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证券交易委员会

华盛顿特区 20549

6-K 表

外国私人发行人报告

根据规则 13A-16 或 15D-16

依据《1934 年证券交易法》

2026 年 10 月

委员会档案编号：001-12102

YPF Sociedad Anónima

（注册人章程中规定的准确名称）

Macacha Güemes 515

C1106BKK 阿根廷布宜诺斯艾利斯

（主要行政办公室地址）

请勾选注册人是否以 20-F 表或 40-F 表提交或将提交年度报告：

20-F 表 ☒ 40-F 表 ☐

$\"Graphics\"$

3Q26

YPF

3Q26

3Q26 主要亮点

	关键绩效指标		3Q26		2Q26		环比变化		3Q25		同比变化		9M26		9M25		Δ
财务	收入		6,557		6,574		0%		4,643		41%		18,077		13,892		30%
调整后 EBITDA		2,503		2,804		-11%		1,357		84%		6,901		3,726		85%
净利润		1,196		1,205		-1%		(198)		不适用		2,810		(150)		不适用
资本支出		1,287		1,340		-4%		1,017		26%		3,607		3,391		6%
自由现金流		901		824		9%		(759)		不适用		2,596		(2,081)		不适用
净债务		6,596		7,654		-14%		9,595		-31%		6,596		9,595		-31%
净杠杆率（倍）		0.81		1.09		-26%		2.10		-62%		0.81		2.10		-62%
上游	碳氢化合物产量（千桶油当量/日）(1)		532.0		544.4		-2%		523.1		2%		533.8		540.2		-1%
原油（千桶/日）		261.4		265.5		-2%		239.8		9%		265.9		252.4		5%
天然气（百万立方米/日）		36.5		37.3		-2%		38.4		-5%		35.5		38.5		-8%
天然气液体（千桶/日）		41.3		44.6		-8%		41.9		-2%		44.5		45.7		-3%
原油价格（美元/桶）		81.4		91.1		-11%		60.0		36%		80.3		62.6		28%
天然气价格（美元/百万英热单位）		4.4		4.2		4%		4.3		1%		3.9		3.8		2%
原油出口量（千桶/日）		32.2		33.8		-5%		38.3		-16%		34.7		39.5		-12%
页岩油产量（千桶/日）		224.1		212.7		5%		170.0		32%		214.1		154.2		39%
总举升成本（美元/桶油当量）(2)		7.8		8.5		-8%		8.8		-12%		8.4		12.1		-31%
页岩油中心举升成本（美元/桶油当量）(2)		4.2		4.2		0%		4.1		3%		4.1		4.5		-8%
中游与下游	原油加工量（千桶/日）		344.0		350.8		-2%		326.2		5%		346.4		315.2		10%
炼厂利用率（%）		102%		104%		-2%		97%		5%		102%		93%		10%
本地燃料销量（千立方米）(3)		3,733		3,869		-4%		3,655		2%		11,234		10,591		6%
本地燃料净价（美元/立方米）		865		920		-6%		608		42%		836		648		29%
进口燃料（千立方米）(3)		-		-		不适用		50		不适用		-		222		不适用
炼油与营销调整后 EBITDA（美元/桶）		25.6		22.5		14%		7.1		258%		21.0		11.9		76%

除非另有说明，金额单位为百万美元。EBITDA = 营业收入 + 不动产、厂房及设备折旧 + 使用权资产折旧 + 无形资产摊销 + 未生产性勘探钻井 + 不动产、厂房及设备（转回）/减值。调整后 EBITDA = 剔除 IFRS 16 影响及一次性项目的 EBITDA。净杠杆率 = 净债务 / 过去 12 个月调整后 EBITDA。自由现金流 = 经营活动现金流减去资本支出（投资活动）、并购（投资活动）以及利息和租赁付款（融资活动）。燃料 = 柴油 + 汽油。炼油与营销业务不包括石化业务；由于农业业务从中游与下游部门重新划拨至新能源部门，相关数据已重列。(1) 自 2026 年 5 月起包括 Bandurria Sur 区块额外 4.9% 的权益，该权益未并入 YPF 资产负债表。(2) 基础举升成本不包括特定油井维护成本。若计入这些成本，举升成本（美元/桶油当量，总体和页岩油中心分别为）：3Q26 为 8.1 和 5.0；2Q26 为 8.7 和 4.7；3Q25 为 8.8 和 4.3；9M26 为 8.6 和 4.6；9M25 为 12.2 和 4.5。(3) 本地燃料销量和进口燃料自 2025 年 10 月起包括 Refinor。

调整后 EBITDA 达到 25.03 亿美元（环比下降 11%；同比增长 84%），为 YPF 有史以来第二高的季度业绩，仅次于 2Q26 创下的纪录。调整后 EBITDA 利润率保持强劲，达到 38%。

环比下降主要反映了库存估值影响，以及国际价格在 3Q26 下跌导致的精炼产品实现价格降低。天然气销售季节性增长，以及价格挂钩成本下降（主要是第三方原油采购、特许权使用费和其他税费），部分抵消了这些影响。

同比增长主要得益于定价环境改善、传统资产敞口下降带来的举升成本降低，以及页岩油产量增长和炼厂加工量增加。

3Q26

YPF

3Q26

资本支出总计 12.87 亿美元（环比下降 4%；同比增长 26%），其中 70% 投向非常规业务。环比下降主要是由于 2Q26 计提了阿根廷 LNG 项目专用五个区块非常规特许权的签约奖金；3Q26 钻井和修井作业增加则部分抵消了这一影响。

页岩油产量平均为 224 kbbl/d（环比 +5%；同比 +32%），占石油总产量的 86%，高于 2Q26 的 80% 和 3Q25 的 71%。我们仍稳步推进，有望实现 2026 年平均产量目标 215 kbbl/d，并有望轻松达到 2026 年 12 月 250 kbbl/d 的退出产量。

YPF 通过收购融资，以 4.3 亿美元收购 YPF Luz 剩余 25% 股权，使持股比例达到 100%，并将该公司全面并表。此项交易使 YPF 能够获取领先发电平台的价值，并在高效火力发电和可再生能源领域获得长期增长机会。

炼厂加工量保持强劲，为 344 kbbl/d（环比 -2%；同比 +5%）。尽管 La Plata 炼厂于 2026 年 9 月按计划进行维护，YPF 再次在不进口燃料的情况下满足了国内需求，同时增加燃料出口，并在 3Q26 实现汽油高标号产品产量纪录。

自由现金流达到 9.01 亿美元（环比增加 7700 万美元；同比增加 17 亿美元），为 YPF 季度第二高。强劲的调整后 EBITDA 以及出售 Metrogas、Mendoza 非运营区块和 Chachahuen 常规油气区块所得的首笔款项，足以覆盖资本支出、常规利息和所得税支付。因此，净杠杆率降至 0.8 倍，为十年来最低水平。

