SOCIEDAD ANONIMA

Memoria y Estados Contables
al 31 de diciembre de 2001, 2000 y 1999,
juntamente con el Informe del Auditor y
el Informe de la Comisión Fiscalizadora

Memoria

(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 2001.

La información contenida en la presente Memoria incluye el análisis y las explicaciones de la Dirección sobre la situación financiera y los resultados consolidados de las operaciones, y 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

Situación Macroeconómica

Durante el año 2001, la compañía enfrentó un escenario económico adverso, tanto en el contexto internacional como en la economía argentina. En lo que hace a la economía global, la desaceleración observada a fines del año 2000 se consolidó en las principales economías del mundo (Estados Unidos, Unión Europea), en particular luego del impacto del atentado terrorista del 11 de septiembre.

El mercado del petróleo no pudo abstraerse de este contexto recesivo y, pese a las acciones de los principales productores dirigidas a sostener los precios, las cotizaciones del crudo y subproductos se redujeron respecto a los elevados niveles del año anterior. El barril de crudo West Texas Intermediate (“WTI”) cotizó en promedio a U$S 25,90, un 15% menos que el promedio del 2000.

En el plano doméstico, durante el 2001 se agravó la tendencia de recesión, deflación y desequilibrio fiscal iniciada a fines de 1998, culminando con una severa crisis política y social que desembocó en la renuncia del Presidente en los últimos días del año.

En el 2001 la producción industrial cayó un 6,1% respecto al año previo, y la actividad de la construcción se contrajo un 11% en el mismo período, estimándose una caída del PBI cercana al 4% y una deflación del 1,7%.

Pese a la creación de un nuevo tributo sobre las transacciones financieras, el contexto recesivo no favoreció a la recaudación, y las cuentas públicas nacionales y provinciales sufrieron un deterioro significativo. En el 2001, el déficit fiscal consolidado de la Nación y las Provincias superó los 5 puntos del PBI, muy por encima de lo pautado en los acuerdos con el FMI.

La situación económica introdujo una creciente desconfianza en los ahorristas locales, que se tradujo en fuertes pérdidas de depósitos bancarios y reservas internacionales del BCRA. A lo largo del 2001 se perdieron el 20% de los depósitos privados, mientras que las reservas líquidas cayeron un 43%. Hacia fines de año el proceso de pérdida de depósitos tomó la forma de una verdadera corrida bancaria, impulsando al Gobierno a establecer importantes restricciones a la disponibilidad de todos los depósitos bancarios, medida que afectó en forma significativa a todas las actividades económicas.

Las nuevas medidas del año 2002

En las primeras semanas del año 2002 el Congreso y las nuevas autoridades del Poder Ejecutivo tomaron decisiones de enorme impacto para todos los sectores económicos. En materia de política cambiaria, se abandonó el Régimen de Convertibilidad, estableciendo un esquema de tipo de cambio flexible entre el peso y el dólar. En los primeros dos meses del año, el tipo de cambio ha crecido un 120%.

Asimismo, fue reformada la Carta Orgánica del BCRA, reestableciendo facultades de financiamiento del sistema financiero y del Tesoro. A través de un conjunto de normas, se ha dispuesto la conversión a pesos de todos los activos, pasivos y obligaciones contractuales domésticas establecidas en moneda extranjera. En el caso de los depósitos bancarios, se ha establecido un cronograma de devolución a mediano plazo, con opciones para los depositantes más pequeños de canjear sus depósitos por títulos públicos en moneda extranjera.

Pese a la fuerte devaluación de la moneda doméstica, las tarifas de los servicios públicos se han mantenido sin cambios, iniciándose un proceso de renegociación de los contratos con los respectivos concesionarios.

La industria de los hidrocarburos ha sido afectada además por el establecimiento de derechos de exportación del 20% para las exportaciones de petróleo crudo y del 5% en el caso de los derivados, impuesto que podría ser reemplazado por otros mecanismos de financiamiento estatal.

