SOCIEDAD ANONIMA

Memoria y Estados Contables
al 31 de diciembre de 1999, 1998 y 1997,
juntamente con el Informe del Auditor y
el Informe de la Comisión Fiscalizadora

Memoria, análisis y explicaciones de la Dirección sobre la situación financiera
y los resultados consolidados de las operaciones

(Información no cubierta por el Informe del Auditor)

Señores accionistas:

De conformidad con las disposiciones legales y estatutarias vigentes, sometemos a vuestra consideración la Memoria y los Estados Contables correspondientes al ejercicio económico finalizado el 31 de diciembre de 1999.

La información contenida en la presente Memoria, Análisis y Explicaciones de la Dirección sobre la situación financiera y los resultados de las operaciones debe ser leída en forma conjunta con los Estados Contables de la Sociedad y sus notas. Dichos Estados Contables y sus notas han sido preparados de acuerdo con los principios contables vigentes en la Argentina.

Consideraciones Generales

Las operaciones de YPF están afectadas principalmente por los cambios en los precios internacionales del crudo y en, menor medida, por los cambios en las economías en las que la Sociedad tiene actividades, fundamentalmente Argentina y en menor escala Indonesia y el resto de Latinoamérica, incluyendo Venezuela, Chile, Bolivia, Ecuador y Brasil. El precio promedio por barril exportado de crudo desde Argentina obtenido por YPF fue de U$S17,77, U$S11,12 y U$S14,93 en 1997, 1998 y 1999, respectivamente. El mismo precio de venta promedio por barril de crudo, obtenido por YPF durante el mes de enero de 2000 fue de U$S24,69. Los cambios futuros en el precio internacional del crudo continuarán afectando los resultados de YPF relacionados con sus exportaciones.

La economía argentina ha introducido cambios estructurales en la última década. Desde la implementación del “Plan de Convertibilidad” en 1991, con la fijación del tipo de cambio de un peso por un dólar, la inflación se redujo significativamente y se ha mantenido a una tasa del 6% anual o menos desde entonces. Durante este período, los movimientos cíclicos de la economía mundial no han afectado significativamente este marco de estabilidad, más allá de coyunturales períodos de recesión, en ciertos casos efectos de la globalización de la economía y la inserción de la Argentina en este contexto. YPF no puede predecir los eventos macroeconómicos futuros en Argentina o en otras partes del mundo, pero sus operaciones locales continuarán viéndose afectadas por la dirección de la economía Argentina. Las crisis financieras en el sudeste de Asia y en Rusia no han tenido un impacto significativo sobre la economía Argentina o sobre las operaciones locales de la Sociedad, aunque podría afectar los planes de expansión en ciertos mercados externos en el corto plazo.

Los resultados de las operaciones de la Sociedad están influenciados por la estacionalidad, debido a que la demanda de gas natural y productos refinados es típicamente más baja en el primer trimestre, que incluye los meses de verano en la Argentina, y es generalmente más alta en el tercer trimestre, que comprende los meses de invierno. Las condiciones climáticas también tienen incidencia en los resultados de YPF, particularmente sobre las ventas de gas natural. Los mayores niveles de precipitaciones registrados durante los primeros meses de 1998, incrementaron la disponibilidad de energía hidroeléctrica y, por consiguiente, repercutió negativamente en las ventas de gas natural para la generación de energía eléctrica en ese período. El menor promedio de precipitaciones registrado en la primer parte de 1999, representó mayores ventas a las usinas generadoras de energía eléctrica.

YPF desarrolla sus principales actividades en el territorio argentino, donde concentró en 1999 el 73% de sus ventas, incluyendo las exportaciones de crudo y productos. En el mercado internacional, tiene operaciones de exploración y producción de crudo y gas natural en Indonesia y América del Sur a través de su sociedad controlada YPF International Ltd. (“YPF International”). Además, la unidad de negocios de exploración y producción en Argentina conduce las operaciones de Andina S.A. (“Andina”) en Bolivia y Bitech Petroleum Corporation (“Bitech”) en la Federación Rusa. Adicionalmente, la unidad de negocios Downstream mantiene operaciones de distribución de combustibles y lubricantes en Chile y de refinación y distribución de combustibles y lubricantes en Brasil a través de YPF Brasil S.A. y su participación en Manguinhos y, desde fines de 1998, de importación y distribución de hidrocarburos en Estados Unidos.

En Brasil, donde la Sociedad inició sus actividades en 1997, se ha experimentado una crisis económica y una devaluación de su moneda, el real, con respecto al dólar americano. No se puede predecir como el real puede fluctuar o la economía de Brasil reaccionará a la crisis, pero los efectos de la devaluación tendrán un efecto negativo sobre el resultado de la Sociedad con relación a Brasil. La crisis económica en Brasil ha registrado un efecto negativo sobre la economía Argentina, contribuyendo a acentuar un período de recesión, que afectó las operaciones domésticas de la Sociedad.

Durante 1999 las operaciones de YPF fueron organizadas en:

Unidad de Negocios Upstream para las actividades de exploración y producción en Argentina, en un bloque productivo en Ecuador, las operaciones en Bolivia llevadas a cabo a través de Andina y las operaciones en la Federación Rusa llevadas a cabo por Bitech;
Unidad de Negocios Upstream Internacional para las actividades de exploración y producción internacionales;
Unidad de Negocios Downstream para las actividades de refinación y comercialización (incluyendo transporte y petroquímicos) y
Unidad de Negocios YPF Brasil, la cual condujo todas las operaciones en ese país.

Las ventas del Upstream a terceros en Argentina incluyen ventas de gas natural, gas licuado de petróleo (“LPG”) y tarifas por servicios (principalmente transporte, almacenamiento y tratamiento). Todo el petróleo crudo producido por YPF o adquirido a terceros bajo contratos de servicio o de riesgo en Argentina es transferido del Upstream al Downstream a un precio de transferencia que refleja el precio de mercado argentino, el cual fluctúa de acuerdo con los precios internacionales. La Unidad de Negocios Downstream realiza todas las compras en Argentina y exportaciones de crudo desde Argentina en forma directa.

En junio de 1999, Repsol S.A. (“Repsol”), una compañía petrolera organizada de acuerdo con las leyes del Reino de España, adquirió el 82,47% de las acciones y ADS de YPF por un valor total de aproximadamente $13.036 millones. La participación total de Repsol al 31 de diciembre de 1999, asciende al 97,81% del capital de YPF. Como consecuencia de la conformación del grupo Repsol-YPF, al comenzar el año 2000, se redefinió la estructura de los negocios, la cual se dividirá en las unidades de negocios Exploración y Producción, Refino y Marketing, Química, Gas Natural y Electricidad y Gas Licuado de Petróleo (“GLP”).

Reestructuración de YPF

En relación con el plan de reestructuración de activos estratégicos y desinversiones del Grupo Repsol YPF en todo el mundo, la Sociedad en el último trimestre de 1999 realizó las siguientes transacciones:

Vendió a Repsol la totalidad de su participación accionaria en YPF Perú S.A. y Refinadores del Perú S.A. por aproximadamente U$S 31 millones y U$S 44 millones, respectivamente, registrando una ganancia neta de U$S 6 millones.
Celebró, a través de YPF International Ltd., un acuerdo para la venta a terceras partes de aproximadamente el 99% de su participación en las propiedades de Crescendo Resources L.P., cuya actividad es la producción de gas natural en el estado de Texas, Estados Unidos de América. Dicha transacción fue estructurada en dos tramos, siendo perfeccionado el primero en diciembre de 1999 por un valor de aproximadamente U$S 405 millones y el segundo en enero de 2000 por un valor de aproximadamente U$S 219 millones. YPF International Ltd. registró, al 31 de diciembre de 1999, una pérdida neta antes de impuesto a las ganancias de aproximadamente U$S 121 millones, correspondiente al resultado de la venta perfeccionada a dicha fecha y a la valuación a su valor recuperable de las propiedades transferidas en el segundo tramo de la transacción. Al 31 de diciembre de 1999, dichos activos fueron expuestos como “Otros activos corrientes” en los estados contables consolidados (Cuadro I).
El Directorio en su reunión del 2 de febrero de 2000, aprobó la venta de las inversiones de
YPF International Ltd. en Indonesia. En consecuencia, al 31 de diciembre de 1999, YPF International Ltd. registró una pérdida de U$S 175 millones para valuar dichas inversiones a su valor neto de realización estimado.

Adicionalmente, el Directorio en su reunión del 9 de diciembre de 1999, aprobó la venta a valores de mercado de las inversiones de YPF International Ltd. en Bolivia a sociedades relacionadas. Al 31 de diciembre de 1999, el valor de dichas inversiones no supera su valor recuperable.

Producción y Reservas de Petróleo y Gas

Reservas y Producciones consolidadas

El siguiente cuadro presenta la información relativa a las reservas y producción de petróleo y gas en bases consolidadas para los años finalizados el 31 de diciembre de 1999, 1998 y 1997. Las reservas estimadas que se muestran en el cuadro fueron preparadas de acuerdo con la Norma 4-10 de la Regulación S-X de la Securities and Exchange Commission de los Estados Unidos de Norteamérica (la “SEC”).


	Ejercicios finalizados el 31 de Diciembre de

	1999	1998	1997

	(millones de barriles)
Reservas estimadas y probadas de petróleo (1)(2)
Desarrolladas	1.117	1.205	1.100
No desarrolladas	332	312	350
	--------	--------	--------
Total	1.449	1.517	1.450


	Ejercicios finalizados el 31 de Diciembre de

	1999	1998	1997

	(miles de millones de pies cúbicos)
Reservas estimadas y probadas de gas natural (1)(2)
Desarrolladas	8.734	8.137	8.200
No desarrolladas	2.416	2.250	1.536
	--------	--------	--------
Total	11.150	10.387	9.736

	(millones de barriles)

Producción de petróleo (1)(2)	174	190	182


	(miles de millones de pies cúbicos)

Producción de gas natural (1)(2)	640	518	485

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(1) Ver Nota 14 a los estados contables " Exposiciones sobre Petróleo y Gas (Información no cubierta por el Informe del Auditor ni el informe de la Comisión Fiscalizadora)”. Las reservas de petróleo (incluyendo condensado y líquidos derivados del gas) y gas y la producción se expresan antes del pago de regalías. Las regalías en YPF S.A. se imputan al costo de producción y no han sido deducidas para determinar las ventas netas. Ver nota 2.f. a los estados contables. Las regalías en YPF International son deducidas para determinar las ventas netas.

(2) Toda la información relacionada con la producción de petróleo y gas natural ha sido preparada de acuerdo con la Norma 4-10 de la Regulación S-X de la SEC y del SFAS 69 y dichos montos pueden diferir de las cantidades totales de producción y entregas de petróleo o gas natural.

Resultados de las operaciones

El siguiente cuadro presenta información financiera como porcentaje de las ventas netas para los ejercicios indicados.


	Ejercicios finalizados el 31 de Diciembre de
	1999	1998	1997

	(% sobre ventas netas)

Ventas netas	100,0	100,0	100,0
Costo de ventas	(63,8)	(65,3)	(60,7)
	---------	---------	---------
Utilidad Bruta	36,2	34,7	39,3
Gastos administrativos	(2,4)	(2,6)	(2,8)
Gastos de comercialización	(7,9)	(8,3)	(7,1)
Gastos de exploración	(2,6)	(2,9)	(2,8)
	---------	---------	---------
Utilidad operativa	23,3	20,9	26,6
	=====	=====	=====

1999 Comparado con 1998

La Sociedad

Las ventas netas del ejercicio 1999 fueron de $6.598 millones comparados con $5.500 millones del mismo período de 1998, lo que representa un aumento del 20%, básicamente debido a la inclusión de las ventas de Global, adquirida en diciembre de 1998, las cuales ascendieron durante el ejercicio 1999 a $781 millones y al incremento del precio del crudo. Las ventas netas del Upstream Doméstico se incrementaron a $3.151 millones durante el ejercicio 1999 (incluyendo $2.334 millones correspondientes principalmente a crudo transferido al Downstream), de los $2.540 millones registrados en el ejercicio anterior (incluyendo $1.739 millones correspondientes principalmente a crudos transferidos al Downstream), reflejando básicamente el aumento en los precios internacionales del crudo, cuyo valor patrón, el West Texas Intermediate (“WTI”), se revalorizó en un 33%, de un promedio de $14,45 en 1998 a un promedio de $19,25 en el ejercicio actual. Las ventas netas del Downstream durante el ejercicio 1999 aumentaron a $5.037 millones, respecto de los $4.070 millones del mismo período de 1998. Este incremento se debió principalmente a la incorporación de las ventas netas de Global, a los mayores ingresos por exportaciones de productos, que registraron mejoras tanto en volúmenes y como en precios y el alza en los precios obtenidos por el petróleo crudo compensado en parte por la disminución del volumen de crudo vendido en el mercado interno y externo. Las ventas de la Sociedad además incluyen $665 millones de ventas netas de YPF International por la operación de exploración y producción, en comparación con los $578 millones registrados en 1998.

El costo de ventas en el ejercicio 1999 fue $4.208 millones (incluyendo $759 millones correspondientes a Global), comparado con los $3.594 millones en igual período de 1998. Excluyendo a Global, el costo de ventas descendió en $145 millones como consecuencia de la reducción en el costo de extracción, gastos por depreciación y menores compras de gas natural, todo esto compensado parcialmente con las mayores regalías pagadas las cuales tienen una relación directa con la evolución del precio del crudo.

La utilidad operativa del ejercicio 1999 fue de $1.535 millones comparado con los $1.146 millones del ejercicio anterior, lo que representa un incremento del 34%. Este incremento fue principalmente generado por el aumento en los precios del crudo y el aumento en los precios y volúmenes de los productos exportados y el mayor margen obtenido en las ventas de gas natural, parcialmente compensado con un descenso en los volúmenes de crudo vendido.

La utilidad neta antes de resultados por venta de activos y bienes de uso a desafectar, del impuesto a las ganancias, participación de terceros en los resultados de sociedades controladas y de dividendos al capital preferido de sociedades controladas en el ejercicio 1999 fue de $1.166 millones comparados con los $864 millones en igual período de 1998. Los intereses generados por pasivos fueron de $329 millones en comparación con los $247 millones registrados en el mismo período del año anterior. El nuevo impuesto sobre los intereses en Argentina y mayores niveles de endeudamiento promedio durante el año fueron los principales factores de este aumento. Los resultados financieros y por tenencia, excluyendo intereses generados por pasivos, pasaron de una pérdida de $17 millones en el ejercicio anterior a $42 millones de ganancia en igual período de 1999, principalmente debido a un efecto positivo por tenencia de bienes de cambio durante el ejercicio 1999. Otros ingresos (egresos) netos registraron una pérdida de $102 millones durante el ejercicio 1999 respecto de una pérdida de $44 millones durante el mismo período de 1998. Durante el ejercicio 1999 este rubro incluye una ganancia de $19 millones relacionada con reintegros de impuesto al valor agregado de ejercicios anteriores con relación a impuestos abonados bajo el régimen impositivo especial de Tierra del Fuego. Esta ganancia fue compensada con la baja de determinados activos fijos y materiales, gastos relacionados con la oferta publica de adquisición de Repsol e incrementos de la previsión para juicios pendientes.

La utilidad neta del ejercicio 1999 fue $477 millones en comparación con los $580 millones de igual período de 1998. Durante el ejercicio 1999, la Sociedad provisionó $382 millones por impuesto a las ganancias en comparación con los $264 millones correspondientes al mismo período de 1998. El aumento fue consecuencia principalmente de mayores ganancias netas antes de impuestos y al impuesto a las ganancias generado por la venta de activos de EE.UU.

Exploración y Producción Local

Las ventas netas del Upstream en el ejercicio 1999 fueron de $3.151 millones comparadas con los $2.540 millones del período finalizado el ejercicio anterior, lo que representa un incremento del 24%. Las ventas netas de crudo y líquidos derivados del gas aumentaron aproximadamente $570 millones (de aproximadamente $1.800 millones en el ejercicio anterior a aproximadamente $2.370 en el ejercicio 1999) debido principalmente al aumento de los precios internacionales de crudo. Las ventas netas de gas natural en el ejercicio 1999 fueron de $740 millones comparadas con los $715 millones de igual período de 1998. Este aumento es el resultado de mayores ventas a clientes industriales, mayores exportaciones a Chile a Methanex y a Compañía Eléctrica San Isidro y Endesa a través del gasoducto Gas Andes, mayores despachos a plantas de generación eléctrica y menores compras de YPF a otras compañías que permitieron incrementar las ventas de su propio gas natural, mejorando los márgenes operativos. Estas mayores ventas de gas natural produjeron un menor nivel de reinyección de gas, principalmente en Loma La Lata (Neuquén), que disminuyó sus gastos. El incremento de los despachos a las plantas de generación de energía durante el ejercicio 1999 incluye el efecto de lluvias sobre los niveles normales durante el ejercicio anterior, lo que produjo menores despachos que los normales durante aquel período, y lluvias por debajo de los niveles normales durante el ejercicio 1999 que produjo mayores despachos durante este período.

La producción de crudo, condensado y líquidos derivados del gas durante 1999, disminuyó a 406 mil barriles diarios comparados con los 433 mil barriles diarios obtenidos en 1998, como resultado de una menor producción en la cuenca Golfo San Jorge consecuencia de menores erogaciones de capital. Compensa parcialmente esta declinación en la producción de la cuenca del Golfo San Jorge un incremento en la producción de la cuenca Neuquina, donde la Compañía identificó proyectos de mayor retorno relacionados con los programas de recuperación secundaria. La producción de crudo, condensado y líquidos derivados del gas de Andina permaneció constante en 2 mil barriles diarios durante 1999 y 1998. La producción de gas natural durante el ejercicio 1999 se incrementó a 1.531 millones de pies cúbicos diarios comparados con los 1.222 millones de pies cúbicos diarios durante igual período de 1998, debido principalmente al aumento de las ventas a clientes industriales, mayores despachos a plantas de generación de energía, mayores exportaciones de gas natural y menores volúmenes comprados de gas natural. La producción de gas natural de Andina durante el ejercicio 1999, disminuyó a 15 millones de pies cúbicos diarios comparada con los 19 millones de pies cúbicos diarios de igual período de 1998.

La utilidad operativa del Upstream fue $1.222 millones en 1999 comparada con $502 millones obtenidos en igual período de 1998, lo que representa un aumento del 143%. El incremento de $720 millones en la utilidad operativa fue mayormente impulsada por el incremento de las ventas de crudo y una reducción en el costo de ventas que disminuyó en $109 millones, de $1.921 millones durante 1998 a $1.812 millones durante 1999, principalmente debido a la disminución de compras de gas natural y la menor depreciación lo cual fue compensado parcialmente con las mayores regalías pagadas.

Exploración y Producción Internacional

Los volúmenes de venta de crudo del Upstream Internacional correspondientes a 1999, disminuyeron 17% a 71 mil barriles diarios comparados con los 86 mil barriles diarios en igual período del año 1998. La razón de la disminución fue debido a los menores barriles de crudo recibidos como recupero de costos debido los mayores precios del crudo en las áreas de Indonesia neto de mejoras en la producción de Bolivia y Venezuela.

Las ventas netas del Upstream International en 1999 aumentaron un 15% a $665 millones en comparación con los $578 millones de 1998. El aumento se debió principalmente al aumento de los precios del crudo vendido.

Las ventas de gas natural aumentaron un 5% en 1999 registrándose $173 millones en comparación con los $165 millones de 1998. Los volúmenes de venta aumentaron a 210 millones de pies cúbicos diarios de los 208 millones de pies cúbicos diarios alcanzados en 1998. El precio promedio obtenido en 1999 se incrementó un 4%, alcanzando $2,26 por mil pies cúbicos respecto de los $2,18 por mil pies cúbicos de 1998.

La utilidad operativa aumentó $39 millones, de $120 millones en 1998 a $159 millones en el mismo período de 1999, principalmente debido a mayores precios de venta, parcialmente compensando por el descenso en los volúmenes de venta de crudo.

YPF International (excluyendo Global) obtuvo en 1999 un resultado negativo de $201 millones el cual se debió fundamentalmente al resultado de la venta de Crescendo Resources y al ajuste al valor de los activos en Indonesia a su valor de realización, comparado con una utilidad neta de $22 millones reportada en el mismo período de 1998.

Industrialización y Comercialización (Downstream)

Las ventas netas en el ejercicio 1999 fueron de $5.037 millones comparadas con $4.070 millones del ejercicio anterior. Este aumento refleja principalmente la inclusión de ventas de Global, las cuales ascienden a $781 millones durante 1999 y el incremento de las ventas de naftas y gas oil por $83 millones, consecuencia principalmente de los mayores precios.

La utilidad operativa disminuyó a $245 millones durante 1999, representando una disminución del 62% respecto de los $647 millones correspondientes a igual período del año anterior principalmente como resultado de los mayores costos del crudo y menores volúmenes vendidos de productos en el mercado doméstico parcialmente compensados por las mayores exportaciones de productos refinados medidas en volúmenes y precios, y las menores compras de productos.

El volumen procesado en las refinerías durante 1999 alcanzó los 304 mil barriles diarios, representando una utilización del 90%. La capacidad de procesamiento es actualmente de 334 mil barriles diarios, luego de la ampliación de la capacidad de procesamiento en Refinería La Plata en 9 mil barriles diarios durante el tercer trimestre de 1998. El crudo procesado fue 6% superior a los 288 mil barriles diarios procesados durante el mismo período del año anterior que representaba una capacidad de utilización del 88%. Esta mejora permitió una disminución del costo de refinación por barril del 3% y permitirá mejorar la capacidad de la Sociedad para vender productos refinados a los mercados internacionales. Durante 1999, las exportaciones de productos refinados aumentaron un 39% comparado con el mismo período del año anterior, principalmente como consecuencia del incremento en los volúmenes de productos y el mayor precio de las naftas de exportación, siendo los principales clientes Estados Unidos, con un incremento del 47% respecto a 1998 y Brasil con un incremento del 41% respecto a 1998.

YPF Brasil

Continuando con la estrategia de expansión regional de la Sociedad, durante 1998 y el ejercicio terminado en 1999, YPF adquirió el 30,60% del paquete accionario de Manguinhos, iniciando de esta manera la participación de YPF en el segmento Downstream del Brasil, el mercado más grande de la región. Manguinhos incluye una refinería con capacidad de procesamiento de 13.000 barriles por día, instalaciones para la distribución de productos refinados, una red de estaciones de servicio de aproximadamente 60 puntos de venta e instalaciones de almacenaje en el Estado de Río de Janeiro.

Las ventas de la unidad de negocios YPF Brasil fueron de $103 millones durante 1999, de los cuales $54 millones corresponden a la participación en Manguinhos y el resto a las ventas de lubricantes YPF en el sector industrial y automotor.

El resultado operativo de Manguinhos fue de aproximadamente $7 millones el cual fue compensado por costos pre-operativos correspondientes a la división lubricantes.

Durante 1999 YPF Brasil adquirió una planta de distribución y firmó contratos de suministro de productos refinados para abastecer aproximadamente 60 estaciones de servicios en el Estado de San Pablo, y adquirió conjuntamente con otras compañías cuatro bloques de exploración y producción que se suman a los tres ya existentes, reflejando la estrategia global de negocios en ese país.

Los resultados de las operaciones en Brasil y los planes futuros de expansión en dicho país continuaran siendo afectados por la situación de la economía brasileña, que ha experimentado recientemente una recesión y la devaluación de su moneda.

1998 Comparado con 1997

La Sociedad

Las ventas netas del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1998 fueron $5.500 millones que, comparados con los $6.144 millones de 1997, representan una disminución del 10%. Las ventas netas del Upstream en Argentina disminuyeron a $2.540 millones en 1998 (incluyendo $1.739 millones transferidos al Downstream, principalmente petróleo crudo) de los $3.536 millones en 1997 (incluyendo $2.724 millones transferidos al Downstream, principalmente petróleo crudo), reflejando fundamentalmente los menores precios internacionales del petróleo crudo. Las ventas netas del Downstream en 1998 fueron $4.126 millones (incluyendo $5 millones transferidos al Upstream en Argentina), un 11% inferiores a las ventas netas de 1997 de $4.616 millones (incluyendo $8 millones transferidos al Upstream en Argentina). Esta disminución neta resulta de la baja en los precios del petróleo crudo y de los productos refinados en los mercados locales y de exportación, lo cual fue parcialmente compensado por un mayor volumen de productos refinados. Las ventas de la Sociedad además incluyen en 1998 $578 millones de ventas netas de YPF International en comparación con los $724 millones registrados en 1997.

El costo de ventas en 1998 fue $3.594 millones lo que implica una disminución del 4% comparados con los $3.730 millones en 1997 a pesar del mayor nivel de actividad. La disminución en el costo de ventas estuvo impulsada principalmente por la reducción del costo de extracción, regalías y amortizaciones.

La utilidad operativa de 1998 fue de $1.146 millones comparado con los $1.632 millones de 1997, lo que representa una disminución del 30%. Esta disminución se debió principalmente a la reducción del 30% en los precios internacionales del crudo que pasaron de $20,60 por barril durante 1997 a $14,45 por barril durante 1998.

La ganancia neta antes del impuesto a las ganancias, participación minoritaria de terceros en sociedades controladas y de dividendos al capital preferido en 1998 fue de $864 millones comparados con los $1.380 millones en 1997, lo que representa una disminución del 37%. La ganancia neta antes del impuesto a las ganancias se vio beneficiada con la reducción de los intereses pagados, los cuales fueron de $247 millones en 1998 comparados con $274 millones en 1997, reflejando la reestructuración de la deuda de Maxus Energy Corporation (“Maxus”), subsidiaria de YPF International, lo que dio como resultado la disminución en el promedio del costo de financiamiento. El resultado de inversiones permanentes en 1998 fue de $26 millones comparado con $37 millones de 1997. Los resultados financieros y por tenencia netos, excluidos los intereses generados por pasivos, registraron un cargo negativo de $17 millones en 1998 comparados con el cargo positivo de $35 millones en 1997 principalmente debido a una mayor pérdida por tenencia de los bienes de cambio, como consecuencia de la menor valuación de inventarios a los costos de producción corrientes, lo que pone de manifiesto el mejoramiento en la eficiencia operativa. Los otros ingresos (egresos) netos registraron una pérdida de $44 millones comparados con la pérdida de $50 millones registrada durante 1997.

La utilidad neta de 1998 fue $580 millones en comparación con los $877 millones de 1997. Durante 1998 la Sociedad provisionó $264 millones por impuesto a las ganancias el cual fue 45% menor a los $479 millones provisionados en 1997. Esta disminución se debió principalmente a la menor utilidad neta antes de impuestos. Otros factores que contribuyeron a esta reducción fueron el impacto de la deducción impositiva de ciertas cuentas por reclamos dudosos previsionados contablemente en ejercicios anteriores, la diferencia en el cálculo contable e impositivo de la depreciación de bienes de uso en relación con las actividades de producción de crudo y gas, el cambio en un contrato del Sudeste de Sumatra que determinó una baja en la tasa aplicable y los ahorros resultantes de la reestructuración del Grupo YPF los cuales fueron completados a fines de 1997.

Exploración y Producción en Argentina

Las ventas netas del Upstream en Argentina en 1998 fueron de $2.540 millones comparadas con los $3.536 millones de 1997, lo que representa una disminución del 28%. Las ventas netas de crudo y LPG disminuyeron aproximadamente $1.000 millones (de alrededor de $2.800 millones en 1997 a aproximadamente $1.800 millones en 1998) debiéndose básicamente a la baja del precio del crudo internacional, a pesar del incremento en los volúmenes de crudo producido. Las ventas de gas natural permanecieron relativamente constantes en ambos años rondando los $700 millones.

La producción de crudo, condensado y líquidos derivados del gas alcanzó los 433 miles de barriles diarios en 1998 comparados con los 431 miles de barriles diarios en 1997. El incremento se produjo como consecuencia del programa de recuperación secundaria principalmente en la cuenca Neuquina, y el mejoramiento de la producción del área El Portón-Buta Ranquil, donde YPF aumentó su participación de 50% a 66,75% en el segundo trimestre de 1997. La producción de gas natural en Argentina durante 1998 se incrementó a 1.222 millones de pies cúbicos por día comparados con los 1.108 millones de pies cúbicos por día en 1997 básicamente debido a la mayor demanda de los clientes industriales y a los menores volúmenes de gas comprado, parcialmente compensado con la menor demanda de las plantas generadoras de energía las cuales contaron con mayor capacidad hidroeléctrica. Adicionalmente la producción de crudo, condensado y líquidos derivados del gas de Andina se mantuvo constante durante 1998 en 2 mil barriles diarios, mientras que la producción de gas natural se incrementó de 14 mil pies cúbicos por día en 1997 a 19 mil pies cúbicos por día en 1998.

La utilidad operativa del Upstream en Argentina fue $502 millones en 1998 comparada con $1.286 millones obtenidos en 1997, lo que representa una disminución del 61%. La menor utilidad operativa es atribuible a los menores ingresos por ventas por los menores precios internacionales del crudo. El costo de ventas en 1998 disminuyó $199 millones a $1.921 millones respecto de los $2.120 millones registrados el año anterior, principalmente debido a menores regalías y depreciaciones y a reducciones de costos logradas en los campos productivos.

Exploración y Producción Internacional

Los volúmenes de ventas de crudo en 1998 crecieron 28% a 86 miles de barriles por día en comparación a los 67 miles de barriles por día registrados en 1997, debido al incremento en los volúmenes de producción bruta principalmente en el Sudeste de Sumatra, Bolivia y Venezuela y mayores entregas (debido a la reducción de los precios del crudo) en Indonesia. Las ventas de crudo disminuyeron 16% a $361 millones de $ 428 millones durante 1997 debido a los menores precios.

En 1998 las ventas del Upstream Internacional disminuyeron 20% a $578 millones de $724 millones en 1997, básicamente debido a los menores precios del crudo internacional y de líquidos derivados del gas. En línea con las tendencias internacionales, el precio promedio obtenido disminuyó 34% a $11,55 por barril de $ 17,55 por barril en 1997, impactando negativamente en los ingresos en aproximadamente $188 millones.

Las ventas de gas natural declinaron 19% a $165 millones durante 1998 de $203 millones durante 1997. Los volúmenes de venta disminuyeron a 208 millones de pies cúbicos diarios de los 238 millones de pies cúbicos diarios alcanzados en 1997, básicamente por la disminución de los volúmenes de venta en el Noroeste de Java debido a la menor demanda en Indonesia. Los precios promedio de gas obtenidos en 1998 disminuyeron 7% a $2,18 por mil pies cúbicos de $2,34 por mil pies cúbicos en 1997.

La utilidad operativa de 1998 disminuyó $82 millones, de $202 millones durante 1997 a $120 millones en 1998, principalmente como resultado de la caída en los precios del crudo, parcialmente compensado por la reducción de los costos de extracción. El costo de extracción bruto disminuyó 8% por barril de crudo equivalente.

YPF International tuvo en 1998 una utilidad neta de $22 millones comparada con la pérdida neta de $3 millones reportada en 1997. Esto se debió principalmente a los menores intereses pagados (debido a la reestructuración de la deuda de Maxus) y al menor impuesto a las ganancias. Los cargos por medio ambiente produjeron en 1998 una disminución adicional a la utilidad neta, siendo de $37 millones en 1998 en comparación con $10 millones en 1997. Los $27 millones de diferencia se debieron básicamente a una decisión judicial desfavorable por reclamos relacionados con gastos de remediación en plantas químicas que pertenecían a Maxus con anterioridad a ser parte de YPF.

Industrialización y Comercialización (Downstream)

Las ventas netas en 1998 fueron de $4.126 millones, las cuales incluyen $56 millones de ventas relacionadas con YPF Brasil S.A., comparados con los $4.616 millones de 1997. Esta disminución neta fue producida por una disminución en las exportaciones de $503 millones debido a menores precios del crudo y productos refinados, parcialmente compensado por mayores volúmenes de naftas y gasoil. Estas exportaciones se realizaron, principalmente a países limítrofes, incluyendo Brasil, Chile, y Paraguay. Las otras ventas en el exterior se incrementaron $115 millones reflejando el crecimiento del volumen vendido por la red de estaciones de servicio establecidas por YPF en Chile y Perú como así también por la actividad iniciada en 1998 en Brasil. Las ventas locales disminuyeron aproximadamente un 4% o $100 millones básicamente debido a los menores precios parcialmente compensados por mayores volúmenes.