2026 年 9 月，YPF 重返国际资本市场，发行 12 亿美元、期限 9 年的债券，收益率为 7.85%，相对于美国国债的利差约为 300 个基点，创 YPF 纪录新低。部分所得款项用于提前筹措 2027 年和 2029 年到期债务的资金。

主要项目里程碑：

 VMOS：两座单点系泊浮筒于 2026 年 10 月上旬抵达里奥内格罗省港口。截至 2026 年 9 月，项目进度约为 85%，仍按计划于年底实现商业运营（COD），预计 2027 年初产出首批石油。

 阿根廷 LNG：YPF 收到美国进出口银行（US EXIM bank）最高 60 亿美元的非约束性融资提案，以支持该项目一体化 LNG 出口价值链的开发。

布宜诺斯艾利斯，2026 年 10 月 28 日——YPF（ByMA: YPFD | NYSE: YPF1）。信息依据按照阿根廷现行 IFRS 编制的财务报表（FS）。部分数字的加总可能因四舍五入而存在差异。本公司的功能货币为美元。

1. 3Q26 合并业绩分析

合并收入明细	3Q26	2Q26	3Q25	环比 ∆	同比 ∆	9M26	9M25	同比 ∆
未经审计数据，单位：百万美元
柴油	2,146	2,430	1,467	-11.7%	46.3%	6,239	4,514	38.2%
汽油	1,294	1,332	929	-2.8%	39.3%	3,756	2,890	30.0%
生产商天然气（第三方）	536	456	523	17.3%	2.3%	1,275	1,276	-0.1%
其他	1,435	1,257	1,067	14.2%	34.5%	3,689	3,081	19.8%
国内市场合计	5,411	5,475	3,986	-1.2%	35.7%	14,959	11,760	27.2%
航空燃油	172	184	87	-6.5%	97.6%	514	254	102.5%
谷物和面粉	241	216	139	11.4%	73.1%	600	444	35.2%
原油	264	304	238	-13.2%	10.9%	823	732	12.5%
石化产品及其他	470	395	193	18.8%	143.3%	1,181	703	68.0%
出口市场合计	1,146	1,099	657	4.3%	74.5%	3,118	2,132	46.2%
总收入	6,557	6,574	4,643	-0.3%	41.2%	18,077	13,892	30.1%

1 ADR = 10 股。截至 2026 年 9 月，已发行股本总额为 3,933,127,930 股（阿根廷政府持股 51%；NYSE 持股 29%；ByMA 持股 20%）。

3Q26

YPF

3Q26

净收入为 65.57 亿美元，环比基本持平，主要受当地燃料价格下降影响，尤其是柴油价格（2Q26 录得向其他炼厂的异常销售，此外还受到柴油季节性影响），以及 Brent 价格下跌导致原油出口减少。这些影响大部分被季节性当地天然气销售增加，以及燃料出口增加（主要是汽油、直馏石脑油、谷物和面粉）所抵消。

未经审计数据，单位：百万美元	3Q26	2Q26	3Q25	环比 ∆	同比 ∆	9M26	9M25	同比 ∆

开采成本	(401)	(427)	(426)	-6.0%	-5.8%	(1,245)	(1,795)	-30.6%
其他上游业务	(139)	(112)	(184)	23.9%	-24.3%	(339)	(489)	-30.6%
下游运营支出	(549)	(540)	(517)	1.7%	6.2%	(1,564)	(1,571)	-0.4%
其他中游及下游业务	(177)	(165)	(113)	7.4%	56.5%	(539)	(330)	63.2%
LNG、综合业务、新能源、公司及其他	(271)	(223)	(117)	21.4%	132.8%	(712)	(444)	60.5%
运营支出合计	(1,538)	(1,468)	(1,356)	4.8%	13.4%	(4,400)	(4,629)	-5.0%
折旧与摊销	(834)	(878)	(836)	-5.0%	-0.2%	(2,455)	(2,430)	1.0%
特许权使用费	(310)	(348)	(235)	-11.1%	31.6%	(906)	(740)	22.3%
其他成本	(387)	(393)	(287)	-1.3%	35.1%	(1,111)	(921)	20.7%
其他成本合计	(1,531)	(1,619)	(1,358)	-5.4%	12.7%	(4,472)	(4,091)	9.3%
燃料进口（包括航空燃油）	(9)	(4)	(35)	108.4%	-75.8%	(15)	(147)	-89.7%
向第三方购买原油	(771)	(878)	(688)	-12.1%	12.0%	(2,320)	(1,615)	43.6%
生物燃料采购	(304)	(305)	(208)	-0.4%	46.2%	(891)	(678)	31.4%
农产品采购	(262)	(263)	(226)	-0.6%	16.0%	(650)	(568)	14.4%
其他采购	(290)	(191)	(221)	51.6%	31.2%	(678)	(606)	11.8%
库存变动	(93)	178	54	不适用	不适用	90	(9)	不适用
采购与库存变动合计	(1,728)	(1,463)	(1,324)	18.1%	30.5%	(4,463)	(3,623)	23.2%
其他经营业绩，净额	161	(203)	(48)	不适用	不适用	(122)	(397)	-69.3%
物业、厂房及设备减值损失的存货减记及转回	-	(8)	(5)	不适用	不适用	(8)	4	不适用
经营成本 + 采购 + 资产减值	(4,636)	(4,761)	(4,091)	-2.6%	13.3%	(13,465)	(12,736)	5.7%

库存变动包括价格影响：3Q26 为 (US$37) million，2Q26 为 US$219 million，3Q25 为 (US$4) million，9M26 为 US$ 159 million，9M25 为 (US$ 96) million。

OPEX 为 US$1,538 million（环比增长 5%），主要由于各业务部门按实际价格计算的成本上升，其次是环境准备金更新（主要涉及非运营资产）；传统油田敞口减少带来的举升成本节省部分抵消了上述影响。其他成本为 US$1,531 million（环比下降 5%），主要由于 2Q26 计入了非经常性 PP&E 折旧（重新评估某些资产的使用寿命）；3Q26 的特许权使用费、其他与收入相关的税费和出口税费有所下降，原因是油价下跌，但部分被 3Q26 Bajo del Toro 区块产量增加导致的折旧上升所抵消。

采购与库存变动合计 US$1,728 million（环比增长 18%）。采购额环比基本持平，第三方原油价格下降的影响被天然气采购的季节性增长部分抵消。YPF 在 3Q26 再次未进口柴油或汽油。库存变动为负 US$93 million，而 2Q26 为正 US$178 million，差额合计 US$271 million，主要反映 2Q26 国际价格达到峰值时库存估值异常偏高。