Las operaciones locales de YPF continuarán viéndose afectadas por los cambios en la normativa y en la situación general de la economía argentina, pero la Sociedad no puede predecir la evolución de los eventos macroeconómicos futuros.

Características de la Sociedad

Las operaciones de YPF se vieron 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 desarrolló actividades, fundamentalmente Argentina y en menor escala Indonesia y el resto de Latinoamérica, incluyendo Venezuela, Chile y Bolivia.

El precio promedio por barril exportado de crudo desde Argentina obtenido por YPF fue de U$S 14,93, U$S 26,90 y U$S 20,67 en 1999, 2000 y 2001, respectivamente. El precio de venta promedio por barril de crudo, obtenido por YPF durante el mes de enero de 2002 fue de U$S 14,62. Los cambios futuros en el precio internacional del crudo continuarán afectando los resultados de YPF relacionados con sus exportaciones.

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. Por lo expuesto, las condiciones climáticas inciden sobre los resultados de YPF, particularmente sobre las ventas de gas natural.

YPF desarrolla sus principales actividades en el territorio argentino, donde concentró en 2001 el 64% de sus ventas, incluyendo las exportaciones de crudo y productos. En el mercado internacional, desarrolla operaciones de exploración y producción de crudo y gas natural principalmente en Indonesia y América del Sur a través de YPF International Ltd. ("YPF International"). Adicionalmente, la unidad de negocios Refino y Marketing mantuvo operaciones de distribución de combustibles y lubricantes en Chile a través de YPF Chile S.A y, de importación y distribución de hidrocarburos en Estados Unidos.

Durante 2001 las operaciones de YPF fueron organizadas en las siguientes Unidades de Negocios:

Exploración y Producción
Refino y Marketing (excepto Gas Licuado de Petróleo)
Química
Gas Natural y Electricidad
Gas Licuado de Petróleo ("GLP")

Las ventas de Exploración y Producción a terceros en Argentina y en el exterior incluyen gas natural, un porcentaje de su producción de crudo y tarifas por servicios (principalmente transporte, almacenamiento y tratamiento). Adicionalmente transfiere crudo, producido o adquirido a terceros, bajo contratos de servicio o de riesgo en Argentina, a Refino y Marketing para sus necesidades de procesamiento, a un precio de transferencia que refleja el precio del mercado argentino, el cual fluctúa de acuerdo con los precios internacionales. La Unidad de Negocios Refino y Marketing en ciertas circunstancias realiza compras de crudo a terceros en Argentina.

YPF es una sociedad subsidiaria de Repsol YPF S.A. (“Repsol YPF”), una compañía petrolera organizada de acuerdo con las leyes del Reino de España que posee una participación del 99.03% en el capital accionario de YPF. Repsol YPF es una compañía integrada de petróleo y gas comprometida en todos los aspectos de la actividad petrolera, incluyendo exploración, desarrollo y producción de crudo y gas natural, transporte de petróleo, productos refinados, gas licuado de petróleo y gas natural, refinación de petróleo, producción de una amplia gama de productos petroquímicos y comercialización de petróleo, productos derivados del petróleo, petroquímicos, gas licuado de petróleo y gas natural.

Como producto de la adquisición de YPF, Repsol YPF es la mayor empresa petrolera privada de Latinoamérica y España y una de las diez empresas petroleras más grandes del mundo, basándose en la capitalización de mercado y en las reservas probadas. Además, Repsol YPF se ha transformado en una empresa equilibrada en cuanto a sus actividades de upstream y downstream.