La utilidad operativa de 1998 fue de $650 millones, incluyendo $3 millones de YPF Brasil S.A., lo que representa un aumento del 110% sobre los $309 millones registrados en el año anterior, como resultado de los mayores márgenes y volúmenes vendidos de productos refinados en el mercado local y de exportación. La exportación de productos de alto valor agregado, la disminución de los costos por el crudo transferido del Upstream y la reducción en los costos operativos unitarios como consecuencia del incremento de los volúmenes procesados, contribuyeron al incremento del margen de utilidad en 1998 comparado con 1997.

La corrida de refinería alcanzó en 1998 los 288 miles de barriles por día, con un índice de utilización del 88% reflejando la mayor demanda de productos en el mercado local tales como gas oil, LPG y lubricantes y, el incremento de la demanda de gas oil y naftas en el mercado externo. Durante 1997 la corrida de refinería alcanzó 270 miles de barriles por día, con un índice de utilización del 83%. Estas mejoras llevaron a disminuir el costo de refinación por barril aproximadamente un 7%.

Como consecuencia del mayor procesamiento y las mejoras operativas en las dos principales refinerías, la Sociedad exportó volúmenes récord de productos refinados durante 1998. Dado que la calidad de las naftas alto octanaje permiten su exportación en forma rentable, YPF mantiene sus expectativas de continuar vendiendo importantes volúmenes en otros países.

Continuando con la estrategia de expansión regional, durante 1998, YPF adquirió un 29,51% de Refinaría de Petróleos de Manguinhos S.A. Esta adquisición marca el ingreso dentro del mercado del Downstream Brasileño, el más grande en la región. Manguinhos tiene una capacidad de refinación de 13.000 barriles por día, medios de distribución de productos refinados, una red de aproximadamente 60 estaciones de servicio y capacidad de almacenaje en el estado de Río de Janeiro

Liquidez y Recursos de Capital

El flujo neto de caja proveniente de las actividades operativas en 1999 fue de $1.787 millones, lo que representa una mejora del 9% comparado con los $1.640 millones generados en 1998. Este aumento se debe principalmente a la mayor utilidad antes de resultados inusuales, que no consumieron fondos, que varió en $187 millones.

Los orígenes de fondos más importantes provenientes de las actividades de inversión y financiación en 1999 incluyen $1.793 millones de nuevos préstamos y $511 millones de ingresos por ventas de activos no corrientes, derivados de las operaciones de desinversión en los activos en Estados Unidos, en el campo El Huemul en Argentina y de la transferencia a Repsol S.A. de la participación de la Sociedad en Refinería la Pampilla e YPF Perú. En 1998, la principal fuente de recursos provenientes de las actividades de inversión y financiación fueron los préstamos tomados por $2.253 millones.

En relación con su endeudamiento financiero, principalmente a través de las emisiones de Obligaciones Negociables realizadas hasta la fecha, la Sociedad ha acordado para si y sus sociedades controladas ciertas cláusulas, incluyendo entre otras, pagar todos sus pasivos a su vencimiento, y no crear gravámenes que excedan el 15% del total de activos. En caso de incumplimiento de alguna cláusula pactada, el fiduciario o los tenedores titulares de por lo menos un 25% del monto total del capital de las Obligaciones Negociables en circulación podrán declarar exigible y pagadero el capital e intereses devengados de todas las obligaciones en forma inmediata.

Algunos de los acuerdos de préstamos de la Sociedad contienen cláusulas por las cuales debe informar previamente a sus prestamistas respecto de todo cambio significativo en el curso de su actividad, toda disposición o venta de activos o cualquier otro hecho que pudiera modificar significativamente su posición económica o financiera. El incumplimiento de estas disposiciones faculta a los prestamistas a suspender los desembolsos, dar por terminado el acuerdo y/o reclamar el inmediato reembolso del capital e intereses devengados pendientes de cancelación. También pueden actuar de ese modo en el caso que el Gobierno Argentino, como garante del préstamo, se atrase o deje de cumplir con sus obligaciones. La Sociedad no ha recibido ningún reclamo por falta de cumplimiento de alguno de sus acuerdos de préstamos.

De los aproximadamente $1.070 millones de inversiones de capital y en exploración en 1999, aproximadamente $500 millones representan inversiones del Upstream en Argentina, correspondiendo a $390 millones de inversiones en desarrollo y $110 millones en inversiones en exploración, aproximadamente $230 millones representan inversiones de capital del Downstream, aproximadamente $300 millones representan inversiones de capital y en exploración del Upstream Internacional y aproximadamente $30 millones corresponden a inversiones realizadas en Brasil. Las inversiones de capital del Downstream incluyen aproximadamente $35 millones destinados al proyecto de mejoramiento de imagen de EESS de la marca YPF y renovación de tanques y surtidores, $23 millones invertidos en la automatización y adecuación de infraestructura en terminales de despacho y ductos, $23 millones en la ampliación y adecuación de las instalaciones de almacenamiento y envasado de gas licuado, a través de la sociedad controlada YPF Gas S.A., $18 millones en mejorar la eficiencia operativa, proyectos ambientales y otros conceptos en la Refinería La Plata, $14 millones destinados a la construcción de nuevas estaciones de servicio, $21 millones tendientes a mejorar la eficiencia operativa y otros conceptos en la Refinería Luján de Cuyo, $9 millones para el desarrollo de la marca YPF en la red de estaciones de servicio instaladas en Chile y $5 millones para el desarrollo de la marca YPF en la red de estaciones de servicio instaladas en Perú.

Las principales aplicaciones de fondos en 1999 incluyeron $963 millones para la adquisición de activos fijos, $2.238 millones para la cancelación de préstamos, $325 millones para el pago de dividendos y $159 millones en aportes de capital y adquisición de inversiones permanentes, los cuales incluyen $64, $65 y $6 millones de capitalización de los proyectos de inversión llevados adelante por las sociedades vinculadas Compañía Mega S.A., Profertil S.A. y Gasoducto del Pacífico (Argentina) S.A., respectivamente y $16 millones invertidos en la adquisición de contratos de distribución de hidrocarburos en el mercado brasileño. Adicionalmente se utilizaron $88 millones para el rescate de las últimas acciones preferidas en circulación que tenía emitidas la sociedad controlada Maxus Energy Corporation. Las principales aplicaciones de fondos en 1998 incluyeron $1.351 millones para la adquisición de activo fijo, $2.138 millones para la cancelación de préstamos, $122 millones para adquirir inversiones permanentes y $326 millones para el pago de dividendos.

El presupuesto de inversiones de capital y en exploración para el año 2000 incluye, distribuido de acuerdo a la nueva estructura de negocios descripta, aproximadamente $890 millones de inversiones de capital y en exploración en el segmento de Exploración y Producción, aproximadamente $270 millones en Refino y Marketing, las cuales incluyen aproximadamente $67 millones en Brasil, aproximadamente $87 millones en inversiones de capital previstas para el negocio de Química, aproximadamente $16 millones de inversiones de capital en el negocio del GLP y aproximadamente $54 millones de inversiones para el desarrollo de la unidad de negocio de Gas natural y Electricidad. La Sociedad estima que financiará su presupuesto de inversiones de capital para el año 2000 a través del flujo de fondos generado por sus actividades operativas y con la emisión de nueva deuda financiera.

En muchos proyectos de inversión se incluyen inversiones asociadas con proyectos ambientales tanto en el Upstream como en el Downstream, incluidos en el presupuesto de capital para 1999. Adicionalmente, la Sociedad tiene constituida una provisión para remediar todo daño ambiental que pudiera ser causado por las operaciones. El saldo de dicha provisión al 31 de diciembre de 1999 es de $17 millones.

Una sociedad controlada por YPF International, Chemical Land Holdings, Inc. (“CLH”) tiene ciertas contingencias ambientales relacionadas con ciertos negocios discontinuados, entre ellas la relacionada con la venta de una ex subsidiaria química de Maxus, Diamond Shamrock Chemicals Company (“Chemicals”), a Occidental Petroleum Corporation (“Occidental”) en 1986.

Al 31 de diciembre de 1999 la previsión contabilizada en los libros de CLH por contingencias ambientales, incluyendo la mencionada precedentemente, totalizaba U$S108 millones con los cuales la Sociedad estima que se cubren razonablemente todas estas contingencias ambientales; no obstante, cambios en las circunstancias actuales podrían resultar en incrementos de tales previsiones en el futuro.

Hasta junio de 1999 YPF tenía vigente un programa de bonificación con base accionaria para ciertos ejecutivos de YPF y sus subsidiarias. Dicha bonificación se basaba en la diferencia entre el precio de la acción de YPF al momento del otorgamiento de los derechos de apreciación y el precio de mercado corriente de la acción al ejercer dicho derecho. A través de YPF International se realizaron contratos de opciones y depósitos indexables sobre la base de la evolución de la acción de YPF, con la intención de tener una cobertura de los incrementos de la acción con relación al programa de bonificación descripto. El 29 de junio de 1999, el programa fue discontinuado y pagado en efectivo. Consecuentemente en junio de 1999, YPF International canceló los contratos de opciones y depósitos, generando un reembolso financiero de $116 millones, que se incluye como fondos originados por las actividades de inversión.

Según lo resuelto por la Asamblea de Accionistas el 27 de abril de 1999, la Sociedad pagó cuatro dividendos trimestrales de $0,22 por acción cada uno a todos los accionistas registrados al cierre de las operaciones del 26 de mayo de 1999, 27 de agosto de 1999, 26 de noviembre de 1999 y 28 de febrero de 2000, respectivamente.

Según lo resuelto por la Asamblea de Accionistas el 28 de abril de 1998, la Sociedad pagó cuatro dividendos trimestrales de $0,22 por acción cada uno a todos los accionistas registrados al cierre de las operaciones del 27 de mayo de 1998, 26 de agosto de 1998, 26 de noviembre de 1998 y 25 de febrero de 1999, respectivamente.

Según lo resuelto por el Directorio de la Sociedad en su reunión del 29 de febrero de 2000, el destino propuesto para las utilidades acumuladas al 31 de diciembre de 1999 es el siguiente (en millones de pesos):

Constitución de reserva legal 24
Dividendo en efectivo, de $0,88 por acción (dividendo trimestral de $0,22 por acción) 311
A nuevo ejercicio 2.100

El total de préstamos al 31 de diciembre de 1999, era de $3.408 millones, compuesto por deuda a corto plazo (incluyendo la porción corriente de la deuda a largo plazo) por $1.363 millones y por deuda a largo plazo de $2.045 millones. Del total de préstamos al 31 de diciembre de 1999, $153 millones son en yenes, $156 millones en liras y la mayor parte del resto de los préstamos son en dólares. La Sociedad habitualmente contrata seguros de cambio con la intención de limitar su exposición a las fluctuaciones de los tipos de cambio de las monedas distintas del dólar. Las principales operaciones con instrumentos derivados se detallan en Nota 1 a) de los Estados Contables. Del total de $2.045 millones de préstamos a largo plazo al 31 de diciembre de 1999, aproximadamente $1.420 millones vencen en los próximos cinco años. La tasa de interés promedio ponderada del total de deuda al 31 de diciembre de 1999 era de aproximadamente 8%.

Al 31 de diciembre de 1999, el patrimonio neto de la Sociedad ascendía a $7.375 millones, que incluye la reserva legal de $249 millones de acuerdo con lo establecido por la Ley N°19.550 de sociedades Comerciales.

Operaciones con sociedades controladas y vinculadas

Durante 1999, YPF continuó con sus esfuerzos en la consolidación de su estrategia de integración continental a través de la adquisición de participaciones o constitución de sociedades en el exterior, básicamente en Brasil.

Durante 1999 hubieron compras y/o ventas con sociedades controladas y vinculadas, las que fueron detalladas en la Nota 8 a los estados contables.

Las principales operaciones relacionadas con la reorganización y expansión del grupo económico están descriptas en la Nota 13 a los Estados Contables.

Año 2000

La Sociedad no ha experimentado ningún defecto de funcionamiento significativo en los sistemas correspondientes al área de tecnología de la información (“IT”) ni en los procesos de negocios y operativos (“no IT”), habida cuenta de la existencia de “tecnología embebida” en los mismos, cuando se produjo el cambio de fecha del año 1999 al año 2000. Basándose en el desarrollo de las operaciones desde el 1 de enero de 2000, YPF S.A. no espera ningún hecho significativo que altere el normal funcionamiento del negocio como resultado del efecto Año 2000. No obstante, es posible que el impacto por el cambio de fecha, que fue la preocupación de los programas de computación que usaban dos dígitos en lugar de cuatro dígitos para definir el año, no haya sido aun del todo reconocido. Sin embargo, la Sociedad cree que cualquier problema que pueda surgir en el futuro sería menor y reparable. La Sociedad puede todavía ser afectada por las dificultades en los sistemas de terceros con los que opera (clientes, proveedores, bancos, etc.) si son perjudicados por el efecto Año 2000 o efectos similares. A la fecha, la Sociedad no ha tomado conocimiento de ninguna consecuencia negativa relacionada con los efectos del Año 2000 en los sistemas informáticos o las operaciones de clientes y proveedores.

El costo del proyecto incurrido durante 1999, fue de $12 millones para YPF S.A. y sus controladas incluyendo gastos por el reemplazo de equipos anticuados, con hardware y software no compatible así como también identificando y solucionando los problemas relacionados con el efecto Año 2000.

Perspectivas

Durante el 2000 la Sociedad enfocará sus esfuerzos en incrementar la venta de productos refinados, desarrollar sus reservas de gas natural (buscando al mismo tiempo incrementar la participación del gas de producción propia en los volúmenes totales vendidos), expandir sus operaciones petroquímicas y capitalizar todas las oportunidades de crecimiento en Brasil, así como también continuar con su programa de reducción de costos en todas las unidades de negocios y en los centros corporativos.

En las operaciones de Exploración y Producción, se incrementará la actividad de perforación con el objeto de aumentar la producción y elevar el índice de reemplazo de reservas, continuándose asimismo con las actividades de exploración a fin de obtener nuevos descubrimientos.

Se espera que en el cuarto trimestre de 2000 se ponga en marcha el Proyecto Mega destinado a la separación, transporte y distribución de líquidos del gas natural. Este proyecto que tiene como base la provincia de Neuquén (planta separadora de gas natural) y la ciudad Bahía Blanca (planta fraccionadora de los líquidos del gas natural), en la provincia de Buenos Aires, demandará una inversión aproximada de $675 millones. Se estima que la producción va a ser de 1.300.000 toneladas anuales de gasolina, LPG y etano. YPF tiene una participación del 38%.

En la Unidad Estratégica de Industrialización y Comercialización, a pesar del incremento del costo de la materia prima, YPF continuará utilizando sus refinerías por encima del 90%, en línea con la estrategia tendiente a producir y comercializar productos de mayor valor agregado, poniendo el mayor énfasis en alcanzar altos estándares de protección del medio ambiente.

Las operaciones internacionales del Downstream adecuarán sus estrategias a las nuevas posiciones de mercado alcanzadas con la creación del Grupo Repsol-YPF.

En el área de Química Industrial se pondrá en marcha la planta de Profertil S.A., que tendrá una capacidad máxima de producción estimada de 1.000.000 de toneladas anuales de urea, y en la cual YPF participa en un 50%.

El Grupo Repsol - YPF ha definido a Brasil como un mercado estratégico para su crecimiento. Ya desde 1997 YPF había comenzado actividades en este importante mercado regional, siendo pionera en el proceso de desregulación de su industria petrolera y la primera empresa, aparte de Petrobrás, en participar en todos los sectores de la industria.

Entre otros propósitos, la presente Memoria, análisis y explicaciones de la Dirección, tiene por objeto cumplir con la información requerida por la Ley de Sociedades Comerciales (Artículo 66 de la Ley N° 19.550)

EL DIRECTORIO

Buenos Aires, 29 de febrero de 2000.

YPF SOCIEDAD ANONIMA

INDICE


	Página

* Informe del auditor	1
* Composición del capital	3
* Balances generales	4
* Estados de resultados	5
* Estados de evolución del patrimonio neto	6
* Estados de origen y aplicación de fondos	7
* Notas a los estados contables	8
* Anexos a los estados contables	49
* Balances generales consolidados	59
* Estados de resultados consolidados	60
* Estados de origen y aplicación de fondos consolidados	61
* Notas a los estados contables consolidados	62
* Anexos a los estados contables consolidados	72
* Informe de la Comisión Fiscalizadora	75

INFORME DEL AUDITOR

A los Señores Directores de

YPF SOCIEDAD ANONIMA:

Hemos auditado los balances generales de YPF SOCIEDAD ANONIMA al 31 de diciembre de 1999, 1998 y 1997 y los correspondientes estados de resultados, de evolución del patrimonio neto y de origen y aplicación de fondos por los ejercicios terminados en esas fechas, las notas 1 a 13 y los anexos A, B, C, E, F, G y H. Asimismo, hemos auditado los balances generales consolidados de YPF SOCIEDAD ANONIMA y sus sociedades controladas al 31 de diciembre de 1999, 1998 y 1997 y los correspondientes estados de resultados y de origen y aplicación de fondos por los ejercicios terminados en esas fechas, las notas 1 a 4, y los anexos A, C y H, que se exponen como información complementaria en el Cuadro I. Dichos estados contables son responsabilidad de la Dirección de la Sociedad. Nuestra responsabilidad es expresar una opinión sobre los mencionados estados contables, basada en nuestras auditorías.
Nuestro trabajo fue realizado de acuerdo con las normas de auditoría vigentes en Argentina. Una auditoría requiere que el auditor planifique y desarrolle su tarea con el objetivo de obtener un grado razonable de seguridad acerca de la inexistencia de manifestaciones no veraces o errores significativos en los estados contables. Una auditoría incluye examinar, sobre bases selectivas, los elementos de juicio que respaldan la información expuesta en los estados contables, así como evaluar las normas contables utilizadas, las estimaciones significativas efectuadas por la Dirección de la Sociedad y la presentación de los estados contables tomados en conjunto. Consideramos que nuestras auditorías nos brindan una base razonable para fundamentar nuestra opinión.
En nuestra opinión, los estados contables mencionados en el primer párrafo presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, su situación patrimonial de YPF SOCIEDAD ANONIMA al 31 de diciembre de 1999, 1998 y 1997 y los resultados de sus operaciones y sus orígenes y aplicaciones de fondos por los ejercicios terminados en dichas fechas, de conformidad con las normas contables profesionales vigentes en Argentina. Adicionalmente, en nuestra opinión, los estados contables consolidados mencionados en el primer párrafo, presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación patrimonial consolidada de YPF SOCIEDAD ANONIMA con sus sociedades controladas al 31 de diciembre de 1999, 1998 y 1997 y los resultados de sus operaciones y sus orígenes y aplicaciones de fondos por los ejercicios terminados en dichas fechas, de conformidad con las normas contables profesionales vigentes en Argentina.
En cumplimiento de disposiciones legales vigentes y de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, informamos que:
Los estados contables adjuntos han sido preparados, en todos sus aspectos significativos, de conformidad con la Ley de Sociedades Comerciales y las normas pertinentes de la Comisión Nacional de Valores y se encuentran asentados en el libro Inventarios y Balances.
Los estados contables de YPF SOCIEDAD ANONIMA surgen de registros contables llevados, en sus aspectos formales, de conformidad con las disposiciones legales vigentes.
Al 31 de diciembre de 1999, la deuda devengada en concepto de aportes y contribuciones con destino al Sistema Integrado de Jubilaciones y Pensiones, que surge de los registros contables de la Sociedad, asciende a $ 3.211.824, no siendo exigible a esa fecha.


Buenos Aires, 29 de febrero de 2000	PISTRELLI, DIAZ Y ASOCIADOS C.P.C.E.C.F. Tº 1 - Fº 8





	RICARDO C. RUIZ Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.C.F. Tº 156 - Fº 159

YPF SOCIEDAD ANONIMA

Avenida Presidente Roque Sáenz Peña 777 - Buenos Aires

EJERCICIOS ECONOMICOS Nº 23, 22 Y 21

INICIADOS EL 1º DE ENERO DE 1999, 1998 Y 1997

ESTADOS CONTABLES AL 31 DE DICIEMBRE DE 1999, 1998 Y 1997

Actividad principal de la Sociedad: Estudio, exploración y explotación de hidrocarburos líquidos y/o gaseosos y demás minerales, como asimismo, la industrialización, transporte y comercialización de estos productos y sus derivados, incluyendo también productos petroquímicos y químicos, así como la generación de energía eléctrica a partir de hidrocarburos.

Fecha de inscripción en el Registro Público de Comercio: 2 de junio de 1977.

Fecha de finalización del Contrato Social: 15 de junio de 2093.

Modificación de los estatutos (última): 16 de noviembre de 1999.

COMPOSICION DEL CAPITAL

al 31 de diciembre de 1999

(expresado en pesos)


		Suscripto, integrado y autorizado a la oferta pública (Nota 6)
* Acciones ordinarias, escriturales de v/n $10 con derecho a 1 voto por acción		3.530.000.000
		==========

YPF SOCIEDAD ANONIMA

BALANCES GENERALES

AL 31 DE DICIEMBRE DE 1999, 1998 Y 1997

(expresados en millones de pesos - Nota 1)


	1999	1998	1997		1999	1998	1997
ACTIVO CORRIENTE				PASIVO CORRIENTE

Caja y bancos	60	51	88	Cuentas por pagar (Nota 3.f)	541	590	662
Inversiones (Nota 3.a)	20	16	4	Préstamos (Nota 3.g)	1.067	1.238	1.151
Créditos por ventas (Nota 3.b)	917	634	608	Remuneraciones y cargas sociales	51	34	46
Otros créditos (Nota 3.c)	238	303	257	Cargas fiscales	312	108	333
Bienes de cambio (Nota 3.d)	249	242	275	Anticipos de clientes (Nota 11.b)	89	85	52
				Dividendos a pagar	78	78	78
				Previsiones (Anexo E)	6	7	7
	-----------	-----------	-----------		-----------	-----------	-----------
Total del activo corriente	1.484	1.246	1.232	Total del pasivo corriente	2.144	2.140	2.329
	-----------	-----------	-----------		-----------	-----------	-----------

ACTIVO NO CORRIENTE				PASIVO NO CORRIENTE

Créditos por ventas (Nota 3.b)	16	21	11	Cuentas por pagar (Nota 3.f)	17	37	9
Otros créditos (Nota 3.c)	479	400	324	Préstamos (Nota 3.g)	1.991	2.231	1.782
Inversiones (Nota 3.a)	2.832	2.926	2.276	Remuneraciones y cargas sociales	-	1	-
Bienes de uso (Nota 3.e)	7.107	7.515	7.532	Anticipos de clientes (Nota 11.b)	365	462	258
Activos intangibles (Anexo B)	52	58	52	Previsiones (Anexo E)	78	86	109
	-----------	-----------	-----------		-----------	-----------	-----------
Total del activo no corriente	10.486	10.920	10.195	Total del pasivo no corriente	2.451	2.817	2.158
					-----------	-----------	-----------
				Total del pasivo	4.595	4.957	4.487

				PATRIMONIO NETO (según estados respectivos)	7.375	7.209	6.940

	-----------	-----------	-----------		-----------	-----------	-----------
Total del activo	11.970	12.166	11.427	Total del pasivo y patrimonio neto	11.970	12.166	11.427
	======	======	======		======	======	======

YPF SOCIEDAD ANONIMA

ESTADOS DE RESULTADOS

POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 1999, 1998 Y 1997

CONSOLIDADOS PROPORCIONALMENTE SEGUN SE DETALLA EN NOTAS 2.i Y 3.h

(expresados en millones de pesos - Nota 1, excepto las cifras de utilidad neta por acción expresadas en pesos)


	1999		1998		1997


Ventas netas	6.578	5.481	6.121
Costo de ventas	(4.196)	(3.581)	(3.716)
	---------	---------	---------
Utilidad bruta	2.382	1.900	2.405

Gastos de administración	(159)	(140)	(172)
Gastos de comercialización	(533)	(472)	(451)
Gastos de exploración	(175)	(161)	(174)
	---------	---------	---------
Utilidad operativa	1.515	1.127	1.608

Resultados de inversiones permanentes en sociedades vinculadas	20	26	37
Otros ingresos (egresos), netos	(102)	(44)	(59)
Resultados financieros y por tenencia:
Generados por activos	54	(7)	43
Generados por pasivos	(338)	(253)	(279)
Resultados por la venta de activos no corrientes y bienes de uso a desafectar	(290)	-	9
	---------	---------	---------
Utilidad neta antes de impuesto a las ganancias y dividendos al capital preferido	859	849	1.359

Impuesto a las ganancias	(378)	(260)	(473)
	---------	---------	---------
Utilidad neta antes de dividendos al capital preferido	481	589	886

Dividendos al capital preferido de sociedades controladas	(4)	(9)	(9)
	---------	---------	---------
Utilidad neta	477	580	877
	=====	=====	=====
Utilidad neta por acción (Nota 1)	1,35	1,64	2,48
	=====	=====	=====

Ver información adicional sobre los Estados de Resultados en Nota 3.h.

YPF SOCIEDAD ANONIMA

ESTADOS DE EVOLUCION DEL PATRIMONIO NETO

POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 1999, 1998 Y 1997

(expresados en millones de pesos - Nota 1, excepto las cifras por acción expresadas en pesos)


Aportes de los propietarios
Capital	Ajuste de los		Reserva	Reserva para futuros	Resultados	Total del patrimonio
suscripto	aportes	Total	legal	dividendos	no asignados	neto


Saldos al 31 de diciembre de 1996	3.530	1.161	4.691	135	-	1.548	6.374

Disposiciones de la Asamblea General Ordinaria de Accionistas del 29 de abril de 1997:
Apropiación a Reserva Legal	-	-	-	41	-	(41)	-
Apropiación a Reserva para futuros dividendos	-	-	-	-	21	(21)	-
Dividendos en efectivo ($0,88 por acción)	-	-	-	-	-	(311)	(311)

Utilidad neta del ejercicio 1997	-	-	-	-	-	877	877
	---------	---------	---------	---------	---------	---------	---------
Saldos al 31 de diciembre de 1997	3.530	1.161	4.691	176	21	2.052	6.940

Disposiciones de la Asamblea General Ordinaria de Accionistas del 28 de abril de 1998:
Desafectación de Reserva para futuros dividendos 1997	-	-	-	-	(21)	21	-
Apropiación a Reserva Legal	-	-	-	44	-	(44)	-
Apropiación a Reserva para futuros dividendos 1998	-	-	-	-	21	(21)	-
Dividendos en efectivo ($0,88 por acción)	-	-	-	-	-	(311)	(311)

Utilidad neta del ejercicio 1998	-	-	-	-	-	580	580
	---------	---------	---------	---------	---------	---------	---------
Saldos al 31 de diciembre de 1998	3.530	1.161	4.691	220	21	2.277	7.209

Disposiciones de la Asamblea General Ordinaria de Accionistas del 27 de abril de 1999:
Desafectación de Reserva para futuros dividendos 1998	-	-	-	-	(21)	21	-
Apropiación a Reserva Legal	-	-	-	29	-	(29)	-
Dividendos en efectivo ($0,88 por acción)	-	-	-	-	-	(311)	(311)

Utilidad neta del ejercicio 1999	-	-	-	-	-	477	477
	---------	---------	---------	---------	---------	---------	---------
Saldos al 31 de diciembre de 1999	3.530	1.161	4.691	249	-	2.435	7.375
	=====	=====	=====	=====	=====	=====	=====

YPF SOCIEDAD ANONIMA

ESTADOS DE ORIGEN Y APLICACION DE FONDOS

POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 1999, 1998 Y 1997

(expresados en millones de pesos - Nota 1)


	1999	1998	1997
FONDOS GENERADOS POR LAS OPERACIONES
Utilidad neta	477	580	877
Ajustes para conciliar la utilidad neta con los fondos generados por las operaciones:
Resultados por la venta de activos no corrientes y bienes de uso a desafectar	(6)	-	(9)
Resultados de inversiones permanentes	181	(69)	(51)
Depreciación de bienes de uso	786	867	891
Consumo de materiales y bajas de bienes de uso netas de las respectivas previsiones	186	81	80
Aumento de previsiones de bienes de uso	59	46	51
Disminución neta de previsiones	(9)	(23)	(35)
Cambios en activos y pasivos:
Créditos por ventas	(278)	(36)	129
Otros créditos	(73)	(148)	(109)
Bienes de cambio	(7)	33	(43)
Cuentas por pagar	(69)	(44)	36
Remuneraciones y cargas sociales	16	(11)	4
Cargas fiscales	204	(155)	20
Anticipos de clientes	(93)	237	(58)
Intereses y otros	(2)	64	27
	---------	---------	---------
Fondos netos generados por las operaciones	1.372	1.422	1.810
	---------	---------	---------
FONDOS APLICADOS A LAS ACTIVIDADES DE INVERSION
Adquisiciones de bienes de uso	(623)	(977)	(1.244)
Aportes de capital, adquisiciones de inversiones permanentes y activos intangibles	(194)	(642)	(1.038)
Ingresos por la venta de activos no corrientes	106	-	38
Inversiones no consideradas fondos	1	(14)	2
Dividendos cobrados	39	36	53
	---------	---------	---------
Fondos netos aplicados a las actividades de inversión	(671)	(1.597)	(2.189)
	---------	---------	---------
FONDOS (APLICADOS A) GENERADOS POR LAS ACTIVIDADES DE FINANCIACION
Préstamos obtenidos	1.788	2.253	2.355
Pago de préstamos	(2.167)	(1.803)	(1.630)
Dividendos pagados	(311)	(311)	(304)
	---------	---------	---------
Fondos netos (aplicados a) generados por las actividades de financiación	(690)	139	421
	---------	---------	---------
AUMENTO (DISMINUCION) NETO DE LOS FONDOS	11	(36)	42
Fondos al inicio del ejercicio	53	89	47
	---------	---------	---------
Fondos al cierre del ejercicio	64	53	89
	=====	=====	=====

Ver información adicional sobre equivalentes de caja en Nota 3.a.

YPF SOCIEDAD ANONIMA

NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES

POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 1999, 1998 Y 1997

(cifras expresadas en millones de pesos - Nota 1,

excepto donde se indica en forma expresa)

Bases de Presentación de los Estados Contables

Los estados contables de YPF Sociedad Anónima (la “Sociedad” o “YPF”) han sido confeccionados de conformidad con las normas contables profesionales vigentes en la República Argentina, considerando las normas de la Comisión Nacional de Valores (“CNV”). Incluyen además ciertas reclasificaciones y exposiciones adicionales que permiten aproximarse a la forma y contenido requeridos por la Securities and Exchange Commission de los Estados Unidos de América ("SEC").

Reexpresión en moneda constante

Los estados contables reconocen los efectos de las variaciones en el poder adquisitivo de la moneda en forma integral hasta el 31 de agosto de 1995, mediante la aplicación del método de reexpresión en moneda constante establecido por la Resolución Técnica N° 6 de la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas (“FACPCE”). A partir del 1° de septiembre de 1995, de acuerdo con lo requerido por la Resolución General N° 272 de la CNV, la Sociedad discontinuó la aplicación del método, manteniendo las reexpresiones registradas hasta dicha fecha.

Este criterio es aceptado por las normas contables profesionales en la medida que la variación en el índice de precios aplicable para la reexpresión no supere el 8% anual. La variación de dicho índice en cada uno de los ejercicios cerrados a partir del 1° de septiembre de 1995 fue inferior al porcentaje mencionado.

Instrumentos financieros destinados a compensar riesgos futuros. Concentración del riesgo crediticio

La Sociedad utiliza periódicamente instrumentos financieros derivados que tienen por objeto establecer una protección frente a la exposición del tipo de cambio de monedas extranjeras (distintas de dólares estadounidenses). YPF no establece usualmente protecciones para cubrir los efectos de la variación de otros precios de mercado, sin embargo, ha acordado ciertos contratos de cobertura que se detallan a continuación. YPF no posee ni emite instrumentos financieros derivados con fines especulativos.

Las ganancias o pérdidas generadas en contratos de protección sobre operaciones financieras o de venta de crudo son diferidas hasta que la transacción relacionada es reconocida y se registran como parte integrante de resultados financieros o ventas netas en el estado de resultados, respectivamente.