其他经营净业绩为正 US$161 million（相比之下，2Q26 为负 US$203 million），主要由于 3Q26 出售传统油气资产带来正收益；而 2Q26 因持有待售传统油气资产公允价值变动及承诺重新评估而录得负收益，这些影响也主要与成熟油田有关。

合并净利润构成	3Q26	2Q26	3Q25	环比变化	同比变化	9M26	9M25	同比变化
未经审计数据，单位：US$ million
经营收益 /（亏损）	1,921	1,813	552	6.0%	248.0%	4,612	1,156	299.0%
联营企业及合营企业权益收益	134	115	32	16.5%	318.8%	350	107	227.1%
财务业绩，净额	(228)	(130)	(245)	75.4%	-6.9%	(685)	(746)	-8.2%
税前净收益	1,827	1,798	339	1.6%	438.7%	4,277	517	727.3%
所得税	(631)	(593)	(537)	6.4%	17.5%	(1,467)	(667)	119.9%
净收益	1,196	1,205	(198)	-0.7%	不适用	2,810	(150)	不适用
资产减值前净收益	1,196	1,210	(195)	-1.2%	不适用	2,815	(153)	不适用

3Q26

YPF

3Q26

财务净业绩为亏损 US$228 million（而 2Q26 为亏损 US$130 million），因为 2Q26 以美元计的负债较低。

所得税支出为 US$631 million（环比增长 6%），反映了按适用企业所得税税率计提的经常性费用。因此，净收益为 US$1,196 million（而 2Q26 为 US$1,205 million）。

2. 调整后 EBITDA 与资本支出

2.1 调整后 EBITDA 调节

调整后 EBITDA 调节表	3Q26	2Q26	3Q25	环比变化	同比变化	9M26	9M25	同比变化
未经审计数据，单位：US$ million
净收益	1,196	1,205	(198)	-0.7%	不适用	2,810	(150)	不适用
财务业绩，净额	228	130	245	75.4%	-6.9%	685	746	-8.2%
联营企业及合营企业权益收益	(134)	(115)	(32)	16.5%	318.8%	(350)	(107)	227.1%
所得税	631	593	537	6.4%	17.5%	1,467	667	119.9%
无效勘探钻井	-	3	-	不适用	不适用	12	1	不适用
折旧与摊销	834	878	836	-5.0%	-0.2%	2,455	2,430	1.0%
物业、厂房及设备减值损失的存货减记及（转回）	-	8	5	不适用	不适用	8	(4)	不适用
EBITDA	2,755	2,702	1,393	2.0%	97.8%	7,087	3,583	97.8%
租赁	(77)	(94)	(88)	-18.5%	-13.2%	(257)	(255)	0.7%
运营优化准备金	(1)	(13)	60	-92.3%	不适用	56	90	-37.8%
资产出售收益	(171)	-	(34)	不适用	402.9%	(175)	(216)	-19.0%
持有待售资产公允价值变动收益	-	147	(4)	不适用	不适用	133	240	-44.6%
离职补偿准备金	5	(6)	2	不适用	150.0%	(1)	28	不适用
材料和设备陈旧准备金	(17)	(11)	(19)	54.5%	-10.5%	(37)	240	N/A
公司重估结果	-	-	-	N/A	N/A	-	(45)	N/A
协议负债相关结果	-	82	-	N/A	N/A	82	-	N/A
杂项——成熟油田及其他	9	(3)	48	N/A	-81.2%	13	61	-79.2%
调整后 EBITDA	2,503	2,804	1,357	-10.7%	84.4%	6,901	3,726	85.2%

2.2 按业务板块划分的调整后 EBITDA 和资本支出

按业务板块		3Q26		2Q26		环比变化		3Q25		同比变化		9M26		9M25		Δ
调整后 EBITDA	上游		1,575		1,725		-9%		1,046		51%		4,449		2,614		70%
中游与下游		1,030		947		9%		384		169%		2,572		1,398		84%
LNG 与 IG		(5)		(2)		150%		(1)		283%		(7)		(6)		12%
新能源		102		59		72%		61		66%		191		125		53%
公司		(164)		(154)		7%		(103)		59%		(465)		(284)		64%
抵销及其他		(36)		228		N/A		(30)		17%		161		(122)		N/A
调整后 EBITDA 总额		2,503		2,804		-11%		1,357		84%		6,901		3,726		85%
资本支出	上游		932		1,066		-13%		751		24%		2,781		2,595		7%
中游与下游		280		213		31%		218		28%		643		668		-4%
LNG 与 IG		17		23		-26%		9		89%		58		26		123%
新能源		10		8		25%		7		33%		27		26		4%
公司		49		31		57%		31		56%		99		77		29%
资本支出总额		1,287		1,340		-4%		1,017		26%		3,607		3,391		6%

注：中游与下游调整后 EBITDA 不包括油品库存价格影响，该影响计入抵销及其他。

3Q26

YPF

3Q26

3. 按业务板块分析业绩

3.1 上游

上游财务数据	3Q26	2Q26	3Q25	环比变化	同比变化	9M26	9M25	同比变化
未经审计数据，单位：百万美元
原油	1,920	2,179	1,323	-11.9%	45.1%	5,743	4,293	33.8%
天然气	610	537	611	13.4%	-0.2%	1,493	1,546	-3.4%
其他	6	25	33	-74.1%	-80.4%	62	90	-31.6%
收入	2,536	2,741	1,967	-7.5%	28.9%	7,298	5,929	23.1%
折旧与摊销	(577)	(632)	(615)	-8.7%	-6.2%	(1,731)	(1,805)	-4.1%
开采成本	(401)	(427)	(426)	-6.0%	-5.8%	(1,245)	(1,795)	-30.6%
特许权使用费	(307)	(346)	(234)	-11.3%	31.1%	(899)	(736)	22.2%
其他成本	(39)	(381)	(273)	-89.8%	-85.8%	(640)	(1,086)	-41.1%
资产减值前营业收入	1,212	955	419	26.9%	189.3%	2,783	507	448.9%
营业收入/（亏损）	1,212	955	419	26.9%	189.3%	2,783	507	448.9%
折旧与摊销	577	632	615	-8.7%	-6.2%	1,731	1,805	-4.1%
无效勘探钻井	-	-	-	N/A	N/A	9	1	800.0%
EBITDA	1,789	1,587	1,034	12.7%	73.0%	4,523	2,313	95.5%
租赁	(39)	(55)	(42)	-30.2%	-6.8%	(143)	(142)	0.8%
运营优化准备金	(1)	(13)	60	-92.3%	N/A	56	90	-37.8%
资产出售收益	(171)	-	(34)	N/A	402.9%	(175)	(216)	-19.0%
持有待售资产公允价值变动收益	-	147	(4)	N/A	N/A	133	240	-44.6%
离职补偿准备金	5	(6)	2	N/A	150.0%	(1)	28	N/A
材料和设备陈旧准备金	(17)	(11)	(19)	54.5%	-10.5%	(37)	240	N/A
协议负债相关结果	-	82	-	N/A	N/A	82	-	N/A
杂项——成熟油田	9	(5)	48	N/A	-81.3%	10	61	-82.9%
调整后 EBITDA	1,575	1725	1046	-8.7%	50.7%	4,449	2,614	70.2%
资本支出	932	1,066	751	-12.6%	24.0%	2,781	2,595	7.2%