Fusión con Astra

La Asamblea General Extraordinaria de Accionistas, en su reunión del 27 de diciembre de 2000, aprobó la fusión de YPF, Astra C.A.P.S.A. ("Astra") y Repsol Argentina S.A., compañías controladas de Repsol YPF, mediante la absorción de Astra y Repsol Argentina S.A. por parte de YPF, que tuvo efecto a partir del 1° de enero de 2001. Consecuentemente, los activos y pasivos de Astra y de Repsol Argentina S.A., se fusionaron con los de YPF a partir del 1 de enero de 2001, e YPF aumentó su capital social en la suma de $ 403.127.930 representados por 40.312.793 acciones ordinarias escriturales Clase D, de valor nominal $ 10 cada una y 1 voto por acción. Con motivo de dicho incremento, el capital social de YPF pasó a ser de $ 3.933.127.930, representado por 393.312.793 acciones ordinarias escriturales de valor nominal $ 10 cada una y 1 voto por acción. Al 31 de diciembre de 2000, los activos corrientes de Astra y de Repsol Argentina S.A. ascendían a 174, sus activos no corrientes ascendían a 1.917, sus pasivos corrientes ascendían a 904 y sus pasivos no corrientes a 167.

Reestructuración de YPF

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

YPF vendió participaciones en inversiones permanentes y uniones transitorias de empresas y aprobó la venta de ciertas subsidiarias, registrando una pérdida consolidada neta de (125) al 31 de diciembre de 2001.
En enero de 2001, la Sociedad vendió, a valores de mercado, su 99,99% de participación en YPF Brasil S.A. a Repsol YPF, por aproximadamente U$S 140 millones, registrando una ganancia neta de aproximadamente U$S 17 millones.
En enero de 2001, YPF e YPF International Ltd. vendieron, a valores de mercado, sus inversiones en Ecuador a Repsol YPF Ecuador S.A. por un monto de U$S 6 y U$S 307 millones, respectivamente, registrando una pérdida neta de U$S 1 millón y U$S 1 millón, respectivamente.
La Sociedad, en febrero de 2001, vendió, por un valor de U$S 66 millones, el 36% de su participación en Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A. y A & C Pipeline Holding Company, registrando una ganancia neta de U$S 6 millones, y a través de YPF Chile S.A. el 36% de su participación en Oleoducto Trasandino (Chile) S.A., registrando una ganancia neta de U$S 13 millones.
En febrero de 2001, YPF estableció un acuerdo con Pecom Energía S.A. ("Pecom") por el cual adquirió un 20,25% de participación adicional en Empresa Petrolera Andina S.A. ("Andina") a través de YPF International Ltd. y un 50% de participación en las áreas Manantiales Behr y Restinga Alí y vendió a Pecom su participación en las áreas Santa Cruz I (30%), Santa Cruz II (62,2%) y otros activos menores. Asimismo, YPF a través de YPF International Ltd. adquirió a Pluspetrol Resources un 9,5% adicional en Andina. El valor total de mercado de los activos netos objeto de las operaciones mencionadas ascendía a U$S 435 millones. Como consecuencia de dicha transacción, la participación indirecta de YPF en Andina se incrementó a un 50%. La ganancia neta registrada por la operación de venta mencionada anteriormente ascendió a U$S 96 millones.
En abril de 2001, YPF vendió su participación en Electricidad Argentina S.A., sociedad controlante de Edenor S.A., a EDF International S.A., por un monto de U$S 195 millones. La ganancia neta registrada por esta transacción ascendió a U$S 125 millones.
En junio de 2001, YPF completó el segundo tramo de la venta de su participación del 21% en IDERSA a PSEG América Ltd., registrando una ganancia neta de U$S 3 millones.