El detalle de los instrumentos financieros derivados utilizados por la Sociedad al 31 de diciembre de 1999 es el siguiente:

a) Contratos de cobertura de tipo de cambio:

Swap financiero con el objeto de establecer una protección frente al préstamo en yenes mencionado en Nota 3.g.2), a través del cambio de dólares estadounidenses por yenes a un tipo de cambio fijo de 105,65 yenes/U$S. El monto de la deuda al 31 de diciembre de 1999, considerando el efecto del swap financiero mencionado y del interés adicional devengado, asciende a 127.
Swap financiero con el objeto de establecer una protección frente a las Obligaciones Negociables por 300.000 millones de liras italianas de valor nominal mencionadas en Nota 3.g.1), a través del cambio de dólares estadounidenses por liras italianas a un tipo de cambio fijo de 1.507 liras italianas/U$S. El monto de la deuda al 31 de diciembre de 1999, considerando el efecto del swap financiero, asciende a 200.
Forward que tiene por objeto establecer una protección frente a las prefinanciaciones de exportaciones en yenes detalladas en el Anexo G, a través del cambio de dólares estadounidenses por yenes a tipo de cambio fijo de 108,25 yenes/U$S. El monto de las prefinanciaciones de exportaciones en yenes al 31 de diciembre de 1999, considerando el efecto del mencionado contrato, asciende a 21.

Estas operaciones no implican la sustitución de los acreedores originales ni la generación de un nuevo pasivo.

b) Opciones de precio del crudo:

Dado que YPF ha garantizado las emisiones de las Obligaciones Negociables por U$S 400 millones correspondientes a los programas globales de U$S 500 y U$S 700 millones, respectivamente, con los ingresos provenientes de las exportaciones relacionadas con un contrato de venta de crudo a largo plazo con ENAP (compañía petrolera estatal chilena), la Sociedad ha acordado opciones que tienen por objeto establecer una protección sobre el precio del mencionado contrato. Dichas opciones pueden ser ejercidas en el caso que el precio de mercado sea inferior a U$S 14 por barril de crudo. Al 31 de diciembre de 1999, aproximadamente 33 millones de barriles de crudo se encuentran protegidos bajo dichas opciones. La ganancia bajo estos contratos por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999 asciende aproximadamente a 4.

c) Contratos de swap de precio del crudo:

En noviembre de 1996 y junio de 1998, la Sociedad acordó contratos de swap de precio sobre ciertos compromisos correspondientes a entregas de petróleo crudo por aproximadamente 27,8 millones y
23,9 millones de barriles a ser entregados durante el término de siete y diez años, respectivamente, de acuerdo con los contratos de venta de petróleo crudo a futuro mencionados en la Nota 11.b). Bajo estos contratos de swap de precio, la Sociedad recibirá precios variables que dependerán de los precios de mercado.

La exposición a pérdidas por incumplimiento de las contrapartes de las obligaciones que puedan surgir de los instrumentos financieros derivados es mínima, debido a que las mismas son instituciones financieras con alta calificación crediticia. Adicionalmente, la cartera de clientes de la Sociedad se encuentra altamente atomizada, por consiguiente, la concentración del riesgo crediticio es limitada.

Fondos (caja e inversiones de corto plazo)

Para la confección de los estados de origen y aplicación de fondos se consideraron dentro del concepto de caja y equivalentes de caja todas las inversiones de muy alta liquidez, con vencimiento originalmente pactado inferior a tres meses.

Desbalanceos en la producción de gas

La Sociedad aplica el método de la propiedad para contabilizar los desbalanceos en la producción de gas. De acuerdo con el método de la propiedad, el gas de un campo es considerado como propiedad conjunta de los socios. YPF reconoce ingresos por ventas por su parte proporcional del gas producido independientemente del volumen retirado.

Criterio de reconocimiento de ingresos

Los ingresos por ventas de petróleo crudo, productos destilados y gas natural se reconocen al momento de la entrega al cliente.

Uniones Transitorias de Empresas y Sucursales en el exterior

Las participaciones de la Sociedad en Uniones Transitorias de Empresas y otros acuerdos para la exploración y extracción de petróleo y gas y las sucursales en el exterior han sido consolidadas línea por línea, en base a la participación proporcional en los activos, pasivos, ingresos y gastos de los mismos (Nota 7).

Concesiones de explotación y permisos de exploración

De acuerdo con la Ley N° 24.145 promulgada en noviembre de 1992, las áreas que la Sociedad tenía asignadas fueron transformadas en concesiones de explotación y permisos de exploración, regidos por la Ley N° 17.319. Los permisos de exploración pueden tener un plazo de hasta 17 años y las concesiones de explotación tienen un plazo de 25 años, que puede ser extendido por un plazo adicional de 10 años.

Utilidades por acción

Las utilidades por acción han sido calculadas en base a los 353.000.000 de acciones de la Sociedad en circulación durante cada ejercicio.

Criterios de Valuación

Los principales criterios de valuación utilizados para la preparación de los estados contables son los siguientes:

a) Caja y bancos, inversiones corrientes, créditos por ventas, otros créditos y deudas:

En moneda nacional: a su valor nominal, incorporando, en caso de corresponder, los intereses devengados al cierre de cada ejercicio según las cláusulas específicas de cada operación.
En moneda extranjera: se convirtieron a los tipos de cambio vigentes al cierre de cada ejercicio para la liquidación de estas operaciones, incorporando, en caso de corresponder, los intereses devengados a la fecha de cierre de los mismos según las cláusulas específicas de cada operación. Las diferencias de cambio resultantes fueron imputadas a los resultados de cada ejercicio. El detalle respectivo se expone en el Anexo G.

Los créditos incluyen en los casos que corresponda una previsión para reducir su valor al de probable realización.

b) Bienes de cambio:

Productos destilados para la venta, productos en proceso de destilación y petróleo crudo: a su costo de reproducción al cierre de cada ejercicio.
Materiales, materias primas y envases: al 31 de diciembre de 1998 y 1997 han sido valuados a su costo de adquisición determinado en base al método del primero entrado, primero salido (PEPS). A partir del 1° de enero de 1999, la Sociedad adoptó el método del precio promedio ponderado (PPP), que no difiere significativamente de su costo de reposición. El cambio no tuvo efecto significativo sobre los resultados no asignados ni sobre la utilidad del ejercicio.

Los bienes de cambio incluyen, en los casos que corresponda, una previsión para reducir su valor al de probable recupero.

c) Inversiones no corrientes:

Las mismas comprenden participaciones en sociedades controladas y vinculadas (Artículo 33 de la
Ley Nº 19.550) e inversiones en otras sociedades en las cuales YPF posee menos de un 10% de participación. Estas inversiones se detallan en el Anexo C y han sido valuadas a su valor patrimonial proporcional, excepto Mercobank S.A. que ha sido valuada al costo debido a que YPF no ejerce influencia significativa en las decisiones de dicha sociedad. Las participaciones en sociedades extranjeras han sido convertidas a pesos utilizando las cotizaciones vigentes al cierre de cada ejercicio. En caso de corresponder, se han adecuado los estados contables de las sociedades controladas y vinculadas para adaptarlos a los criterios contables aplicados en la confección de los estados contables de YPF.

La participación en acciones preferidas ha sido valuada al valor de rescate más la participación en los resultados acumulados según las disposiciones estatutarias respectivas.

Para la determinación de la participación en sociedades vinculadas se han utilizado los últimos estados contables disponibles al cierre de cada ejercicio (Anexo C). La Dirección de la Sociedad no ha tomado conocimiento de hechos que modifiquen la situación patrimonial, financiera o los resultados de estas sociedades al 31 de diciembre de 1999, que tengan un impacto significativo en la valuación de las inversiones a dicha fecha.

La Sociedad ha presentado estados contables consolidados como información complementaria a los presentes estados contables por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 1999, 1998 y 1997 (Cuadro I).

A partir de la vigencia de la Ley N° 25.063, los dividendos, en dinero o en especie, que la Sociedad reciba por sus inversiones en otras sociedades en exceso de las utilidades acumuladas impositivas que éstas mantengan al momento de su distribución, estarán sujetos a una retención del 35% en concepto de impuesto a las ganancias con carácter de pago único y definitivo. La Sociedad no ha efectuado cargo alguno por este impuesto por estimar que los dividendos provenientes de utilidades registradas mediante la aplicación del método del valor patrimonial proporcional no estarán sujetos a dicho impuesto.

d) Bienes de uso:

Al costo de adquisición reexpresado de acuerdo con lo indicado en Nota 1, menos las correspondientes depreciaciones acumuladas. Las tasas de depreciación representativas de la vida útil asignada por grupo homogéneo de bienes se detallan en el Anexo A. Para aquellos bienes cuya construcción requiere un período prolongado de tiempo, se han activado los costos financieros. Dichos costos se encuentran netos del efecto de la inflación acumulada hasta el 31 de agosto de 1995, de acuerdo con lo indicado en Nota 1.

Actividades de producción de petróleo y gas

La Sociedad utiliza el método del esfuerzo exitoso para contabilizar las operaciones relacionadas con las actividades de exploración y producción de petróleo y gas. En consecuencia, los costos de exploración, excluidos los costos de los pozos exploratorios, han sido imputados a resultados del ejercicio en que se incurrieron. Los costos de perforación de los pozos exploratorios, incluidos los pozos de prueba estratigráfica, se capitalizan hasta que se determina si existen reservas probadas que justifiquen su desarrollo comercial. En tal sentido, los costos de perforación de un pozo exploratorio también son imputados a resultados si el proceso de determinación de reservas probadas excede a un año desde la fecha de finalización de la perforación.
Los costos intangibles de perforación aplicables a los pozos productivos y a los pozos secos de desarrollo y los costos tangibles de equipos relacionados con el desarrollo de las reservas de petróleo y gas han sido activados.
Los costos activados relacionados con actividades productivas, incluidos los costos tangibles e intangibles, han sido depreciados por campo, utilizando el método de las unidades de producción, mediante la aplicación de la relación entre el petróleo y el gas producido y las reservas de petróleo y gas probadas y desarrolladas que se estima recuperar.
Los costos futuros estimados de abandono y taponamiento de pozos se tienen en cuenta al determinar las depreciaciones.

Otros bienes de uso

Los bienes no afectados a la producción de petróleo y gas han sido depreciados siguiendo el método de amortización de la línea recta sobre la base de porcentajes de amortización calculados en función de la vida útil estimada de cada clase de bien.

El mantenimiento y las reparaciones de las instalaciones de producción que se realizan con una periodicidad mayor a la anual, han sido provisionados de manera tal de distribuir adecuadamente su costo entre los ejercicios pertinentes. El mantenimiento y las reparaciones normales de todos los demás bienes de uso se imputan a resultados a medida que se realizan.

Las renovaciones, mejoras y refacciones que extienden significativamente la vida útil de los bienes son activadas y los bienes de uso que se reemplazan, en caso de que esto ocurra, se dan de baja.

Se activan los costos incurridos para limitar, neutralizar o prevenir la contaminación ambiental, sólo si se cumple al menos una de las siguientes condiciones: (a) se trata de mejoras en la capacidad y seguridad de planta (u otro activo productivo); (b) se previene o limita la contaminación ambiental; o (c) los costos se incurren para preparar a los activos para su venta y no llevan el valor registrado por encima de su valor recuperable.

El valor de los bienes de uso, considerados en su conjunto, no supera su valor recuperable.

e) Activos intangibles:

Llave de negocio: corresponde a la diferencia entre el costo de adquisición de las inversiones en YPF Gas S.A., Petroquímica Bahía Blanca S.A.I.C. y Maleic S.A. y su respectivo valor patrimonial proporcional, el cual era similar al valor de mercado de los activos y pasivos netos de estas sociedades a la fecha de adquisición de los mismos, reexpresado de acuerdo con lo indicado en Nota 1. La llave de negocio se expone neta de la correspondiente amortización acumulada calculada en base a una vida útil estimada de 120 meses y usando el método de la línea recta (Anexo B).

f) Impuestos y regalías:

Impuesto a las ganancias y a la ganancia mínima presunta

La Sociedad determina el impuesto a las ganancias aplicando la tasa vigente del 35% sobre la utilidad impositiva del ejercicio, sin considerar el efecto de las diferencias temporarias entre el resultado contable y el impositivo.

El impuesto a la ganancia mínima presunta fue establecido por la Ley N° 25.063, sancionada en diciembre de 1998, por el término de diez ejercicios anuales. Este impuesto es complementario del impuesto a las ganancias, dado que, mientras este último grava la utilidad impositiva del ejercicio, el impuesto a la ganancia mínima presunta constituye una imposición mínima que grava la renta potencial de ciertos activos productivos a la tasa del 1%, de modo que la obligación fiscal de la Sociedad coincidirá con el mayor de ambos impuestos. Sin embargo, si el impuesto a la ganancia mínima presunta excede en un ejercicio fiscal al impuesto a las ganancias, dicho exceso podrá computarse como pago a cuenta de cualquier excedente del impuesto a las ganancias sobre el impuesto a la ganancia mínima presunta que pudiera producirse en cualquiera de los cuatro ejercicios siguientes.

En los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 1999 y 1998, el importe determinado en concepto del impuesto a las ganancias fue superior al impuesto a la ganancia mínima presunta y se imputó al resultado de cada ejercicio en el rubro “Impuesto a las ganancias”.

Regalías e impuesto a los ingresos brutos

Por la producción de petróleo crudo y los volúmenes de gas natural efectivamente aprovechados, se abonan regalías equivalentes al 12% sobre el valor estimado en boca de pozo de dichos productos. Dicho valor es asimilable al precio de venta final menos gastos de transporte, almacenamiento y tratamiento. Las regalías se imputan al costo de producción.

Las ventas, excepto las exportaciones, están alcanzadas por el impuesto a los ingresos brutos, cuya alícuota efectiva promedio fue de aproximadamente 1,66%, 1,46% y 1,47% para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 1999, 1998 y 1997, respectivamente.

g) Previsiones:

Deducidas del activo: se han constituido para reducir la valuación de los créditos por ventas, otros créditos, bienes de cambio, inversiones no corrientes y bienes de uso en base al análisis de los créditos de cobro dudoso y del probable valor recuperable de los activos afectados.
Incluidas en el pasivo: se han constituido para afrontar situaciones contingentes que podrían originar obligaciones para la Sociedad. En la estimación de los montos se ha considerado la probabilidad de su concreción tomando en cuenta las expectativas de la Dirección de la Sociedad y en consulta con los asesores legales.

El movimiento de las previsiones se expone en el Anexo E.

h) Cuentas del patrimonio neto:

Se reexpresaron de acuerdo con lo indicado en Nota 1, excepto la cuenta "Capital suscripto", la cual se ha mantenido por su valor de origen. El ajuste derivado de su reexpresión al 31 de agosto de 1995 se expone en la cuenta "Ajuste de los aportes".

i) Cuentas del estado de resultados:

Las cuentas del estado de resultados han sido registradas mediante la aplicación de los siguientes criterios:

El costo de ventas ha sido calculado computando las unidades vendidas en cada mes al costo de reproducción de dicho mes.
Los cargos por consumos de activos no monetarios valuados al costo de adquisición, se registraron en función de los importes ajustados de tales activos, de acuerdo con lo indicado en la Nota 1.
El resultado por tenencia correspondiente a los bienes de cambio valuados a su valor corriente se incluyó en el rubro “Resultado por tenencia de bienes de cambio”.
Los resultados de inversiones permanentes en sociedades controladas y en aquellas sociedades vinculadas en las cuales se posee una participación del 50% o se ejerce control conjunto, han sido consolidados línea por línea, neto de las operaciones entre dichas sociedades, en base a la participación proporcional en las cuentas de los estados de resultados de dichas sociedades.
Los resultados de inversiones permanentes en otras sociedades vinculadas se computaron sobre la base de los resultados de dichas sociedades y se incluyeron en el rubro "Resultados de inversiones permanentes en sociedades vinculadas”.
En los casos en que fueron significativos, la Sociedad segregó los componentes financieros implícitos devengados en cada ejercicio.

j) Obligaciones ambientales:

Las obligaciones ambientales se registran cuando las evaluaciones y/o saneamientos ambientales son probables y significativos y se pueden estimar razonablemente. Dicha estimación se basa en 1) los estudios de factibilidad detallados sobre el enfoque y los costos de saneamiento para emplazamientos individuales o bien en 2) la estimación de la Sociedad de los costos a incurrir según la experiencia histórica y la información públicamente disponible, dependiendo de la etapa en que se encuentre la evaluación y/o saneamiento de cada emplazamiento. A medida que más información sobre cada emplazamiento está disponible o bien a medida que se modifican las normas sobre medio ambiente, la Sociedad revisa su estimación de costos a incurrir en materia de evaluación y/o saneamiento ambiental.

Detalle de los Principales Rubros de los Estados Contables

Se indica a continuación la composición de los principales rubros de los estados contables:

Balances generales:


*Activo*

a) Inversiones:	1999		1998		1997
	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente

Colocaciones transitorias	20 (1)	-	16 (1)	3	4 (1)	-
Sociedades controladas, vinculadas y otras (Anexo C)	-	2.836	-	2.923	-	2.276
Previsión para desvalorización de las participaciones en otras sociedades (Anexo E)	-	(4)	-	-	-	-
	-----	-------	-----	-------	-----	-------
	20	2.832	16	2.926	4	2.276
	===	====	===	====	===	====

(1) Incluye 4, 2 y 1 al 31 de diciembre de 1999, 1998 y 1997, respectivamente, correspondientes a inversiones con vencimiento originalmente pactado inferior a tres meses.


b) Créditos por ventas:	1999		1998		1997
	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente

Deudores comunes	979	14	765	16	742	-
Documentos a cobrar	14	2	5	5	2	11
Sociedades relacionadas (Nota 8)	103	-	31	-	10	-
	-----	-----	-----	-----	-----	-----
	1.096 (1)	16	801	21	754	11
Previsión para deudores por ventas de cobro dudoso (Anexo E)	(179)	-	(167)	-	(146)	-
	-----	-----	-----	-----	-----	-----
	917	16	634	21	608	11
	===	===	===	===	===	===

(1) Incluye 114 de plazo vencido a menos de tres meses, 234 de plazo vencido a más de tres meses, 710 a vencer dentro de los próximos tres meses y 38 a vencer a más de tres meses.


c) Otros créditos:	1999		1998		1997
	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente

Créditos y anticipos de impuestos y reembolsos por exportaciones	110	-	105	-	151	-
Deudores por servicios	34	-	28	-	23	-
Por venta de títulos públicos	-	-	-	-	13	-
Gastos pagados por adelantado	19	174	12	117	19	91
Cánones y derechos	4	92	3	95	2	66
Sociedades relacionadas (Nota 8)	26	15	28	4	19	23
Por venta de activos no corrientes	-	3	-	3	9	11
Préstamos a clientes	38	90	25	84	19	68
Por reconversión de contratos	-	44	-	48	-	49
Por desbalanceo de producción de gas	-	30	-	25	-	24
Forwards – Diferencias de cambio (Nota 1)	5	-	44	-	-	-
Depósitos en garantía	-	-	39	-	-	-
Uniones Transitorias de Empresas y Consorcios	27	-	18	-	19	-
Diversos	79	35	102	28	87	23
	-----	-----	-----	-----	-----	-----
	342 (1)	483 (2)	404	404	361	355

Previsión para otros créditos de cobro dudoso (Anexo E)	(104)	-	(101)	-	(104)	-
Previsión para valuar otros créditos a su valor recuperable (Anexo E)	-	(4)	-	(4)	-	(31)
	-----	-----	-----	-----	-----	-----
	238	479	303	400	257	324
	===	===	===	===	===	===

(1) Incluye 2 sin plazo establecido, 35 de plazo vencido a menos de tres meses, 127 de plazo vencido a más de tres meses y 178 a vencer de acuerdo al siguiente detalle: 124 de uno a tres meses, 18 de tres a seis meses, 18 de seis a nueve meses y 18 de nueve a doce meses.

(2) Incluye 10 sin plazo establecido y 473 a vencer de acuerdo al siguiente detalle: 120 de uno a dos años, 44 de dos a tres años y 309 a más de tres años.


d) Bienes de cambio:
	1999	1998	1997

Productos destilados para la venta	148	142	162
Petróleo crudo	84	80	80
Productos en proceso de destilación	5	7	6
Materias primas y envases	12	13	27
Materiales	-	-	4
	-----	-----	-----
	249	242	279
Previsión para obsolescencia de bienes de cambio (Anexo E)	-	-	(4)
	-----	-----	-----
	249	242	275
	===	===	===


e) Bienes de uso:
	1999	1998	1997

Valor residual de bienes de uso (Anexo A)	7.165	7.542	7.580
Previsión para perforaciones exploratorias improductivas (Anexo E)	(38)	(6)	(23)
Previsión para obsolescencia de materiales (Anexo E)	(16)	(16)	(20)
Previsión para bienes de uso a desafectar (Anexo E)	(4)	(5)	(5)
	-------	-------	-------
	7.107	7.515	7.532
	====	====	====

Pasivo


f) Cuentas por pagar:
	1999		1998		1997
	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente

Proveedores	413	6	464	25	534	-
Sociedades relacionadas (Nota 8)	52	-	23	-	29	-
Uniones Transitorias de Empresas y Consorcios	47	-	40	-	34	-
Diversas	29	11	63	12	65	9
	-----	-----	-----	-----	-----	-----
	541 (1)	17	590	37	662	9
	===	===	===	===	===	===

(1) Incluye 506 a vencer dentro de los próximos tres meses.


g) Préstamos:
			1999		1998		1997
	Tasa de interés (1)	Vencimiento del capital	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente

The Export Import Bank of Japan (Nota 3.g.2)	5,25%	2000-2003	39	91	36	113	32	129
Swaps financieros y forwards - Diferencias de cambio e interés adicional (Nota 1)	7,28-8,10%	-	-	44	5	29	44	57
Obligaciones Negociables (Nota 3.g.1)	-	-	390	1.828	166	1.974	151	1.527
Sociedades relacionadas (Nota 8)	7,47%	2000	370	-	29	-	6	-
Prefinanciación de exportaciones	2,83-7,31%	2000-2001	182	25	732	105	551	50
Otras deudas bancarias y otros acreedores	4,20-7,55%	2000-2002	86	3	270	10	367	19
			-------	-------	-------	-------	-------	-------
			1.067	1.991	1.238	2.231	1.151	1.782
			====	====	====	====	====	====

(1) Tasa de interés anual vigente al 31 de diciembre de 1999.

Al 31 de diciembre de 1999, los vencimientos de los préstamos corrientes y no corrientes, son los siguientes:


	De 1 a 3 meses	De 3 a 6 meses	De 6 a 9 meses	De 9 a 12 meses	Total

Préstamos corrientes	522	50	88	407	1.067
	===	===	===	===	====


	De 1 a 2 años	De 2 a 3 años	De 3 a 4 años	De 4 a 5 años	A más de 5 años	Total

Préstamos no corrientes	546	102	368	350	625	1.991
	===	===	===	===	===	====

Al 31 de diciembre de 1999, los principales préstamos que incluyen cláusulas restrictivas son los siguientes:

1) Obligaciones Negociables:

Se indican a continuación las principales características de las Obligaciones Negociables emitidas:


Programa Global	Emisión		Tasa de Interés (1)	Vencimiento del Capital	Valor Registrado
(en millones)
					1999		1998		1997
	Año	Valor nominal			Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente

-	1994	U$S 350	8,00%	2004	11	350	11	350	11	350
U$S 500	1995	U$S 400 (2)	8,95%	2000-2002	65	83	59	148	55	207
U$S 500	1997	U$S 100 (2)	7,00%	2000-2002	18	32	17	52	16	73
U$S 700	1995	U$S 400 (2)	7,50%	2000-2002	62	107	57	169	54	226
U$S 700	1996	Liras 300.000	8,75%	2001	-	156	1	180	1	171
U$S 1.200 (3)	1997	U$S 200	7,14%(4)	2002 (9)	208	-	3	200	6	200
U$S 1.000 (7)	1997	U$S 300	7,75%	2007	8	300	8	300	8	300
U$S 1.000 (7)	1998	U$S 350	7,25%	2003	8	350	8	350	-	-
U$S 1.000 (7)	1998	U$S 125	7,64%(5)	2001	1	125	1	125	-	-
U$S 1.000 (7)	1998	U$S 100	10,00%	2028 (6)	2	100	1	100	-	-
U$S 1.000 (8)	1999	U$S 225	9,13%	2009	7	225	-	-	-	-
					-------	-------	-------	-------	-------	-------
					390	1.828	166	1.974	151	1.527
					====	====	====	====	====	====

Tasa de interés anual vigente al 31 de diciembre de 1999.
Los pagos de capital e intereses correspondientes a estas emisiones son garantizados con los ingresos provenientes de las exportaciones relacionadas con el contrato de venta de crudo a largo plazo con ENAP (Nota 11.b).
Creado mediante la fusión de los programas globales de U$S 500 millones y U$S 700 millones.
Esta emisión devenga una tasa anual flotante de Libo más un margen de 0,75% a 1,125%.
Esta emisión devenga una tasa anual flotante de Libo más un margen de 1,5% a 2%.
Estas Obligaciones Negociables están sujetas a una cancelación total o parcial a opción de los tenedores el 2 de noviembre de 2001.
Primer programa global de U$S 1.000 millones aprobado por la Asamblea General de Accionistas del 29 de abril de 1997.
Segundo programa global de U$S 1.000 millones aprobado por la Asamblea General de Accionistas del 28 de abril de 1998.
Estas Obligaciones Negociables fueron precanceladas en su totalidad en enero de 2000.

Los fondos provenientes de estas emisiones se aplicaron a la refinanciación de pasivos y deudas bancarias, a la provisión de capital de trabajo y a la realización de inversiones en activos fijos.

En relación con las emisiones de Obligaciones Negociables, la Sociedad ha acordado para sí y sus sociedades controladas ciertas cláusulas, incluyendo entre otras, pagar todos sus pasivos a su vencimiento, y no crear gravámenes que excedan el 15% del total de activos consolidados. En caso de incumplimiento de alguna de las cláusulas pactadas, el fiduciario o los tenedores titulares de por lo menos un 25% del monto total del capital de las Obligaciones Negociables en circulación podrán declarar exigible y pagadero el capital e intereses devengados de todas las obligaciones en forma inmediata.

La Asamblea General de Accionistas del 27 de abril de 1999 aprobó un programa de emisión de Obligaciones Negociables a mediano plazo, no convertibles en acciones, por un monto de U$S 1.000 millones (tercer programa). Los fondos de emisiones bajo este programa se aplicarían a la refinanciación de pasivos, a la provisión de capital de trabajo y a la realización de inversiones en activos fijos.

The Export Import Bank of Japan ("Eximbank"):

El acuerdo de préstamos en yenes firmado con el Eximbank en 1993, contiene causales de incumplimiento que pueden materializarse mediante notificación del prestamista, en caso de que el Gobierno Argentino como garante de los préstamos incumpla alguna de las cláusulas acordadas. La Sociedad no ha sido notificada de ningún incumplimiento relacionado con este acuerdo. En caso de ocurrir ciertas situaciones fijadas en el acuerdo de préstamos, este banco podrá, a su opción, declarar vencido y pagadero inmediatamente todo el capital pendiente de cancelación junto con los intereses y demás cargos correspondientes. Adicionalmente, en relación con dicho préstamo, la Sociedad se ha comprometido a mantener su porcentaje de participación del 30% en Refinería del Norte S.A. y a evitar que esta sociedad disponga de sus principales activos operativos durante la vigencia del plazo del préstamo.

Estados de Resultados:

h) Consolidación proporcional:

Según se explica en Nota 2.i, los resultados de inversiones permanentes en sociedades controladas y en aquellas sociedades vinculadas en las cuales se posee una participación del 50% o se ejerce control conjunto, han sido consolidados proporcionalmente línea por línea, neto de las operaciones entre dichas sociedades.

La apertura de los estados de resultados de YPF y las sociedades proporcionalmente consolidadas, neto de las operaciones entre dichas sociedades y ajustes de consolidación (“Otras”), es la siguiente:


	1999			1998			1997
	YPF	Otras	Total	YPF	Otras	Total	YPF	Otras	Total

Ventas netas (Nota 9)	4.661	1.917	6.578	4.398	1.083	5.481	5.041	1.080	6.121
Costo de ventas (Anexo F)	(2.676)	(1.520)	(4.196)	(2.800)	(781)	(3.581)	(2.985)	(731)	(3.716)
	--------	--------	--------	--------	--------	--------	--------	--------	--------
Utilidad bruta	1.985	397	2.382	1.598	302	1.900	2.056	349	2.405

Gastos de administración (Anexo H)	(106)	(53)	(159)	(114)	(26)	(140)	(141)	(31)	(172)
Gastos de comercialización (Anexo H)	(452)	(81)	(533)	(413)	(59)	(472)	(423)	(28)	(451)
Gastos de exploración (Anexo H)	(111)	(64)	(175)	(112)	(49)	(161)	(122)	(52)	(174)
	--------	--------	--------	--------	--------	--------	--------	--------	--------
Utilidad operativa	1.316	199	1.515	959	168	1.127	1.370	238	1.608

Resultados de inversiones permanentes	(181)	201	20	69	(43)	26	51	(14)	37
Otros ingresos (egresos), netos (Nota 3.i)	(97)	(5)	(102)	(2)	(42)	(44)	(22)	(37)	(59)
Resultados financieros y por tenencia:
Generados por activos (Nota 3.j)	37	17	54	(24)	17	(7)	32	11	43
Generados por pasivos (Nota 3.j)	(293)	(45)	(338)	(200)	(53)	(253)	(163)	(116)	(279)
Resultados por la venta de activos no corrientes y bienes de uso a desafectar (Nota 13)	6	(296)	(290)	-	-	-	9	-	9
	--------	--------	--------	--------	--------	--------	--------	--------	--------
Utilidad neta antes de impuesto a las ganancias y dividendos al capital preferido	788	71	859	802	47	849	1.277	82	1.359

Impuesto a las ganancias	(311)	(67)	(378)	(222)	(38)	(260)	(400)	(73)	(473)
	--------	--------	--------	--------	--------	--------	--------	--------	--------
Utilidad neta antes de dividendos al capital preferido	477	4	481	580	9	589	877	9	886

Dividendos al capital preferido de sociedades controladas	-	(4)	(4)	-	(9)	(9)	-	(9)	(9)
	--------	--------	--------	--------	--------	--------	--------	--------	--------
Utilidad neta	477	-	477	580	-	580	877	-	877
	====	====	====	====	====	====	====	====	====
Utilidad neta por acción (Nota 1)	1,35	-	1,35	1,64	-	1,64	2,48	-	2,48
	====	====	====	====	====	====	====	====	====

i) Otros ingresos (egresos), netos:


	Ingresos (Egresos)
	1999	1998	1997

Recupero de impuestos	19	-	-
Indemnizaciones y otros gastos de personal por reestructuración	(4)	-	-
Previsión para juicios pendientes	(26)	(3)	(4)
Programas de apreciación accionaria (Nota 10.a)	(31)	6	(3)
Baja de bienes de uso y materiales obsoletos	(31)	(11)	(11)
Costos incurridos - Año 2000	(10)	(2)	-
Diversos	(14)	8	(4)
	-----	-----	-----
	(97)	(2)	(22)
	===	===	===

j) Resultados financieros y por tenencia:


	Ganancia (Pérdida)
	1999	1998	1997
Generados por activos:
Intereses	36	34	40
Diferencia de cambio (1)	(19)	(14)	(2)
Resultado por tenencia de bienes de cambio (Anexo F)	20	(44)	(6)
	-----	-----	-----
	37	(24)	32
	-----	-----	-----

Generados por pasivos:
Intereses	(293)	(200)	(160)
Diferencia de cambio	-	-	(3)
	-----	-----	-----
	(293)	(200)	(163)
	-----	-----	-----
	(256)	(224)	(131)
	===	===	===

Incluye (16), (10) y (1) correspondientes al efecto traslación de las inversiones en el exterior por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 1999, 1998 y 1997, respectivamente.
Activos de Disponibilidad Restringida y Garantías Otorgadas

Al 31 de diciembre de 1999, YPF ha garantizado ciertos préstamos bancarios otorgados a YPF Gas S.A., Petroken Petroquímica Ensenada S.A. (“Petroken”) y Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A. por un total de aproximadamente U$S 20 millones y ha garantizado acuerdos de comercialización suscriptos por ciertas subsidiarias por un monto de hasta U$S 161 millones. Asimismo, YPF ha firmado garantías en relación con la financiación de la expansión de las plantas de Petroquímica Bahía Blanca S.A.I.C. y Polisur S.A. por un monto de aproximadamente U$S 127 millones y la financiación de la construcción de las plantas de Profertil S.A. y Compañía Mega S.A. por montos de aproximadamente U$S 143 millones y U$S 163 millones, respectivamente.

