeron el valor de las existencias. En el 3T24, se registró una ganancia de US$157 millones, impulsada mayoritariamente por mayor costo de reposición, junto con mayores niveles de inventarios.

Otros resultados operativos, netos fueron (-US$609 millones) en 2024 (vs. ganancia de US$152 millones en 2023), primordialmente por costos no recurrentes relacionados con campos maduros (provisión para optimizaciones operativas e indemnizaciones por despido, así como por cambio en el valor razonable de activos mantenidos para venta), y marginalmente, menores ingresos por el régimen cambiario para exportadores. En el 4T24 , la variación secuencial de otros resultados operativos netos estuvo relacionada principalmente con campos maduros antes mencionados. El deterioro de PP&E y la desvalorización de inventarios fue US$87 millones en 2024 , vs. US$2.288 millones en 2023 (US$1.782 millones en el 4T23 relacionados con campos maduros).

Desglose Resultado neto Cifras no auditadas, en US$ millones 4T24 A/A ∆ 4T23 3T24 T/T ∆	2023 2024 A/A ∆
Resultado operativo (530) 754 (1.417) N/A -62,6%	1.480 (1.248) N/A
Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos 133 107 (133) 24,3% N/A Resultados financieros, netos (112) (163) 549 -31,3% N/A	396 94 321,3% (695) 897 N/A
Resultado antes de impuestos (509) 698 (1.001) N/A -49,2%	1.181 (257) N/A
Impuesto a las ganancias 225 787 (860) -71,4% N/A	1.212 (1.020) N/A
Resultado neto (284) 1.485 (1.861) N/A -84,7%	2.393 (1.277) N/A
Resultado neto antes de deterioro de activos (244) 1.499 (703) N/A -65,2%	2.450 210 1065,3%

Los resultados financieros, netos registraron (-US$695) millones en 2024 (vs. ganancia de US$897 millones en 2023), principalmente por el impacto de la devaluación en la posición monetaria-pasiva en AR$ en 2023, y marginalmente, menores ganancias de intereses. En el 4T24, los resultados financieros netos fueron de (-US$112 millones) (-31% t/t), mayoritariamente por mayores ganancias por tenencia de activos financieros.

El impuesto a las ganancias registró un importe positivo de US$1.212 millones en 2024 , ya que la devaluación fue inferior a la inflación, generando menores deudas fiscales futuras. En el 4T24 , la variación secuencial de (-US$562 millones) fue explicada por beneficio reducido de impuesto a ganancias diferido.

En consecuencia, el resultado neto totalizó una ganancia de US$2.393 millones en 2024 , comparado con una pérdida de US$1,277 millones en 2023. En el 4T24 , el resultado neto fue una pérdida de US$284 millones, frente a una ganancia de US$1.485 millones en el 3T24.

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2. EBITDA AJUSTADO & INVERSIONES

2.1 RECONCILIACIÓN DEL EBITDA AJUSTADO

Reconciliación EBITDA Ajustado Cifras no auditadas, en US$ millones 4T23 3T24 4T24 A/A ∆ T/T ∆	A/A ∆ 2023 2024
Resultado neto (284) 1.485 (1.861) N/A -84,7% Resultados financieros, netos 112 163 (549) -31,3% N/A Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos (133) (107) 133 24,3% N/A Impuesto a las ganancias (225) (787) 860 -71,4% N/A Perforaciones exploratorias improductivas 77 1 6 7600,0% 1183,3% Depreciaciones y amortizaciones 795 674 780 18,0% 1,9% Deterioro de PP&Eydesvalorización de inventarios 61 21 1.782 190,5% -96,6%	2.393 (1.277) N/A 695 (897) N/A (396) (94) 321,3% (1.212) 1.020 N/A 133 21 533,3% 2.759 3.273 -15,7% 87 2.288 -96,2%
EBITDA 403 1.450 1.151 -72,2% -65,0%	4.459 4.334 2,9%
Arrendamientos (85) (84) (69) 1,1% 22,2% Provisión por optimizaciones operativas 266 - - N/A N/A Rdo por cambios en el valor razonable de los activos mantenidos para la venta 260 - - N/A N/A Resultadopor venta de activos (6) - - N/A N/A	(326) (276) 18,0% 266 - N/A 260 - N/A (6) - N/A
EBITDA Ajustado 839 1.366 1.082 -38,6% -22,5%	4.654 4.058 14,7%

2.2 EBITDA AJUSTADO E INVERSIONES POR SEGMENTO

	Segmentos	4T24	3T24	T/T Δ	4T23	A/A Δ	2024	2023	Δ
EBITDA Aj.	Upstream Downstream Gas y energía Corporación Eliminaciones	597 784 -24% 659 -9% 382 448 -15% 535 -29% 35 143 -75% (38) N/A (128) (67) 93% (13) 881% (48) 58 N/A (60) -21%					3.028 2.804 8% 1.767 1.492 18% 207 43 378% (273) (211) 30% (76) (70) 9%
	EBITDA ajustado	839 1.366 -39% 1.082 -22%					4.654 4.058 15%
Inversiones	Upstream Downstream Gas y energía Corporación Eliminaciones	883 983 -10% 995 -11% 313 298 5% 311 1% 70 45 54% 42 67% 54 26 108% 20 166% - - N/A - N/A					3.664 3.889 -6% 1.107 1.076 3% 146 179 -18% 124 155 -20% - - N/A
	Inversiones totales	1.320 1.353 -2% 1.368 -4%					5.041 5.299 -5%