En julio de 2001, YPF International Ltd. vendió, a valores de mercado, su participación del 100% en Repsol YPF Venezuela S.A. a Repsol Exploración S.A., por un monto de U$S 26 millones. Adicionalmente, en septiembre de 2001, YPF International Ltd. vendió, a valores de mercado, su participación del 100% en Maxus Venezuela (C.I.) Ltd. y Maxus Guarapiche Ltd. a Repsol Exploración Venezuela B.V. por un monto total de U$S 47 millones. Como consecuencia de estas transacciones, YPF International Ltd. registró una pérdida de U$S 94 millones.
En julio de 2001, la Sociedad vendió, a valores de mercado, su participación en Astra Producción Petrolera S.A. a Repsol Exploración Venezuela B.V. por U$S 3 millones, registrando una ganancia neta de U$S 16 millones.
En agosto de 2001, YPF International Ltd. vendió la participación que poseía en Bitech Petroleum Corporation a Lukoil Overseas Canada Ltd. por un monto de U$S 11 millones, registrando una pérdida neta de U$S 4 millones.
En agosto de 2001, YPF vendió su participación en YPF Sudamericana S.A. a Repsol YPF Bolivia S.A. a valor de libros.
Con fecha efectiva 1° de enero de 2002, YPF International Ltd. celebró un acuerdo para la venta del 100% de su participación en YPF Blora Ltd., YPF Maxus Southeast Sumatra, YPF Java Baratlaut B.V., YPF Madura Barat B.V., YPF Poleng B.V. y PT IIAPCO Services, sociedades que poseen activos en Indonesia, por un monto total de aproximadamente U$S 174 millones. Siguiendo principios contables generalmente aceptados, al 31 de diciembre de 2001, YPF International Ltd. registró una pérdida de U$S 252 millones para valuar sus inversiones en Indonesia a su valor estimado de realización, mientras que en el ejercicio 2002 se registrará una ganancia de U$S 29 millones por aquellas propiedades cuyo precio de venta fue mayor que su valor de libros.
En febrero de 2001, se firmó el Acuerdo Definitivo de Fusión entre YPF Gas S.A. y Repsol Gas S.A. Como consecuencia de dicho acuerdo, YPF Gas S.A. fue absorbida por Repsol Gas S.A., con fecha efectiva a partir del 1° de enero de 2001, correspondiéndole a YPF el 85% del capital accionario de Repsol Gas S.A. En diciembre de 2001, la Sociedad vendió su participación en Repsol Gas S.A. a Repsol Butano S.A. a valor de mercado por U$S 118 millones, registrando una pérdida neta de 22.
En diciembre de 2001, en relación con un acuerdo de intercambio de activos entre Repsol YPF y Petróleo Brasileiro S.A., YPF vendió sus inversiones en Eg3 S.A., Eg3 Asfaltos S.A. y Eg3 Red S.A. a Repsol YPF, a valores de mercado, por un monto de aproximadamente U$S 559 millones, registrando una pérdida neta de U$S 27 millones.
En marzo de 2001, Dow Investment Argentina S.A. e YPF acordaron la fusión de sus participaciones en Polisur S.A. y PBB S.A. A raíz de este acuerdo, efectivo a partir del 1° de abril de 2001, PBB S.A. fue absorbida por Polisur S.A. a su valor de libros cambiando su nombre por PBBPolisur S.A. Como consecuencia, al 31 de diciembre de 2001, la participación accionaria de YPF en la nueva sociedad es del 28%.
Con fecha 20 de junio de 2001, el Directorio aprobó la disolución de Enerfin S.A. y de Argentine Private Development Company Ltd. (Cayman Islands) y la transferencia de la participación de YPF en Apex Petroleum Inc. a YPF International Ltd.
En noviembre de 2001, Argentina Private Development Company Ltd. transfirió su participación en Gas Argentino S.A. a YPF S.A. por un monto de U$S 68 millones.
En diciembre de 2001, YPF International Ltd. vendió, a valores de mercado, el 100% de su participación en YPF Holdings Inc. a YPF, por un monto de aproximadamente U$S 191 millones.
En marzo de 2002, el Directorio aprobó la transferencia a Repsol YPF S.A. de su participación en Andina, YPF Chile S.A. y Maxus Bolivia Inc.

La Dirección de la Sociedad estima que por las transacciones planeadas descriptas precedentemente, no se generarán efectos adversos significativos en el resultado de sus operaciones adicionales a los mencionados.