La Sociedad ha acordado mantener un porcentaje mínimo de participación del 51% en YPF Gas S.A. hasta la finalización de un contrato de leasing de dicha sociedad, como así también su participación en YPF Chile S.A., en Profertil S.A. y en Petroken, no pudiendo disponer de las mismas sin previa autorización de los bancos acreedores. Asimismo, YPF ha prendado la totalidad de sus acciones de Compañía Mega S.A. para garantizar la financiación de la construcción de la planta mencionada precedentemente y se ha comprometido, entre otras cosas, a mantener su participación en dicha sociedad hasta la finalización del tercer año desde el comienzo de la operación.

En relación con los préstamos obtenidos para la adquisición de las acciones ordinarias de Maxus (sociedad controlada indirectamente a través de YPF International Ltd.) y la reestructuración de su deuda, la Sociedad ha garantizado el pago de dichos préstamos, los cuales ascendían a U$S 67 millones y U$S 236 millones, respectivamente, al 31 de diciembre de 1999. En enero y febrero de 2000, estos préstamos fueron parcialmente cancelados según se menciona en la Nota 2.g) a los estados contables consolidados.

Medio Ambiente

La Dirección de YPF considera que las operaciones de la Sociedad se ajustan en forma sustancial a las leyes y regulaciones relativas a la protección del medio ambiente actualmente vigentes en Argentina, tal como han sido históricamente interpretadas y aplicadas. Sin embargo, las autoridades locales, provinciales y nacionales, están tendiendo a exigir un cumplimiento más estricto de las leyes aplicables y a la implementación de pautas ambientales en muchos sentidos comparables con aquellas actualmente vigentes en los Estados Unidos de América y en países de la Comunidad Económica Europea.

Los gastos requeridos para subsanar daños ya causados han sido provisionados al 31 de diciembre de 1999.

Estas estimaciones se basan en el programa de remediación actual efectuado por la Dirección de la Sociedad. Cambios legislativos y tecnológicos futuros podrían causar una reevaluación de esas estimaciones. Sobre la base de la evidencia actualmente disponible, la Dirección de la Sociedad cree que estos cambios no producirían un impacto significativo en la situación financiera de YPF, pero los posibles cambios en los gastos proyectados como resultado de modificaciones en las leyes o regulaciones argentinas podrían afectar los resultados de las operaciones en el largo plazo.

Capital Social

El capital es de 3.530 y está representado por 353.000.000 de acciones ordinarias, escriturales, divididas en cuatro clases de acciones (A, B, C y D) de valor nominal $ 10 con derecho a un voto por acción que se encuentra totalmente suscripto, integrado y autorizado a la oferta pública. No han habido cambios en la cantidad de acciones desde la privatización de la Sociedad.

En enero de 1999, Repsol, S.A. (“Repsol”) adquirió en bloque 52.914.700 acciones Clase A (14,99% de las acciones de YPF) que fueron convertidas en acciones Clase D. Adicionalmente, el 30 de abril de 1999, Repsol anunció una oferta pública para la adquisición de la totalidad de las acciones Clases A, B, C y D a un precio de
U$S 44,78 por acción (la “Oferta”). Como resultado de la Oferta, en junio de 1999 Repsol adquirió un 82,47% adicional de las acciones de YPF. Por lo tanto, al 31 de diciembre de 1999, Repsol posee el control de la Sociedad mediante una participación del 97,81%.

El domicilio legal de Repsol es Paseo de la Castellana 278, 28046 Madrid, España.

La actividad principal de Repsol es la exploración, desarrollo y producción de petróleo crudo y gas natural, el transporte de productos derivados de hidrocarburos, gas licuado de petróleo y gas natural, la refinación, la producción de productos petroquímicos y la comercialización de productos derivados de hidrocarburos, petroquímicos, gas licuado y gas natural.

Al 31 de diciembre de 1999, el Estado Nacional posee 3.764 acciones Clase A de YPF. Mientras existan acciones Clase A, se requerirá ineludiblemente su voto afirmativo para: 1) fusiones, 2) adquisición de más del 50% de las acciones de la Sociedad en caso de copamiento accionario consentido u hostil, 3) transferencia total de los derechos de exploración y explotación, 4) disolución voluntaria de la Sociedad o 5) cambio de domicilio social y/o fiscal de la Sociedad fuera de la República Argentina. En los casos 3) y 4) se requerirá, además, la previa aprobación del Congreso de la Nación.

Sucursales en el Exterior y Participación en Uniones Transitorias de Empresas y Consorcios

Al 31 de diciembre de 1999, la Sociedad integraba las siguientes Uniones Transitorias de Empresas (“UTEs”) de exploración y explotación:

Nombre y ubicación	Participación	Operador	Ultimos Estados Contables emitidos	Duración Hasta	Actividad

Vizcacheras Mendoza	10%	Astra C.A.P.S.A.	31/12/99	2016	Extracción de petróleo
Puesto Hernández Neuquén y Mendoza	44,08%	Perez Companc S.A.	30/09/99	2016	Extracción de petróleo
El Tordillo Chubut	12,20%	Tecpetrol S.A.	30/09/99	2016	Extracción de petróleo
Santa Cruz I Santa Cruz	30%	Quintana Minerals Argentina Inc. (Sucursal Argentina)	30/09/99	2016	Exploración y extracción de petróleo y gas
Magallanes "A" Santa Cruz	50%	Sipetrol S.A.	31/12/99	2016	Extracción de petróleo y gas
Santa Cruz II Santa Cruz	30%	Perez Companc S.A.	30/09/99	2017	Exploración y extracción de petróleo y gas
Tierra del Fuego Tierra del Fuego	30%	Pan American Fueguina S.R.L.	30/09/99	2017	Extracción de petróleo y gas
Palmar Largo Formosa	30%	Pluspetrol S.A.	30/09/99	2017	Extracción de petróleo y gas
Aguaragüe Salta	30%	Tecpetrol S.A.	30/11/99	2017	Exploración y extracción de petróleo y gas
El Portón - Buta Ranquil Neuquén	66,75%	Astra C.A.P.S.A.	30/09/99	2017	Exploración y extracción de petróleo
Aguada Pichana Neuquén	27,28%	Total Austral S.A.	30/09/99	2017	Extracción de petróleo y gas
San Roque Neuquén	34,11%	Total Austral S.A.	30/09/99	2017	Exploración y extracción de petróleo y gas
Acambuco Salta	22,50%	Pan American Energy LLC	30/09/99	2016	Exploración y producción
Santa Cruz I – Oeste Santa Cruz	33,33%	Total Austral S.A.	30/09/99	2016	Exploración
La Tapera y Puesto Quiroga Chubut	12,20%	Tecpetrol S.A.	30/09/99	2017	Exploración

En el caso de la UTE Magallanes "A", YPF realizó como aporte único y exclusivo el área (compuesta de varias plataformas), con las reservas, descubrimientos y la información técnica obrante en su poder, y Sipetrol S.A. las inversiones y la operación de la UTE, teniendo un período de aproximadamente 6 años para recuperar las mismas con la producción. Consecuentemente, YPF no registró monto alguno hasta el 31 de diciembre de 1998, fecha a partir de la cual, la producción de ciertas plataformas del área comenzó a ser distribuida en partes iguales. Las restantes plataformas del área continuarán bajo los términos antes mencionados hasta la finalización del período de recupero.

La Sociedad participa en el "Plan Argentina". Por medio de este plan, el Gobierno Nacional licita permisos de exploración. Hasta el 31 de diciembre de 1999, la Sociedad licitó y resultó adjudicataria en forma total o asociada con terceros de permisos de exploración en varias áreas, oscilando su participación entre el 20% y el 100%. La Sociedad también firmó acuerdos con otras compañías petroleras para realizar trabajos exploratorios en ciertas áreas de las cuencas Neuquina y del Golfo de San Jorge.

Al 31 de diciembre de 1999, la Sociedad participa en proyectos de exploración y explotación de hidrocarburos en áreas de Ecuador a través de una sucursal en dicho país. Dicha inversión ha sido incluida en otros créditos no corrientes ascendiendo a 10, 10 y 11 al 31 de diciembre de 1999, 1998 y 1997, respectivamente.

Los activos, pasivos y los costos de producción de las UTEs, consorcios y sucursales que se incluyen en cada rubro de los estados contables son los siguientes:


	1999	1998	1997

Activo corriente	77	65	44
Activo no corriente	545	559	581
	-----	-----	-----
Total del activo	622	624	625
	===	===	===
Pasivo corriente	61	62	73
Pasivo no corriente	-	2	-
	-----	-----	-----
Total del pasivo	61	64	73
	===	===	===
Costos de producción	131	198	179
	===	===	===

Operaciones y Saldos con Sociedades Relacionadas

Al 31 de diciembre de 1999, 1998 y 1997, los principales saldos pendientes por operaciones con sociedades controladas y vinculadas, sociedad controlante y otras sociedades relacionadas son los siguientes:


	1999			1998			1997
	Créditos por Ventas	Otros Créditos		Créditos por Ventas	Otros Créditos		Créditos por Ventas	Otros Créditos
	Corriente	Corriente	No Corriente	Corriente	Corriente	No Corriente	Corriente	Corriente	No Corriente
Sociedades Controladas:
YPF Gas S.A.	11	-	-	6	4	-	-	-	-
YPF Chile S.A.	-	-	15	-	-	1	-	-	16
YPF Perú S.A.	-	-	-	-	-	-	-	-	7
Operadora de Estaciones de Servicios S.A.	12	-	-	3	-	-	-	-	-
Petróleos Transandinos YPF S.A. (1)	7	-	-	4	-	-	1	-	-
Concefé S.A. (3)	-	-	-	-	-	-	-	2	-
YPF Brasil S.A.	22	-	-	8	-	-	-	-	-
Maleic S.A.	2	1	-	-	-	-	-	-	-
	-----	-----	-----	-----	-----	-----	-----	-----	-----
	54	1	15	21	4	1	1	2	23
	-----	-----	-----	-----	-----	-----	-----	-----	-----


	1999			1998			1997
	Créditos por Ventas	Otros Créditos		Créditos por Ventas	Otros Créditos		Créditos por Ventas	Otros Créditos
	Corriente	Corriente	No Corriente	Corriente	Corriente	No Corriente	Corriente	Corriente	No Corriente
Sociedades Vinculadas:
Refinería del Norte S.A.	22	-	-	6	-	-	4	-	-
Petroken Petroquímica Ensenada S.A.	5	2	-	2	4	-	3	-	-
Petroquímica Bahía Blanca S.A.I.C.	2	-	-	2	-	-	2	-	-
Compañía Mega S.A.	-	-	-	-	20	-	-	17	-
Gasoducto del Pacífico (Argentina) S.A.	-	6	-	-	-	3	-	-	-
Polisur S.A.	1	-	-	-	-	-	-	-	-
	-----	-----	-----	-----	-----	-----	-----	-----	-----
	30	8	-	10	24	3	9	17	-
	-----	-----	-----	-----	-----	-----	-----	-----	-----
Otras Sociedades Relacionadas:
Eg3 S.A.	19	-	-	-	-	-	-	-	-
Repsol Exploración Perú, Sucursal Perú	-	17	-	-	-	-	-	-	-
	-----	-----	-----	-----	-----	-----	-----	-----	-----
	19	17	-	-	-	-	-	-	-
	-----	-----	-----	-----	-----	-----	-----	-----	-----
	103	26	15	31	28	4	10	19	23
	===	===	===	===	===	===	===	===	===


	1999		1998		1997
	Cuentas por Pagar	Préstamos	Cuentas por Pagar	Préstamos	Cuentas por Pagar	Préstamos
	Corriente	Corriente	Corriente	Corriente	Corriente	Corriente
Sociedades Controladas:
Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A. (1)	2	-	3	-	3	-
Operadora de Estaciones de Servicios S.A.	4	-	-	29	5	6
Concefé S.A. (3)	-	-	-	-	1	-
	-----	-----	-----	-----	-----	-----
	6	-	3	29	9	6
	-----	-----	-----	-----	-----	-----
Sociedades Vinculadas:
Oleoductos del Valle S.A.	10	-	12	-	11	-
Oiltanking Ebytem S.A.	2	-	2	-	2	-
Terminales Marítimas Patagónicas S.A.	4	-	3	-	2	-
Refinería del Norte S.A.	6	-	3	-	5	-
	-----	-----	-----	-----	-----	-----
	22	-	20	-	20	-
	-----	-----	-----	-----	-----	-----
Sociedad Controlante y Otras Sociedades Relacionadas:
Repsol, S.A.	-	370	-	-	-	-
Astra C.A.P.S.A.	8	-	-	-	-	-
Eg3 S.A.	16	-	-	-	-	-
	-----	-----	-----	-----	-----	-----
	24	370	-	-	-	-
	-----	-----	-----	-----	-----	-----
	52	370	23	29	29	6
	===	===	===	===	===	===

La Sociedad efectúa operaciones de compra y venta con sociedades controladas y vinculadas y otras sociedades relacionadas. Los precios de estas transacciones se aproximan a los correspondientes a transacciones con terceros. Las principales operaciones con estas sociedades por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 1999, 1998 y 1997, son las siguientes:


	1999		1998		1997
	Ventas	Compras y Servicios	Ventas	Compras y Servicios	Ventas	Compras y Servicios

Sociedades Controladas:
YPF Gas S.A.	50	-	50	-	40	2
Operadora de Estaciones de Servicios S.A.	7	57	7	55	5	43
Petróleos Transandinos YPF S.A. (1)	28	-	17	-	7	-
Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A. (1)	-	28	-	28	-	32
Oleoducto Trasandino (Chile) S.A. (1)	-	-	-	1	-	2
Servired YPF S.A. (3)	-	-	-	-	-	1
Concefé S.A. (3)	-	-	-	-	-	2
YPF Brasil S.A.	13	-	10	-	-	-
YPF Perú S.A. (2)	1	-	1	-	-	-
Maleic S.A.	8	1	-	-	-	-
	-----	-----	-----	-----	-----	-----
	107	86	85	84	52	82
	-----	-----	-----	-----	-----	-----

Sociedades Vinculadas:
Refinería del Norte S.A.	72	44	47	54	78	39
Petroquímica Bahía Blanca S.A.I.C.	25	-	25	1	27	2
Petroken Petroquímica Ensenada S.A.	25	-	22	-	27	-
Polisur S.A.	3	-	3	-	4	-
Oleoductos del Valle S.A.	1	49	2	49	2	48
Transportes Marítimos Petroleros S.A. (2)	-	-	-	-	-	4
Terminales Marítimas Patagónicas S.A.	-	16	-	12	-	14
Oiltanking Ebytem S.A.	-	13	-	11	-	10
Concecuyo S.A. (2)	-	-	-	5	-	5
	-----	-----	-----	-----	-----	-----
	126	122	99	132	138	122
	-----	-----	-----	-----	-----	-----
Otras Sociedades Relacionadas:
Astra C.A.P.S.A. (4)	1	29	-	-	-	-
Eg3 S.A. (4)	32	8	-	-	-	-
	-----	-----	-----	-----	-----	-----
	33	37	-	-	-	-
	-----	-----	-----	-----	-----	-----
	266	245	184	216	190	204
	===	===	===	===	===	===

Sociedad controlada indirectamente.
Se exponen las operaciones hasta el momento en que esta sociedad dejó de ser controlada o vinculada (Nota 13).
Sociedad fusionada por absorción con YPF S.A. desde el 1° de enero de 1998.
Se exponen las operaciones desde el momento en que Repsol ejerce el control de la Sociedad (Nota 6).
Información sobre Segmentos de Negocio

El negocio principal de la Sociedad es la exploración y producción de petróleo crudo y gas natural ("E&P") y la refinación y comercialización de productos derivados del petróleo (“Downstream”). La E&P de yacimientos incluye las compras contractuales de gas y compras de petróleo crudo derivadas de contratos de servicios y concesiones, y las actividades de extracción de petróleo y gas. El segmento de "Exploración y Producción Local" incluye las operaciones de E&P en Argentina y las operaciones en Bolivia, en la Federación Rusa y en Ecuador llevadas a cabo a través de Andina Corporation, Bitech Petroleum Corporation y una sucursal en Ecuador, respectivamente. Las restantes operaciones de E&P en el exterior, excepto YPF Brasil, se llevan a cabo a través del segmento “Exploración y Producción Internacional”. Las operaciones del Downstream, excepto YPF Brasil, son realizadas a través del segmento de “Industrialización y Comercialización”. A partir del 1° de enero de 1999 las operaciones de industrialización y comercialización y exploración de la Sociedad en Brasil, que en 1998 y 1997 se llevaban a cabo a través del segmento Industrialización y Comercialización, se llevan a cabo a través del segmento "YPF Brasil". La información sobre segmentos de negocios correspondiente a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 1998 y 1997, fue modificada para dar efecto retroactivo a dicho cambio. Las otras actividades de la Sociedad, que no encuadran en estas categorías, se agrupan bajo la clasificación de “Administración Central y Otros” que comprende los gastos y activos de la Administración Central, y las operaciones de Chemical Land Holdings, Inc. ("CLH") (Nota 11).

El resultado operativo y los activos identificables para cada segmento han sido determinados después de ajustes de consolidación. Las ventas entre los segmentos se efectúan a precios internos de transferencia establecidos por YPF, que reflejan aproximadamente los precios de mercado.


	Exploración y Producción Local	Exploración y Producción Internacional	Industrialización y Comercialización	YPF Brasil	Administración Central y Otros	Ajustes de Consolidación	Total

Ejercicio Finalizado el 31 de Diciembre de 1999

Ventas netas a terceros	777	-	3.618	-	-	-	4.395
Ventas netas a sociedades relacionadas	40	-	226	-	-	-	266
Ventas netas intersegmentos	2.334	-	5	-	-	(2.339)	-
	-------	-------	-------	-------	-------	-------	-------
Ventas netas totales	3.151	-	3.849	-	-	(2.339)	4.661
	====	====	====	====	====	====	====
Utilidad (pérdida) operativa	1.222	-	177	-	(106)	23	1.316
Resultado de inversiones permanentes	-	(228)	36	(16)	27	-	(181)
Depreciación de bienes de uso	601	-	177	-	8	-	786
Inversión en bienes de uso	451	-	164	-	8	-	623
Activos identificables	5.306	1.907	4.656	81	319	(299)	11.970


	Exploración y Producción Local	Exploración y Producción Internacional	Industrialización y Comercialización	YPF Brasil	Administración Central y Otros	Ajustes de Consolidación	Total

Ejercicio Finalizado el 31 de Diciembre de 1998

Ventas netas a terceros	756	-	3.458	-	-	-	4.214
Ventas netas a sociedades relacionadas	45	-	139	-	-	-	184
Ventas netas intersegmentos	1.739	-	5	-	-	(1.744)	-
	-------	-------	-------	-------	-------	-------	-------
Ventas netas totales	2.540	-	3.602	-	-	(1.744)	4.398
	====	====	====	====	====	====	====
Utilidad (pérdida) operativa	502	-	583	-	(114)	(12)	959
Resultado de inversiones permanentes	2	69	45	2	(49)	-	69
Depreciación de bienes de uso	683	-	176	-	8	-	867
Inversión en bienes de uso	737	-	232	-	8	-	977
Activos identificables	5.671	2.078	3.955	34	554	(126)	12.166

Ejercicio Finalizado el 31 de Diciembre de 1997

Ventas netas a terceros	763	-	4.088	-	-	-	4.851
Ventas netas a sociedades relacionadas	49	-	141	-	-	-	190
Ventas netas intersegmentos	2.724	-	8	-	-	(2.732)	-
	-------	-------	-------	-------	-------	-------	-------
Ventas netas totales	3.536	-	4.237	-	-	(2.732)	5.041
	====	====	====	====	====	====	====
Utilidad (pérdida) operativa	1.286	-	249	-	(141)	(24)	1.370
Resultado de inversiones permanentes	-	6	54	-	(9)	-	51
Depreciación de bienes de uso	703	-	180	-	8	-	891
Inversión en bienes de uso	999	-	232	-	13	-	1.244
Activos identificables	5.528	1.621	4.114	-	345	(181)	11.427

Las ventas por exportaciones por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 1999, 1998 y 1997 fueron 1.523, 1.244 y 1.716, respectivamente. Estas exportaciones se realizan principalmente a Brasil, Chile y Estados Unidos de América.

Como consecuencia de la adquisición del paquete accionario de YPF por parte de Repsol mencionada en la Nota 6, la Sociedad ha definido a partir del 1° de enero de 2000, una nueva estructura de información sobre segmentos de negocio. Los mismos comprenden los segmentos de “Exploración y Producción”, “Refino y Marketing”, “Química”, “Gas Natural y Electricidad”, “Gas Licuado de Petróleo” y “Administración Central y Otros”. Como consecuencia de ello, a partir de dicha fecha, la Sociedad reportará la información sobre segmentos de negocio bajo dicha estructura.

Beneficios Sociales y Otros Beneficios para el Personal

a) Programas de apreciación accionaria:

Alcanzaban a aproximadamente el 6% del personal de la Sociedad y sus sociedades controladas. La bonificación se basaba en la apreciación de la cotización de la acción de la Sociedad entre el momento de otorgamiento de los derechos de apreciación accionaria y el de su ejercicio y fue abonada en efectivo. De acuerdo con la aprobación del Directorio de mayo de 1999, todos los programas de apreciación accionaria vigentes fueron discontinuados en junio de 1999 y los derechos de apreciación accionaria fueron liquidados a un valor de $ 44,78 por acción.

Los cargos a resultados antes del impuesto a las ganancias relacionados con los programas de apreciación accionaria fueron una pérdida de 31, una ganancia de 6 y una pérdida de 3 por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 1999, 1998 y 1997, respectivamente.

b) Programas de bonificación por resultados y objetivos:

Bonificación en efectivo: alcanza a aproximadamente el 20% de los empleados de la Sociedad y sus controladas. Se basa en la utilidad, en el grado de cumplimiento de objetivos del equipo y personales y en el desempeño. Se determina a partir de la remuneración anual de cada empleado y puede variar entre el 10% y el 40% según la categoría profesional del empleado.
Bonificación en acciones: alcanza a la totalidad del personal de la Sociedad y sus sociedades controladas. Se basa en indicadores de creación de valor y otros factores. Puede llegar hasta un máximo de 10% de la remuneración anual de cada empleado. A partir de 1999, esta bonificación será abonada sólo si el Presidente efectúa la propuesta y ésta es aprobada por el Directorio. La misma originalmente sería cancelada en acciones de la Sociedad adquiridas en el mercado. En virtud del cambio en el control de la Sociedad mencionado en la Nota 6, la Sociedad estima que dicha bonificación será cancelada en efectivo.

Los cargos a resultados antes del impuesto a las ganancias relacionados con los programas de bonificación por resultados y objetivos fueron 25, 11 y 11 por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 1999, 1998 y 1997, respectivamente.

En ambos casos, los montos a abonar no pueden superar ciertos porcentajes de la utilidad neta.

c) Plan de retiro:

A partir del 1° de marzo de 1995, la Sociedad ha establecido un plan de retiro de contribuciones definidas, que proveerá beneficios a cada empleado que decida adherirse al plan. Cada adherente deberá aportar un monto que variará entre el 2% y el 9% de su remuneración mensual y la Sociedad deberá aportar un monto equivalente al contribuido por cada adherente. La responsabilidad de la administración de los fondos estará a cargo de compañías de seguro de retiro.

Los adherentes recibirán los fondos aportados por la Sociedad antes de su retiro, únicamente en caso de renuncia bajo ciertas circunstancias o despido injustificado y adicionalmente en caso de muerte o incapacidad. YPF puede discontinuar este plan en cualquier momento, sin incurrir en ningún costo relacionado a su terminación.

Los cargos totales reconocidos bajo el plan de retiro ascienden a aproximadamente 3, 4 y 4 por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 1999, 1998 y 1997, respectivamente.

d) Plan selectivo de compensación diferida:

Alcanza a los empleados que ocupaban cargos de alta jerarquía en la Sociedad y sus sociedades controladas al momento de la adquisición del control de la Sociedad por parte de Repsol, y que continúan trabajando en dichas sociedades. Los beneficiarios básicamente tienen derecho al cobro de 40 sueldos mensuales en caso de: (i) su alejamiento definitivo por decisión propia, a la edad de 65 años, o entre los 55 y 65 años con expresa autorización del Directorio, (ii) disminución de la remuneración anual en más de un 20% sin consentimiento o notoria disminución de la jerarquía y responsabilidad de su función, (iii) despido sin justa causa, (iv) muerte o incapacidad. Los beneficios son totalmente devengados cuando los eventos (ii) a (iv) son probables, de lo contrario, se devengan en función a los meses restantes de cada beneficiario para alcanzar la edad de 65 años al momento de su incorporación al plan. La Dirección de la Sociedad estima que el cargo anual de YPF, asumiendo que ocurra la condición (i) antes mencionada, no será superior a aproximadamente 2.

Compromisos y Contingencias

a) Previsión para juicios pendientes:

En relación con la transformación de YPF, se redujo significativamente el número de personas empleadas, y ésta ha sido demandada judicialmente por algunos ex-empleados. Se ha constituido una previsión para esta contingencia y en opinión de la Dirección de la Sociedad y en la de sus asesores legales externos, no se espera que en el futuro estos juicios tengan efectos materiales adversos en los resultados de las operaciones o en la posición financiera de la Sociedad (Anexo E).

b) Otros compromisos y contingencias:

Compromisos contractuales diversos:

En 1994, la Sociedad firmó un contrato de venta a largo plazo con ENAP (compañía petrolera estatal chilena) para la provisión de petróleo de la Cuenca Neuquina a Chile por un plazo máximo de 15 años. Adicionalmente, se firmó un contrato con Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A. y Oleoducto Trasandino (Chile) S.A., sociedades controladas indirectamente por YPF, para transportar un mínimo de 60.000 barriles diarios de petróleo crudo a Chile. La Sociedad es responsable por el pago del transporte de los volúmenes comprometidos, aún en el caso en que los mismos no sean efectivamente transportados.

En noviembre de 1996 y junio de 1998, la Sociedad recibió aproximadamente U$S 381 millones y U$S 300 millones, respectivamente, de compradores de petróleo crudo, en concepto de anticipos por entregas futuras de petróleo crudo bajo contratos de venta a futuro por montos totales de U$S 399 millones y U$S 315 millones, respectivamente. Bajo los términos de estos contratos la Sociedad acordó vender y entregar a los compradores aproximadamente 27,8 millones y 23,9 millones de barriles de petróleo crudo durante el término de siete y diez años, respectivamente. La Sociedad podrá utilizar crudos de diferentes orígenes para satisfacer sus entregas contractuales, incluyendo crudo de producción propia y crudo adquirido a terceros. Estos anticipos por ventas de crudo han sido expuestos como anticipos de clientes en el balance general y los mismos serán aplicados a las entregas realizadas a los compradores durante el término de los contratos. El monto de los anticipos al 31 de diciembre de 1999 asciende a 454. Las entregas de crudo a los compradores son registradas como ventas netas al precio utilizado para calcular el monto total de los contratos.

La Dirección de la Sociedad estima que no se generarán pérdidas materiales como resultado de los compromisos descriptos más arriba.

Pasivos y Contingencias asumidas por el Estado Nacional:

En virtud de la Ley de Privatización de YPF, el Estado Nacional se hizo cargo de ciertas obligaciones de la Sociedad Predecesora al 31 de diciembre de 1990.

El Decreto N° 546/93, que implementa lo previsto por la Ley de Privatización, establece ciertas limitaciones en la asunción por parte del Estado Nacional de las costas a cargo de YPF por los profesionales que hayan actuado en su defensa en las obligaciones antes mencionadas. El Estado Nacional se hará cargo de las mismas siempre que los contratos con los profesionales establezcan retribuciones fijas, cuyo monto esté desvinculado del monto del reclamo o de la demanda. En relación con el Decreto N° 546/93, la Sociedad está obligada a mantener informado al Gobierno Nacional de cualquier acción contra YPF por estos conceptos.

Hasta el 31 de diciembre de 1999, la Sociedad ha recibido reclamos por un total de aproximadamente 734 y otros reclamos por montos indeterminados. Estos reclamos han sido o están en proceso de ser notificados al Gobierno Nacional. Teniendo en cuenta lo estipulado por la Ley de Privatización de YPF, la Sociedad considera que no deberá responder por ningún importe significativo en relación con estos reclamos.

Pasivos ambientales de Maxus:

Ciertos pasivos ambientales retenidos por Maxus en relación con actividades de la industria química realizadas en el pasado fueron asumidos por parte de CLH, una subsidiaria controlada indirectamente a través de YPF International Ltd. En relación con esta transacción, YPF se comprometió a contribuir fondos hasta un monto que permita a CLH hacer frente a los compromisos ambientales asumidos y a sus costos y gastos operativos (Nota 3 a los estados contables consolidados).

Mercado del gas licuado de petróleo:

Con fecha 22 de marzo de 1999, la Sociedad fue notificada de la Resolución N° 189 de la Secretaría de Industria, Comercio y Minería (la “Secretaría”), dictada el 19 de marzo de 1999, por la cual se dispone imponer a la Sociedad una multa de aproximadamente 110 por abuso de posición dominante en el mercado del gas licuado de petróleo (“GLP”), consistente en la discriminación de precios entre compradores nacionales y extranjeros del GLP, durante el período comprendido entre 1993 y 1997. La Sociedad, con fecha 29 de marzo de 1999, interpuso contra dicha resolución recursos de apelación y nulidad ante la Cámara Nacional de Apelaciones en lo Penal Económico y el día 23 de septiembre, presentó escrito sustituyendo el informe oral previsto por el artículo 538 del Código de Procedimientos en Materia Penal. De acuerdo con el artículo 27 de la Ley N° 22.262, el recurso suspende la ejecución de la resolución de la Secretaría, mencionada anteriormente. El recurso se encuentra a estudio del mencionado tribunal. La Dirección de la Sociedad considera que la sanción carece de fundamentos adecuados.

Restricciones a los Resultados no Asignados

De acuerdo con las disposiciones de la Ley N° 19.550, el 5% de la utilidad neta del ejercicio debe ser apropiada a la reserva legal, hasta que la misma alcance el 20% del capital social (Capital Suscripto y Ajuste de los Aportes). Consecuentemente, los resultados no asignados están restringidos en 24.

De acuerdo con la Ley N° 25.063, sancionada en diciembre de 1998, los dividendos que se distribuyan, en dinero o en especie, en exceso de las utilidades impositivas acumuladas al cierre del ejercicio inmediato anterior a la fecha de pago o distribución, estarán sujetos a una retención del 35% en concepto de impuesto a las ganancias con carácter de pago único y definitivo. Se consideran utilidades impositivas acumuladas a los efectos de este impuesto al saldo de utilidades contables acumuladas al cierre del ejercicio inmediato anterior a la vigencia de la referida ley menos los dividendos pagados más las utilidades impositivas determinadas a partir de dicho ejercicio.

Principales Cambios en el Conjunto Económico

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1997, la Sociedad:

A través de YPF International Ltd. y en asociación con otras compañías del sector de exploración y producción, pagaron U$S 264 millones por la suscripción de la totalidad de las acciones serie “B” representativas del 50% del capital social de Empresa Petrolera Andina Sociedad de Economía Mixta (“Andina”). Andina posee aproximadamente el 50% de las áreas de exploración y producción operadas previamente por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos. YPF International Ltd. es el operador, siendo su participación en el consorcio del 40,5%.
Juntamente con Astra C.A.P.S.A., pagaron aproximadamente U$S 205 millones por la adquisición del 67% de las acciones de Mexpetrol Argentina S.A. ("Mexpetrol"), la cual poseía una participación del 50% en la UTE El Portón - Buta Ranquil. Como consecuencia de dicha operación, la participación de YPF en Mexpetrol fue del 33,5%.
Vendió su participación accionaria del 30% en Transportes Marítimos Petroleros S.A. por aproximadamente U$S 21 millones.
Vendió su participación accionaria del 9% en Derivados Petroquímicos Sociedad de Inversión S.A. (a través de la cual se poseía una participación en Indupa) por aproximadamente U$S 14 millones.