Nota: EBITDA Aj. de Downstream excluye efecto precio de productos oil, el cual se incluye en Eliminaciones

3. ANALISIS DE RESULTADOS POR SEGMENTO

3.1 UPSTREAM

		2023 2024 A/A ∆
		6.317 5.399 17,0% 1.825 1.734 5,3% 132 110 20,3%
		8.275 7.243 14,2%
		(1.963) (2.568) -23,6% (3.066) (2.882) 6,4% (1.083) (946) 14,5% (1.570) (475) 230,5%
		594 373 59,5%
		(79) (2.288) -96,5%
		515 (1.915) N/A
		1.963 2.568 -23,6% 133 21 533,3% 79 2.288 -96,5%
		2.690 2.962 -9,2%
		(183) (158) 15,9% 266 - N/A 260 - N/A (6) - N/A
		3.028 2.804 8,0%
		3.664 3.889 -5,8%
Cash Costs unitarios Cifras no auditadas,en US$/boe 4T23 3T24 4T24 A/A ∆ T/T ∆		2023 2024 A/A ∆
Costo de extracción 17,3 16,1 15,3 7,4% 13,0% Regalías y otros impuestos 6,7 7,0 6,0 -3,7% 11,6% Otros costos 4,3 4,1 2,7 6,9% 60,9%		15,6 15,4 1,6% 6,9 6,4 7,5% 3,6 2,2 62,0%
Total Cash Costs(US$/boe) 28,3 27,1 24,0 4,3% 17,8%		26,1 24,0 8,8%

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Los ingresos ascendieron a US$8.275 millones en 2024 (+14% y/y), principalmente por mayor precio del petróleo (+9%), expansión del petróleo shale y mayores ventas de gas (+4% precio y +2% volumen), parcialmente compensados por el impacto climático en la producción convencional en Patagonia en 2024 (mediados de junio – principios de agosto). En el 4T24 , los ingresos cayeron 12% t/t, debido sobre todo a menores ventas estacionales de gas y, marginalmente, menor precio del petróleo (pero mayor volumen).

El costo de extracción alcanzó US$15,6/BOE en 2024 (+2% a/a), debido principalmente a campos maduros, compensados en gran medida por la expansión del petróleo shale . El convencional fue US$28,3/BOE (+13% a/a), pero no convencional fue US$5,2/BOE (-2% a/a). Asimismo, es importante señalar que, excluyendo los campos maduros, el costo total de extracción podría haber sido inferior a US$9/BOE en 2024. En el 4T24 , el costo de extracción fue US$17,3/BOE (+7% t/t), principalmente por mayores costos en términos reales.

En cuanto al costo de extracción en nuestros bloques shale core hub (con una participación del 100%), se mantuvo estable en US$4,2/BOE en 2024 , reflejando nuestro enfoque y esfuerzos dedicados en el petróleo shale de Vaca Muerta. En el 4T24 , gracias a la alta productividad y eficiencias logradas en nuestras operaciones, se contrajo un 8% t/t, cerrando en un nivel competitivo de US$4,2/BOE.

Las regalías y otros impuestos promediaron US$6,9/BOE (+7% a/a) en 2024 , debido principalmente a mayores precios de crudo y gas, mientras que en el 4T24 fueron US$6,7/BOE (-4% t/t), mayoritariamente por menor precio estacional del gas y, en menor medida, al menor precio del crudo.

Otros costos fueron US$1.570 millones en 2024 (vs. US$475 millones en 2023), principalmente por mayores costos asociados a campos maduros (que se produjeron en el 4T24) y, en menor medida, a las perforaciones exploratorias improductivas. En el 4T24 , Otros costos fueron US$839 millones (+US$541 millones t/t), principalmente derivados de los mayores costos de campos maduros antes mencionados.

El EBITDA aj. ascendió a US$3.028 millones (+8% a/a) en 2024 , primordialmente por mayores ventas de hidrocarburos (sobre todo por aceleración de producción shale y aumento del precio del petróleo), compensadas por campos maduros por ~(-US$300 millones) y menor producción convencional debida al impacto climático antes mencionado por ~(-US$85 millones). En el 4T24 , el EBITDA aj. fue US$597 millones (-24% t/t), principalmente explicado por menores ventas estacionales de gas y mayores costos relacionados con la productividad de los campos maduros, parcialmente compensados por el aumento de la producción de petróleo shale y la recuperación de la producción convencional por el clima de la Patagonia.

Las inversiones fueron US$3.664 millones (-6% a/a) en 2024 , pero en el desglose, US$3,2 mil millones se destinaron al no convencional (vs. US$2,5 mil millones en 2023), en línea con el foco de la Compañía sobre el crecimiento del petróleo shale .

Las actividades de perforación y workover en nuestros bloques operados no convencionales registraron un rendimiento excepcional en 2024, creciendo en todas las fases del ciclo de pozos horizontales: 207 pozos perforados (+14 a/a), 189 pozos terminados (+17% a/a) y 195 pozos enganchados (+29%), en su mayoría pozos de petróleo.

En términos de eficiencia en nuestras operaciones no convencionales , superamos los objetivos fijados para 2024, promediando 308 metros/día en perforación de nuestros bloques core-hub (target: >290), y 233 etapas por set mensual en fractura (target: >220). Cabe mencionar que logramos la mayor velocidad de perforación en longitud lateral para un pozo shale en el bloque La Angostura Sur: 1.747 metros en 24 horas.