Procedimientos de defensa de la competencia en el mercado de GLP

Con fecha 22 de marzo de 1999, YPF 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 109 por interpretar que se habría incurrido en abuso de posición dominante en el mercado del gas licuado de petróleo ("GLP"), debido a la existencia de diferencia de precios entre las exportaciones de GLP respecto de las ventas en el mercado interno, durante el período comprendido entre 1993 y 1997. YPF, 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 de la Capital Federal (la "Cámara"). Con fecha 24 de noviembre de 2000, la Cámara en un fallo dividido (dos jueces a favor y uno en contra) decidió confirmar la resolución de la Secretaría. Cabe destacar, que el Juez de Cámara en disidencia, en su dictamen propuso revocar íntegramente la Resolución N° 189 de la Secretaría, por considerar que no se ha afectado el correcto funcionamiento del mercado ni se produjeron prácticas anticompetitivas y, que por ende, no ha existido infracción a la Ley N° 22.262 de defensa de la competencia (Considerando 20°). Contra aquella sentencia judicial, YPF interpuso recurso extraordinario ante la Corte Suprema de Justicia de la Nación (la "Corte Suprema") el día 13 de diciembre de 2000. El recurso fue denegado por la Cámara el 29 de diciembre de 2000. Con fecha 5 de enero de 2001, YPF presentó ante el Secretario de Defensa de la Competencia y del Consumidor, una solicitud de suspensión de la ejecución de la sanción mencionada anteriormente. Con fecha 8 de febrero de 2001, YPF interpuso un recurso extraordinario de queja ante la Corte Suprema contra la denegación del recurso extraordinario, con el objetivo de que éste sea concedido y se revoque la sentencia apelada. A la fecha, la solicitud de suspensión y el recurso mencionados anteriormente se encuentran pendientes de resolución. A pesar de que el Directorio de la Sociedad, en base a la opinión de sus asesores legales y a los elementos de juicio disponibles, considera que no ha existido infracción alguna a la Ley N° 22.262, y que la Resolución N° 189 de la Secretaría carece de fundamento legal, durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2000, la Sociedad previsionó el importe de la multa de 109 como una contingencia probable, para reflejar el contenido de la resolución judicial dictada a la fecha.

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 2001, 2000 y 1999. 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
	2001	2000	1999
	(millones de barriles)
Reservas estimadas y probadas de petróleo (1)(2)
Desarrolladas	1.343	1.261	1.119
No desarrolladas	322	401	330
	--------	--------	--------
Total	1.665	1.662	1.449


	Ejercicios finalizados el 31 de Diciembre de
	2001	2000	1999
	(miles de millones de pies cúbicos)
Reservas estimadas y probadas de gas natural (1)(2)
Desarrolladas	7.512	7.267	8.734
No desarrolladas	2.667	2.821	2.416
	--------	--------	--------
Total	10.179	10.088	11.150


	Ejercicios finalizados el 31 de Diciembre de
	2001	2000	1999
	(millones de barriles)

Producción de petróleo (1)(2)	182	164	174


	Ejercicios finalizados el 31 de Diciembre de
	2001	2000	1999
	(miles de millones de pies cúbicos)

Producción de gas natural (1)(2)	559	619	640

______________________________

(1) Ver Nota 14 a los estados contables "Exposiciones sobre Petróleo y Gas (Información no cubierta por el Informe del Auditor ni por 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
	2001	2000	1999
	(% sobre ventas netas)

Ventas netas	100,0	100,0	100,0
Costo de ventas	(59,6)	(57,6)	(63,8)
	---------	---------	---------
Utilidad Bruta	40,4	42,4	36,2
Gastos administrativos	(2,7)	(2,1)	(2,4)
Gastos de comercialización	(9,5)	(6,7)	(7,9)
Gastos de exploración	(1,2)	(1,7)	(2,6)
	---------	---------	---------
Utilidad operativa	27,0	31,9	23,3
	=====	=====	=====