单位现金成本	3Q26	2Q26	3Q25	环比变化	同比变化	9M26	9M25	同比变化
未经审计数据，单位：美元/桶油当量
开采成本 (*)	7.8	8.5	8.8	-8.3%	-11.9%	8.4	12.1	-31.0%
特许权使用费及其他税费	7.4	8.5	6.0	-13.1%	23.9%	7.4	6.4	16.5%
其他成本	3.0	2.5	4.0	18.4%	-25.5%	2.3	3.4	-31.4%
现金成本总额（美元/桶油当量）	18.6	19.7	18.8	-5.3%	-0.9%	18.5	23.6	-21.8%

(*) 基础开采成本不包括特定油井维护成本。若计入这些成本，开采成本将分别为（美元/桶油当量，总体及页岩油中心）：8.1 和 5.0（3Q26）；8.7 和 4.7（2Q26）；8.8 和 4.3（3Q25）；8.6 和 4.6（9M26）；以及 12.2 和 4.5（9M25）。

收入总计25.36亿美元，环比下降7%，主要反映实际油价环比下跌10%，原因是布伦特油价走低，且3Q26 Medanito 油价相对布伦特恢复了通常的国内折价，而2Q26则出现了异常溢价。常规原油产量因资产剥离计划而下降，也对收入造成影响。这些影响部分被季节性高峰的天然气销售（销量增长9%，价格上涨4%）以及页岩油产量持续增长所抵消。

折旧与摊销为5.77亿美元，环比下降9%，主要是由于2Q26出现的非经常性不动产、厂房及设备（PP&E）折旧，略被3Q26 Bajo del Toro页岩油区块活动增加所抵消。

开采成本达到7.8美元/桶油当量，环比下降8%，主要由于常规资产持续剥离，部分被实际成本上升所抵消。值得注意的是，开采成本同比下降12%，反映出常规资产剥离战略取得进展。页岩油中心2的开采成本仍具竞争力，按100%工作权益计为4.2美元/桶油当量。

特许权使用费及其他税费平均为7.4美元/桶油当量，环比下降13%，主要反映实际油价走低，部分被季节性高峰天然气价格所抵消。其他成本降至3900万美元，环比下降90%，主要反映2026年9月完成出售 Malargüe 常规油田集群带来的正面影响。相比之下，2Q26包含持有待售资产（Manantiales Behr）公允价值变动带来的负面影响，以及承诺事项的重新评估，主要与成熟油田有关。

调整后 EBITDA 总计 15.75 亿美元（环比下降 9%），主要反映 Brent 原油价格从 2Q26 的涨势回落，导致实现油价走低。冬季天然气销售旺季、与价格挂钩的特许权使用费降低，以及剥离 Manantiales Behr 常规区块后开采成本下降，部分抵消了这一降幅。

CAPEX 总计 9.32 亿美元（环比下降 13%），其中 97% 投向非常规资产，主要用于钻井和地面设施。环比下降主要是由于 2Q26 计提了阿根廷 LNG 项目五个区块非常规特许权的签约奖金；3Q26 La Angostura Sur 活动增加，部分抵消了这一影响。

2 YPF 运营的五个页岩油区块：La Angostura Sur I 和 II（YPF 持有 100%）、Loma Campana（50%）、La Amarga Chica（50%）、Bandurria Sur（截至 1Q26 为 40%，自 May-26 起为 44.9%）以及 Aguada del Chañar（51%）。La Angostura Sur 属于南部枢纽区块，其余为核心枢纽区块。

3Q26

YPF

3Q26

3Q26，水平井页岩油毛指标表现强劲：

 钻井数量环比增加 14%，达到 64 口（平均工作权益比例“avg. WI”为 66%），而 2Q26 为 56 口（avg. WI 为 66%）；全部由 YPF 运营；

 完井活动保持强劲，环比稳定在 61 口（avg. WI 为 71%），2Q26 也为 61 口（avg. WI 为 53%）；分别全部由 YPF 运营，以及其中 50 口由 YPF 运营；以及

 接入生产的井数环比下降 11% 至 58 口（avg. WI 为 72%），而 2Q26 为 65 口（avg. WI 为 53%）；分别全部由 YPF 运营，以及其中 54 口由 YPF 运营。

3Q26，YPF 在钻井作业方面实现了一项新突破。我们成功一次性钻成水平段长达 4,770 米的最长 slim 井。随后约 10 天内，我们在另外 3 口井中复制了这一成果，证明我们的作业在不同钻机和服务商之间具备可扩展性和一致性。

在非常规作业效率方面，9M26 的钻井和压裂表现保持在较高水平。页岩油枢纽区块的平均钻井进尺达到 354 米/天，非常规压裂达到 11.1 段/组/天（相当于每组每月 294 段），日均泵注作业时间为 18.8 小时。

上游运营数据	3Q26	2Q26	3Q25	环比 ∆	同比 ∆	9M26	9M25	同比 ∆
未经审计数据
净产量构成
原油产量（Kbbld）	261.4	265.5	239.8	-1.5%	9.0%	265.9	252.4	5.4%
常规	36.4	52.0	69.0	-30.0%	-47.2%	51.0	97.1	-47.5%
页岩	224.1	212.7	170.0	5.3%	31.8%	214.1	154.2	38.8%
致密	0.9	0.7	0.9	35.0%	5.5%	0.8	1.1	-27.9%
NGL 产量（Kbbld）	41.3	44.6	41.9	-7.5%	-1.5%	44.5	45.7	-2.7%
常规	6.3	6.6	11.3	-4.5%	-44.2%	6.6	12.2	-46.2%
页岩	34.8	37.9	30.4	-8.1%	14.6%	37.8	33.1	14.2%
致密	0.2	0.1	0.3	18.9%	-38.4%	0.2	0.5	-63.7%
天然气产量（Mm3d）	36.5	37.3	38.4	-2.1%	-5.0%	35.5	38.5	-7.7%
常规	6.3	6.9	8.7	-9.2%	-27.9%	6.9	10.4	-34.2%
页岩	27.1	27.5	26.3	-1.2%	3.3%	25.8	24.5	5.2%
致密	3.0	2.8	3.4	6.0%	-10.2%	2.9	3.5	-19.5%
总产量（Kboed）	532.0	544.4	523.1	-2.3%	1.7%	533.8	540.2	-1.2%
常规	82.3	102.3	135.2	-19.5%	-39.1%	100.7	174.8	-42.4%
页岩	429.6	423.4	365.6	1.5%	17.5%	414.2	341.6	21.3%
致密	20.0	18.7	22.2	7.1%	-9.9%	18.9	23.8	-20.7%
平均实现价格
原油（USD/bbl）	81.4	91.1	60.0	-10.7%	35.6%	80.3	62.6	28.2%
天然气（USD/MMBTU）	4.4	4.2	4.3	4.4%	1.0%	3.9	3.8	2.0%