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1998, la Sociedad:

Recompró la totalidad de las acciones remanentes de Petroquímica Bahía Blanca S.A.I.C. y Polisur S.A. en poder de Petrochemical Investment Company ("PIC"). Como consecuencia de estas transacciones las participaciones en dichas sociedades ascienden a 26,90% y 30,00%, respectivamente.
A través de YPF Brasil S.A., adquirió un 29,52% de Refinaria de Petróleos de Manguinhos (“Manguinhos”) en U$S 27 millones, cuya actividad es la refinación de petróleo, la distribución de combustibles y el manejo de una red de estaciones de servicios y una planta de almacenaje.
A través de YPF International Ltd., adquirió un 18,67% de Bitech Petroleum Corporation en
U$S 15 millones, la cual posee participación en licencias de producción en la Federación Rusa.
A través de YPF Internacional Ltd., ingresó en un acuerdo de asociación con Global Petroleum Corporation y ciertas de sus compañías vinculadas, cuya actividad es la distribución mayorista de productos refinados en Estados Unidos. En relación con este acuerdo, YPF International Ltd. adquirió un 51% de Global Companies LLC, Montello Oil LLC y Chelsea Sandwich LLC, y un 49% de Montello
Group LLC (conjuntamente "Global"), en U$S 28,4 millones. YPF International Ltd. tiene la opción de incrementar su participación al 80% en diciembre de 2001. Consecuentemente, si YPF International Ltd. ejerciera dicha opción, los socios tendrían el derecho de requerir a YPF International Ltd. que adquiera el 20% remanente en diciembre de 2003.
Adquirió el 50% de las acciones de Profertil S.A. en poder de Perez Companc S.A. Como consecuencia de dicha transacción, la participación de YPF se incrementó a un 50%.

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999, la Sociedad:

Vendió su participación accionaria del 30,40% en Concecuyo S.A. por aproximadamente U$S 3 millones.
Adquirió el 99,99% de las acciones de Maleic S.A. en U$S 23 millones, cuya actividad es la producción de anhídrido maleico y se encuentra ubicada en el Polo Petroquímico de Ensenada integrada a la Refinería La Plata. Por otra parte, YPF deberá realizar un pago adicional de hasta U$S 5 millones sujeto a que
Maleic S.A. alcance cierto margen de contribución anual en un plazo de cinco años.
Con posterioridad a la compra del paquete accionario de YPF mencionada en la Nota 6, la Sociedad aprobó las transacciones que se detallan a continuación, las cuales arrojaron, al 31 de diciembre de 1999, una pérdida neta de U$S 290 millones imputada en el rubro “Resultados por la venta de activos no corrientes y bienes de uso a desafectar” del estado de resultados:
Vendió a Repsol la totalidad de su participación accionaria en YPF Perú S.A. y Refinadores del Perú S.A. por aproximadamente U$S 31 millones y U$S 44 millones, respectivamente, registrando una ganancia neta de U$S 6 millones.
Celebró, a través de YPF International Ltd., un acuerdo para la venta a terceras partes de aproximadamente el 99% de su participación en las propiedades de Crescendo Resources L.P., cuya actividad es la producción de gas natural en el estado de Texas, Estados Unidos de América. Dicha transacción fue estructurada en dos tramos, siendo perfeccionado el primero en diciembre de 1999 por un valor de aproximadamente U$S 405 millones y el segundo en enero de 2000 por un valor de aproximadamente U$S 219 millones. YPF International Ltd. registró, al 31 de diciembre de 1999, una pérdida neta antes de impuesto a las ganancias de aproximadamente U$S 121 millones, correspondiente al resultado de la venta perfeccionada a dicha fecha y a la valuación a su valor recuperable de las propiedades transferidas en el segundo tramo de la transacción. Al 31 de diciembre de 1999, dichos activos fueron expuestos como “Otros activos corrientes” en los estados contables consolidados (Cuadro I).
El Directorio en su reunión del 2 de febrero de 2000, aprobó la venta de las inversiones de
YPF International Ltd. en Indonesia. En consecuencia, al 31 de diciembre de 1999, YPF International Ltd. registró una pérdida de U$S 175 millones para valuar dichas inversiones a su valor estimado de realización.
Adicionalmente, el Directorio en su reunión del 9 de diciembre de 1999, aprobó la venta a valores de mercado de las inversiones de YPF International Ltd. en Bolivia a sociedades relacionadas. Al 31 de diciembre de 1999, el valor de dichas inversiones no supera su valor recuperable.

El Directorio, en su reunión del 29 de febrero de 2000, aprobó la fusión de YPF S.A. con Maleic S.A.

14. Exposiciones sobre petróleo y gas (Información no cubierta por el Informe del Auditor ni por el Informe de la Comisión Fiscalizadora)

La información que sigue se presenta de acuerdo con el Statement of Financial Accounting Standards N° 69 "Exposiciones sobre las actividades de producción de petróleo y gas” para YPF y sociedades controladas. Todos los importes están expresados en millones de pesos, según lo detallado en Nota 1, excepto donde se indica en forma expresa.

Costos Activados

A continuación se exponen los costos activados, junto con las correspondientes amortizaciones, depreciaciones y agotamientos acumulados al 31 de diciembre de 1999, 1998 y 1997:


	1999
	Argentina	Resto de Sudamérica (1)	Estados Unidos	Indonesia y Otros	Consolidado

Propiedades de petróleo y gas probadas

Pozos, equipos e instalaciones	13.431	677	233	1.050	15.391
Equipos e instalaciones auxiliares	305	11	-	20	336
Perforaciones, equipos e instalaciones	358	57	1	50	466

Propiedades de petróleo y gas no probadas	-	217	11	285	513
	---------	-------	-------	-------	---------
Total costos activados	14.094	962	245	1.405	16.706

Amortización, depreciación y agotamiento acumulados y previsiones que reducen valores de activos	(9.306)	(143)	(4)	(549) (2)	(10.002)
	---------	-------	-------	-------	---------
Costos netos activados	4.788	819	241 (3)	856	6.704
	=====	====	====	====	=====

Costos netos activados de sociedades vinculadas	-	74	-	-	74


	1998
	Argentina	Resto de Sudamérica (1)	Estados Unidos	Indonesia y Otros	Consolidado

Propiedades de petróleo y gas probadas

Pozos, equipos e instalaciones	13.693	503	657	922	15.775
Equipos e instalaciones auxiliares	315	46	120	28	509
Perforaciones, equipos e instalaciones	334	93	14	25	466

Propiedades de petróleo y gas no probadas	-	222	26	289	537
	-------	-------	-------	-------	-------
Total costos activados	14.342	864	817	1.264	17.287

Amortización, depreciación y agotamiento acumulados y previsiones que reducen valores de activos	(9.239)	(112)	(72)	(294)	(9.717)
	-------	-------	-------	-------	-------
Costos netos activados	5.103	752	745	970	7.570
	====	====	====	====	====

Costos netos activados de sociedades vinculadas	-	62	-	-	62


	1997
	Argentina	Resto de Sudamérica (1)	Estados Unidos	Indonesia y Otros	Consolidado

Propiedades de petróleo y gas probadas

Pozos, equipos e instalaciones	12.903	471	594	782	14.750
Equipos e instalaciones auxiliares	384	14	128	15	541
Perforaciones, equipos e instalaciones	458	49	24	53	584

Propiedades de petróleo y gas no probadas	-	224	10	284	518
	-------	-------	-------	-------	-------
Total costos activados	13.745	758	756	1.134	16.393

Amortización, depreciación y agotamiento acumulados y previsiones que reducen valores de activos	(8.609)	(85)	(20)	(220)	(8.934)
	-------	-------	-------	-------	-------
Costos netos activados	5.136	673	736	914	7.459
	====	====	====	====	====

Costos netos activados de sociedades vinculadas	-	73	-	-	73

Incluye costos activados en Ecuador, Bolivia, Brasil y Venezuela.
Incluye U$S 175 millones correspondientes a la previsión para desvalorización (Nota 13).
Corresponde principalmente a costos capitalizados relacionados con las propiedades de Crescendo Resources L.P. vendidas, de acuerdo con lo mencionado en la Nota 13.

Costos incurridos

Los costos incurridos durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 1999, 1998 y 1997 en las actividades de producción de petróleo y gas son los siguientes:


	1999
	Argentina	Resto de Sudamérica (1)	Estados Unidos	Indonesia y Otros	Consolidado

Adquisición de reservas
Probadas	-	-	-	32	32
No probadas	-	19	1	-	20
Costos de exploración	114	78	14	20	226
Costos de desarrollo	364	41	36	104	545
	-------	-------	-------	-------	-------
Total de costos incurridos	478	138	51 (2)	156	823
	====	====	====	====	====

Total de costos incurridos por sociedades vinculadas	-	26	-	-	26


	1998
	Argentina	Resto de Sudamérica (1)	Estados Unidos	Indonesia y Otros	Consolidado

Adquisición de reservas
Probadas	21	1	-	-	22
No probadas	-	-	10	1	11
Costos de exploración	134	64	11	20	229
Costos de desarrollo	649	92	43	123	907
	-------	-------	-------	-------	-------
Total de costos incurridos	804	157	64	144	1.169
	====	====	====	====	====

Total de costos incurridos por sociedades vinculadas	-	21	-	-	21


	1997
	Argentina	Resto de Sudamérica (1)	Estados Unidos	Indonesia y Otros	Consolidado

Adquisición de reservas
Probadas	103	-	1	-	104
No probadas	-	2	5	-	7
Costos de exploración	202	73	10	16	301
Costos de desarrollo	760	66	57	86	969
	-------	-------	-------	-------	-------
Total de costos incurridos	1.065	141	73	102	1.381
	====	====	====	====	====

Total de costos incurridos por sociedades vinculadas	-	79	-	-	79

Incluye costos incurridos en Ecuador, Bolivia, Perú, Brasil y Venezuela.
Corresponde principalmente a costos incurridos relacionados con las propiedades de Crescendo Resources L.P. vendidas, de acuerdo con lo mencionado en la Nota 13.

Resultado de las operaciones de explotación de petróleo y gas

La tabla que se incluye a continuación resume sólo los ingresos y gastos asociados directamente con las actividades de explotación de petróleo y gas. Este cuadro no incluye ninguna apropiación de costos financieros ni gastos de estructura y por lo tanto no es necesariamente un indicativo de la contribución de las operaciones de explotación de petróleo y gas a los resultados netos.

Las diferencias entre las cifras de esta tabla y las expuestas en la Nota 9 a los estados contables “Información sobre Segmentos de Negocio” correspondientes a Exploración y Producción, se refieren a operaciones adicionales de dicho segmento no relacionadas con la producción de reservas propias y, a la incorporación de las operaciones de Exploración y Producción correspondientes a las sociedades controladas de la Sociedad en las cifras de esta tabla.


	1999
	Argentina	Resto de Sudamérica (1)	Estados Unidos	Indonesia y Otros	Consolidado

Ventas netas a terceros	596	115	136	360	1.207
Transferencias netas entre unidades de negocios	2.287	-	-	-	2.287
	-------	-------	-------	-------	-------
Total ventas netas	2.883	115	136	360	3.494

Costos de producción	(934)	(39)	(31)	(149)	(1.153)
Gastos de exploración	(96)	(51)	(13)	(15)	(175)
Depreciaciones, agotamientos, amortizaciones y cargos a resultados por previsiones para reducir valores de activos	(602)	(31)	(50)	(256) (3)	(939)
Resultado por venta de activos - Crescendo (Nota 13)	-	-	(121)	-	(121)
Otros	-	11	5	(2)	14
	-------	-------	-------	-------	-------
Utilidad (pérdida) por actividades de producción antes de impuestos	1.251	5	(74)	(62)	1.120
Impuesto a las ganancias	(438)	(2)	(16)	(33)	(489)
	-------	-------	-------	-------	-------
Utilidad (pérdida) neta de las actividades de producción de petróleo y gas	813	3	(90) (2)	(95)	631
	====	====	====	====	====

Resultados de las operaciones de sociedades vinculadas	-	4	-	-	4


	1998
	Argentina	Resto de Sudamérica (1)	Estados Unidos	Indonesia y Otros	Consolidado

Ventas netas a terceros	530	75	130	326	1.061
Transferencias netas entre unidades de negocios	1.675	-	-	-	1.675
	-------	-------	-------	-------	-------
Total ventas netas	2.205	75	130	326	2.736

Costos de producción	(855)	(29)	(30)	(135)	(1.049)
Gastos de exploración	(112)	(22)	(6)	(21)	(161)
Depreciaciones, agotamientos, amortizaciones y cargos a resultados por previsiones para reducir valores de activos	(683)	(27)	(51)	(73)	(834)
Otros	(6)	(1)	(13)	3	(17)
	-------	-------	-------	-------	-------
Utilidad (pérdida) por actividades de producción antes de impuestos	549	(4)	30	100	675
Impuesto a las ganancias	(192)	(3)	-	(25)	(220)
	-------	-------	-------	-------	-------
Utilidad (pérdida) neta de las actividades de producción de petróleo y gas	357	(7)	30	75	455
	====	====	====	====	====

Resultados de las operaciones de sociedades vinculadas	-	2	-	-	2


	1997
	Argentina	Resto de Sudamérica (1)	Estados Unidos	Indonesia y Otros	Consolidado

Ventas netas a terceros	518	94	144	399	1.155
Transferencias netas entre unidades de negocios	2.615	-	-	-	2.615
	-------	-------	-------	-------	-------
Total ventas netas	3.133	94	144	399	3.770

Costos de producción	(1.049)	(29)	(38)	(146)	(1.262)
Gastos de exploración	(122)	(20)	(8)	(24)	(174)
Depreciaciones, agotamientos, amortizaciones y cargos a resultados por previsiones para reducir valores de activos	(703)	(37)	(48)	(75)	(863)
Otros	(8)	(2)	(12)	(5)	(27)
	-------	-------	-------	-------	-------
Utilidad por actividades de producción antes de impuestos	1.251	6	38	149	1.444
Impuesto a las ganancias	(413)	(6)	(1)	(69)	(489)
	-------	-------	-------	-------	-------
Utilidad neta de las actividades de producción de petróleo y gas	838	-	37	80	955
	====	====	====	====	====

Incluye los resultados de las operaciones de explotación de petróleo y gas en Ecuador, Bolivia, Brasil, Perú y Venezuela.
Corresponde principalmente a resultados de operaciones relacionadas con las propiedades de Crescendo Resources L.P. vendidas, de acuerdo con lo mencionado en la Nota 13.
Incluye U$S 175 millones correspondientes a la previsión para desvalorización (Nota 13).

Reservas de petróleo y gas

Las reservas probadas representan cantidades estimadas de petróleo crudo incluyendo condensado, líquidos de gas natural, y de gas natural para las cuales la información geológica y de ingeniería disponible demuestra con certeza razonable que van a poder ser extraídas en el futuro de yacimientos conocidos, teniendo en cuenta las condiciones económicas y operativas existentes. Las reservas probadas y desarrolladas son reservas probadas con razonables expectativas de ser extraídas mediante los pozos existentes, con el equipo existente y los métodos operativos actuales.

Las estimaciones de reservas fueron preparadas usando métodos de ingeniería y geológicos estándar generalmente aceptados por la industria del petróleo y de acuerdo con las regulaciones de la SEC. La elección del método o combinación de métodos empleados en el análisis de cada yacimiento fue efectuada en base a la experiencia en el área, el grado de desarrollo, calidad y confiabilidad de la información fuente, y la historia de producción. Existen numerosas incertidumbres inherentes a la estimación de las reservas probadas y a la estimación de perfiles de producción futura y la oportunidad de los costos de desarrollo, incluyendo muchos factores que escapan al control del productor. La ingeniería de reservas es un proceso subjetivo de estimación de acumulaciones de petróleo crudo y gas natural bajo la tierra, que no pueden ser medidas de una manera exacta, y la exactitud de cualquier estimación de reservas está en función de la calidad de la información disponible y de la interpretación y juicio de los ingenieros y geólogos. Como resultado de ello, las estimaciones de diferentes ingenieros a menudo varían. Adicionalmente, los resultados de perforaciones, verificaciones y producción posterior a la fecha de cualquier estimación pueden justificar una revisión de esta última. Por lo tanto, las estimaciones de reservas son a menudo diferentes de las cantidades de petróleo crudo y gas natural que finalmente se recuperan. La validez de tales estimaciones depende en gran medida de la precisión de los supuestos sobre los cuales se basan. Las reservas estimadas fueron sujetas a evaluación económica para determinar sus límites económicos. Las reservas en Argentina, se muestran antes del pago de cualquier tipo de regalías correspondientes a las mismas. Consecuentemente, las regalías en Argentina han sido tomadas en cuenta en las evaluaciones económicas como parte de los costos operativos. Las estimaciones pueden variar como resultado de numerosos factores que incluyen, pero no se limitan a, la actividad adicional de desarrollo, la historia evolutiva de la producción de los pozos, y una continua redefinición de la viabilidad de la producción bajo condiciones económicas cambiantes. En el caso de ciertas subsidiarias de YPF en Indonesia y Venezuela que poseen contratos de producción compartida (production sharing contracts), las reservas probadas incluyen las cantidades estimadas asignables a la sociedad por recupero de costos así como también la participación neta de la sociedad después del recupero de los mismos. Las estimaciones de reservas están sujetas a revisión como resultado de la variación de los precios debido a las características del recupero de costos bajo los contratos de producción compartida.

El siguiente cuadro refleja las reservas estimadas de petróleo crudo, condensado y líquidos de gas natural y gas natural al 31 de diciembre de 1999, 1998 y 1997 y los cambios correspondientes:


	Petróleo crudo, condensado y líquidos de gas natural (millones de barriles)
	1999
	Argentina	Resto de Sudamérica (3)	Estados Unidos	Indonesia	Consolidado

Reservas probadas, desarrolladas y no desarrolladas
Saldos al inicio del ejercicio	1.146	141	7	223	1.517
Revisiones de estimaciones anteriores	119	10	(3)	(107)	19
Extensiones, descubrimientos y recuperación secundaria	44	35	1	18	98
Compras de reservas in situ	-	-	-	1	1
Ventas de reservas in situ	(10)	-	(2)	-	(12)
Producción del ejercicio	(148)	(8)	(1)	(17)	(174)
	-------	-------	-------	-------	-------
Saldos al cierre del ejercicio	1.151 (1)	178	2 (4)	118	1.449
	====	====	====	====	====

Reservas probadas y desarrolladas
Comienzo del ejercicio	949	56	6	194	1.205
Cierre del ejercicio	964 (2)	60	2 (4)	93	1.119

Reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de sociedades vinculadas	-	18	-	-	18


	Petróleo crudo, condensado y líquidos de gas natural (millones de barriles)
	1998
	Argentina	Resto de Sudamérica (3)	Estados Unidos	Indonesia	Consolidado

Reservas probadas, desarrolladas y no desarrolladas
Saldos al inicio del ejercicio	1.193	106	6	145	1.450
Revisiones de estimaciones anteriores	36	(3)	1	78	112
Extensiones, descubrimientos y recuperación secundaria	70	45	1	23	139
Compras de reservas in situ	5	1	-	-	6
Producción del ejercicio	(158)	(8)	(1)	(23)	(190)
	-------	-------	-------	-------	-------
Saldos al cierre del ejercicio	1.146 (1)	141	7	223	1.517
	====	====	====	====	====

Reservas probadas y desarrolladas
Comienzo del ejercicio	915	56	6	123	1.100
Cierre del ejercicio	949 (2)	56	6	194	1.205

Reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de sociedades vinculadas	-	19	-	-	19


	Petróleo crudo, condensado y líquidos de gas natural (millones de barriles)
	1997
	Argentina	Resto de Sudamérica (3)	Estados Unidos	Indonesia	Consolidado

Reservas probadas, desarrolladas y no desarrolladas
Saldos al inicio del ejercicio	1.202	80	5	121	1.408
Revisiones de estimaciones anteriores	9	16	1	31	57
Extensiones, descubrimientos y recuperación secundaria	130	16	1	10	157
Compras de reservas in situ	9	1	-	-	10
Producción del ejercicio	(157)	(7)	(1)	(17)	(182)
	-------	-------	-------	-------	-------
Saldos al cierre del ejercicio	1.193 (1)	106	6	145	1.450
	====	====	====	====	====

Reservas probadas y desarrolladas
Comienzo del ejercicio	912	39	5	99	1.055
Cierre del ejercicio	915 (2)	56	6	123	1.100

Reservas probadas, desarrolladas y no desarrolladas de sociedades vinculadas	-	14	-	-	14

(1) Incluye líquidos de gas natural por 117, 122 y 103 al 31 de diciembre de 1999, 1998 y 1997, respectivamente.

(2) Incluye líquidos de gas natural por 100, 92 y 91 al 31 de diciembre de 1999, 1998 y 1997, respectivamente.

(3) Incluye reservas en Ecuador, Bolivia y Venezuela.

(4) Corresponde principalmente a reservas relacionadas con las propiedades de Crescendo Resources L.P. vendidas, de acuerdo con lo mencionado en Nota 13.


	Gas natural (miles de millones de pies cúbicos)
	1999
	Argentina	Resto de Sudamérica (2)	Estados Unidos	Indonesia	Consolidado

Reservas probadas, desarrolladas y no desarrolladas
Saldos al inicio del ejercicio	9.211	192	722	262	10.387
Revisiones de estimaciones anteriores	1.045	181	12	14	1.252
Extensiones y descubrimientos	30	396	99	136	661
Compras de reservas in situ	-	2	-	53	55
Ventas de reservas in situ	(22)	-	(543)	-	(565)
Producción del ejercicio (1)	(559)	(4)	(52)	(25)	(640)
	-------	-------	------	-------	-------
Saldos al cierre del ejercicio	9.705	767	238 (3)	440	11.150
	====	====	====	====	====

Reservas probadas y desarrolladas
Comienzo del ejercicio	7.385	37	581	134	8.137
Cierre del ejercicio	8.180	65	238 (3)	251	8.734

Reservas probadas, desarrolladas y no desarrolladas de sociedades vinculadas	-	953	-	-	953


	Gas natural (miles de millones de pies cúbicos)
	1998
	Argentina	Resto de Sudamérica (2)	Estados Unidos	Indonesia	Consolidado

Reservas probadas, desarrolladas y no desarrolladas
Saldos al inicio del ejercicio	8.698	43	711	284	9.736
Revisiones de estimaciones anteriores	850	18	(61)	(5)	802
Extensiones y descubrimientos	109	133	76	1	319
Compras de reservas in situ	-	-	50	-	50
Ventas de reservas in situ	-	-	(2)	-	(2)
Producción del ejercicio (1)	(446)	(2)	(52)	(18)	(518)
	-------	-------	------	-------	-------
Saldos al cierre del ejercicio	9.211	192	722	262	10.387
	====	====	====	====	====

Reservas probadas y desarrolladas
Comienzo del ejercicio	7.403	22	627	148	8.200
Cierre del ejercicio	7.385	37	581	134	8.137

Reservas probadas, desarrolladas y no desarrolladas de sociedades vinculadas	-	750	-	-	750


	Gas natural (miles de millones de pies cúbicos)
	1997
	Argentina	Resto de Sudamérica (2)	Estados Unidos	Indonesia	Consolidado

Reservas probadas, desarrolladas y no desarrolladas
Saldos al inicio del ejercicio	8.309	-	693	310	9.312
Revisiones de estimaciones anteriores	366	-	(3)	(10)	353
Extensiones y descubrimientos	390	23	71	11	495
Compras de reservas in situ	38	20	3	-	61
Producción del ejercicio (1)	(405)	-	(53)	(27)	(485)
	-------	-------	------	-------	-------
Saldos al cierre del ejercicio	8.698	43	711	284	9.736
	====	====	====	====	====

Reservas probadas y desarrolladas
Comienzo del ejercicio	7.306	-	573	136	8.015
Cierre del ejercicio	7.403	22	627	148	8.200

Reservas probadas, desarrolladas y no desarrolladas de sociedades vinculadas	-	312	-	-	312

Excluye las cantidades venteadas.
Incluye reservas en Bolivia.
Corresponde principalmente a reservas relacionadas con las propiedades de Crescendo Resources L.P. vendidas, de acuerdo con lo mencionado en la Nota 13.

Método de medición estándar de los flujos de fondos netos

La medición estándar ha sido calculada como el excedente de los ingresos de fondos futuros de las reservas probadas menos los costos futuros de explotación y desarrollo de las reservas, impuesto a las ganancias y un factor de descuento. Los ingresos de fondos futuros representan las ventas futuras, asumiendo precios equivalentes a los de fines de cada ejercicio. Adicionalmente, en el caso de las subsidiarias de YPF, los precios equivalentes a los de fines de cada ejercicio fueron ajustados en aquellos casos en los cuales existen contratos a precios especificados.

Los costos futuros de producción incluyen los gastos estimados relativos a la producción de las reservas probadas más cualquier impuesto a la producción sin consideración de inflación futura. Los costos futuros de desarrollo incluyen los costos estimados de perforación de pozos de desarrollo y de instalaciones de explotación, más los costos netos asociados con el taponamiento y abandono de pozos, asumiendo que los costos a fin de año continuarán sin consideración de inflación futura. El impuesto a las ganancias se determina aplicando la tasa del impuesto a los ingresos netos futuros menos los costos futuros de producción y la depreciación impositiva de los bienes de uso involucrados. El valor presente se ha determinado aplicando a los flujos de fondos futuros netos una tasa de descuento del 10% anual.

El método de medición estándar no pretende ser una estimación del valor corriente de las reservas probadas de la Sociedad. Una estimación del valor corriente tiene en consideración, entre otras cosas, la recuperación de reservas esperadas en exceso de las reservas probadas, cambios futuros anticipados en los precios y costos, un factor de descuento representativo del valor del dinero en el tiempo y los riesgos inherentes a la producción de petróleo y gas.

La información que se expone a continuación ha sido determinada asumiendo que las condiciones económicas y operativas prevalecientes al cierre de cada ejercicio continuarán vigentes a través de los períodos durante los cuales se extraerán las reservas probadas. Ni el efecto de variación en los precios futuros, ni los cambios futuros esperados en la tecnología y prácticas operativas han sido considerados.


	1999
	Argentina	Resto de Sudamérica (2)	Estados Unidos	Indonesia	Consolidado

Ingresos futuros de fondos	36.732	3.757	621	3.692	44.802
Costos futuros de producción	(8.838)	(732)	(178)	(1.596)	(11.344)
Costos futuros de desarrollo	(1.773)	(307)	(3)	(269)	(2.352)
	---------	-------	-------	-------	---------
Flujos futuros de fondos netos, antes de impuesto a las ganancias	26.121	2.718	440	1.827	31.106
Descuento por efecto tiempo de los flujos de fondos futuros	(10.329)	(1.269)	(211)	(713)	(12.522)
Impuesto a las ganancias, descontado al 10% (1)	(4.744)	(441)	(80)	(401)	(5.666)
	---------	-------	-------	-------	---------
Medida estándar de los flujos de fondos futuros	11.048	1.008	149 (3)	713	12.918
	=====	====	====	====	=====

Medida estándar de los flujos de fondos futuros de sociedades vinculadas	-	257	-	-	257


	1998
	Argentina	Resto de Sudamérica (2)	Estados Unidos	Indonesia	Consolidado

Ingresos futuros de fondos	21.385	1.089	1.818	2.815	27.107
Costos futuros de producción	(7.591)	(418)	(629)	(1.916)	(10.554)
Costos futuros de desarrollo	(1.291)	(223)	(87)	(174)	(1.775)
	-------	-------	-------	-------	-------
Flujos futuros de fondos netos, antes de impuesto a las ganancias	12.503	448	1.102	725	14.778
Descuento por efecto tiempo de los flujos de fondos futuros	(5.606)	(223)	(554)	(288)	(6.671)
Impuesto a las ganancias, descontado al 10% (1)	(1.540)	(51)	(79)	(140)	(1.810)
	-------	-------	-------	-------	-------
Medida estándar de los flujos de fondos futuros	5.357	174	469	297	6.297
	====	====	====	====	====

Medida estándar de los flujos de fondos futuros de sociedades vinculadas	-	93	-	-	93


	1997
	Argentina	Resto de Sudamérica (2)	Estados Unidos	Indonesia	Consolidado

Ingresos futuros de fondos	28.023	1.478	2.062	3.281	34.844
Costos futuros de producción	(8.645)	(459)	(488)	(1.869)	(11.461)
Costos futuros de desarrollo	(1.954)	(106)	(56)	(254)	(2.370)
	-------	-------	-------	-------	-------
Flujos futuros de fondos netos, antes de impuesto a las ganancias	17.424	913	1.518	1.158	21.013
Descuento por efecto tiempo de los flujos de fondos futuros	(7.521)	(376)	(771)	(444)	(9.112)
Impuesto a las ganancias, descontado al 10% (1)	(2.452)	(163)	(131)	(287)	(3.033)
	-------	-------	-------	-------	-------
Medida estándar de los flujos de fondos futuros	7.451	374	616	427	8.868
	====	====	====	====	====

Medida estándar de los flujos de fondos futuros de sociedades vinculadas	-	63	-	-	63

El Impuesto a las ganancias, sin descontar, asciende a 9.303 (7.629 en Argentina, 859 en Resto de Sudamérica, 154 en Estados Unidos y 661 en Indonesia), 3.410 (2.768 en Argentina, 95 en Resto de Sudamérica, 303 en Estados Unidos y 244 en Indonesia) y 5.338 (4.218 en Argentina, 294 en Resto de Sudamérica, 366 en Estados Unidos y 460 en Indonesia) al 31 de diciembre de 1999, 1998 y 1997, respectivamente.
Incluye Ecuador, Bolivia y Venezuela.
Corresponde principalmente al flujo de fondos relacionado con las propiedades de Crescendo Resources L.P. vendidas, de acuerdo con lo mencionado en la Nota 13.

Cambios en la medición estándar de flujos futuros de fondos netos descontados

La tabla siguiente refleja los cambios en la medición estándar de los flujos netos de fondos futuros descontados para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 1999, 1998 y 1997:


	1999	1998	1997

Saldos al inicio del ejercicio	6.297	8.868	12.922

Ventas y transferencias, netas de costos de producción	(2.341)	(1.687)	(2.508)
Cambio neto de precios de venta y transferencia, neto de costos futuros de producción y desarrollo	9.688	(4.440)	(5.999)
Extensiones, descubrimientos y recuperación secundaria neto de costos futuros de producción y desarrollo	1.124	382	874
Cambios en costos estimados futuros de desarrollo	(592)	9	(436)
Costos de desarrollo incurridos durante el ejercicio que redujeron costos de desarrollo futuros	545	907	969
Revisiones de estimaciones de volúmenes	1.205	819	494
Efecto financiero	811	1.190	1.790
Cambio neto de impuesto a las ganancias	(3.856)	1.223	1.943
Compras de reservas in situ	67	35	75
Ventas de reservas in situ	(506)	(2)	-
Cambio en el perfil de producción y otros	476	(1.007)	(1.256)
	-------	-------	-------
Saldos al cierre del ejercicio	12.918	6.297	8.868
	====	====	====

ROBERTO MONTI

Vicepresidente

ANEXO A

YPF SOCIEDAD ANONIMA

BALANCES GENERALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 1999, 1998 Y 1997

EVOLUCION DE LOS BIENES DE USO

(expresados en millones de pesos - Nota 1)


	1999										1998	1997
	Costo				Depreciación
Cuenta principal	Valor al comienzo del ejercicio	Aumentos	Disminuciones y transferencias netas	Valor al cierre del ejercicio	Acumulada al comienzo del ejercicio	Disminuciones y transferencias netas	Tasa de depreciación	Aumentos	Acumulada al cierre del ejercicio	Valor residual	Valor residual	Valor residual


Terrenos y edificios	686	2		67		755	242	19		2%	16	277	478	444	403
Pozos y equipos de explotación	13.694	-		(262)		13.432	9.068	(561)		(2)	585	9.092	4.340	4.626	4.495
Equipamiento de destilerías	2.814	-		29		2.843	1.634	(8)		4 - 5%	90	1.716	1.127	1.180	1.196
Equipos de transporte	708	-		(44)		664	454	(37)		1 - 5%	11	428	236	254	262
Materiales y equipos en depósito	147	82		(121)		108	-	-		-	-	-	108	147	193
Perforaciones y obras en curso	446	539		(477)		508	-	-		-	-	-	508	446	653
Muebles y útiles e instalaciones	173	-		4		177	109	-		10%	22	131	46	64	67
Equipos de comercialización	663	-		(42)		621	299	(33)		10%	55	321	300	364	292
Otros bienes	54	-		51		105	37	39		10%	7	83	22	17	19
	---------	-------		----------		----------	----------	------			------	---------	-------	--------	-------
Total 1999	19.385	623	(3)	(795)	(1)	19.213	11.843	(581)	(1)		786	12.048	7.165
	=====	====		=======		=====	=====	===			===	=====	====
Total 1998	18.598	977	(3)	(190)	(1)	19.385	11.018	(42)	(1)		867	11.843		7.542
	=====	====		=======		=====	=====	===			===	=====		====
Total 1997	17.695	1.244	(3)	(341)	(1)	18.598	10.329	(202)	(1)		891	11.018			7.580
	=====	====		=======		=====	=====	===			===	=====			====

Incluye 28, 67 y 59 de valor residual imputados contra previsiones de bienes de uso correspondientes a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 1999, 1998 y 1997, respectivamente.
La depreciación ha sido calculada por el método de unidades de producción (Nota 2.d).
Incluye 32, 44 y 40 correspondientes a costos financieros capitalizados de bienes cuya construcción se prolonga en el tiempo por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 1999, 1998 y 1997, respectivamente (Nota 2.d).