Upstream información operativa Cifras no auditadas 4T23 3T24 4T24 A/A ∆ T/T ∆	2023 2024 A/A ∆	2023 2024 A/A ∆
Desglose producción neta
Producción Crudo(Kbbld) 269,8 255,8 255,1 5,4% 5,8%		257,5 242,9 6,0%
Convencional 129,6 127,7 143,1 1,5% -9,5% Shale 138,1 125,7 109,4 9,9% 26,2% Tight 2,1 2,5 2,5 -15,4% -16,9%		132,8 143,0 -7,2% 122,4 97,2 25,9% 2,3 2,7 -12,9%
Producción NGL(Kbbld) 35,2 49,5 39,6 -28,8% -11,0%		43,1 42,9 0,4%
Convencional 9,0 12,0 9,1 -25,0% -1,5% Shale 25,4 36,5 29,3 -30,3% -13,1% Tight 0,8 1,0 1,1 -21,2% -33,9%		10,5 11,6 -9,2% 31,6 30,1 4,9% 1,0 1,2 -17,4%
Producción Gas(Mm3d) 34,3 40,3 34,4 -14,9% -0,2%		37,4 36,2 3,4%
Convencional 11,2 12,2 12,4 -7,7% -9,3% Shale 19,3 23,4 17,0 -17,7% 13,6% Tight 3,8 4,7 5,0 -19,9% -24,7%		12,3 13,5 -8,4% 20,4 17,2 18,6% 4,7 5,5 -15,2%
Producción Total(Kboed) 520,6 558,7 510,7 -6,8% 1,9%		536,1 513,6 4,4%
Convencional 209,1 216,1 230,1 -3,2% -9,1% Shale 284,8 309,5 245,4 -8,0% 16,0% Tight 26,7 33,2 35,3 -19,6% -24,5%		220,8 239,2 -7,7% 282,6 235,8 19,9% 32,7 38,6 -15,1%
Precios promedio de realización Crudo (USD/bbl) 65,7 68,3 59,3 -3,8% 10,7% Gas Natural(USD/MMBTU) 3,1 4,5 2,9 -29,9% 6,4%		68,2 62,5 9,1% 3,7 3,6 3,6%

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4T24

YPF

La producción de petróleo en 2024 promedió 257 kbbl/d (+6% a/a), gracias al importante crecimiento del petróleo shale (+26% a/a), mientras que en el 4T24 alcanzó una nueva marca máxima de 138 kbbl/d (+10% t/t). Este excepcional desempeño más que compensó la contracción de producción convencional, afectada por duras condiciones invernales en Patagonia durante casi 60 días y el declive natural de campos maduros.

La producción de gas natural creció +3% a/a en 2024 , mayoritariamente por ampliación midstream del gasoducto Perito Moreno, mientras que en el 4T24 , cayó 15% t/t, principalmente por la baja temporada.

La producción de NGLs se mantuvo estable a/a en 2024 en 43 kbbl/d. En el 4T24, cayó 29% t/t, debido principalmente al mantenimiento en las instalaciones de Mega.

RESERVAS P1

2024	Petróleo crudo y condensado (millones de barriles) Líquidos de gas natural (millones de barriles)	Gas Natural (miles de millones de pies cúbicos) Total (millones de barriles equivalente de petróleo)	Gas Natural (miles de millones de pies cúbicos) Total (millones de barriles equivalente de petróleo)
Reservas comprobadas, desarrolladas y no desarrolladas: Saldos al inicio del ejercicio Revisiones de estimaciones anteriores Extensiones, descubrimientos y recuperación mejorada Compras y Ventas Producción del ejercicio	546 74 2.536 10 (1) (144) 97 12 781 (11) - (1) (94) (16) (484)		1.072 (17) 248 (12) (196)
Saldos al cierre del ejercicio	548 69 2.688		1.096
Reservas comprobadas, desarrolladas: Comienzo del ejercicio	263 41 1.656		599
Cierre del ejercicio	284 44 1.627		618
Reservas comprobadas, no desarrolladas: Comienzo del ejercicio	283 33 880		473
Cierre del ejercicio	264 25 1.061		478

Las reservas probadas (P1) cerraron en 2024 en 1.096 Mboe (+2% a/a), impulsadas en su mayoría por un sólido crecimiento del 13% en reservas shale , compensado en parte por caída en campos convencionales.

La adición de reservas probadas (desarrolladas y no desarrolladas) de hidrocarburos ascendió a 220 millones de barriles equivalentes de petróleo (de la tabla en Mboe: 248 - 17 - 12) gracias a los desarrollos progresivos de nuestras operaciones no convencionales. Este resultado fue logrado gracias a la incorporación de 107 millones de barriles de líquidos y 113 Mboe correspondientes a reservas de gas. Teniendo en cuenta que las reservas incorporadas en 2024 superaron la producción total del año (196 MBoe), el índice de reemplazo de reservas («IRR») alcanzó 1,1x con 5,6 años de vida de reservas. Excluyendo campos maduros, el IRR habría mejorado a 1,5x, la vida de reservas a 6,8 años y el total de reservas P1 hubiese crecido un 7% a/a. Enfocándonos en las reservas de shale , escalaron al 78% del total de reservas P1, promediando 8,3 años y un IRR de 1,9x.