原油产量为 261 kbbl/d（环比下降 2%），反映了常规油田持续剥离的影响；页岩油增长在很大程度上抵消了这一影响，这主要得益于 Bandurria Sur、Bajo del Toro Norte、La Calera 和 La Angostura Sur 的强劲增产。因此，页岩油占原油总产量的 86%。

天然气产量降至 36.5 mm3/d（环比下降 2%），主要原因是常规天然气产量下降（环比下降 9%）；页岩气产量基本持平，占天然气总产量的 74%，主要来自 La Calera、Rincón del Mangrullo 和 Aguada Pichana Oeste 区块。

NGLs 产量环比下降 8%，至 41.3 kbbl/d，主要由于 MEGA 设施维护以及天然气供应暂时受限导致净产量下降，部分被其他加工设施的产量增加所抵消。

3Q26

YPF

3Q26

3.2 中游与下游

中游与下游财务数据	3Q26	2Q26	3Q25	环比变化	同比变化	9M26	9M25	同比变化
未经审计的数据，单位：百万美元
柴油（第三方）	2,146	2,430	1,467	-11.7%	46.3%	6,239	4,514	38.2%
汽油（第三方）	1,294	1,332	929	-2.8%	39.3%	3,756	2,890	30.0%
其他国内市场	809	760	593	6.4%	36.3%	2,141	1,754	22.1%
出口市场	874	850	480	2.9%	82.2%	2,427	1,575	54.1%
收入	5,123	5,372	3,469	-4.6%	47.7%	14,563	10,732	35.7%
折旧与摊销	(204)	(182)	(185)	12.1%	10.3%	(562)	(512)	9.8%
下游运营支出	(549)	(540)	(517)	1.7%	6.2%	(1,564)	(1,571)	-0.4%
燃料进口（包括航空燃油——第三方）	(9)	(4)	(35)	108.4%	-75.8%	(15)	(147)	-89.7%
原油采购（内部交易 + 第三方）	(2,679)	(3,042)	(2,012)	-11.9%	33.2%	(8,028)	(5,908)	35.9%
生物燃料采购（第三方）	(304)	(305)	(208)	-0.4%	46.2%	(891)	(678)	31.4%
库存变动	187	(196)	9	不适用	不适用	673	(32)	不适用
其他	(438)	(407)	(334)	7.6%	31.0%	(1,273)	(958)	32.9%
减值前营业收入 /（亏损）	1,127	695	187	62.1%	502.6%	2,904	926	213.6%
营业收入 /（亏损）	1,127	695	187	62.1%	502.6%	2,904	926	213.6%
折旧与摊销	204	182	185	12.1%	10.3%	562	512	9.8%
EBITDA	1,331	877	372	51.7%	257.8%	3,466	1,438	141.0%
租赁	(37)	(38)	(46)	-1.8%	-18.6%	(105)	(110)	-4.7%
公司重估收益	-	-	-	不适用	不适用	-	(44)	不适用
杂项——其他	-	-	(1)	不适用	不适用	-	(1)	不适用
调整后 EBITDA	1,294	839	325	54.2%	297.8%	3,361	1,283	161.9%
石油产品库存价格影响	263	(108)	(58)	不适用	不适用	789	(115)	不适用
剔除石油产品库存价格影响后的调整后 EBITDA	1,030	947	384	8.8%	168.6%	2,572	1,398	84.0%
资本支出	280	213	218	31.4%	28.2%	643	668	-3.7%

库存变动包括价格影响：3Q26 为 2.64 亿美元，2Q26 为（1.10）亿美元，3Q25 为（5800）万美元，9M26 为 7.88 亿美元，9M25 为（1.15）亿美元。

收入总计 51.23 亿美元（环比下降 5%），主要受 3Q26 国内燃料和石油出口价格走低影响；而 2Q26 录得向其他炼厂销售柴油的非经常性收入，此外还受到季节性因素影响。3Q26 收入水平下降，部分被汽油需求增长及燃料出口增加所抵消，后者主要为汽油出口。

下游运营支出总计 5.49 亿美元，环比基本稳定（增长 2%）。燃料进口仅限于少量航空燃油；由于航空燃油价格上涨，进口成本环比增加 400 万美元。与上一季度一样，YPF 在 3Q26 未进口汽油或柴油，此类进口占燃料总销量的 0%。

原油采购（内部交易及第三方）总计 26.79 亿美元（环比下降 12%），主要反映原油价格走低，以及 2026 年 9 月 La Plata 炼厂按计划维护期间炼油加工量减少。生物燃料采购环比基本稳定：生物柴油采购量下降 4%（价格下降 4%；销量下降 1%），基本被生物乙醇采购量增长 5%（销量增长 4%）所抵消，与汽油需求走强一致。

库存变动为正 1.87 亿美元，而 2Q26 为负 1.96 亿美元，主要反映截至 2026 年 9 月底的参考价格高于截至 6 月底的价格，对库存产生了有利的盯市影响。

剔除石油产品库存价格影响后的调整后 EBITDA 在 3Q26 环比增长 9%，达到 10.30 亿美元。增长主要由原油采购成本下降（Medanito 原油在 2Q26 出现异常溢价后，恢复为相对 Brent 的折价）以及成品油价差扩大所推动。炼油加工量下降及国内燃料价格走低，部分抵消了上述利好。

炼油与营销业务的调整后 EBITDA 单位指标升至 25.6 美元/桶，高于 2Q26 的 22.5 美元/桶，反映了上述影响。

3Q26

YPF

3Q26

资本支出总额为 US$280 million（环比增长 31%），主要受 2026 年 9 月 La Plata 的计划检修，以及 3Q26 期间 La Plata 和 Luján de Cuyo 炼油厂维护和完整性相关活动增加的推动。投资分配至炼油（56%）、油气中游（25%）、物流（12%）以及商业和其他活动（7%）。

在炼油厂，3Q26 的资本支出主要投向以下项目：

 新燃料规格项目：Luján de Cuyo 新柴油加氢处理装置于 Jul-26 投产后，YPF 根据能源秘书处第 492/2023 号决议，继续推进 La Plata 和 Plaza Huincul 的加氢处理项目，并于 2Q26 达成最终投资决策（FID）。项目完工后，整个炼油系统将符合最新柴油规格。