ANEXO b

YPF SOCIEDAD ANONIMA

BALANCES GENERALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 1999, 1998 Y 1997

EVOLUCION DE LOS ACTIVOS intangibles

(expresados en millones de pesos - Nota 1)


	1999								1998	1997
	Costo			Amortización
	Valor al		Valor al	Acumulada			Acumulada
	comienzo		cierre del	al comienzo		Tasa de	al cierre	Valor	Valor	Valor
Cuenta principal	del ejercicio	Aumentos	ejercicio	del ejercicio	Aumentos	amortización	del ejercicio	residual	residual	residual


Llave de negocio

- YPF Gas S.A.	66	-	66	35	7		10%	42	24	31	38

- Petroquímica Bahía Blanca S.A.I.C.	30	-	30	3	3		10%	6	24	27	14

- Maleic S.A.	-	5	5	-	1		10%	1	4	-	-
	------	-----	-----	------	------			-----	-----	-----	-----
Total 1999	96	5	101	38	11	(1)		49	52
	===	===	===	===	===			===	===
Total 1998	81	15	96	29	9	(1)		38		58
	===	===	===	===	===			===		===
Total 1997	72	9	81	21	8	(1)		29			52
	===	===	===	===	===			===			===

Incluidos en el rubro "Resultados de inversiones permanentes" de los estados de resultados.

ANEXO c

YPF SOCIEDAD ANONIMA

BALANCES GENERALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 1999, 1998 Y 1997

INVERSIONES EN ACCIONES Y PARTICIPACION EN OTRAS SOCIEDADES

(expresados en millones de pesos - Nota 1)


	1999																					1998		1997
	Características de									Información sobre el ente emisor
	los valores											Ultimos estados contables emitidos								Participación
Denominación y Emisor	Clase	Valor Nominal			Cantidad	Valor Registrado		Costo		Actividad Principal	Domicilio Legal	Fecha		Capital Social		Resultado		Patrimonio Neto		sobre capital social		Valor Registrado		Valor Registrado

Controladas:

YPF International Ltd.	Ordinarias	U$S	1		100	1.943		2.275		Inversión y financiera	P.O. Box 847, Grand Cayman - Islas Caimán	31/12/99		-	(5)	(199)		1.943		100,00%		2.163		1.627

Operadora de Estaciones de Servicios S.A.	Ordinarias	$	1		11.880	203		209		Adquisición, subdivisión, refacción y enajenación de inmuebles; y la gestión comercial de estaciones de servicios de propiedad de YPF S.A.	Av. Roque Sáenz Peña 777 - Buenos Aires - Argentina	31/12/99		-	(5)	12		203		99,00%		191		183

YPF Chile S.A.	Ordinarias	-	-	(1)	171.076	111	(4)	102		Administración de inversiones, adquisiciones y explotaciones de YPF S.A. en Chile	Gertrudis Echenique 30 - P. 12° - Comuna Las Condes - Santiago de Chile - Chile	31/12/99		81		13		101		99,99%		109		91

YPF Gas S.A.	Ordinarias	$	1		54.999.999	89		141		Comercializadora de hidrocarburos	Esmeralda 255 P. 4° - Buenos Aires - Argentina	31/12/99		55		(7)		89		99,99%		96		86

Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A.	Preferidas	$	1		24.297.840	36		25		Transporte de petróleo por ducto	Esmeralda 255 P. 5° - Buenos Aires - Argentina	31/12/99		45		13		66		54,00%	(3)	37		36


YPF Brasil S.A.	Ordinarias	-	-	(1)	1.496.955	81	(4)	98		Exploración, explotación, industrialización, comercialización, transporte y distribución de hidrocarburos y sus derivados e inversión	Av. Rio Branco 181 - Río de Janeiro - Brasil	31/12/99		89		(16)		74		99,99%		34		-	(5)

YPF Perú S.A.	-	-	-		-	-		-		Exploración, explotación, industrialización, comercialización, transporte y distribución de hidrocarburos y sus derivados	Francisco Macías 544 - P. 8° - San Isidro - Lima - Perú	-		-		-		-		-		29		5

Maleic S.A.	Ordinarias	$	1		21.387.524	22		28		Elaboración y comercialización de productos petroquímicos	Florida 537 - P. 2° - Of. 511 - Buenos Aires - Argentina	31/12/99		21		-	(5)	22		99,99%		-		-

Petróleos Transandinos YPF S.A.	Ordinarias	-	-	(1)	1.081	1		-	(5)	Exploración y extracción de hidrocarburos, industrialización y comercialización de sus derivados	Gertrudis Echenique 30 - P. 12° - Comuna Las Condes - Santiago de Chile - Chile	31/12/99		48		4		53		1,09%	(6)	1		1

A&C Pipeline Holding Company	Ordinarias	U$S	1		486.000	-	(5)	-	(5)	Inversión y financiera	P.O. Box 309, Georgetown - Islas Caimán	31/12/99		1		-	(5)	1		54,00%		-	(5)	-	(5)

YPF (Sudamericana) S.A.	Ordinarias	Bs.	100		498	-	(5)	-	(5)	Exploración, explotación, industrialización, comercialización, transporte y distribución de hidrocarburos y sus derivados	Federico Suazo 1598 - Edificio Park Inn - P. 8° - La Paz - Bolivia	06/04/95	(7)	-	(5)	-	(5)	-	(5)	99,60%		-	(5)	-	(5)

Servired YPF S.A.	-	-	-		-	-		-		Construcción y explotación de minimercados en estaciones de servicios	Av. Roque Sáenz Peña 777 - Buenos Aires - Argentina	-		-		-		-		-		-		2

Concefé S.A.	-	-	-		-	-		-		Atención y promoción de los intereses comerciales de YPF S.A. en las estaciones de servicios de bandera propia	Av. Roque Sáenz Peña 777 - Buenos Aires - Argentina	-		-		-		-		-		-		8

YPF USA Inc.	-	-	-		-	-		-		Representación legal en Estados Unidos de América	1209 Orange Street Wilmington - New Castle - USA	-		-		-		-		-		-		-	(5)
						-------		-------														-------		-------
						2.486		2.878														2.660		2.039
						-------		-------														-------		-------

ANEXO c (Cont.)

YPF SOCIEDAD ANONIMA

BALANCES GENERALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 1999, 1998 Y 1997

INVERSIONES EN ACCIONES Y PARTICIPACION EN OTRAS SOCIEDADES

(expresados en millones de pesos - Nota 1)


	1999																		1998		1997
									Información sobre el ente emisor
	Características de los valores											Ultimos estados contables emitidos
Denominación y Emisor	Clase	Valor Nominal		Cantidad	Valor Registrado		Costo			Actividad Principal	Domicilio Legal	Fecha	Capital Social		Resultado		Patrimonio Neto	Participación sobre capital social	Valor Registrado		Valor Registrado
Vinculadas:

Compañía Mega S.A.	Ordinarias	$	1	58.520.000	64	(8)	64			Separación, fraccionamiento y transporte de líquidos de gas natural	Av. Roque Sáenz Peña 777 - P. 7° - Buenos Aires - Argentina	30/09/99	154		-		154	38,00%	-	(5)	-	(5)

Petroquímica Bahía Blanca S.A.I.C.	Ordinarias	$	10	1.233.428	58		81			Petroquímica	Av. Eduardo Madero 900 - P.7° - Buenos Aires - Argentina	30/09/99	46		25		215	26,90%	63		39

Petroken Petroquímica Ensenada S.A.	Ordinarias	$	1	40.602.826	58		47			Petroquímica	Sarmiento 1230 - P. 6° - Buenos Aires - Argentina	31/12/99	81		8		116	50,00%	58		61

Refinadores del Perú S.A.	-	-	-	-	-		-			Inversión y financiera	Centro Empresarial Camino Real - Edificio Real 4 - P. 5° - San Isidro - Lima - Perú	-	-		-		-	-	42		45

Profertil S.A.	Ordinarias	$	1	6.000	66	(8)	66			Producción y venta de fertilizantes	Alicia Moreau de Justo 140 - P. 1° - Buenos Aires - Argentina	30/09/99	-	(5)	-		78	50,00%	1		-	(5)

Refinería del Norte S.A.	Ordinarias	$	10	2.748.219	35		30			Refinación	Maipú 1 - P. 2º - Buenos Aires - Argentina	30/06/99	92		(1)		114	30,00%	35		36

Oleoductos del Valle S.A.	Ordinarias	$	10	3.302.229	27	(2)	14			Transporte de petróleo por ducto	Florida 1 - P. 10° - Buenos Aires - Argentina	30/09/99	110		28		147	30,00%	25		24

Polisur S.A.	Ordinarias	$	1	27.336.153	20		26			Petroquímica	Av. Eduardo Madero 900 - P. 7° - Buenos Aires - Argentina	30/09/99	91		(1)		68	30,00%	24		22

Terminales Marítimas Patagónicas S.A.	Ordinarias	$	10	430.800	9	(2)	2			Almacenamiento y despacho de petróleo	Av. Leandro N. Alem 1180 - P.11° - Buenos Aires - Argentina	30/09/99	14		4		37	30,00%	8		7

Oiltanking Ebytem S.A.	Ordinarias	$	10	351.167	1	(2)	4			Transporte y almacenamiento de hidrocarburos	Alicia Moreau de Justo 872 - P. 4° - Of. 7 - Buenos Aires - Argentina	30/09/99	12		2		15	30,00%	1		1

Gasoducto del Pacífico (Argentina) S.A.	Preferidas	$	1	5.998.800	6		6			Transporte de gas por ducto	San Martín 323 - P. 19° - Buenos Aires - Argentina	30/09/99	60		-	(5)	60	10,00% (3)	-	(5)	-

Gasoducto del Pacífico (Cayman) Ltd.	Ordinarias	U$S	1	5.000	-	(5)	-	(5)		Inversión y financiera	P.O. Box 265 - Georgetown - Islas Caimán	31/12/98	-		(1)		(1)	10,00%	-	(5)	-

Concecuyo S.A.	-	-	-	-	-		-			Atención y promoción de los intereses comerciales de YPF en las estaciones de servicios con bandera propia	Reconquista 559 - P. 7° - Buenos Aires - Argentina	-	-		-		-	-	2		2

Otras sociedades:
Mercobank S.A.	Ordinarias	$	1	1.800.264	6		6			Inversión y financiera	Suipacha 336 - P. 2° - Buenos Aires - Argentina	30/09/99	50		(11)		19	3,91%	4		-
					------------		------------												----------		----------
					350		346												263		237
					------------		------------												----------		----------
					2.836		3.224												2.923		2.276
					=====		=====												====		====

Ver información adicional sobre los principales cambios en el conjunto económico en Nota 13.

Estas acciones no poseen valor nominal.
Corresponde al porcentaje de participación sobre el patrimonio neto de la sociedad, neto de resultados no trascendidos a terceros.
Corresponde a la participación sobre el capital preferido de la sociedad.
Corresponde al porcentaje de participación sobre el patrimonio neto de la sociedad más ajustes para adecuar los criterios contables a los de YPF S.A.
No se expone valor alguno dado que el valor registrado es menor a $1 millón.
Sociedad controlada indirectamente a través de la participación en YPF Chile S.A. (98,91%).
Corresponde al balance de constitución por no haber iniciado aún sus operaciones.
Corresponde al porcentaje de participación sobre el patrimonio neto de la sociedad al 30 de septiembre de 1999 más los aportes irrevocables realizados durante el cuarto trimestre de 1999.

ANEXO E

YPF SOCIEDAD ANONIMA

BALANCES GENERALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 1999, 1998 Y 1997

PREVISIONES

(expresados en millones de pesos - Nota 1)


	1999					1998	1997
	Saldo al				Saldo al	Saldo al	Saldo al
	inicio del				cierre del	cierre del	cierre del
Rubro	ejercicio	Aumento	Disminución	Transferencias	ejercicio	ejercicio	ejercicio


Deducidas del activo corriente:

Para deudores por ventas de cobro dudoso	167	27	15	-	179	167	146
Para otros créditos de cobro dudoso	101	6	4	1	104	101	104
Para obsolescencia de bienes de cambio	-	-	-	-	-	-	4
	-----	---	---	---	-----	-----	-----
	268	33	19	1	283	268	254
	-----	---	---	---	-----	-----	-----

Deducidas del activo no corriente:

Para valuar otros créditos a su valor recuperable	4	1	-	(1)	4	4	31
Para desvalorización de las participaciones en otras sociedades	-	4	-	-	4	-	-
Para perforaciones exploratorias improductivas	6	58	26	-	38	6	23
Para obsolescencia de materiales	16	-	-	-	16	16	20
Para bienes de uso a desafectar	5	1	2	-	4	5	5
	-----	---	---	---	-----	-----	-----
	31	64	28	(1)	66	31	79
	-----	---	---	---	-----	-----	-----
Total deducidas del activo durante el ejercicio 1999	299	97	47	-	349
	===	==	==	==	===
Total deducidas del activo durante el ejercicio 1998	333	62	96	-		299
	===	==	==	==		===
Total deducidas del activo durante el ejercicio 1997	362	69	98	-			333
	===	==	==	==			===

ANEXO E (Cont.)

YPF SOCIEDAD ANONIMA

BALANCES GENERALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 1999, 1998 Y 1997

PREVISIONES

(expresados en millones de pesos - Nota 1)


	1999					1998	1997
	Saldo al				Saldo al	Saldo al	Saldo al
	inicio del				cierre del	cierre del	cierre del
Rubro	ejercicio	Aumento	Disminución	Transferencias	ejercicio	ejercicio	ejercicio

Incluidas en el pasivo corriente:

Para contingencias varias	7	-	1	-	6	7	7
	---------	---------	---------	---------	---------	---------	---------
Incluidas en el pasivo no corriente:

Para juicios pendientes (Nota 11.a)	80	26	34	-	72	80	101
Para contingencias varias	6	1	1	-	6	6	8
	---------	---------	---------	---------	---------	---------	---------
	86	27	35	-	78	86	109
	---------	---------	---------	---------	---------	---------	---------
Total incluidas en el pasivo durante el ejercicio 1999	93	27	36	-	84
	=====	=====	=====	=====	=====
Total incluidas en el pasivo durante el ejercicio 1998	116	6	29	-		93
	=====	=====	=====	=====		====
Total incluidas en el pasivo durante el ejercicio 1997	151	12	47	-			116
	=====	=====	=====	=====			====

ANEXO F

YPF SOCIEDAD ANONIMA

BALANCES GENERALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 1999, 1998 Y 1997

COSTO DE VENTAS

POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 1999, 1998 Y 1997

(expresados en millones de pesos - Nota 1)


	1999		1998		1997


Existencia al comienzo del ejercicio	242	279	234

Compras	395	531	606

Costos de producción (Anexo H)	2.268	2.280	2.428

Resultado por tenencia (Nota 3.j)	20	(44)	(6)

Variación previsión para obsolescencia de bienes de cambio	-	(4)	2

Existencia final (Nota 3.d)	(249)	(242)	(279)
	-------	-------	-------
Costo de ventas	2.676	2.800	2.985
	====	====	====

ANEXO G

YPF SOCIEDAD ANONIMA

BALANCES GENERALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 1999, 1998 Y 1997

ACTIVOS Y PASIVOS EN MONEDA EXTRANJERA

(expresados en millones de pesos)


		Clase y monto de la moneda extranjera						Cambio vigente en pesos al		Valor de libros al
Rubro		1997		1998		1999		31-12-99		31-12-99


ACTIVO CORRIENTE

Caja y bancos	U$S	3	U$S	3	-	-	-	-
								------
Inversiones	U$S	3	U$S	3	-	-	-	-
								------
Créditos por ventas
Deudores comunes	U$S	169	U$S	145	U$S	391	1,00 (1)	391
Documentos a cobrar	U$S	2	U$S	3	-	-	-	-
								------
								391
								------
Otros créditos	U$S	28	U$S	149	U$S	33	1,00 (1)	33
								------
Total del activo corriente								424
								------
ACTIVO NO CORRIENTE

Créditos por ventas
Deudores comunes	-	-	U$S	8	-	-	-	-
Documentos a cobrar	U$S	7	U$S	5	-	-	-	-
								------
								-
								------
Otros créditos	U$S	85	U$S	85	U$S	16	1,00 (1)	16
								------
Total del activo no corriente								16
								------
Total del activo								440
								====

ANEXO G (Cont.)

YPF SOCIEDAD ANONIMA

BALANCES GENERALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 1999, 1998 Y 1997

ACTIVOS Y PASIVOS EN MONEDA EXTRANJERA

(expresados en millones de pesos)


		Clase y monto de la moneda extranjera						Cambio vigente en pesos al		Valor de libros al
Rubro		1997		1998		1999		31-12-99		31-12-99


PASIVO CORRIENTE
Cuentas por pagar	U$S	341	U$S	186	U$S	126	1,00	(2)	126
									--------
Préstamos
Otras deudas bancarias, otros acreedores
y prefinanciación de exportaciones	U$S	606	U$S	483	U$S	245	1,00	(2)	245
	Yen	37.354	Yen	41.887	Yen	2.345	0,00978	(2)	23
	-	-	DM	41	-	-	-		-
Sociedades relacionadas	-	-	-	-	U$S	370	1,00	(2)	370
Obligaciones negociables	U$S	150	U$S	165	U$S	390	1,00	(2)	390
	Liras	1.754	Liras	948	Liras	802	0,00052	(2)	-
The Export Import Bank of Japan	Yen	4.150	Yen	4.109	Yen	4.023	0,00978	(2)	39
Swaps financieros y forwards - Interés
adicional y diferencias de cambio	U$S	44	U$S	5	-	-	-		-
									--------
									1.067
									--------
Anticipos de clientes	U$S	52	U$S	85	U$S	89	1,00	(2)	89
									--------
Total del pasivo corriente									1.282
									--------
PASIVO NO CORRIENTE
Cuentas por pagar	-	-	U$S	20	U$S	7	1,00	(2)	7
									--------
Préstamos
The Export Import Bank of Japan	Yen	16.732	Yen	13.007	Yen	9.290	0,00978	(2)	91
Swaps financieros y forwards -
Diferencias de cambio	U$S	57	U$S	29	U$S	44	1,00	(2)	44
Otras deudas bancarias, otros acreedores
y prefinanciación de exportaciones	U$S	69	U$S	115	U$S	28	1,00	(2)	28
Obligaciones negociables	U$S	1.356	U$S	1.794	U$S	1.672	1,00	(2)	1.672
	Liras	300.000	Liras	300.000	Liras	300.000	0,00052	(2)	156
									--------
									1.991
									--------
Anticipos de clientes	U$S	258	U$S	462	U$S	365	1,00	(2)	365
									--------
Total del pasivo no corriente									2.363
									--------
Total del pasivo									3.645
									=====

Tipo de cambio comprador.
Tipo de cambio vendedor.

ANEXO H

YPF SOCIEDAD ANONIMA

BALANCES GENERALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 1999, 1998 Y 1997

INFORMACION REQUERIDA POR EL ARTICULO 64 APARTADO I INCISO b) de la ley n° 19.550

por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 1999, 1998 y 1997

(expresados en millones de pesos - Nota 1)


1999					1998	1997
Costos de	Gastos de	Gastos de	Gastos de
producción	administración	comercialización	exploración	Total	Total	Total


Sueldos y cargas sociales	203	42	62	14	321	310	298
Honorarios y retribuciones por servicios	8	15 (1)	19	-	42	35	47
Otros gastos de personal	17	5	10	-	32	39	53
Impuestos, tasas y contribuciones	17	-	3	-	20	11	13
Regalías, servidumbres y cánones	363	-	-	-	363	272	385
Seguros	11	2	2	-	15	10	13
Alquileres de inmuebles y equipos	20	2	16	-	38	40	40
Gastos de estudio	-	-	-	11	11	27	35
Depreciación de bienes de uso	707	8	70	1	786	867	891
Materiales y útiles de consumo	155	1	9	3	168	181	179
Contrataciones de obra y otros servicios	210	11	41	10	272	257	273
Conservación, reparación y mantenimiento	227	5	13	-	245	252	257
Contratos de explotación de áreas productivas	31	-	-	-	31	28	42
Perforaciones exploratorias improductivas	-	-	-	58	58	42	46
Transportes, productos y cargas	155	1	134	-	290	285	291
Previsión para deudores por ventas de cobro dudoso	-	-	27	-	27	7	10
Gastos de publicidad y propaganda	-	4	27	-	31	34	52
Combustibles, gas, energía y otros	144	10	19	14	187	222	189
	------	------	------	------	------	------	------
Total por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999	2.268	106	452	111	2.937
	====	====	====	====	====
Total por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1998	2.280	114	413	112		2.919
	====	====	====	====		====
Total por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1997	2.428	141	423	122			3.114
	====	====	====	====			====

Incluye 3 de Provisión por Honorarios a Directores y Síndicos.

Cuadro i

1 de 3

YPF SOCIEDAD ANONIMA

Y SOCIEDADES CONTROLADAS

BALANCES GENERALES CONSOLIDADOS

AL 31 DE DICIEMBRE DE 1999, 1998 Y 1997

(expresados en millones de pesos - Nota 1 a los estados contables básicos)


	1999	1998	1997		1999	1998	1997
ACTIVO CORRIENTE				PASIVO CORRIENTE

Caja y bancos	81	70	142	Cuentas por pagar (Nota 2.f)	795	788	882
Inversiones (Nota 2.a)	449	46	36	Préstamos (Nota 2.g)	1.363	1.252	1.493
Créditos por ventas (Nota 2.b)	1.079	754	761	Remuneraciones y cargas sociales	66	49	60
Otros créditos (Nota 2.c)	361	423	371	Cargas fiscales	378	141	373
Bienes de cambio (Nota 2.d)	278	262	288	Anticipos de clientes	89	85	52
Otros activos (Nota 1.c)	219	-	-	Dividendos a pagar	78	78	81
				Previsiones	27	29	29
	---------	---------	---------		---------	---------	---------
Total del activo corriente	2.467	1.555	1.598	Total del pasivo corriente	2.796	2.422	2.970
	---------	---------	---------		---------	---------	---------

ACTIVO NO CORRIENTE				PASIVO NO CORRIENTE

Créditos por ventas (Nota 2.b)	19	24	15	Cuentas por pagar (Nota 2.f)	32	53	30
Otros créditos (Nota 2.c)	520	464	338	Préstamos (Nota 2.g)	2.045	2.578	2.145
Inversiones (Nota 2.a)	526	505	372	Remuneraciones y cargas sociales	54	56	48
Bienes de uso (Nota 2.e)	9.297	10.513	10.370	Cargas fiscales	1	-	-
Activos intangibles	89	85	68	Anticipos de clientes	365	462	258
				Previsiones	190	215	217
	---------	---------	---------		---------	---------	---------
Total del activo no corriente	10.451	11.591	11.163	Total del pasivo no corriente	2.687	3.364	2.698
					---------	---------	---------
				Total del pasivo	5.483	5.786	5.668

				PARTICIPACION DE TERCEROS EN SOCIEDADES CONTROLADAS	60	151	153

				PATRIMONIO NETO	7.375	7.209	6.940
	----------	----------	----------		----------	----------	----------
Total del activo	12.918	13.146	12.761	Total del pasivo, participación de terceros en sociedades controladas y patrimonio neto	12.918	13.146	12.761
	=====	=====	=====		=====	=====	=====

CUADRO I

2 de 3

YPF SOCIEDAD ANONIMA

Y SOCIEDADES CONTROLADAS

ESTADOS DE RESULTADOS CONSOLIDADOS

POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 1999, 1998 Y 1997

(expresados en millones de pesos - Nota 1 a los estados contables básicos,

excepto las cifras de utilidad neta por acción expresadas en pesos)


	1999	1998	1997

Ventas netas	6.598	5.500	6.144
Costo de ventas	(4.208)	(3.594)	(3.730)
	---------	---------	---------
Utilidad bruta	2.390	1.906	2.414

Gastos de administración (Anexo H)	(160)	(141)	(173)
Gastos de comercialización (Anexo H)	(520)	(458)	(435)
Gastos de exploración (Anexo H)	(175)	(161)	(174)
	---------	---------	---------
Utilidad operativa	1.535	1.146	1.632

Resultados de inversiones permanentes en sociedades vinculadas	20	26	37
Otros ingresos (egresos), netos (Nota 2.h)	(102)	(44)	(59)
Resultados financieros y por tenencia:
Generados por activos (Nota 2.i)	54	(7)	44
Generados por pasivos (Nota 2.i)	(341)	(257)	(283)
Resultados por la venta de activos no corrientes y bienes de uso a desafectar	(290)	-	9
	---------	---------	---------
Utilidad neta antes de impuesto a las ganancias, de participación de terceros en los resultados de sociedades controladas y de dividendos al capital preferido	876	864	1.380

Impuesto a las ganancias	(382)	(264)	(479)
Participación de terceros en los resultados de sociedades controladas	(13)	(11)	(15)
	---------	---------	---------
Utilidad neta antes de dividendos al capital preferido	481	589	886

Dividendos al capital preferido de sociedades controladas	(4)	(9)	(9)
	---------	---------	---------
Utilidad neta	477	580	877
	=====	=====	=====
Utilidad neta por acción	1,35	1,64	2,48
	=====	=====	=====

CUADRO I

3 de 3

YPF SOCIEDAD ANONIMA

y sociedades controladas

estadoS de origen y aplicacion de fondos consolidados

POR LOS ejercicios FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 1999, 1998 Y 1997

(expresados en millones de pesos - Nota 1 a los estados contables básicos)


	1999		1998		1997
FONDOS GENERADOS POR LAS OPERACIONES
Utilidad neta	477		580		877
Ajustes para conciliar la utilidad neta con los fondos generados por las operaciones:
Participación de terceros en los resultados de sociedades controladas	13		11		15
Resultados por la venta de activos no corrientes y bienes de uso a desafectar	290		-		(9)
Resultados de inversiones permanentes	(30)	(1)	(32)	(1)	(44)	(1)
Depreciación de bienes de uso	994		1.061		1.093
Amortización de activos intangibles	16		14		10
Consumo de materiales y bajas de bienes de uso netas de las respectivas previsiones	243		101		110
Aumento de previsiones de bienes de uso, neto de pérdidas por bienes de uso a desafectar	59		46		51
Disminución neta de previsiones	(27)		(2)		(37)
Cambios en activos y pasivos:
Créditos por ventas	(320)		(2)		128
Otros créditos	(53)		(204)		(102)
Bienes de cambio	(16)		26		(46)
Cuentas por pagar	(14)		(71)		30
Remuneraciones y cargas sociales	15		(3)		(1)
Cargas fiscales	238		(162)		7
Anticipos de clientes	(93)		237		(58)
Intereses y otros	(5)		40		21
	---------		---------		---------
Fondos netos generados por las operaciones	1.787		1.640		2.045
	---------		---------		---------
FONDOS APLICADOS A LAS ACTIVIDADES DE INVERSION
Adquisiciones de bienes de uso	(963)		(1.351)		(1.593)
Aportes de capital, adquisiciones de inversiones permanentes y activos intangibles	(159)		(122)		(151)
Ingresos por la venta de activos no corrientes	511		-		38
Inversiones no consideradas fondos	69		(67)		12
Dividendos cobrados	32		31		39
	---------		---------		---------
Fondos netos aplicados a las actividades de inversión	(510)		(1.509)		(1.655)
	---------		---------		---------
FONDOS APLICADOS A LAS ACTIVIDADES DE FINANCIACION
Préstamos obtenidos	1.793		2.253		2.923
Pago de préstamos	(2.238)		(2.138)		(2.871)
Rescate de acciones preferidas	(88)		-		(63)
Dividendos pagados	(325)		(326)		(319)
	---------		---------		---------
Fondos netos aplicados a las actividades de financiación	(858)		(211)		(330)
	---------		---------		---------
AUMENTO (DISMINUCION) NETO DE LOS FONDOS	419		(80)		60
Fondos al inicio del ejercicio	95		175		115
	---------		---------		---------
Fondos al cierre del ejercicio	514		95		175
	=====		=====		=====

Ver información adicional sobre equivalentes de caja en Nota 2.a.

Incluye (10) correspondientes a la consolidación proporcional del resultado de Petroken, Manguinhos y Global al 31 de diciembre de 1999, (6) correspondientes a la consolidación proporcional del resultado de Petroken y Manguinhos al 31 de diciembre de 1998 y (7) correspondientes a la consolidación proporcional de Petroken al 31 de diciembre de 1997.

CUADRO I

YPF SOCIEDAD ANONIMA

Y SOCIEDADES CONTROLADAS

NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS

POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 1999, 1998 Y 1997

(cifras expresadas en millones de pesos - Nota 1 a los estados contables básicos,
excepto donde se indica en forma expresa)

Estados Contables Consolidados

a) Bases de presentación:

Siguiendo el procedimiento establecido en la Resolución Técnica N° 4 de la FACPCE, YPF ha consolidado sus balances generales al 31 de diciembre de 1999, 1998 y 1997 y los correspondientes estados de resultados y de origen y aplicación de fondos por los ejercicios finalizados en esas fechas, con los estados contables de aquellas sociedades en las que posee los votos necesarios para formar la voluntad social (“Grupo YPF”).

Asimismo, los resultados de inversiones permanentes en aquellas sociedades vinculadas en las cuales se posee una participación del 50% o se ejerce control conjunto (Petroken, Manguinhos y Global al 31 de diciembre de 1999, Petroken y Manguinhos al 31 de diciembre de 1998 y Petroken al 31 de diciembre de 1997) han sido consolidados proporcionalmente línea por línea, en base a la participación proporcional en las cuentas de los estados de resultados de dichas sociedades.

b) Estados contables utilizados en la consolidación:

Para la consolidación de los estados contables al 31 de diciembre de 1999 se han utilizado los estados contables consolidados auditados de YPF International Ltd., YPF Chile S.A., YPF Gas S.A., A&C Pipeline Holding Company, YPF Brasil S.A. y los estados contables auditados de Operadora de Estaciones de Servicios S.A. y Maleic S.A. Al 31 de diciembre de 1998, además de los estados contables de todas las sociedades mencionadas anteriormente, excepto Maleic S.A., fueron utilizados los estados contables auditados de YPF Perú S.A. Al 31 de diciembre de 1997, además de los estados contables de todas las sociedades mencionadas anteriormente, excepto YPF Brasil S.A. y Maleic S.A., fueron utilizados los estados contables auditados de YPF Perú S.A., Concefé S.A., Servired YPF S.A. e YPF USA Inc.

c) Criterios de valuación:

Los estados contables de las sociedades controladas han sido preparados sobre la base de criterios similares a los aplicados por YPF para la elaboración de sus estados contables.

Adicionalmente, los rubros que no están contenidos en los estados contables básicos de la Sociedad fueron valuados de la siguiente manera:

Otros activos

Los activos correspondientes al segundo tramo de la venta de las propiedades de Crescendo Resources L.P., de acuerdo con lo mencionado en la Nota 13 a los estados contables básicos, han sido valuados a su valor estimado de realización al cierre del ejercicio.

Bienes de Uso

Propiedad minera en áreas con reservas no probadas: ha sido valuada al costo reexpresado de acuerdo con lo indicado en la Nota 1 a los estados contables básicos. Respecto de las áreas con reservas no probadas se ha establecido una previsión con cargo a resultados, incluida como un elemento de la depreciación que refleja el valor no recuperable de las áreas con reservas no probadas. Los costos de concesiones internacionales que no están produciendo son examinados periódicamente por la gerencia de la compañía para asegurar que el valor de la inversión registrada sea recuperable en base a las estimaciones geológicas y de ingeniería de las reservas posibles y probables totales que se espera agregar a lo largo del resto del plazo de cada concesión.

Bienes de uso a desafectar: las propiedades en Indonesia han sido valuadas a su valor estimado de realización de acuerdo con lo mencionado en la Nota 13 a los estados contables básicos.

Remuneraciones y Cargas Sociales - Planes de pensión y beneficios posteriores al retiro y al empleo

Los beneficios relacionados con los planes de las sociedades controladas han sido devengados durante los años de servicio del empleado en base a la antigüedad y la remuneración percibida durante los años de trabajo.