A continuación, se desglosan las principales variaciones de las adiciones de reservas P1 por cuenca:

• Cuenca Neuquina: principalmente adiciones no convencionales de Loma La Lata Norte y Aguada del Chañar para bloques de petróleo y Aguada Pichana Oeste y La Calera para bloques de gas

• Cuenca Golfo San Jorge: incorporación de petróleo, principalmente del bloque Manantiales Behr, alineados con el desarrollo de técnicas de recuperación terciaria

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4T24

YPF

3.2 DOWNSTREAM

3.2 DOWNSTREAM	3.2 DOWNSTREAM
Resultados Downstream Cifras no auditadas, en US$ millones Gasoil (3ros) 1.581 1.646 1.672 -4,0% -5,4% Naftas (3ros) 1.022 1.023 943 0,0% 8,4% Otros mercado local 683 753 771 -9,4% -11,4% Mercado externo 739 705 534 4,7% 38,2% Ingresos 4.024 4.127 3.920 -2,5% 2,7% 4T23 3T24 4T24 A/A ∆ T/T ∆		2024 2023 A/A ∆
Gasoil (3ros) 1.581 1.646 1.672 -4,0% -5,4% Naftas (3ros) 1.022 1.023 943 0,0% 8,4% Otros mercado local 683 753 771 -9,4% -11,4% Mercado externo 739 705 534 4,7% 38,2%		6.454 6.493 -0,6% 4.013 3.493 14,9% 2.657 3.204 -17,1% 2.766 1.798 53,9%
Ingresos 4.024 4.127 3.920 -2,5% 2,7%		15.890 14.988 6,0%
Depreciaciones y amortizaciones (178) (148) (143) 20,2% 24,5% Costo de refinación y logística (419) (428) (409) -2,1% 2,4% Importación de combustibles (incluye_jet fuel_- a terceros) (28) (98) (588) -71,9% -95,3% Compras de crudo (intersegmento + a terceros) (2.058) (2.097) (1.663) -1,9% 23,7% Compras de biocombustibles (a terceros) (212) (233) (153) -9,2% 38,7% Productos agro (a terceros) (133) (208) (73) -36,1% 83,0% Variación de existencias (147) 20 6 N/A N/A Otros (658) (661) (443) -0,5% 48,5%		(605) (565) 7,1% (1.588) (1.597) -0,6% (225) (1.303) -82,8% (8.187) (6.832) 19,8% (910) (819) 11,1% (602) (634) -5,1% (17) (147) -88,7% (2.448) (2.195) 11,5%
Resultado operativo antes de deterioro de activos 193 274 455 -29,5% -57,5%		1.309 896 46,1%
Deterioro de PP&Eydesvalorización de inventarios (3) - - N/A N/A		(3) - N/A
Resultado operativo 190 274 455 -30,6% -58,2%		1.306 896 45,8%
Depreciaciones y amortizaciones 178 148 143 20,2% 24,5% Deterioro de PP&Eydesvalorización de inventarios 3 - - N/A N/A		605 565 7,1% 3 - N/A
EBITDA 371 422 598 -12,2% -38,0%		1.914 1.461 31,0%
Arrendamientos (30) (29) (24) 2,0% 26,3% Otros ajustes - - - N/A 0,0%		(106) (94) 13,1% - - 0,0%
EBITDA Ajustado 341 393 574 -13,2% -40,6%		1.808 1.367 32,2%
Efecto precio de inventarios de productos derivados del petróleo (41) (55) 40 -26,2% N/A		40 (125) N/A
EBITDA Ajustado excl. ef precio de inventarios productosoil 382 448 535 -14,8% -28,6%		1.767 1.492 18,5%
Inversiones 313 298 311 5,1% 0,7%		1.107 1.076 2,9%

Las variaciones de existencias incluyen efecto precio por US$ (41) millones en el 4T24, (US$ 54) millones en el 3T24, US$ 37 millones en el 4T23, US$ 38 millones en el 2024 y US$ (164) millones en el 2023.

Los ingresos fueron US$15.890 millones en 2024 (+6% a/a), principalmente por la recuperación del precio local de combustibles, mayores exportaciones de crudo y la recuperación del flujo de exportaciones de granos y harinas (2023 estuvo afectado por sequía), parcialmente compensadas por contracción en demanda local de combustibles, en particular de gasoil, menores ventas locales de fertilizantes, jet fuel y asfaltos (reducción de volúmenes vendidos y precios). En el 4T24 , los ingresos disminuyeron ligeramente (-2% t/t), mayoritariamente por la tendencia bajista de precios internacionales de referencia, que afectó a los precios locales de combustibles (en particular de gasoil) y a las exportaciones de crudo, parcialmente compensadas por una recuperación gradual de la demanda local de combustibles.

Los costos de refinación y logística se mantuvieron estables en 2024 (-1% a/a), mientras que disminuyeron 2% t/t en el 4T24 . Ambas evoluciones se beneficiaron de las eficiencias alcanzadas en Logística y en nuestros Complejos Industriales (principalmente por optimizaciones en mantenimiento y energía), parcialmente compensadas por costos más elevados en términos reales.

Las importaciones de combustibles cayeron un 83% a/a en 2024 , por un descenso de demanda local de combustibles, en línea con la recuperación de precios de combustibles locales, mientras que en 2023 fue un año de demanda extraordinariamente alta y con una brecha negativa del 20% respecto a las paridades internacionales. Como resultado, el volumen total importado representó el 2% de nuestra demanda local de combustibles en 2024 (vs. 11% en 2023). En el 4T24 , la reducción de las importaciones del 72% t/t estuvo relacionada en su mayoría con un menor volumen y costo unitario de gasoil.