2001 Comparado con 2000

La Sociedad

Las ventas netas del ejercicio 2001 fueron de $ 8.162 millones comparados con $ 8.660 millones del mismo período de 2000, lo que representa una disminución del 6%, básicamente debido a la baja del precio del crudo. Las ventas netas de Exploración y Producción disminuyeron a $ 4.873 millones durante el ejercicio 2001 (incluyendo $ 2.197 millones correspondientes a crudo transferido a Refino y Marketing), de los $ 5.444 millones registrados en el ejercicio anterior (incluyendo $ 2.625 millones correspondientes a crudo transferido a Refino y Marketing), reflejando básicamente la disminución en los precios internacionales del crudo, cuyo valor de referencia para las operaciones en Argentina, el WTI, se desvalorizó en un 15%, de un promedio de $ 30,30 en 2000 a un promedio de $ 25,90 en 2001. Las ventas netas de Refino y Marketing, Gas Licuado y Química en su conjunto (ventas netas de intersegmento), fueron de $ 5.604 millones en el ejercicio 2001, disminuyendo un 7% respecto de los $ 6.002 del año 2000.

El costo de ventas en el ejercicio 2001 fue de $ 4.868 millones (incluyendo $ 892 millones correspondientes a Global, cuya actividad principal es el trading de combustibles pesados en EE.UU.), comparado con los $ 4.985 millones (incluyendo $ 1.164 millones correspondientes a Global) en igual período de 2000. Excluyendo a Global, el costo de ventas se incrementó en $ 155 millones, lo que representa un aumento del 4%.

La utilidad operativa del ejercicio 2001 fue de $ 2.204 millones comparada con los $ 2.772 millones del ejercicio anterior, lo que representa una disminución del 20%. Esta disminución fue principalmente generada por la baja en los precios del crudo, parcialmente compensado con un aumento en los volúmenes vendidos de crudo y gas.

La utilidad neta antes de resultado neto por la venta de inversiones no corrientes y bienes de uso a desafectar, del impuesto a las ganancias, y de la participación de terceros en los resultados de sociedades controladas en el ejercicio 2001 fue de $ 1.651 millones comparados con los $ 2.352 millones en igual período de 2000. Los intereses generados por pasivos fueron de $ 295 millones en comparación con los $ 256 millones registrados en el mismo período del año anterior. El aumento en los cargos financieros se originó en un incremento del endeudamiento experimentado durante los primeros meses de 2001 como consecuencia de la fusión con Astra, que elevó el endeudamiento al 1° de enero de 2001 en $ 1.218 millones. Al cierre del ejercicio 2001 el nivel de endeudamiento asciende a $ 2.248 millones, superior al endeudamiento al cierre del 2000 en $ 334 millones.

Otros ingresos (egresos) netos registraron una pérdida de $ 126 millones durante el ejercicio 2001 respecto de una pérdida de $ 280 millones durante el mismo período de 2000. Estos resultados incluyeron en el 2000 la registración de un cargo negativo de $ 109 millones, relacionado con la multa impuesta por la Secretaría de Industria, Comercio y Minería, cuya evolución y situación actual del proceso judicial se describió anteriormente.

La utilidad neta del ejercicio 2001 fue de $ 819 millones en comparación con los $ 1.229 millones de 2000. La utilidad neta de 2001 está afectada por un cargo negativo de $ 135 millones por la desvalorización de inversiones en sociedades vinculadas relacionadas con negocios de distribución de gas y generación de energía eléctrica, cuyos flujos de caja y rentabilidad futura se ven fuertemente afectados por la pesificación y congelamiento de sus tarifas. Asimismo se contabilizó otro cargo de $ 252 millones por la desvalorización de los activos de Indonesia, para adecuarlos a su probable valor de realización, ya que los mismos fueron puestos a la venta por aprobación del Directorio de diciembre de 1999. Por este mismo motivo, en los ejercicios 2000 y 1999 se registraron respectivamente $ 195 y $ 175 millones en la línea Resultado venta de activos y bienes de uso a desafectar. Durante el ejercicio 2001, la Sociedad provisionó $ 706 millones por impuesto a las ganancias en comparación con los $ 916 millones correspondientes al mismo período de 2000. La disminución fue consecuencia principalmente de menores ganancias netas antes de impuestos.