Los beneficios de atención médica y seguro de vida a empleados retirados y algunos beneficios de seguros y otros beneficios posteriores al empleo a aquellas personas cuya relación de dependencia es terminada antes de su retiro normal, son devengados durante el período de servicio activo de los empleados. Los beneficios otorgados terminada la relación laboral pero antes del retiro han sido devengados cuando se cumple la antigüedad mínima, es probable el pago del beneficio y se puede estimar razonablemente el monto del mismo.

Acciones preferidas de Maxus

Al 31 de diciembre de 1998 y 1997 las acciones preferidas acumulativas de valor U$S 2,50 por acción ascendían a 3.500.000 acciones y han sido valuadas a su valor de rescate que ascendía a 87 a dichas fechas e incluidas en la participación de terceros en sociedades controladas en el balance general consolidado. Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999, estas acciones fueron totalmente rescatadas.

Los dividendos fijos devengados por el capital preferido han sido expuestos en resultados del ejercicio como dividendos al capital preferido de sociedades controladas.

Instrumentos financieros derivados

Durante 1998, YPF International Ltd. acordó opciones de compra y depósitos a plazo con cláusula de indexación basada en la cotización de la acción de YPF, ambos a ser cancelados en efectivo, que tenían por objeto establecer una protección frente a la suba de la cotización de la acción de YPF con relación a los programas de apreciación accionaria mencionados en Nota 10.a) a los estados contables básicos, los cuales fueron discontinuados en junio de 1999. Las ganancias y pérdidas por estos contratos (incluyendo las primas pagadas) fueron registradas compensando el cargo correspondiente a los mencionados programas. Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999, YPF International registró una ganancia de U$S 33 millones en relación con estos contratos, la cual fue compensada por la pérdida registrada por YPF (Nota 10.a a los estados contables básicos). Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1998, YPF International había registrado una pérdida de aproximadamente U$S 12 millones en relación con estos contratos.

Detalle de los Principales Rubros de los Estados Contables Consolidados

Se indica a continuación la composición de los principales rubros de cada estado contable consolidado:

Balances generales consolidados:


Activo
	1999		1998		1997
	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente
a) Inversiones:

Colocaciones transitorias y fondos restringidos (2)	449 (1)	12	46 (1)	76	36 (1)	27
Sociedades controladas, vinculadas y otras (Anexo C)	-	518	-	429	-	345
Previsión para desvalorización de las participaciones en otras sociedades	-	(4)	-	-	-	-
	-----	-----	-----	-----	-----	-----
	449	526	46	505	36	372
	===	===	===	===	===	===

Incluye 433, 25 y 33 al 31 de diciembre de 1999, 1998 y 1997, respectivamente, que corresponden a inversiones con vencimiento originalmente pactado inferior a tres meses.
Incluye 12, 79 y 27 de fondos restringidos al 31 de diciembre de 1999, 1998 y 1997, respectivamente.


	1999		1998		1997
	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente
b) Créditos por ventas:

Deudores comunes	1.195	17	900	19	890	2
Documentos a cobrar	22	2	15	5	11	13
Sociedades relacionadas	49	-	10	-	9	-
	-----	-----	-----	-----	-----	-----
	1.266	19	925	24	910	15
Previsión para deudores por ventas de cobro dudoso	(187)	-	(171)	-	(149)	-
	-----	-----	-----	-----	-----	-----
	1.079	19	754	24	761	15
	===	===	===	===	===	===


	1999		1998		1997
	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente
c) Otros créditos:

Créditos y anticipos de impuestos y reembolsos por exportaciones	148	4	118	1	170	6
Deudores por servicios	37	-	37	-	37	-
Por venta de títulos públicos	-	-	-	-	13	-
Gastos pagados por adelantado	28	196	28	176	31	99
Cánones y derechos	4	92	3	95	2	66
Sociedades relacionadas	45	-	28	3	17	-
Por venta de activos no corrientes	-	3	-	3	9	11
Préstamos a clientes	40	91	27	85	20	69
Por reconversión de contratos	-	44	-	48	-	49
Por desbalanceo de producción de gas	-	30	-	25	-	24
Forwards – Diferencias de cambio	5	-	44	-	-	-
Depósitos en garantía	-	-	39	-	-	-
Uniones Transitorias de Empresas y Consorcios	33	-	39	-	40	-
Diversos	125	64	161	32	136	45
	-----	-----	-----	-----	-----	-----
	465	524	524	468	475	369
Previsión para otros créditos de cobro dudoso	(104)	-	(101)	-	(104)	-
Previsión para valuar otros créditos a su valor recuperable	-	(4)	-	(4)	-	(31)
	-----	-----	-----	-----	-----	-----
	361	520	423	464	371	338
	===	===	===	===	===	===


	1999	1998	1997
d) Bienes de cambio:

Productos destilados para la venta	166	152	167
Petróleo crudo	84	80	81
Productos en proceso de destilación	5	7	6
Materias primas y envases	15	15	28
Materiales	8	8	10
	-----	-----	-----
	278	262	292
Previsión para obsolescencia de bienes de cambio	-	-	(4)
	-----	-----	-----
	278	262	288
	===	===	===


	1999	1998	1997
e) Bienes de uso:

Valor residual de bienes de uso (Anexo A)	9.530	10.540	10.418
Previsión para perforaciones exploratorias improductivas	(38)	(6)	(23)
Previsión para obsolescencia de materiales	(16)	(16)	(20)
Previsión para bienes de uso a desafectar	(179)	(5)	(5)
	--------	--------	--------
	9.297	10.513	10.370
	=====	=====	=====


Pasivo
	1999		1998		1997
	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente
f) Cuentas por pagar:

Proveedores	525	7	576	25	682	-
Sociedades relacionadas	46	-	20	-	20	-
Uniones Transitorias de Empresas y Consorcios	69	-	40	-	34	-
Por desbalanceo de producción de gas	35	-	2	-	-	-
Diversas	120	25	150	28	146	30
	-----	-----	-----	-----	-----	-----
	795	32	788	53	882	30
	===	===	===	===	===	===


g) Préstamos:			1999		1998		1997
	Tasa de Interés (1)	Vencimiento del capital	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente

The Export Import Bank of Japan	5,25%	2000-2003	39	91	36	113	32	129
Swaps financieros y forwards - Diferencias de cambio e interés adicional	7,28-8,10%	-	-	44	5	29	44	57
Obligaciones Negociables (Nota 3.g.1 a los estados contables básicos)	-	-	390	1.828	166	1.974	151	1.527
Sociedades relacionadas	7,47%	2000	370	-	-	-	-	-
Obligaciones Negociables de sociedades controladas	8,42-11,08%	2001-2004 (2)	38	29	2	65	1	65
Facilidades crediticias de Maxus	5,93-6,30%	2002 (2)	236	-	1	236	296	236
Prefinanciación de exportaciones	2,83-7,31%	2000-2001	182	25	732	105	551	50
Otras deudas bancarias y otros acreedores	4,20-9,95%	2000-2002	108	28	310	56	418	81
			-------	-------	-------	-------	-------	-------
			1.363	2.045	1.252	2.578	1.493	2.145
			====	====	====	====	====	====

Tasa de interés anual vigente al 31 de diciembre de 1999.
En enero y febrero de 2000, Maxus canceló las facilidades crediticias por U$S 236 millones y rescató obligaciones negociables por U$S 36 millones, respectivamente, con fondos provenientes de la venta de las propiedades de Crescendo Resources L.P. mencionada en la Nota 13 a los estados contables básicos.

Al 31 de diciembre de 1999, los vencimientos de los préstamos consolidados no corrientes, son los siguientes:


	De 1 a 2 años	De 2 a 3 años	De 3 a 4 años	De 4 a 5 años	A más de 5 años	Total

Préstamos no corrientes	561	114	393	352	625	2.045
	====	====	====	====	====	====

Estados de Resultados Consolidados

h) Otros ingresos (egresos), netos:


	Ingresos (Egresos)
	1999	1998	1997

Recupero de impuestos	19	-	-
Gastos de remediación ambiental – Operaciones discontinuadas	-	(30)	-
Indemnizaciones y otros gastos de personal por reestructuración	(15)	-	-
Previsión para juicios pendientes	(26)	(16)	(8)
Programa de apreciación accionaria	-	(6)	(3)
Baja de bienes de uso y materiales obsoletos	(31)	(8)	(9)
Rescate de deuda a largo plazo de Maxus	-	-	(15)
Costos incurridos - Año 2000	(12)	(2)	-
Diversos	(37)	18	(24)
	-----	-----	-----
	(102)	(44)	(59)
	===	===	===

i) Resultados financieros y por tenencia:


	Ganancia (Pérdida)
	1999	1998	1997
Generados por activos:
Intereses	45	42	47
Diferencias de cambio	(11)	(5)	3
Resultado por tenencia de bienes de cambio	20	(44)	(6)
	-----	-----	-----
	54	(7)	44
	-----	-----	-----

Generados por pasivos:
Intereses	(329)	(247)	(274)
Diferencias de cambio	(12)	(10)	(9)
	-----	-----	-----
	(341)	(257)	(283)
	-----	-----	-----
	(287)	(264)	(239)
	===	===	===

Compromisos y Contingencias de Compañías Controladas

La legislación federal y municipal relacionada con la calidad de la salud y el medio ambiente en los Estados Unidos de América como así también leyes y reglamentaciones similares de otros países en los que opera
YPF International afectan la mayoría de sus operaciones.

YPF International considera que sus políticas y procedimientos en el área de control de la contaminación, seguridad de productos e higiene laboral son adecuados para prevenir en forma razonable riesgos en materia ambiental u otros tipos de daños y del resultante perjuicio financiero en relación con sus actividades. Sin embargo, existen ciertos riesgos de daños ambientales inherentes a operaciones particulares de YPF International y como se señala en párrafos siguientes, YPF International tiene ciertas obligaciones potenciales relacionadas con operaciones anteriores. La Sociedad no puede predecir cuál será la legislación o reglamentación que se promulgará en el futuro o de qué manera se administrarán o se harán cumplir las leyes y reglamentaciones existentes y futuras.

Al 31 de diciembre de 1999, las previsiones para contingencias ambientales ascendían a U$S 108 millones. En opinión de la Dirección, las previsiones constituidas son adecuadas para cubrir todas las contingencias ambientales que son significativas y probables y puedan ser estimadas en forma razonable; no obstante, cambios en las circunstancias actuales podrían resultar en incrementos de tales previsiones en el futuro.

Condado de Hudson, New Jersey. Hasta 1972, Diamond Shamrock Chemicals Company, antigua subsidiaria de productos químicos de Maxus (“Productos Químicos”), operó una planta de mineral de cromo en Kearny, New Jersey. De acuerdo al Departamento de Protección Ambiental y Energía de New Jersey (“DEP”), los residuos provenientes de las operaciones de procesamiento de este mineral fueron utilizados como material de relleno en diversos emplazamientos del Condado de Hudson.

En 1990 Occidental Petroleum Corporation (“Occidental”) firmó una orden administrativa de consentimiento con el DEP para la investigación y la realización de trabajos de saneamiento en emplazamientos de residuos de cromato ferroso en Kearny y Secaucus, New Jersey. CLH está realizando los trabajos en nombre de Occidental, y estima que entregará el informe de sus investigaciones al DEP en el año 2001 o 2002. YPF International ha establecido una previsión en base a su mejor estimación de los costos de investigación y remediación que aún deben incurrirse, los cuales ascienden a aproximadamente U$S 41 millones, pero los resultados de la revisión de dicho informe por parte del DEP podrían incrementar los costos de los trabajos de saneamiento adicionales que pudieran ser requeridos. Adicionalmente, el DEP ha manifestado que espera que Occidental y Maxus participen con los otros fabricantes de cromo en el suministro de fondos para ciertas actividades de saneamiento con respecto a un número de los denominados emplazamientos “huérfanos” de cromo ubicados en el Condado de Hudson, New Jersey. Occidental y Maxus han negado su participación con respecto a esos emplazamientos en los cuales no existen pruebas de la presencia de residuos generados por Productos Químicos.

Río Passaic, New Jersey. Los estudios realizados han indicado que los sedimentos del lecho de la Bahía de Newark, incluyendo el Río Passaic junto a la antigua planta de químicos agrícolas de Productos Químicos en Newark, New Jersey, están contaminados con químicos peligrosos provenientes de diversas fuentes. En relación con un acuerdo con la Agencia de Protección Ambiental de Estados Unidos de América, CLH está realizando pruebas y estudios adicionales para identificar el sedimento y la flora y fauna contaminados, y examinar la estabilidad de los sedimentos, en una muestra de seis millas del Río Passaic cercana al emplazamiento de la planta. YPF International espera que las pruebas y estudios se finalicen en el 2001 y el costo sea de U$S 4 millones a U$S 6 millones con posterioridad a diciembre de 1999. El costo estimado de estos estudios ha sido previsionado. Es posible que sea requerido trabajo adicional, incluyendo medidas de remediación temporarias, con respecto al Río Passaic o al lecho de la Bahía de Newark, que pueda ocasionar el incremento de los costos asociados a este área.

Painesville, Ohio. Desde aproximadamente 1912 hasta 1976, Productos Químicos operó instalaciones de fabricación en Painesville, Ohio, involucrando varios emplazamientos separados pero contiguos en una superficie de aproximadamente 1.300 acres (527 hectáreas). El área primaria en cuestión fue históricamente la antigua planta de procesamiento de mineral de cromato ferroso de Productos Químicos. En 1995, la Agencia de Protección Ambiental de Ohio emitió la Orden y Observaciones Finales de los Directores (la “Orden de los Directores”) ordenando la realización de investigaciones y estudios de factibilidad en relación con trabajos de limpieza ambiental (el “RIFS”) en el área de la antigua planta de Painesville. CLH ha acordado participar en el RIFS como ha sido requerido en la Orden de los Directores. Con posterioridad a diciembre de 1999, el costo total estimado de la realización del RIFS será de U$S 2 millones a U$S 4 millones en los próximos dos o tres años. YPF International ha previsionado el importe estimado de su participación en el costo del RIFS. No es posible determinar aún cuál sería la magnitud y la naturaleza de investigaciones o medidas de remediación adicionales que pudieran ser necesarias, sin embargo, las modificaciones, incluso incrementos en las previsiones, serán realizadas cuando fuera necesario.

Acciones Legales. En 1998, una subsidiaria de Occidental entabló un juicio en un tribunal de Ohio para obtener una declaración de los derechos de las partes con respecto a obligaciones por ciertos costos relacionados con la planta de Productos Químicos situada en Ashtabula, Ohio, y así como también por otros costos. Mientras esta acción legal se encuentra en la etapa de prueba, Maxus y Occidental han presentado peticiones al tribunal para que dicte sentencia de pleno derecho sobre ciertos hechos en controversia. Aún se encuentra pendiente la decisión del tribunal sobre la petición antes mencionada. La Sociedad considera que la demanda de Occidental carece de mérito.

En mayo de 1999, Atlantic Richfield Indonesia Inc. (“Arco”), operador del bloque Offshore Northwest Java en Indonesia (el “Bloque”), presentó una demanda ante un tribunal de Nueva York para recuperar de los socios no operadores del Bloque, incluido YPF Java Baratlaut B.V. (“YPF Java”), una subsidiaria controlada indirectamente a través de YPF International Ltd., los montos abonados en relación con un programa especial de indemnizaciones por despido establecido por Arco para algunos de sus empleados. Arco declara haber abonado U$S 44 millones bajo este programa, pretendiendo recuperar de YPF Java aproximadamente U$S 11 millones de dicho monto, más intereses y honorarios de abogados. Arco afirma que una parte de estos costos de indemnización por despido es recuperable de acuerdo con el contrato de coparticipación en la producción del Bloque. YPF Java considera que los costos incurridos por Arco en relación con el programa de indemnizaciones por despido no son imputables a los socios no operadores de acuerdo con el contrato operativo del Bloque. Por lo tanto, dicho reclamo ha sido sometido a mediación en Dallas, Texas.

Las operaciones de exploración, desarrollo y producción petroleras que YPF International tiene en el exterior están sujetas a incertidumbres políticas y económicas, así como a otros riesgos que surgen de la soberanía de los estados extranjeros sobre las áreas en las que se desarrollan las operaciones de la compañía. A la fecha, no es posible determinar el potencial efecto futuro que los riesgos políticos y económicos podrían tener en los estados contables de YPF. Dicho efecto será expuesto en los estados contables en la medida que se conozca y pueda ser estimado en forma razonable.

Información Geográfica

A continuación se detallan las ventas, utilidad operativa y activos identificables consolidados para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 1999, 1998 y 1997 agrupados por área geográfica:


	Argentina	Resto de Sudamérica (1)	Estados Unidos (2)	Indonesia y Otros	Consolidado
Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999

Ventas netas	4.826	444	967	361	6.598
Utilidad operativa	1.369	13	34	119	1.535
Activos identificables	9.828	1.354	770	966	12.918

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1998

Ventas netas	4.620	376	178	326	5.500
Utilidad operativa	1.016	2	35	93	1.146
Activos identificables	9.868	1.250	927	1.101	13.146

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1997

Ventas netas	5.233	281	231	399	6.144
Utilidad operativa	1.416	22	41	153	1.632
Activos identificables	9.700	1.162	900	999	12.761

Incluye las operaciones llevadas a cabo en Chile, Ecuador, Venezuela, Bolivia, Brasil y Perú. La información correspondiente a ventas netas y utilidad operativa por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999, incluye las ventas netas y resultados operativos en Perú hasta el momento en que las inversiones en dicho país fueron transferidas (Nota 13).
Incluye el efecto de la consolidación proporcional de Global sobre las ventas netas y la utilidad operativa por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999.

CUADRO I

ANEXO A

YPF SOCIEDAD ANONIMA

Y SOCIEDADES CONTROLADAS

BALANCES GENERALES CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 1999, 1998 Y 1997

EVOLUCION DE LOS BIENES DE USO

(expresados en millones de pesos - Nota 1 a los estados contables básicos)


	1999														1998		1997
	Costo						Depreciación
Cuenta principal	Valor al comienzo del ejercicio	Aumentos		Disminuciones y transferencias netas		Valor al cierre del ejercicio	Acumulada al comienzo del ejercicio	Disminuciones y transferencias netas		Tasa de depreciación	Aumentos	Acumulada al cierre del ejercicio	Valor residual		Valor residual		Valor residual


Terrenos y edificios	878	24		50		952	270	18		2%	24	312	640		608		563
Pozos y equipos de explotación	16.327	54		(758)		15.623	9.545	(677)		(4)	744	9.612	6.011	(3)	6.782	(3)	6.550 (3)
Equipamiento de destilerías	2.814	16		28		2.858	1.634	(9)		4-5%	93	1.718	1.140		1.180		1.196
Equipos de transporte	983	-		(57)		926	542	(42)		1-7%	29	529	397		441		472
Materiales y equipos en depósito	178	103		(141)		140	-	-		-	-	-	140		178		225
Perforaciones y obras en curso	746	773		(838)		681	-	-		-	-	-	681		746		911
Muebles y útiles e instalaciones	293	-		24		317	146	1		10%	31	178	139		147		137
Equipos de comercialización	676	-		(43)		633	301	(34)		10%	56	323	310		375		300
Otros bienes	134	12		29		175	51	35		10%	17	103	72		83		64
	--------	--------		--------		--------	--------	--------			--------	--------	--------		--------		--------
Total 1999	23.029	982	(2)(5)	(1.706)	(1)(6)	22.305	12.489	(708)	(1)(6)		994	12.775	9.530
	=====	=====		=====		=====	=====	=====			=====	=====	=====
Total 1998	21.895	1.351	(2)	(217)	(1)	23.029	11.477	(49)	(1)		1.061	12.489			10.540
	=====	=====		=====		=====	=====	=====			=====	=====			=====
Total 1997	20.632	1.758	(2)	(495)	(1)	21.895	10.710	(326)	(1)		1.093	11.477					10.418
	=====	=====		=====		=====	=====	=====			=====	=====					=====

Incluye 28, 67 y 59 de valor residual imputados contra previsiones de bienes de uso correspondientes a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 1999, 1998 y 1997, respectivamente.
Incluye 32, 45 y 42 correspondientes a costos financieros capitalizados de bienes cuya construcción se prolonga en el tiempo por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 1999, 1998 y 1997, respectivamente.
Incluye 463, 487 y 492 de propiedad minera en áreas con reservas no probadas al 31 de diciembre de 1999, 1998 y 1997, respectivamente.
La depreciación ha sido calculada por el método de unidades de producción.
Incluye 19 correspondientes a los bienes de uso de Maleic S.A. al momento de su adquisición.
Incluye 727 de disminuciones netas relacionadas con la venta de las propiedades de Crescendo Resources L.P. e YPF Perú S.A. mencionada en la Nota 13 a los estados contables básicos.

CUADRO I

ANEXO C

YPF SOCIEDAD ANONIMA

Y SOCIEDADES CONTROLADAS

BALANCES GENERALES CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 1999, 1998 Y 1997

INVERSIONES EN ACCIONES Y PARTICIPACION EN OTRAS SOCIEDADES

(expresados en millones de pesos - Nota 1 a los estados contables básicos)


	1999																					1998		1997
										Información sobre el ente emisor
	Características de los valores											Ultimos estados contables emitidos
Denominación y Emisor	Clase	Valor Nominal			Cantidad	Valor Registrado		Costo		Actividad Principal	Domicilio Legal	Fecha		Capital Social		Resultado		Patrimonio Neto		Participación sobre capital social		Valor Registrado		Valor Registrado

Controladas:

YPF (Sudamericana) S.A.	Ordinarias	Bs.	100		498	-	(2)	-	(2)	Exploración, explotación, industrialización, comercialización, transporte y distribución de hidrocarburos y sus derivados	Federico Suazo 1598 - Edificio Park Inn - P. 8° - La Paz - Bolivia	06/04/95	(4)	-	(2)	-	(2)	-	(2)	99,60%		-	(2)	-	(2)

Vinculadas:
Andina Corporation	Ordinarias	U$S	1		110.419.564	107		108		Inversión y financiera	P.O. Box 309 - Georgetown - Islas Caimán	31/03/98		266		1		269		40,50%	(6)	108		108
Compañía Mega S.A.	Ordinarias	$	1		58.520.000	64	(13)	64		Separación, fraccionamiento y transporte de líquidos de gas natural	Av. Roque Sáenz Peña 777 - P. 7° - Buenos Aires - Argentina	30/09/99		154		-		154		38,00%		-	(2)	-	(2)
Petroquímica Bahía Blanca S.A.I.C.	Ordinarias	$	10		1.233.428	58		81		Petroquímica	Av. Eduardo Madero 900 - P. 7° - Buenos Aires - Argentina	30/09/99		46		25		215		26,90%		63		39
Petroken Petroquímica Ensenada S.A. (11)	Ordinarias	$	1		40.602.826	58		47		Petroquímica	Sarmiento 1230 - P. 6° - Buenos Aires - Argentina	31/12/99		81		8		116		50,00%		58		61
Refinadores del Perú S.A.	-	-	-		-	-		-		Inversión y financiera	Centro Empresarial Camino Real - Edificio Real 4 - P. 5° - San Isidro - Lima - Perú	-		-		-		-		-		42		45
Profertil S.A.	Ordinarias	$	1		6.000	66	(13)	66		Producción y venta de fertilizantes	Alicia Moreau de Justo 140 - P. 1° - Buenos Aires - Argentina	30/09/99		-	(2)	-		78		50,00%		1		-	(2)
Refinería del Norte S.A.	Ordinarias	$	10		2.748.219	35		30		Refinación	Maipú 1 - P. 2º - Buenos Aires - Argentina	30/06/99		92		(1)		114		30,00%		35		36
Refinaria de Petróleos de Manguinhos (11)	Ordinarias	-	-	(3)	30.503.201	29	(9)	27		Refinación	Av. Brasil 3141 - Río de Janeiro - Brasil	31/12/99		11		16		62		30,60%	(10)	28		-
	Preferidas	-	-	(3)	1.423.786
Oleoductos del Valle S.A.	Ordinarias	$	10		3.302.229	27	(1)	14		Transporte de petróleo por ducto	Florida 1 - P. 10° - Buenos Aires - Argentina	30/09/99		110		28		147		30,00%		25		24
Polisur S.A.	Ordinarias	$	1		27.336.153	20		26		Petroquímica	Av. Eduardo Madero 900 - P. 7° - Buenos Aires - Argentina	30/09/99		91		(1)		68		30,00%		24		22
Bitech Petroleum Corporation	Ordinarias	-	-	(3)	11.538.461	15	(7)	15		Identificación y desarrollo de nuevas oportunidades de negocios en el sector de petróleo y gas en la Federación Rusa	# 9, 197 - Wilkinson Road - Brampton - Ontario - Canadá	30/09/99		70		5		76		16,82%	(6)	15		-
Komi Nenets Energy Company Ltd.	Ordinarias	CYP£	1		10.000	-	(2)	-	(2)	Identificación y desarrollo de nuevas oportunidades de negocios en el sector de petróleo y gas en la Federación Rusa	1 Lambousas Street - Nicosia 1095 - Chipre	-		-		-		-		33,33%	(6)(12)	-		-
Global Companies LLC (11)	-	-	-		-	16		24		Abastecimiento, almacenamiento, comercialización y distribución de hidrocarburos y sus derivados	Watermill Center 800 South Street - Waltham - Massachusetts - USA	-		-		-		-		51,00%	(6)	13		-
Montello Group LLC (11)	-	-	-		-	-	(2)	-	(2)	Abastecimiento, almacenamiento, comercialización y distribución de hidrocarburos y sus derivados	Watermill Center 800 South Street - Waltham - Massachusetts - USA	-		-		-		-		49,00%	(6)	-	(2)	-
Chelsea Sandwich LLC (11)	-	-	-		-	1		4		Almacenamiento y distribución de hidrocarburos y sus derivados	Watermill Center 800 South Street - Waltham - Massachusetts - USA	-		-		-		-		51,00%	(6)	2		-
Terminales Marítimas Patagónicas S.A.	Ordinarias	$	10		430.800	9	(1)	2		Almacenamiento y despacho de petróleo	Av. Leandro N. Alem 1180 - P.11° - Buenos Aires - Argentina	30/09/99		14		4		37		30,00%		8		7
Oiltanking Ebytem S.A.	Ordinarias	$	10		351.167	1	(1)	4		Transporte y almacenamiento de hidrocarburos	Alicia Moreau de Justo 872 - P. 4° - Of. 7 - Buenos Aires - Argentina	30/09/99		12		2		15		30,00%		1		1
Gasoducto del Pacífico (Argentina) S.A.	Preferidas	$	1		5.998.800	6		6		Transporte de gas por ducto	San Martín 323 - P. 19° - Buenos Aires - Argentina	30/09/99		60		-	(2)	60		10,00%	(8)	-	(2)	-
Gasoducto del Pacífico (Chile) S.A.	Preferidas	-	-	(3)	99.000	-	(9)	-	(2)	Transporte de gas por ducto	Isidora Goyenechea 3600 - Of. 401 - Comuna Las Condes - Santiago de Chile - Chile	30/09/99		1		(11)		(11)		10,00%	(5)	-	(2)	-
Gasoducto del Pacífico (Cayman) Ltd.	Ordinarias	U$S	1		5.000	-	(2)	-	(2)	Inversión y financiera	P.O. Box 265 - Georgetown - Islas Caimán	31/12/98		-		(1)		(1)		10,00%		-	(2)	-
Concecuyo S.A.	-	-	-		-	-		-		Atención y promoción de los intereses comerciales de YPF en las estaciones de servicios con bandera propia	Reconquista 559 - P. 7° - Buenos Aires - Argentina	-		-		-		-		-		2		2

Transportadora Sulbrasileira de Gás S.A.	Ordinarias	R$	1		14.981.800	-	(2)	-	(2)	Diseño, ingeniería, construcción, administración, explotación, operación y mantenimiento del gasoducto	Av. Dolores Alcaraz Caldas 90 - P. 7° - Porto Alegre - Brasil	-		-		-		-		15,00%	(10)	-		-

Otras sociedades:

Mercobank S.A.	Ordinarias	$	1		1.800.264	6		6		Inversión y financiera	Suipacha 336 - P. 2° - Buenos Aires - Argentina	30/09/99		50		(11)		19		3,91%		4		-
						------		------														-------		-------
						518		524														429		345
						====		====														====		====

Ver información adicional sobre los principales cambios en el conjunto económico en Nota 13 a los estados contables básicos.

Corresponde al porcentaje de participación sobre el patrimonio neto de la sociedad, neto de resultados no trascendidos a terceros.
No se expone valor alguno dado que el valor registrado es menor a $1 millón.
Estas acciones no poseen valor nominal.
Corresponde al balance de constitución por no haber iniciado aún sus operaciones.
Tenencia accionaria a través de YPF Chile S.A.
Tenencia accionaria a través de YPF International Ltd.
Capital invertido al 31 de diciembre de 1999.
Corresponde a la participación sobre el capital preferido de la sociedad.
Corresponde al porcentaje de participación sobre el patrimonio neto de la sociedad más ajustes para adecuar los criterios contables a los de YPF S.A.
Tenencia accionaria a través de YPF Brasil S.A.
Las cuentas del estado de resultados han sido proporcionalmente consolidadas (Nota 1.a).
Adicionalmente, la Compañía posee una participación indirecta del 5,61% a través de su participación en el patrimonio neto de Bitech Petroleum Corporation.
Corresponde al porcentaje de participación sobre el patrimonio neto de la sociedad al 30 de septiembre de 1999 más los aportes irrevocables realizados durante el cuarto trimestre de 1999.

CUADRO I

ANEXO H

YPF SOCIEDAD ANONIMA

Y SOCIEDADES CONTROLADAS

BALANCES GENERALES CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 1999, 1998 Y 1997

INFORMACION REQUERIDA POR EL ARTICULO 64 APARTADO I INCISO b) de la ley n° 19.550

por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 1999, 1998 y 1997

(expresados en millones de pesos - Nota 1 a los estados contables básicos)


1999					1998	1997
Costos de	Gastos de	Gastos de	Gastos de
producción	administración	comercialización	exploración	Total	Total	Total


Sueldos y cargas sociales	280	61	76	20	437		431		427
Honorarios y retribuciones por servicios	35	25	23	5	88		66		79
Otros gastos de personal	49	11	13	6	79		56		68
Impuestos, tasas y contribuciones	45	-	5	-	50		39		41
Regalías, servidumbres y cánones	363	-	-	-	363		273		386
Seguros	12	3	3	-	18		11		25
Alquileres de inmuebles y equipos	54	4	24	1	83		81		54
Gastos de estudio	-	-	-	18	18		42		53
Depreciación de bienes de uso	909	10	81	1	1.001	(1)	1.069	(1)	1.097	(1)
Materiales y útiles de consumo	191	2	12	4	209		215		218
Contrataciones de obra y otros servicios	228	13	45	18	304		271		283
Conservación, reparación y mantenimiento	262	8	22	1	293		302		308
Contratos de explotación de áreas productivas	31	-	-	-	31		28		42
Perforaciones exploratorias improductivas	-	-	-	86	86		51		57
Transporte, productos y cargas	168	1	127	-	296		294		308
Previsión para deudores por ventas de cobro dudoso	-	-	31	-	31		11		11
Gastos de publicidad y propaganda	-	4	31	-	35		39		54
Combustibles, gas, energía y otros	161	18	27	15	221		241		214
	-------	-------	-------	-------	-------		-------		-------
Total por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999	2.788	160	520	175	3.643
	====	====	====	====	====
Total por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1998	2.760	141	458	161			3.520
	====	====	====	====			====
Total por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1997	2.943	173	435	174					3.725
	====	====	====	====					====

Incluye 7 correspondientes a la consolidación proporcional del resultado de Petroken, Manguinhos y Global al 31 de diciembre de 1999, 8 correspondientes a la consolidación proporcional del resultado de Petroken y Manguinhos al 31 de diciembre de 1998 y 4 correspondientes a la consolidación proporcional de Petroken al 31 de diciembre de 1997.