Las compras de petróleo (incluido intersegmento) aumentaron un 20% a/a en 2024 , impulsadas por un incremento de volúmenes comprados (aumento de exportaciones de petróleo con la aceleración del shale y mayor capacidad de procesamiento en nuestras refinerías), como también mayor precio del petróleo. Las compras de biocombustibles subieron 11% a/a en 2024 , impulsadas por un incremento del 32% en biodiésel (+64% de mayor volumen pero -19% de menor precio), compensado en parte por una disminución del 5% en bioetanol (-6% de menor volumen pero con precios ligeramente mayores). Las compras de productos agrícolas cayeron 5% a/a en 2024 , ya que el mayor volumen de compras de granos y harina se vio

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4T24

YPF

parcialmente compensado por menor volumen de compras de fertilizantes, en línea con las ventas. Además, en el 4T24 las compras de productos agrícolas cayeron 36% t/t debido principalmente a la estacionalidad.

La variación de existencias fue de (-US$17 millones) en 2024 vs. (-US$147 millones) en 2023, en su mayoría por la evolución del precio de crudo: mientras que el 2023 fue impactado por una caída más pronunciada del precio local de crudo, en 2024 se recuperó durante el 1S24 y disminuyó gradualmente durante el 2S24. En el 4T24 fue (-US$147 millones) vs. US$20 millones en el 3T24, explicado principalmente por el impacto de la baja de precios internacionales de referencia en el valor de nuestros inventarios. Adicionalmente, la línea Otros fue de (-US$2.448 millones) en 2024 (+12% a/a), mayoritariamente por mayores impuestos relacionados con exportaciones, y en menor medida, a (-US$58 millones) de provisión ambiental extraordinaria.

El EBITDA aj. , excluyendo el efecto del precio de inventarios de productos derivados del petróleo, fue US$1.767 millones en 2024 (+18% a/a), primordialmente por la recuperación de los precios de combustibles, junto a menores importaciones de combustibles con una brecha negativa con paridades internacionales, parcialmente compensadas por la contracción en la demanda local de combustibles y mayores compras de crudo. En el 4T24 , el EBITDA aj. cayó 15% t/t, principalmente por la caída de precios internacionales de referencia, que afectaron a nuestros precios de combustible, como también la provisión medioambiental extraordinaria mencionada anteriormente. Dichos efectos fueron parcialmente compensados por una recuperación de la demanda de combustibles.

El EBITDA aj. de Refino y Marketing , en términos unitarios, fue US$13,7/bbl en 2024 , impulsado principalmente por la recuperación de precios locales de combustibles como también las eficiencias alcanzadas, frente a US$11,0/bbl registrados en 2023. En el 4T24 , fue de US$11,3/bbl (-15% q/q), explicado en su mayoría por menores precios de los combustibles, siguiendo las paridades internacionales.

Las inversiones fueron US$1.107 millones en 2024 (+3% a/a): 59% refino, 19% midstream oil , 17% logística y 5% otros.

En nuestras refinerías, durante 2024 las inversiones estuvieron enfocadas en los siguientes proyectos:

• Proyecto de nuevas especificaciones de combustibles , que incluye la construcción de una planta de hidrotratamiento de nafta y la modernización de las unidades de nafta existentes en la refinería de La Plata, finalizada en el 2T24, así como la construcción de una nueva unidad de hidrotratamiento de gasoil en la refinería de Luján de Cuyo, prevista para el 4T25

• Modernización de las unidades de topping de las refinerías de Luján de Cuyo y Plaza Huincul

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

• VMOS (Allen – Punta Colorada, oleoducto dedicado a la exportación ~440 km): anunciamos nuestra participación inicial de 120 kbbl/d de capacidad de transporte. A la fecha, el compromiso total de los cargadores iniciales asciende a 445 kbbl/d e YPF posee la mayor participación (27%). La capacidad total alcanzará ~550 kbbl/d en el 2S27, ampliable a 700 kbbl/d a partir de 2028, si fuera necesario.

• Evacuación al Atlántico: nuestra afiliada Oldelval añadió 30 kbbl/d a fin de año, alcanzando una capacidad total de evacuación de 330 kbbl/d, y espera aumentar a 540 kbbl/d en marzo de 2025

• Oleoducto Loma Campana – Allen (~130 km): alcanzamos 90% de progreso en la construcción del ducto que actualmente se utiliza como punto de conexión con OldelVal y espera estar operativo en 2T25

• Conexión de nuevas áreas y ampliación de la capacidad de almacenamiento : completamos el oleoducto La Amarga Chica – Puesto Hernández en 4T24, con una capacidad de evacuación total de aproximadamente 160 kbbl/d. Asimismo, continuamos con las obras de modernización del oleoducto Puesto Hernández – Luján de Cuyo, con el objetivo de incrementar la capacidad de transporte desde Cuenca Neuquina hacia la refinería Luján de Cuyo, estimando su completación para 1T25

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YPF

Información Operativa Downstream Cifras no auditadas 4T23 3T24 4T24 T/T ∆	A/A ∆	A/A ∆	2024	A/A ∆ 2023
Crudo procesado (Kbbld) 304,1 298,3 289,8 1,9% 4,9% Utilización refinerias(%) 90,0% 88,3% 88,3% 170bps 165bps			300,7 294,4 2,1%
			89,0% 89,8% -78bps
			19.033 19.751 -3,6%
			16.987 18.085 -6,1% 5.782 6.063 -4,6% 8.165 8.863 -7,9% 2.046 1.666 22,8%
			616 540 14,1%
			295 296 -0,5% 321 243 31,8%
			1.696 1.346 26,1%
			868 1.168 -25,7% 829 178 366,8%
			638 523 22,0% 746 688 8,3% 71 78 -8,9%

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 en 2024 (+2% a/a), registrando una utilización de refinerías de 89%, impulsada principalmente por la modernización del Topping D de la Refinería La Plata finalizada en el 4T23, que permitió incrementar la capacidad de procesamiento, junto con la finalización de obras adicionales en 2024, en el marco del Proyecto de Nuevas Especificaciones de Combustibles, así como un incremento en la capacidad de bombeo de crudo desde Puesto Hernández al Complejo Luján de Cuyo en 2024.