Exploración y Producción

Las ventas netas de Exploración y Producción en el ejercicio 2001 fueron de $ 4.873 millones comparadas con los $ 5.444 millones del ejercicio anterior, lo que representa una caída del 10%. Las ventas netas de crudo disminuyeron aproximadamente $ 730 millones (de aproximadamente $ 4.434 millones en el ejercicio anterior a aproximadamente $ 3.704 en el ejercicio 2001) debido principalmente a una caída del precio de venta promedio de aproximadamente el 17%. Las ventas netas de gas natural en el ejercicio 2001 ascendieron a $ 1.012 millones comparadas con los $ 874 millones de 2000. Este incremento del 16% se logró a través de una mejora de los precios promedio de aproximadamente el 12% y a mayores volúmenes vendidos en Bolivia, como consecuencia de la mayor participación en Andina y las mayores exportaciones con destino a Brasil.

La producción de crudo, condensado y líquidos derivados del gas durante 2001, creció a 501 mil barriles diarios comparados con los 444 mil barriles diarios obtenidos en 2000, como resultado de una mayor producción en Argentina y en Bolivia, parcialmente compensada por la venta de las participaciones en Ecuador y Venezuela. La producción de gas natural durante el ejercicio 2001 creció a 1.703 millones de pies cúbicos diarios comparados con los 1.681 millones de pies cúbicos diarios durante igual período de 2000, debido principalmente al incremento de la participación en Andina, consecuencia de la adquisición de una participación adicional del 20,55%. La producción de la misma aumentó a 113 millones de pies cúbicos diarios comparada con los 26 millones de pies cúbicos diarios de igual período de 2000.

La utilidad operativa de Exploración y Producción fue de $ 2.078 millones en 2001 comparada con $ 2.827 millones obtenidos en igual período de 2000, lo que representa una reducción del 26%. La disminución de $ 749 millones en la utilidad operativa fue por un lado impulsada por la caída de las ventas de crudo, compensada parcialmente por un incremento de las ventas de gas y por otro lado debido al incremento del costo de ventas que aumentó en $ 210 millones, principalmente por el incremento de las depreciaciones compensado parcialmente con un menor pago de regalías.

La utilidad operativa de Gas Natural y Electricidad fue de $ 28 millones en 2001, superando en $ 17 millones la utilidad generada en 2000, siendo la principal causa el inicio de las operaciones de la Compañía Mega, que aportó una utilidad operativa de $ 14 millones durante el año 2001.

Refino y Marketing (excepto GLP)

Las ventas netas en el ejercicio 2001 fueron de $ 5.293 millones, disminuyendo un 9% respecto de los $ 5.806 vendidos el ejercicio anterior. Éstas se redujeron principalmente por la caída de los volúmenes de los productos vendidos en el mercado interno a causa de la fuerte recesión en Argentina, parcialmente compensada por mayores volúmenes exportados de gasoil y naftas de exportación, aunque a precios inferiores. Asimismo, se registraron importantes caídas de los volúmenes y precios de los productos vendidos en EEUU.

La utilidad operativa aumentó a $ 183 millones durante 2001, respecto de los $ 42 millones de 2000, principalmente como resultado de los menores precios de compra de los productos vendidos.

El volumen procesado en las refinerías durante 2001 alcanzó los 298 mil barriles diarios (incluyendo aproximadamente 10 mil barriles diarios correspondientes a nuestra participación en Refinor). La capacidad de procesamiento en YPF se mantiene en 334 mil barriles diarios, y la utilización de la capacidad durante el año 2001 alcanzó el 86%, 1% menor que la del año 2000.