在油品中游业务部门，我们继续推进主要项目：

 VMOS（Allen – Punta Colorada，约 440 公里的专用石油出口管道，YPF 持股 30%）：2026 年 10 月，管道建设完成，项目进入调试阶段。陆上和海上终端设施仍在建设中，截至 Sep-26，项目整体进度达到 85%。预计 2027 年初实现首批原油输送（约 180 kbbl/d），并于 2H27 提升至约 550 kbbl/d。

 VMOC 第三环线扩建：建设进度达到约 90%，预计于 Oct-26 机械完工。

 La Angostura Sur 外输项目：2026 年 8 月，我们完成连接 South Hub 与 LLL-Centenario 管道的新管线建设，进一步提升了 Vaca Muerta 的外输能力。

在天然气中游业务部门，我们也继续推进主要项目：

 South Hub 集输项目：2026 年 9 月，我们完成了与 Puesto López–LLL 输气管道相关的天然气外输基础设施建设，所有管段均已投入运行。

 North Hub 集输项目：在 Narambuena 区块和 Bajo del Toro 区块至 El Portón 工业综合体的输气管道完工后，YPF 继续推进天然气处理设施建设，预计于 1Q27 投入商业运营。

在物流方面，在 2Q26 成功启用改造后的 Luján de Cuyo-Monte Cristo 成品油管道、提升 Luján de Cuyo 炼油厂的产品外输能力后，公司继续推进供应 La Plata 炼油厂的管道网络完整性工程。

中游与下游运营数据	3Q26	2Q26	3Q25	环比 ∆	同比 ∆	9M26	9M25	同比 ∆
未经审计数据
原油加工量（Kbbld）	344.0	350.8	326.2	-1.9%	5.5%	346.4	315.2	9.9%
炼厂利用率（%）	101.8%	103.8%	96.5%	-202bps	526bps	102.5%	93.3%	922bps
向第三方销售量（YPF 单体口径）
成品油销量（Km3）	5,191	5,193	4,842	0.0%	7.2%	15,407	14,136	9.0%
国内市场合计	4,455	4,565	4,425	-2.4%	0.7%	13,295	12,753	4.3%
其中汽油	1,522	1,500	1,501	1.5%	1.4%	4,600	4,394	4.7%
其中柴油	2,209	2,360	2,154	-6.4%	2.6%	6,620	6,198	6.8%
出口市场合计	736	628	417	17.1%	76.5%	2,113	1,383	52.7%
石化产品销量（Ktn）	197	236	179	-16.4%	10.0%	634	561	12.9%
国内市场	122	138	114	-11.3%	7.8%	380	342	11.3%
出口市场	75	98	65	-23.7%	13.9%	254	220	15.5%
净平均价格
汽油（USD/m3）（国内市场）	776	824	567	-5.8%	36.8%	751	601	25.1%
柴油（USD/m3）（国内市场）	922	981	637	-6.0%	44.8%	893	682	31.0%

汽油和柴油国内净平均价格已扣除税费、佣金、商业返利和运费。

炼厂加工量平均为 344 kbbl/d（环比下降 2%），主要反映了 La Plata 炼厂自 2026 年 9 月开始按计划检修。尽管如此，炼厂开工率仍保持强劲，达到 102%。这一运营表现带来了汽油和中间馏分油盈余，使 YPF 能够在满足国内需求的同时，无需进口燃料，并向其他本地炼厂供货，进一步增加燃料出口，主要为汽油。

国内燃料销量（YPF 单体）合计 3,731 千立方米（环比下降 3%）。降幅主要来自柴油销量下降（环比下降 6%）：2026 年第二季度向本地炼厂的销量异常高，而第三季度来自工业和农业综合企业客户的需求走弱。汽油销量上升（环比增长 1%）部分抵消了这一降幅。

石化产品销量环比下降 16%，主要反映丙烯和芳烃国内销量下降，以及因工厂停产而导致的甲醇出口减少。石蜡出口增加部分抵消了这些降幅。

以美元计价的国内燃料平均净价格环比下降 6%，反映了 YPF 为应对国际价格波动、支持需求而采取的价格缓冲策略。

3Q26

YPF

3Q26

3.3 液化天然气与综合天然气

液化天然气与综合天然气	3Q26	2Q26	3Q25	环比变化	同比变化	9M26	9M25	同比变化
未经审计数据，单位：百万美元
天然气（分部间 + 第三方）	619	552	634	12.2%	-2.2%	1,521	1,556	-2.2%
其他	24	30	28	-18.4%	-13.8%	76	71	7.5%
收入	644	582	662	10.6%	-2.7%	1,597	1,627	-1.8%
折旧与摊销	(6)	(33)	(2.0)	-81.8%	200.0%	(40)	(3)	不适用
天然气采购（分部间 + 第三方）	(607)	(550)	(624)	10.4%	-2.7%	(1,500)	(1,561)	-3.9%
运营成本及其他	(42)	(34)	(39)	22.9%	6.9%	(104)	(71)	46.4%
资产减值前营业利润或亏损	(11)	(35)	(3.0)	-68.1%	270.4%	(47)	(8)	482.8%
营业利润或亏损	(11)	(35)	(3.0)	-68.1%	270.4%	(47)	(8)	482.8%
折旧与摊销	6	33	2.0	-81.8%	200.0%	40	3	不适用
EBITDA	(5)	(2)	(1.0)	179.6%	411.1%	(7)	(5)	32.5%
租赁	-	-	(0)	不适用	不适用	-	(1)	不适用
调整后 EBITDA	(5)	(2)	(1)	179.6%	291.8%	(7)	(6)	5.9%
资本支出	17	23	9	-26.1%	88.9%	58	26	123.1%

调整后 EBITDA 环比基本稳定，亏损 5 百万美元，而 2Q26 亏损 2 百万美元。为满足冬季需求而增加的天然气采购，以及较高的可疑应收款准备金，基本被季节性天然气销量增加所抵消，尤其是居民和工业客户的销量。

资本支出继续主要投向阿根廷液化天然气项目。

2026 年 8 月，YPF 根据 RIGI 框架提交了阿根廷液化天然气项目申请。该项目是阿根廷有史以来规模最大的私人投资项目，也是根据 RIGI 提交的最大申请。项目周期内总投资预计约为 510 亿美元，其中预计到 2031 年投资约 290 亿美元：240 亿美元用于综合液化天然气基础设施，50 亿美元用于上游开发。项目融资债务预计将为基础设施投资提供 60–70% 的资金。