INFORME DE LA COMISION FISCALIZADORA

A los Señores Accionistas de

YPF SOCIEDAD ANONIMA:

De nuestra consideración:

De acuerdo con lo dispuesto por el inciso 5° del artículo 294 de la Ley N° 19.550, el Reglamento de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires y disposiciones vigentes, hemos realizado el trabajo mencionado en el párrafo siguiente en relación con el inventario y el balance general de YPF SOCIEDAD ANONIMA al 31 de diciembre de 1999 y los correspondientes estados de resultados, de evolución del patrimonio neto y de origen y aplicación de fondos por el ejercicio terminado en esa fecha, las notas 1 a 13 y los anexos A, B, C, E, F, G y H. Asimismo, hemos realizado el trabajo mencionado en el párrafo siguiente en relación con el balance general consolidado de YPF SOCIEDAD ANONIMA y sus sociedades controladas al 31 de diciembre de 1999 y los correspondientes estados de resultados y de origen y aplicación de fondos por el ejercicio terminado en esa fecha, las notas 1 a 4 y los anexos A, C y H, expuestos como información complementaria en el Cuadro I. Adicionalmente, hemos realizado el trabajo mencionado en el párrafo siguiente en relación con la correspondiente “Información adicional a las notas a los estados contables - Art. N° 68 del Reglamento de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires”, cuya presentación no es requerida por las normas contables profesionales. Dichos documentos son responsabilidad del Directorio de la Sociedad en ejercicio de sus funciones exclusivas. Nuestra responsabilidad es informar sobre dichos documentos basados en el trabajo mencionado en el párrafo siguiente.

Nuestro trabajo sobre los estados contables adjuntos consistió en verificar la congruencia de la información significativa contenida en dichos estados con la información de las decisiones societarias expuestas en actas, y la adecuación de dichas decisiones a la ley y a los estatutos, en lo relativo a sus aspectos formales y documentales. Para la realización de dicho trabajo hemos tenido en cuenta los informes del auditor externo Ricardo C. Ruiz (socio de la firma Pistrelli, Díaz y Asociados) de fecha 29 de febrero de 2000, emitidos de acuerdo con las normas de auditoría vigentes. No hemos efectuado ningún control de gestión y, por lo tanto, no hemos evaluado los criterios y decisiones empresarias de administración, financiación, comercialización y producción, dado que estas cuestiones son responsabilidad del Directorio. Consideramos que nuestro trabajo y los informes del auditor externo nos brindan una base razonable para fundamentar nuestro informe.

En nuestra opinión, basados en el trabajo realizado:

Los estados contables de YPF SOCIEDAD ANONIMA presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, su situación patrimonial al 31 de diciembre de 1999 y los resultados de sus operaciones y sus orígenes y aplicaciones de fondos por el ejercicio terminado en esa fecha, de conformidad con las normas contables profesionales, la Ley de Sociedades Comerciales y las normas pertinentes de la Comisión Nacional de Valores. Adicionalmente, los estados contables consolidados de YPF SOCIEDAD ANONIMA y sus sociedades controladas presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación patrimonial consolidada de YPF SOCIEDAD ANONIMA y sus sociedades controladas al 31 de diciembre de 1999 y los resultados de sus operaciones y sus orígenes y aplicaciones de fondos por el ejercicio terminado en esa fecha, de conformidad con las normas contables profesionales, la Ley de Sociedades Comerciales y las normas pertinentes de la Comisión Nacional de Valores.
La “Información adicional a las notas a los estados contables - Art. N° 68 del Reglamento de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires” está razonablemente presentada, en todos sus aspectos significativos, con relación a los estados contables mencionados en el primer párrafo tomados en su conjunto.

Informamos además, en cumplimiento de disposiciones legales vigentes, que:

El inventario se encuentra asentado en el libro Inventarios y Balances.
Hemos revisado la memoria del Directorio, sobre la cual nada tenemos que observar en materia de nuestra competencia.
De acuerdo a lo requerido por la Resolución General N° 340 de la Comisión Nacional de Valores, sobre la independencia del auditor externo y sobre la calidad de las políticas de auditoría aplicadas por el mismo y de las políticas de contabilización de la Sociedad, el informe del auditor externo descripto anteriormente incluye la manifestación de haber aplicado las normas de auditoría vigentes, que comprenden los requisitos de independencia, y no contiene salvedades en relación a la aplicación de dichas normas y de las normas contables profesionales.
En ejercicio del control de legalidad que nos compete, hemos aplicado durante el ejercicio los restantes procedimientos descriptos en el artículo N° 294 de la Ley N° 19.550, que consideramos necesarios de acuerdo con las circunstancias, no teniendo observaciones que formular al respecto.


Buenos Aires,		Por Comisión Fiscalizadora
29 de febrero de 2000


		HOMERO BRAESSAS
		Síndico
		Contador Público U.B.A. C.P.C.E.C.F. T° 14 – F° 111

INFORME DEL AUDITOR SOBRE LA RESEÑA
INFORMATIVA E INFORMACION ADICIONAL A
LAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES -
ART. N° 68 DEL REGLAMENTODE LA BOLSA
DE COMERCIO DE BUENOS AIRES

A los Señores Directores de

YPF SOCIEDAD ANONIMA:

En relación con nuestras auditorías de los estados contables de YPF SOCIEDAD ANONIMA al
31 de diciembre de 1999, 1998, 1997, 1996 y 1995, (que no se presentan en este documento), sobre los cuales emitimos nuestros informes sin salvedades de fecha 29 de febrero de 2000 y 4 de marzo de 1997, que deben ser leídos juntamente con este informe, se nos ha requerido auditar ciertos datos contenidos en la Reseña Informativa y la Información adicional a las notas a los estados contables - Art. N° 68 del Reglamento de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, que se adjuntan a efectos de identificación con este informe. Dichos estados contables, Reseña Informativa e Información adicional son responsabilidad de la Dirección de la Sociedad, y estas últimas no son requeridas por las normas contables profesionales y se presentan para cumplir con los requerimientos de la Comisión Nacional de Valores y la Bolsa de Comercio de Buenos Aires.

Nuestras auditorías fueron efectuadas, primordialmente, con el propósito de expresar una opinión sobre los estados contables tomados en conjunto. La información incluida en la Reseña Informativa y en la Información adicional, excepto por los datos indicados como “Información no cubierta por el informe del auditor” y sobre los cuales no emitimos opinión, también ha estado sujeta a los procedimientos aplicados en nuestras auditorías de los estados contables y, en nuestra opinión, está razonablemente presentada, en todos sus aspectos significativos, con relación a los mencionados estados contables tomados en conjunto.


Buenos Aires, 29 de febrero de 2000	PISTRELLI, DIAZ Y ASOCIADOS C.P.C.E.C.F. Tº 1 - Fº 8





	RICARDO C. RUIZ Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.C.F. Tº 156 - Fº 159

YPF S.A.

ESTADOS CONTABLES AL 31 DE DICIEMBRE DE 1999

INFORMACIÓN ADICIONAL A LAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES

ARTICULO 68 DEL REGLAMENTO

DE LA BOLSA DE COMERCIO DE BUENOS AIRES

(cifras en millones de pesos)

Cuestiones generales sobre la actividad de la Sociedad:

La Sociedad no está sujeta a regímenes jurídicos específicos y significativos que pudieran implicar decaimientos o renacimientos contingentes de beneficios previstos por los mismos.
No existen hechos que afecten significativamente la comparabilidad de los estados contables al 31 de diciembre de 1999 y 1998.
a. No existen deudas de plazo vencido. Los créditos de plazo vencido son los siguientes:


	Créditos Corrientes
Vencidos entre octubre y diciembre de 1999	149
Vencidos entre julio y septiembre de 1999	34
Vencidos entre abril y junio de 1999	24
Vencidos entre enero y marzo de 1999	11
Vencidos entre enero y diciembre de 1998	35
Vencidos antes de diciembre de 1997	257
	510	(1)

(1) De este total 283 se encuentran cubiertos por las previsiones para deudores por ventas de cobro dudoso y para otros créditos de cobro dudoso.

La Sociedad tiene los siguientes créditos sin plazo establecido a la vista:

Créditos Corrientes: 2 y Créditos No Corrientes: 10

Los créditos y las deudas a vencer son los siguientes:


	Corriente		No Corriente
	Créditos	Deudas	Créditos	Deudas

A vencer entre enero y marzo de 2000	834	1.223	-	-
A vencer entre abril y junio de 2000	41	349	-	-
A vencer entre julio y septiembre de 2000	25	119	-	-
A vencer entre octubre y diciembre de 2000	26	447	-	-
A vencer entre enero y diciembre de 2001	-	-	130	647
A vencer entre enero y diciembre de 2002	-	-	46	194
A vencer con posterioridad a diciembre de 2002	-	-	313	1.532
	926	2.138	489 (1)	2.373

(1) De este total 4 se encuentran cubiertos por la previsión para valuar otros créditos a su valor recuperable.

4.a. y 4.b. En el Anexo G se exponen todos los créditos y deudas en moneda extranjera.

No existen créditos o deudas significativos en especie o sujetos a cláusula de ajuste.

Los saldos que devengan intereses son los siguientes:


Créditos Corrientes:	43
Créditos No corrientes:	33
Pasivos Corrientes:	1.007
Pasivos No corrientes:	1.947

En el Anexo C de los estados contables se expone el porcentaje de participación en sociedades del art. 33 de la Ley Nº 19.550. El mismo corresponde tanto a la participación en el capital como en el total de votos. Adicionalmente, en la nota 8 a los estados contables se exponen los saldos deudores y acreedores con cada una de dichas sociedades, incluyéndose en dicha nota o en el Anexo G, según corresponda y cuando fuera aplicable, la información prevista en los puntos 3 y 4 precedentes.
No existen, ni existieron durante el período, créditos por ventas o préstamos significativos contra directores, síndicos o sus parientes hasta el segundo grado inclusive.

Inventario físico de los bienes de cambio:

Dada la naturaleza de la actividad, la Sociedad efectúa mediciones físicas de la mayor parte de sus bienes de cambio durante cada mes. No existen bienes de cambio de inmovilización significativa al 31 de diciembre de 1999.

Valores corrientes:

Para valuar los bienes de cambio a su costo de reproducción se consideraron los costos de producción propios del promedio de los últimos tres meses.

Bienes de uso:

No existen bienes de uso revaluados técnicamente.
El monto total de bienes de uso sin usar por ser obsoletos y/o por tener lenta rotación está totalmente previsionado y asciende a 16, tratándose en su casi totalidad de materiales y equipos retirados de la operación.

Participaciones en otras sociedades:

No existen participaciones en otras sociedades en exceso de lo admitido por el art. 31 de la
Ley Nº 19.550.

Valores recuperables:

Los valores recuperables significativos de bienes de cambio y de bienes de uso, utilizados como límite para sus respectivas valuaciones contables, se determinaron en función a su valor neto de realización y al valor de utilización económica.

Seguros:

A continuación se exponen los seguros que cubren los bienes tangibles:

Bienes cubiertos	Riesgo cubierto	Monto cubierto	Valor contable
Equipamiento y demás activo fijo en general, utilizado en explotación, destilación, transporte, y demás actividades. Pérdida de beneficios	Todo riesgo (Primer riesgo absoluto)	450 (1)	6.433
Vehículos livianos	Responsabilidad civil	3
Vehículos pesados	Responsabilidad civil	10
Mercaderías	Todo riesgo de transporte	20
Responsabilidad civil general y de productos	Daños a terceros	250
Responsabilidad civil por carga y descarga de aeronaves	Daños a terceros	500
Responsabilidad civil marítima	Daños a terceros	250
Responsabilidad civil charteadores	Daños a terceros	250
Pozos (por unidad)	Control, reperforación, derrame y polución	5 (2)

(1) Cobertura por cada potencial siniestro.

(2) En el caso de Loma La Lata y Acambuco el monto cubierto asciende a 15 y 50, respectivamente.

La Dirección de la Sociedad, habida cuenta que la póliza integral petrolera contratada responde a las necesidades de la Sociedad (significativo monto de activos cubiertos, geográficamente dispersos), considera que los riesgos corrientes se encuentran suficientemente cubiertos.

Contingencias positivas y negativas:

Para el cálculo de las previsiones respectivas se han considerado la totalidad de los elementos de juicio disponibles y el grado de probabilidad de ocurrencia de las cuestiones cubiertas por las mismas (ver notas 2.g y 11 a los estados contables).
En las notas 1, 3.g, 4, 5, 10 y, fundamentalmente, 11 a los estados contables se exponen las situaciones contingentes no contabilizadas que pudieran tener cierto grado de significación presente o futuro. En todos los casos su falta de contabilización responde a su baja probabilidad de concreción.

Adelantos irrevocables a cuenta de futuras suscripciones:

No existen adelantos irrevocables.
No existen dividendos acumulativos impagos de acciones preferidas.
En la nota 12 a los estados contables se exponen las condiciones, circunstancias y plazos para las restricciones a la distribución de los resultados no asignados.

ROBERTO MONTI

Vicepresidente

YPF Sociedad Anónima

Domicilio: Av. Roque Sáenz Peña 777 Buenos Aires

Ejercicio Económico N° 23 Iniciado el 1° de enero de 1999

Reseña Informativa al 31 de diciembre de 1999

Información confeccionada sobre la base de los Estados Contables Consolidados de YPF S.A. y sus Sociedades Controladas

Contenido

1. - Comentarios Generales (*)

2. - Síntesis de la Estructura Patrimonial

3. - Síntesis de la Estructura de Resultados

4. - Datos Estadísticos (*)

5. - Indices

6. - Perspectivas (*)

7. - Cotización de acciones de YPF S.A. (*)

1. Comentarios Generales

La industria petrolera ha transitado en 1999 un segundo semestre de recuperación de los precios internacionales de sus productos y derivados. Por su posición de productor y exportador de crudo y productos refinados YPF recibió, en parte, estos beneficios que se vieron reflejados en el resultado del ejercicio. La utilidad neta del ejercicio 1999 antes de ciertos resultados generados por la venta de activos no corrientes y bienes de uso a desafectar, relacionados con las reestructuraciones de activos llevadas a cabo en la segunda parte del año alcanzó los $767 millones, lo que representa un aumento del 32% respecto de los $580 millones del mismo período de 1998. Luego de deducir los mencionados resultados, el resultado neto de la Sociedad en 1999 fue de $477 millones.

El aumento del 33% en el precio promedio del crudo intermedio del Oeste de Texas -WTI- de $14,45 por barril en 1998 a $19,25 por barril en 1999, las mejoras de costos, mayores volúmenes de productos refinados al mercado externo, y las mayores ventas de gas natural permitieron moderar el fuerte impacto de los resultados inusuales sobre la utilidad del ejercicio.

La utilidad operativa para 1999 creció un 34%, de $1.146 millones en 1998 a $1.535 millones en el período actual.

La producción consolidada de petróleo y gas en 1999 aumentó un 2% comparada con el mismo período del año anterior, alcanzando 771 mil barriles de petróleo equivalentes por día.

La Sociedad reconoció ciertos resultados generados por la venta de activos no corrientes y bienes de uso a desafectar relacionados con el plan de reestructuración de activos estratégicos y desinversiones del Grupo Repsol YPF en todo el mundo, que fuera oportunamente anunciado. A la venta de los activos de EE.UU., se suma principalmente la intención de venta y consecuente ajuste a valores de fondos descontados de los activos de Indonesia. El resultado por la venta de activos no corrientes y bienes de uso a desafectar representó una pérdida neta de $290 millones.

1.1. DOCE MESES DE 1999 vs. DOCE MESES DE 1998

1.1.1. Exploración y Producción Local

En 1999 la utilidad operativa del segmento de Exploración y Producción Local creció un 143%, de $502 millones en 1998 a $1.222 millones en este ejercicio, principalmente debido a los mayores precios del crudo, mayores volúmenes del gas natural vendidos, los menores costos unitarios de producción, las menores compras de gas natural a terceros que permiten el aumento de producción propia y menores amortizaciones parcialmente compensadas por el incremento en las regalías como consecuencia del aumento en el precio del crudo.

La producción de gas natural aumentó de 1.222 millones de pies cúbicos por día en 1998 a 1.531 millones de pies cúbicos por día en 1999.

Comparado con el año anterior, las entregas de crudo disminuyeron a 411 mil barriles por día en 1999 frente a los 436 mil barriles por día en igual período de 1998.

1.1.2. Exploración y Producción Internacional

Las ventas totales de Exploración y Producción Internacional en 1999 fueron $665 millones, 15% superior a los $578 millones del año anterior debido al mayor nivel de precios del crudo y líquidos del gas natural. Como consecuencia de esta suba de precios, la utilidad operativa creció un 33% pasando de $120 millones en 1998 a $159 millones en el mismo período de 1999.

La producción neta de petróleo crudo se redujo de 86 mil barriles por día en 1998 a 71 mil barriles diarios en el mismo período de 1999, principalmente debido a los menores recuperos de costos en Indonesia consecuencia del aumento en el precio del crudo, neto de mejoras de producción en Bolivia y Venezuela.

La producción neta de gas natural subió 19%, de 199 millones de pies cúbicos por día en 1998 a 236 millones de pies cúbicos por día en 1999, principalmente por los mayores niveles de producción en Bolivia e Indonesia.

1.1.3. Industrialización y Comercialización (Downstream)

El resultado operativo de 1999 de Industrialización y Comercialización ascendió a $245 millones, un 58% menor que los $650 millones obtenidos en 1998, como resultado de los mayores costos del crudo y menores volúmenes vendidos de productos en el mercado doméstico parcialmente compensados por las mayores exportaciones de productos refinados medidas en volúmenes y precios, y las menores compras de productos.

El volumen procesado en las refinerías durante 1999 alcanzó los 304 mil barriles diarios, representando una utilización del 90%. La capacidad de procesamiento es actualmente de 334 mil barriles diarios, luego de la ampliación de la capacidad de procesamiento en Refinería La Plata en 9 mil barriles diarios durante el tercer trimestre de 1998. El crudo procesado fue 10% superior a los 288 mil barriles diarios procesados durante el mismo período del año anterior que representaba una capacidad de utilización del 88%. Esta mejora permitió una disminución del costo de refinación por barril del 3% y permitirá mejorar la capacidad de la Sociedad para vender productos refinados a los mercados internacionales. Durante 1999, las exportaciones de productos refinados aumentaron un 39% comparado con el mismo período del año anterior, principalmente como consecuencia del incremento en los volúmenes de productos y el mayor precio de las naftas de exportación. Siendo los principales clientes Estados Unidos, con un incremento del 47% respecto a 1998 y Brasil con un incremento del 41% respecto a 1998.

1.1.4. Brasil

El resultado operativo en 1999 de YPF Brasil registró una pérdida de $8 millones principalmente como consecuencia de gastos de exploración y comercialización los cuales fueron parcialmente compensados por el resultado de Manguinhos que registró una ganancia de $7 millones.

En 1999 YPF Brasil adquirió una planta de distribución y firmó contratos de suministros de productos refinados para abastecer aproximadamente a 60 estaciones de servicio en el Estado de San Pablo y adquirió conjuntamente con otras compañías cuatro bloques de exploración y producción que se suman a los tres ya existentes, reflejando la estrategia global de negocios en ese país.

1.1.5. Corporación

En 1999, los gastos corporativos fueron $106 millones, $8 millones menores que los $114 millones registrados en el ejercicio 1998.

1.1.6. Otros Egresos

En 1999 en el rubro Otros Egresos/Ingresos se registró una pérdida de $102 millones en comparación con los $44 millones registrados en 1998, principalmente por la inclusión de los cargos relativos al cierre de las oficinas de YPF Internacional en Dallas, Texas, el incremento de reservas por juicios laborales pendientes, los gastos incurridos para asegurar la compatibilidad de los sistemas informáticos de la Sociedad con el año 2000 y ciertas bajas de activos obsoletos.

1.1.7. Intereses Generados por Pasivos

Los intereses generados por pasivos en 1999 fueron $329 millones, $82 millones superiores a los $247 millones de 1998 principalmente como consecuencia del impacto del nuevo impuesto sobre los intereses generados por la deuda financiera y un mayor nivel de endeudamiento promedio del año 1999.

1.1.8. Otros Resultados Financieros y por Tenencia

Otros resultados financieros y por tenencia de 1999 reflejó una ganancia de $42 millones en comparación con una pérdida de $17 millones del año anterior. Estos resultados incluyen una ganancia por intereses generados por activos de $45 millones, resultado positivo por tenencia de inventarios de $20 millones y resultados negativos por diferencia de cambio y traslación de inversiones en el exterior, por la devaluación de las monedas locales de $23 millones.

1.1.9. Impuesto a las Ganancias

El impuesto a las ganancias registrado en 1999 fue de $382 millones, lo que representa un aumento de $118 millones respecto de los $264 millones de 1998. La variación se debe principalmente al mayor resultado imponible del año 1999.

1. CUARTO TRIMESTRE DE 1999 vs CUARTO TRIMESTRE DE 1998

Durante el cuarto trimestre de 1999 el nivel de precios promedios del crudo WTI de $24,56, las mejoras de costos y los altos volúmenes de productos refinados vendidos al mercado externo permitieron alcanzar una utilidad operativa de $503 millones, lo que constituye un récord para un trimestre creciendo un 144% respecto al mismo trimestre del año anterior.

En este trimestre además tuvo lugar el registro de los cargos por la venta de activos no corrientes y bienes de uso a desafectar por $290 millones, relacionados con las reestructuraciones de activos estratégicos y desinversiones, por lo que el resultado neto final del trimestre fue una pérdida de $45 millones.

En el segmento de Exploración y Producción Local el resultado operativo creció $370 millones, pasando de $50 millones en el último trimestre de 1998 a $420 millones en el mismo período de 1999, producto de los mejores niveles de precio del crudo.

El resultado operativo del 4° trimestre de Industrialización y Comercialización de $29 millones estuvo afectado por los mayores costos del crudo y menores volúmenes vendidos de productos en el mercado interno, compensado parcialmente por altos niveles de precios y volúmenes de ventas de productos refinados, en el mercado externo.

2. Síntesis de la Estructura Patrimonial

Balances Generales al 31 de Diciembre de 1999, 1998, 1997, 1996 y 1995

(Cifras expresadas en millones de pesos - Incluye el efecto de la inflación hasta el 31 de Agosto de 1995)


	31/12/99	31/12/98	31/12/97	31/12/96	31/12/95
Activo
Activo Corriente	2.467	1.555	1.598	1.565	1.501
Activo No Corriente	10.451	11.591	11.163	10.519	10.071
Total Activo	12.918	13.146	12.761	12.084	11.572

Pasivo
Pasivo Corriente	2.796	2.422	2.970	2.371	2.327
Pasivo No Corriente	2.687	3.364	2.698	3.189	3.038
Total del Pasivo	5.483	5.786	5.668	5.560	5.365

Participación de Terceros en Sociedades Controladas	60	151	153	150	368
Patrimonio Neto	7.375	7.209	6.940	6.374	5.839

Total Pasivo, Participación de Terceros en Sociedades Controladas y Patrimonio Neto	12.918	13.146	12.761	12.084	11.572

Firmado a los efectos de su identificación

con nuestro informe de fecha 29 - FEBRERO - 2000

PISTRELLI, DIAZ Y ASOCIADOS

C.P.C.E.C.F. Tº 1 - Fº 8

RICARDO C. RUIZ

Socio

Contador Público U.B.A.

C.P.C.E.C.F. Tº 156 - Fº 159

3. Síntesis de la Estructura de Resultados

Estados de Resultados por los ejercicios finalizados el 31 de Diciembre de 1999, 1998, 1997, 1996 y 1995

(Cifras expresadas en millones de pesos - Incluye el efecto de la inflación hasta el 31 de Agosto de 1995)


	31/12/99	31/12/98	31/12/97	31/12/96	31/12/95
Ventas Netas	6.598	5.500	6.144	5.937	4.970
Costo de Ventas	(4.208)	(3.594)	(3.730)	(3.616)	(3.237)

Utilidad Bruta	2.390	1.906	2.414	2.321	1.733

Gastos de Administración	(160)	(141)	(173)	(185)	(181)
Gastos de Comercialización	(520)	(458)	(435)	(390)	(341)
Gastos de Exploración	(175)	(161)	(174)	(207)	(233)

Utilidad Operativa	1.535	1.146	1.632	1.539	978

Resultado de Inversiones Permanentes	20	26	37	25	23
Otros Ingresos / (Egresos), Netos	(102)	(44)	(59)	(93)	14
Resultados Financieros y por Tenencia	(287)	(264)	(239)	(246)	(119)
Resultados por la venta de activos no corrientes y bienes de uso a desafectar	(290)	0	9	0	0

Utilidad neta antes de impuesto a las ganancias, de participación de terceros en los resultados de sociedades controladas y de dividendos al capital preferido	876	864	1.380	1.225	896

Impuesto a las ganancias	(382)	(264)	(479)	(369)	(64)

Participación de Terceros en los resultados de Sociedades Controladas	(13)	(11)	(15)	(12)	(10)

Utilidad Neta antes de dividendos al capital preferido	481	589	886	844	822

Dividendos al capital preferido de sociedades controladas	(4)	(9)	(9)	(27)	(29)

Utilidad Neta	477	580	877	817	793

Firmado a los efectos de su identificación

con nuestro informe de fecha 29 - FEBRERO - 2000

PISTRELLI, DIAZ Y ASOCIADOS

C.P.C.E.C.F. Tº 1 - Fº 8

RICARDO C. RUIZ

Socio

Contador Público U.B.A.

C.P.C.E.C.F. Tº 156 - Fº 159

4. Datos Estadísticos


		Ene/Dic	Ene/Dic	Ene/Dic	Ene/Dic	Ene/Dic
	Unidad	1999	1998	1997	1996	1995 (1)

Entregas de Crudo	mbd	482	522	498	474	380
Producción neta de gas natural	Mpcd	1.767	1.419	1.329	1.276	1.061
Ventas de crudo a terceros	mbd	212	273	260	263	182
Ventas de gas natural	Mpcd	1.916	1.756	1.784	1.779	1.491
Crudo procesado	bd	303.470	287.536	269.936	236.043	218.926

Subproductos Vendidos
Naftas	bd	92.023	88.452	74.982	74.034	75.572
Gas Oil	bd	132.849	122.092	112.205	94.294	77.724
JP1 y Kerosene	bd	21.756	18.605	16.497	15.569	15.012
Fuel Oil	bd	12.666	6.569	7.344	5.122	2.788
LPG	bd	59.959	52.484	41.550	40.517	32.111
Otros	bd	55.981	51.485	49.744	46.918	44.034
TOTAL	bd	375.234	339.687	302.322	276.454	247.241
Polímeros	Tnd	161	179	155	150	-

Crudo Vendido
En el mercado local	mbd	20	31	20	23	17
En el exterior	mbd	192	242	240	240	165

Subproductos Vendidos
En el mercado local	mbd	237	216	226	216	192
En el exterior	mbd	138	141	76	60	55
TOTAL	mbd	587	630	562	539	429

POLIMEROS
En el mercado local	Tnd	123	127	115	98
En el exterior	Tnd	38	52	40	52

(1) Datos estadísticos únicamente de YPF S.A.

5. Índices


	31/12/99	31/12/98	31/12/97	31/12/96	31/12/95
Liquidez corriente (Activo Corriente sobre Pasivo Corriente)	0,882	0,642	0,538	0,660	0,645
Endeudamiento (Pasivo Total sobre Patrimonio Neto)	0,743	0,803	0,817	0,872	0,919
Rentabilidad ordinaria antes de impuesto a las ganancias (*)	0,127	0,130	0,228	0,220	0,179


(*)	Resultado ordinario antes del impuesto a las ganancias, de participación de terceros en los resultados de sociedades controladas y de dividendos al capital preferido
	Patrimonio Neto al cierre excluido el Resultado final del ejercicio

Firmado a los efectos de su identificación

con nuestro informe de fecha 29 - FEBRERO - 2000

PISTRELLI, DIAZ Y ASOCIADOS

C.P.C.E.C.F. Tº 1 - Fº 8

RICARDO C. RUIZ

Socio

Contador Público U.B.A.

C.P.C.E.C.F. Tº 156 - Fº 159

6. Perspectivas

Durante el año 2000 la Sociedad enfocará sus esfuerzos en incrementar la venta de productos refinados, desarrollar sus reservas de gas natural (buscando al mismo tiempo incrementar la participación del gas de producción propia en los volúmenes totales vendidos), expandir sus operaciones petroquímicas y capitalizar todas las oportunidades de crecimiento en Brasil, así como también continuar con su programa de reducción de costos en todas las unidades de negocios y en los centros corporativos.

En las operaciones de Exploración y Producción, se incrementará la actividad de perforación con el objeto de aumentar la producción y elevar el ratio de reemplazo de reservas, continuándose asimismo con las actividades de exploración a fin de obtener nuevos descubrimientos.

Se espera que en el cuarto trimestre de 2000 se ponga en marcha el Proyecto Mega destinado a la separación, transporte y distribución de líquidos del gas natural. Este proyecto que tiene como base la provincia de Neuquén (planta separadora de gas natural) y la ciudad de Bahía Blanca (planta fraccionadora de los líquidos del gas natural), en la provincia de Buenos Aires, demandará una inversión aproximada de $675 millones. Se estima que la producción va a ser de 1.300.000 toneladas anuales de gasolina, LPG y etano. YPF tiene una participación del 38% en el mismo.

Las operaciones internacionales del Downstream adecuarán sus estrategias a las nuevas posiciones de mercado alcanzadas con la creación del Grupo Repsol YPF.

En el área de Química Industrial se pondrá en marcha la planta de Profertil S.A. con una producción estimada para el año 2000 de 345.000 toneladas de urea y amoníaco, de la cual YPF participa en un 50%.

Año 2000

La Sociedad no ha experimentado ningún defecto de funcionamiento significativo en los sistemas correspondientes al área de tecnología de la información (“IT”) ni en los procesos de negocios y operativos (“no IT”) habida cuenta de la existencia de “tecnología embebida” en los mismos, cuando se produjo el cambio de fecha del año 1999 al año 2000. Basándose en el desarrollo de las operaciones desde el 1 de enero de 2000, YPF S.A. no espera ningún hecho significativo que altere el normal funcionamiento del negocio como resultado del efecto Año 2000. No obstante, es posible que el impacto por el cambio de fecha, que fue la preocupación de los programas de computación que usaban dos dígitos en lugar de cuatro dígitos para definir el año, no haya sido aun del todo reconocido. Sin embargo, la Sociedad cree que cualquier problema que pueda surgir en el futuro sería menor y reparable. La Sociedad puede todavía ser afectada por las dificultades en los sistemas de terceros con los que opera (clientes, proveedores, bancos, etc.) si son perjudicados por el efecto Año 2000 o efectos similares. A la fecha, la Sociedad no ha tomado conocimiento de ningún problema relacionado con los efectos del Año 2000 que le hayan surgido a sus clientes y proveedores.

El cargo a resultados incurrido en este proyecto en 1999 fue de $12 millones, correspondiendo básicamente a gastos generados por el reemplazo de ciertos equipos anticuados, con hardware y software no compatible, así como también a la identificación y solución de los problemas relacionados con el efecto Año 2000 tanto en las áreas de IT como de no IT.

7. Cotización de las acciones de YPF S.A.


	COTIZACION DE CIERRE
	Bolsa de Buenos Aires en PESOS por acción		Bolsa de Nueva York en DOLARES por acción
	1999	1998	1999	1998
Cotización del último día de enero	31,70	30,30	31,88	30,44
Cotización del último día de febrero	29,10	31,80	29,00	31,63
Cotización del último día de marzo	31,60	33,90	31,06	34,00
Cotización del último día de abril	41,87	34,84	41,94	34,88
Cotización del último día de mayo	42,90	31,10	42,13	31,01
Cotización del último día de junio	39,40	29,85	38,00	30,01
Cotización del último día de julio	40,10	29,30	40,56	29,25
Cotización del último día de agosto	39,00	22,40	39,25	22,13
Cotización del último día de septiembre	38,30	25,90	38,94	26,00
Cotización del último día de octubre	38,70	29,10	38,81	28,94
Cotización del último día de noviembre	37,80	29,50	38,50	29,75
Cotización del último día de diciembre	36,50	27,95	36,94	27,94


Cotización del 31 de enero de 2000	35,85	35,13
Cotización del 28 de febrero de 2000	36,00	36,44


	ROBERTO MONTI
	Vicepresidente

AI assistant

YPF S.A. Annual Report 1999

Consideraciones Generales

Reservas y Producciones consolidadas

Resultados de las operaciones

La Sociedad

Exploración y Producción Local

YPF Brasil

La Sociedad

Exploración y Producción en Argentina

Exploración y Producción Internacional

Costos incurridos

INFORME DE LA COMISION FISCALIZADORA

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YPF S.A. — Annual Report 1999

Consideraciones Generales

Reservas y Producciones consolidadas

Resultados de las operaciones

La Sociedad

Exploración y Producción Local

YPF Brasil

La Sociedad

Exploración y Producción en Argentina

Exploración y Producción Internacional

Costos incurridos

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