El volumen de ventas locales de combustibles cayó 7% a/a en 2024 , debido a la recuperación de los precios de combustibles y al hecho de que 2023 se vio afectado por una demanda extraordinaria por precios más bajos. Durante el 2S24, la demanda de combustibles empezó a recuperarse ligeramente, aumentando un 4% t/t en el 4T24 , principalmente impulsada por demanda de naftas. En este contexto, logramos mantener nuestra participación de mercado de venta de combustibles en niveles sólidos, un 56% en 2024.

Los volúmenes petroquímicos crecieron 14% a/a en 2024 , debido a mayor demanda foránea, liderada por las exportaciones de metanol, parcialmente compensadas por una menor demanda local.

Los volúmenes vendidos de fertilizantes, granos y harinas subieron 26% a/a en 2024 , como resultado de la recuperación de las ventas de granos y harinas en el mercado externo, considerando que 2023 se vio fuertemente impactado por la sequía en Argentina. Dicho crecimiento fue parcialmente compensado por menores ventas de fertilizantes y productos agroquímicos en el mercado local.

Los precios promedio netos de combustibles en el mercado local medidos en dólares subieron 13% a/a en 2024 , gracias a un ajuste activo de precios con el fin de converger con paridades internacionales. Como resultado, la brecha con las paridades de importación se redujo significativamente, del 20% en 2023 a tan sólo 2% en 2024, a pesar de la significativa devaluación de diciembre de 2023.

Los precios de los productos petroquímicos y otros productos refinados cayeron 9% a/a en 2024 , en línea con una tendencia bajista de los precios internacionales de productos petroquímicos y de ciertos productos refinados, tales como jet fuel , fuel oil y carbón.

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YPF

3.3 GAS & ENERGÍA

Resultados Gas y Energía Cifras no auditadas, en US$ millones 4T23 3T24 4T24 A/A ∆ T/T ∆		A/A ∆ 2023 2024
Ventas como productores de gas natural (IS + a terceros) 312 583 329 -46,5% -5,2% Ventas de gas natural retail (a terceros) 178 319 (16) -44,2% N/A Ingresos de Midstream Gas (intersegmentos + a terceros) 56 57 44 -1,6% 26,2% Otros 68 98 (39) -30,6% N/A		1.691 1.615 4,7% 827 388 113,2% 222 194 14,3% 275 177 55,5%
Ingresos 614 1.057 318 -41,9% 93,1%		3.015 2.374 27,0%
Depreciaciones y amortizaciones (24) (28) (8) -14,2% 200,1% Compras de gas natural (intersegmentos + a terceros) (403) (741) (317) -45,6% 27,1% Compras de Midstream Gas (intersegmentos) (18) (16) (15) 8,7% 19,7% Costos operativosyOtros (147) (148) (18) -0,2% 711,3%		(98) (70) 40,0% (2.124) (1.899) 11,8% (66) (62) 5,8% (581) (345) 68,2%
Resultado operativo antes de deterioro de activos 22 124 (40) N/A N/A		146 (3) N/A
Deterioro de PP&Eydesvalorización de inventarios - - - N/A N/A		- - N/A
Resultado operativo 22 124 (40) N/A N/A		146 (3) N/A
Depreciaciones y amortizaciones 24 28 8 -14,2% 200,1% Deterioro de PP&Eydesvalorización de inventarios - - - N/A N/A		98 70 40,0% - - N/A
EBITDA 46 152 (32) -69,7% N/A		244 67 264,2%
Arrendamientos (11) (9) (6) 14,1% 80,3%		(37) (24) 54,8%
EBITDA Ajustado 35 143 (38) -75,1% N/A		207 43 378,2%
Inversiones 70 45 42 54,0% 66,7%		146 179 -18,4%

Los ingresos totalizaron US$3.015 millones en 2024 (+27% a/a), mayoritariamente por suba en las ventas de nuestra subsidiaria Metrogas, como distribuidora, que se vio afectada por la fuerte devaluación en Dic-23 (ya que su moneda funcional es en AR$), mayores volúmenes vendidos y ajustes tarifarios durante 2024. Esto también se combinó con mayores ventas de gas natural, como productor y el aumento de ingresos de midstream de gas.

Las compras de gas natural aumentaron 12% a/a en 2024 , principalmente por mayores compras de Metrogas, en línea con el aumento de ventas de gas natural (mayores volúmenes y precios), mientras que los costos operativos y otros aumentaron 68% a/a, en su mayoría debido al impacto de la devaluación de la moneda local en nuestra subsidiaria Metrogas mencionado anteriormente. Además, se reconoció un cargo por ventas de dudoso cobro por US$51 millones en 2024[3] , principalmente adeudados por CAMMESA.