3.4 新能源

新能源	3Q26	2Q26	3Q25	环比变化	同比变化	9M26	9M25	同比变化
未经审计数据，单位：百万美元
天然气零售（第三方）	338	195	201	73.5%	68.1%	685	536	28.0%
农产品	344	291	260	18.1%	32.6%	826	671	23.1%
其他	67	63	38	6.5%	74.3%	182	137	32.9%
收入	749	549	499	36.4%	50.1%	1,694	1,344	26.0%
折旧与摊销	(15)	(7)	(9)	114.3%	66.7%	(36)	(34)	5.9%
天然气采购（分部间 + 第三方）	(186)	(110)	(106)	68.4%	76.1%	(378)	(265)	42.3%
农产品采购（第三方）	(262)	(263)	(226)	-0.6%	16.0%	(650)	(568)	14.4%
运营成本及其他	(200)	(122)	(107)	64.2%	87.4%	(481)	(385)	24.8%
资产减值前营业收入	87	47	52	85.1%	66.0%	150	91	64.1%
不动产、厂房及设备转回 /（减值）	-	(8)	(5)	不适用	不适用	(8)	4	不适用
营业收入	87	39	47	123.1%	83.5%	142	95	48.8%
折旧与摊销	15	7	9	114.3%	66.7%	36	34	5.9%
非生产性勘探钻井（锂）	-	3	-	不适用	不适用	3	-	不适用
不动产、厂房及设备转回 /（减值）	-	8	5	不适用	不适用	8	(4)	不适用
EBITDA	102	57	61	78.9%	66.1%	189	125	50.7%
杂项——出售公司所得收益	-	2	-	不适用	不适用	2	-	不适用
调整后 EBITDA	102	59	61	72.1%	66.1%	191	125	52.5%
资本支出	10	8	7	25.0%	33.4%	27	26	3.8%

调整后 EBITDA 达到 1.02 亿美元（环比增长 72%），主要得益于子公司 Metrogas 的季节性天然气销量增加，这由居民需求走强带动；天然气采购增加部分抵消了这一增长，而农业综合企业业务基本持平。

2026年8月，YPF接受了Edenor提出的收购要约，以7.8亿美元收购YPF持有的Metrogas和Metroenergía 70%股权，推进YPF的资产组合优化战略，交易尚待交割。在交易交割前，Metrogas和Metroenergía的业绩将继续并入该业务板块。

3Q26

YPF

3Q26

新能源	3Q26	2Q26	3Q25	环比 ∆	同比 ∆	9M26	9M25	同比 ∆
未经审计数据
向第三方销售量（YPF单体）
化肥、谷物和面粉销售量（千吨）	681	601	535	13.3%	27.2%	1,667	1,489	11.9%
国内市场	163	118	196	38.2%	-16.9%	365	403	-9.5%
出口市场	517	483	339	7.2%	52.8%	1,302	1,086	19.9%

化肥（全部为本地销售）销量环比增长83%，反映出农业活动增强和季节性需求；谷物和面粉销售量几乎全部用于出口（3Q26为99.7%，2Q26为94%，3Q25为98%），环比增长1%，受出口市场环境改善带动。

4. 流动性与资本来源

4.1 现金流概要

3Q26自由现金流保持强劲，达9.01亿美元，为YPF历史上第二高的季度水平。调整后EBITDA为25亿美元，足以覆盖13亿美元资本支出、2.78亿美元常规利息支出和2.25亿美元所得税支出。现金流还受益于1.75亿美元并购所得，主要为出售Metrogas以及Mendoza非运营资产和Chachahuen常规油气区块的初始回款；营运资本及其他项目贡献较小，为1,300万美元。

强劲的现金流，加上新增债务及其他项目带来的2.79亿美元资金，使3Q26期末现金及短期投资增至约37亿美元，高于2Q26期末的25亿美元，可覆盖YPF两年半以上的债务到期金额。融资活动包括成功发行一笔12亿美元、2035年到期的国际债券，以及9月完成对约5.31亿美元、分别于2027年和2029年到期的国际债券的要约收购。

$\"Graphics\"$

注：YPF S.A.单体。[1] 现金流变化的近似值，列示主要数据。现金及现金等价物包括阿根廷主权债券和国库券。[2] 并购包括出售Chachahuen区块（40）和Metrogas（78）的初始回款，这两项交易均尚待交割，以及其他回款。[3] 包括考虑天然气销售的季节性较高、从关联公司收取股息（+19）、向关联公司出资（-50）等。[4] 其他项目主要包括汇兑差额和出售金融资产的净回款。

3Q26

YPF

3Q26

4.2 净债务

净债务构成	3Q26	2Q26	3Q25	环比 ∆
未经审计数据，单位：百万美元
短期债务	1,578	1,607	2,653	-1.8%
长期债务	8,672	8,521	7,958	1.8%
债务总额	10,250	10,128	10,611	1.2%
美元债务平均利率	7.3%	7.0%	6.7%
美元债务占比	100.0%	99.5%	98.7%
现金及短期投资	3,654	2,474	1,016	47.7%
美元计价流动性占比	83.0%	67.6%	70.5%
净债务	6,596	7,654	9,595	-13.8%

美元债务平均利率以YPF单体为准。

截至2026年9月30日，YPF合并口径净债务总额为65.96亿美元，环比减少10.58亿美元，主要得益于强劲的自由现金流生成，增强了公司的流动性状况。因此，净杠杆率从2Q26的1.09倍改善至3Q26的0.81倍。该水平也较3Q25峰值（2.10倍）下降62%，为YPF十多年来实现的最低净杠杆水平。

就 3Q26 融资情况而言，YPF 成功重返国际资本市场，发行了12亿美元、2035年到期的无担保债券，收益率为7.85%。此次交易是 YPF 11年来规模最大的债券发行，且相对于美国国债的利差约为300个基点，创历史新低。作为负债管理策略的一部分，公司将部分募集资金用于回购5.31亿美元的国际债券，这些债券将于2027年至2029年到期，从而延长债务到期结构并降低近期再融资需求。

在本地资本市场，YPF 通过增发一笔于2030年4月到期的美元 MEP 债券，额外募集了1.71亿美元，收益率为5.5%；该债券最初于2026年4月发行，规模为1.22亿美元。季度末之后，公司又发行了一笔收益率为6.0%、规模为7200万美元的美元 MEP 债券，并启动提前赎回一笔将于2027年5月到期、规模为1.4亿美元的美元 MEP 债券，计划于2026年11月完成。

关于债务到期结构，在2026年剩余的3个月中，公司有2.08亿美元的可控到期债务：其中包括8800万美元的本地债券（3Q26之后已回购1490万美元）；7200万美元的国际债券，其余为其他本地及国际债务。