Como resultado, el EBITDA Ajustado alcanzó US$207 millones en 2024 (vs. US$43 milliones en 2023). En el 4T24 , disminuyó 75% t/t, debido principalmente a menores ventas estacionales de gas natural.

Las inversiones ascendieron a US$146 millones (-18% vs. 2023) en 2024 . Durante el 4T24 , se centraron en:

• Modernización Completa de la planta de tratamiento de gas natural en Loma Negra, con el objetivo de aumentar la capacidad de procesamiento actual

• Proyecto Argentina GNL: en dic-24 firmamos un Acuerdo de Desarrollo de Proyecto con Shell, que se incorporó al proyecto como nuevo socio estratégico

• Proyecto de captación Hub Sur: primordialmente para ampliar la capacidad de procesamiento de gas en las plantas de tratamiento de Sierra Barrosa; la primera fase se completó en 2024, y se prevé poner en marcha una segunda fase en 2025

• Proyecto de captación Hub Norte: construcción de un gasoducto que conectará los bloques Narambuena y Bajo del Toro con el Complejo Industrial El Portón, estimando estar operativa en 2027

3 De acuerdo con la Resolución N° 58/24 de la Secretaría de Energía, publicada el 8 de mayo de 2024, la Compañía reconoció un cargo por ventas de dudoso cobro dentro de los costos operativos por US$22 millones en 2T24 y US$29 millones en 1T24, principalmente adeudados por CAMMESA.

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YPF

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 4T23 T/T ∆ 3T24 4T24 A/A ∆		A/A ∆ 2023 2024
Efectivo al inicio del ejercicio 877 1.041 1.296 -15,8% -32,3% Flujo neto de efectivo de las actividades operativas 1.663 1.695 1.708 -1,9% -2,6% Flujo neto de efectivo de las actividades de inversión (1.400) (1.439) (1.563) -2,7% -10,4% Flujo neto de efectivo de las actividades de financiación (1) (398) (111) -99,7% -99,1% Ajustes de conversión & otros (21) (22) (207) -4,5% -89,9%		1.123 773 45,3% 5.869 5.913 -0,7% (5.511) (5.332) 3,4% (293) 278 N/A (70) (509) -86,2%
Efectivo al cierre del período 1.118 877 1.123 27,5% -0,4%		1.118 1.123 -0,4%
Inversiones en activos financieros 390 318 264 22,6% 47,7%		390 264 47,7%
Caja + inversiones corrientes al cierre 1.508 1.195 1.387 26,2% 8,7%		1.508 1.387 8,7%
FCF 64 (173) (60) N/A N/A		(760) (740) 2,7%

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 efectivo libre para 2024 fue negativo por U$760 millones, principalmente por (-US$433 millones) de campos maduros: (1) ~(-US$300 millones) en EBITDA ajustado; (2) (-US$269 millones) de altas de activos mantenidos para la venta, en flujo neto de efectivo de actividades de inversión; y (3) US$136 millones en concepto de cobranza por transferencia de ciertos bloques y anticipos recibidos. Asimismo, 2024 se vio impactado por la contingencia climática en Patagonia (-US$85 millones), sumado a deudas por importaciones, cuyo pago fue diferido temporalmente de 2023 a 2024 (-US$166 millones), menores cobros de dividendos a afiliadas y mayores servicios de deuda.

En el 4T24 , el flujo de efectivo libre volvió al terreno positivo, totalizando US$64 millones. Si bien las inversiones no fueron totalmente compensadas por el EBITDA Ajustado, 4T24 se vio afectado positivamente por el cobro de créditos vencidos de gas natural y por transferencia de ciertos campos maduros, además de menor pago de servicio de deuda.

En términos de liquidez, nuestro efectivo e inversiones a corto plazo aumentaron a US$1.508 millones a finales de diciembre de 2024, creciendo 9% vs. 2023.

4.2 DEUDA NETA

Desglose Deuda Neta	4T24	3T24	4T23	T/T ∆
Cifras no auditadas, en US$ millones
Deuda corto plazo	1.907	1.832	1.508	4,1%
Deuda largo plazo	7.035	6.869	6.682	2,4%
Deuda Total	8.942	8.701	8.190	2,8%
Tasa de interés promedio para deuda AR$	32,9%	37,9%	104,8%
Tasa de interés promedio para deuda US$	6,5%	6,5%	6,5%
% deuda en AR$	0,6%	0,7%	1,7%
Caja y equivalente de caja	1.508	1.195	1.387	26,2%
% de liquidez dolarizada	70%	82%	103%
Deuda neta	7.434	7.506	6.803	-1,0%

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

Al 31 de diciembre de 2024, la deuda neta consolidada de YPF ascendió a US$7.434 millones, similar t/t, pero con un incremento del 9% a/a, mientras que el EBITDA Ajustado registró un sólido crecimiento en 2024 (+15% vs. 2023), reduciendo el ratio de apalancamiento neto de 1,7x en 2023 a 1,6x en 2024.

En términos de financiamiento , en el 4T24 emitimos dos nuevos bonos locales a 4 años denominados en dólares por un total de US$150 millones: US$125 millones MEP y US$25 millones CCL, con un rendimiento del 6,5% y el 7,0%, respectivamente. Además, reabrimos el préstamo sindicado a 3 años (garantizado en el 3T24) con bancos locales, por US$100 millones adicionales y obtuvimos unos US$60 millones en líneas de financiación comercial a corto plazo.