下图展示了截至2026年9月30日 YPF 合并债务的到期结构，不含利息：

$\"Graphics\"$

3Q26

YPF

3Q26

5. 表格

5.1 合并资产负债表

合并资产负债表
未经审计数据	30-Sep-26	31-Dec-25
非流动资产
无形资产	846	1,068
不动产、厂房及设备	19,893	19,085
使用权资产	735	537
对联营企业及合营企业的投资	2,243	1,610
递延所得税资产，净额	24	9
其他应收款	678	648
贸易应收款	3	5
非流动资产总额	24,422	22,962
流动资产
持有待售资产	1,670	1,019
存货	1,559	1,447
合同资产	3	3
其他应收款	896	1,159
贸易应收款	1,975	1,654
金融资产投资	1,667	262
现金及现金等价物	1,987	933
流动资产总额	9,757	6,477
资产总额	34,179	29,439
股东权益总额	14,016	11,044
非流动负债
预计负债	951	610
递延所得税负债，净额	476	373
合同负债	243	180
所得税负债	756	830
其他应付税款	11	18
薪酬及社会保障	171	63
租赁负债	442	273
借款	8,672	8,226
其他负债	569	373
应付账款	5	6
非流动负债总额	12,296	10,952
流动负债
与持有待售资产直接相关的负债	739	1,181
预计负债	299	229
合同负债	150	117
所得税负债	1,233	73
应付税款	401	217
薪酬及社会保障	366	336
租赁负债	324	298
借款	1,578	2,355
其他负债	546	399
应付账款	2,231	2,238
流动负债总额	7,867	7,443
负债总额	20,163	18,395
负债及股东权益总额	34,179	29,439

注：信息根据国际财务报告准则（IFRS）编报。

3Q26

YPF

3Q26

5.2 合并利润表

利润表	3Q26	2Q26	3Q25	环比 ∆	同比 ∆	9M26	9M25	同比 ∆
未经审计数据，单位：百万美元
收入	6,557	6,574	4,643	-0.3%	41.2%	18,077	13,892	30.1%
成本	(3,822)	(3,609)	(3,309)	5.9%	15.5%	(10,619)	(10,064)	5.5%
毛利	2,735	2,965	1,334	-7.8%	105.0%	7,458	3,828	94.8%
销售费用	(626)	(601)	(462)	4.2%	35.6%	(1,716)	(1,468)	16.9%
管理费用	(334)	(323)	(251)	3.4%	33.2%	(948)	(743)	27.7%
勘探费用	(15)	(17)	(17)	-11.8%	-11.8%	(52)	(68)	-23.5%
不动产、厂房及设备减值损失的存货减记及转回	-	(8)	(5)	N/A	N/A	(8)	4	N/A
其他净经营业绩	161	(203)	(48)	N/A	N/A	(122)	(397)	-69.3%
营业收入	1,921	1,813	552	6.0%	248.0%	4,612	1,156	299.0%
来自联营企业及合营企业权益的收益	134	115	32	16.5%	318.8%	350	107	227.1%
财务收入	31	63	28	-50.8%	10.7%	126	72	75.0%
财务成本	(304)	(312)	(257)	-2.6%	18.3%	(920)	(821)	12.1%
其他财务业绩	45	119	(16)	-62.2%	N/A	109	3	N/A
净财务业绩	(228)	(130)	(245)	75.4%	-6.9%	(685)	(746)	-8.2%
所得税前净利润	1,827	1,798	339	1.6%	438.7%	4,277	517	727.3%
所得税	(631)	(593)	(537)	6.4%	17.5%	(1,467)	(667)	119.9%
本期净亏损/利润	1,196	1,205	(198)	-0.7%	N/A	2,810	(150)	N/A
本期净亏损/利润归属于：
母公司股东	1,181	1,201	(206)	-1.7%	N/A	2,786	(172)	N/A
非控股权益	15	4	8	275.0%	87.5%	24	22	9.1%
归属于母公司股东的每股收益（基本及稀释）	0.30	0.31	(0.05)	-3.2%	N/A	0.71	(0.04)	N/A

注：所报告信息符合国际财务报告准则（IFRS）。

5.3 合并现金流量表摘要

合并现金流量摘要	3Q26	2Q26	3Q25	环比 ∆	同比 ∆	9M26	9M25	同比 ∆
未经审计数据，单位：百万美元
期初现金	1,318	1,326	774	-0.6%	70.3%	933	1,118	-16.5%
经营活动产生的现金净流量	2,863	2,372	1,225	20.7%	133.7%	7,100	3,221	120.4%
投资活动产生的现金净流量	(1,955)	(2,031)	(1,662)	-3.7%	17.6%	(4,695)	(4,303)	9.1%
融资活动产生的现金净流量	(162)	(328)	497	-50.6%	不适用	(1,277)	871	不适用
汇率调整及其他	(77)	(21)	(35)	266.7%	120.0%	(74)	(108)	-31.5%
期末现金	1,987	1,318	799	50.8%	148.7%	1,987	799	148.7%
金融资产投资	1,667	1,156	217	44.2%	668.2%	1,667	217	668.2%
期末现金及短期投资	3,654	2,474	1,016	47.7%	259.6%	3,654	1,016	259.6%
自由现金流	901	824	(759)	9.3%	不适用	2,596	(2,081)	不适用

自由现金流（FCF）= 经营活动现金流减去资本支出（投资活动）、并购（投资活动）以及利息和租赁付款（融资活动）。

3Q26

YPF

3Q26

6. 关于 YPF

YPF 是阿根廷最大的能源公司，业务全面覆盖油气价值链。我们的主要业务包括：(i) 上游业务，产量约占全国石油和天然气产量的 30%，并且是 Vaca Muerta 最大的页岩油气生产商，目前正在剥离常规成熟油田；(ii) 下游业务，运营 3 家炼油厂（占阿根廷炼油产能的 50% 以上），并在当地柴油和汽油销售市场居于领先地位（市场份额 >55%）；以及 (iii) 新能源业务，旗下子公司 YPF Luz 是阿根廷第三大电力生产企业。阿根廷政府持有 51% 股份，为控股股东；YPF 在纽约证券交易所（NYSE）和布宜诺斯艾利斯证券交易所（ByMA）上市。

7. 免责声明

有关阿根廷法律下注册成立的股份有限公司 YPF S.A.（以下简称“公司”或“YPF”）的更多信息，请访问 www.ypf.com 网站上的“投资者”栏目。

本文件不构成在任何司法管辖区出售公司任何证券的要约，也不构成购买任何证券的要约邀请。除非已向美国证券交易委员会（“SEC”）、阿根廷国家证券委员会（“CNV”）注册，或符合相关注册豁免规定，否则不得在美国发售或出售证券。

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不应将任何有关过去趋势或活动的陈述视为这些趋势或活动将在未来持续的表述。因此，不应过度依赖这些陈述。本文件并非旨在构成投资建议，亦不应被解释为投资建议。本文所含信息旨在协助相关方自行评估 YPF。

签名

根据《1934 年证券交易法》的要求，注册人已正式授权下列签署人代表其签署本报告。

	YPF Sociedad Anónima

日期：2026 年 10 月 28 日	签署人：	/s/ Margarita Chun
	姓名：	Margarita Chun
	职务：	市场关系主任

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