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YPF

A principios de 2025, emitimos un bono internacional no garantizado a 9 años por US$1.100 millones, con un rendimiento del 8,50%. Dichos fondos fueron desembolsados para refinanciar el bono con vencimiento en julio 2025 (US$757 millones) y adquirir el 54,45% del bloque de shale gas Sierra Chata ubicado en Vaca Muerta. En cuanto al bono 2025, realizamos una oferta de compra en efectivo, pagando por adelantado US$315 millones en Ene-25, y el resto con una opción de rescate make-whole en Feb-25.

Por último, posterior al 4T24, emitimos dos bonos locales denominados en Dólar MEP por US$200 millones:

• US$140 millones a 2 años al 6,25%.

• US$60 millones a 6 meses al 3,5%.

Adicionalmente, posterior al 2024, tras la mejora en la calificación soberana, la calificación crediticia de YPF fue mejorada en dos agencias: Moody's (de Caa3 a Caa1 con perspectiva estable) y S&P (de CCC a B+).

En cuanto a nuestro perfil de vencimientos , la Compañía enfrenta vencimientos de deuda para los 12 meses de 2025 por menos de US$1.000 millones, concentrados principalmente en: US$400 millones (financiamientos de comercio exterior de corto plazo locales e internacionales), US$282 millones por amortizaciones de bonos internacionales, US$147 millones de amortizaciones de bonos locales y US$51 millones con CAF. El siguiente cuadro muestra nuestro perfil consolidado de vencimientos de deuda principal al 31 de diciembre de 2024:

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YPF

5. TABLAS

5.1 BALANCE GENERAL CONSOLIDADO

Balance General Consolidado
Cifras no auditadas	31-Dec-24	31-Dec-23
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	491 367 18.736 17.712 743 631 1.960 1.676 330 18 337 158 1 31 0 8
Total del Activo No Corriente	22.598 20.601
Activo Corriente Activos mantenidos para su disposición Inventarios Activos de contratos Otros créditos Créditos por ventas Inversiones en activos financieros Efectivoyequivalentes de efectivo	1.537 0 1.546 1.683 30 10 552 381 1.620 973 390 264 1.118 1.123
Total del Activo Corriente	6.793 4.434
Total del Activo	29.391 25.035
Total Patrimonio Neto	11.870 9.051
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	1.084 2.660 90 1.242 114 34 2 4 0 0 34 0 406 325 7.035 6.682 74 112 6 5
Total del Pasivo No Corriente	8.845 11.064
Pasivo Corriente Pasivos asociados con activos mantenidos para su disposición 2.136 0 Provisiones 116 181 Pasivos de contratos 73 69 Impuesto a las ganancias a pagar 126 31 Cargas fiscales 247 139 Remuneraciones y cargas sociales 412 210 Pasivos por arrendamientos 370 341 Préstamos 1.907 1.508 Otros pasivos 410 122 Cuentasporpagar 2.879 2.319
Total del Pasivo Corriente 8.676 4.920
Total del Pasivo 17.521 15.984
Total del Pasivoy Patrimonio Neto 29.391 25.035

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

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YPF

5.2 ESTADO DE RESULTADOS CONSOLIDADO

Estado de Resultados Cifras no auditadas, en US$ millones 4T24 T/T ∆ 4T23 3T24	A/A ∆		2024	2023 A/A ∆
Ingresos 4.751 5.297 4.194 -10,3% 13,3%			19.293 17.311 11,4%
Costos (3.756) (3.678) (3.356) 2,1% 11,9%		#	(13.910) (13.853) 0,4%
Resultado bruto 995 1.619 838 -38,5% 18,7%			5.383 3.458 55,7%
Gastos de comercialización (536) (552) (419) -2,9% 27,9% Gastos de administración (261) (224) (187) 16,5% 39,6% Gastos de exploración (108) (20) (19) 440,0% 468,4% Deterioro de PP&E y desvalorización de inventarios (61) (21) (1.782) 190,5% -96,6% Otros resultados operativos, netos (559) (48) 152 1064,6% N/A		# # # # #	(2.132) (1.804) 18,2% (836) (705) 18,6% (239) (61) 291,8% (87) (2.288) -96,2% (609) 152 N/A
Resultado operativo (530) 754 (1.417) N/A -62,6%			1.480 (1.248) N/A
Resultado por participación en asociadas y negocios conjuntos 133 107 (133) 24,3% N/A Ingresos financieros 47 19 2.054 147,4% -97,7% Costos financieros (258) (267) (1.497) -3,4% -82,8% Otros resultados financieros 99 85 (8) 16,5% N/A Resultados financieros, netos (112) (163) 549 -31,3% N/A		# #	396 94 321,3% 134 4.489 -97,0% (1.169) (3.979) -70,6% 340 387 -12,1% (695) 897 N/A
Resultado antes de impuesto a las ganancias (509) 698 (1.001) N/A -49,2%			1.181 (257) N/A
Impuesto a las ganancias 225 787 (860) -71,4% N/A		#	1.212 (1.020) N/A
Resultado neto del período (284) 1.485 (1.861) N/A -84,7%			2.393 (1.277) N/A
Resultado neto atribuible a accionistas de la controlante (290) 1.470 (1.860) N/A -84,4% Resultado neto atribuible al interés no controlante 6 15 (1) -60,0% N/A Resultado neto por acción atribuible a los accionistas de la controlante (básico y diluido) (0,74) 3,75 (4,75) N/A -84,4%		# #	2.348 (1.312) N/A 45 35 28,6% 5,99 (3,35) N/A

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 gasóleo y gasolina (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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