Gas Licuado de Petróleo

La unidad de negocios de Gas Licuado de Petróleo (“GLP”) es la principal productora de Argentina, con una producción de aproximadamente 882.300 tn. Esta producción proviene del procesamiento del gas natural, en las plantas ubicadas en Loma La Lata y General Cerri principalmente, y de los procesos de refinación de las Refinerías La Plata, Luján de Cuyo y Petroquímica La Plata.

El GLP es comercializado a través de ventas al mercado externo, ventas en el mercado interno, y a empresas fraccionadoras, y ventas al mercado interno minorista que incluye el envasado y a granel para consumo domiciliario e industrial.

Las ventas netas en el ejercicio 2001 fueron de $ 323 millones, inferiores a los $ 352 de 2000 en un 8%. Esta caída se produce por una disminución de los volúmenes vendidos, principalmente en el mercado externo, parcialmente compensada por la incorporación a partir del segundo trimestre de 2001 de la consolidación proporcional de las ventas de Refinor. La utilidad operativa ascendió a $ 8 millones, menor a la del año 2000 a causa de mayores cargos por cuentas de dudoso cobro.

Química

La unidad de negocios de Química realiza ventas de productos petroquímicos tanto en el mercado interno como en el mercado internacional.

Las ventas netas en el ejercicio 2001 fueron de $ 469 millones, inferiores a los $ 481 del ejercicio 2000 en aproximadamente un 2%, principalmente por la fuerte caída de los volúmenes vendidos en el mercado externo, parcialmente compensada por la mejora de los precios en ambos mercados. El ejercicio no arrojó resultado para la unidad de negocios, respecto de los $ 3 millones de 2000, siendo la principal diferencia los mayores cargos por incobrabilidad.

2000 Comparado con 1999

La Sociedad

Las ventas netas del ejercicio 2000 fueron de $ 8.660 millones comparados con $ 6.598 millones del mismo período de 1999, lo que representa un aumento del 31%, básicamente debido al incremento del precio del crudo. Las ventas netas de Exploración y Producción se incrementaron a $ 5.444 millones durante el ejercicio 2000 (incluyendo $ 2.625 millones correspondientes a crudo transferido a Refino y Marketing), de los $ 3.816 millones registrados en el ejercicio anterior (incluyendo $ 2.241 millones correspondientes a crudo transferido a Refino y Marketing), reflejando básicamente el aumento en los precios internacionales del crudo, cuyo valor de referencia para las operaciones en Argentina, el WTI, se revalorizó en un 57,4%, de un promedio de $ 19,25 en 1999 a un promedio de $ 30,30 en 2000. Las ventas netas de Refino y Marketing, Gas Licuado de Petróleo y Química en su conjunto, durante el ejercicio 2000 aumentaron a $ 6.002 millones, respecto de los $ 5.140 millones del mismo período de 1999. Este incremento se debió principalmente a los mayores ingresos por ventas en el mercado interno y exportaciones de productos, los cuales registraron mejoras en los precios.

El costo de ventas en el ejercicio 2000 fue de $ 4.985 millones (incluyendo $ 1.164 millones correspondientes a Global, cuya actividad principal es el trading de combustibles pesados en EE.UU.), comparado con los $ 4.208 millones (incluyendo $ 759 millones correspondientes a Global) en igual período de 1999. Excluyendo a Global, el costo de ventas se incrementó en $ 372 millones, lo que representa un 11%, principalmente como consecuencia de las mayores regalías pagadas las cuales tienen una relación directa con la evolución del precio del crudo y de las mayores compras de crudo y productos debido al incremento de los precios.

La utilidad operativa del ejercicio 2000 fue de $ 2.772 millones comparado con los $ 1.535 millones del ejercicio anterior, lo que representa un incremento del 81%. Este incremento fue principalmente generado por el aumento en los precios del crudo y el aumento en los precios de los productos vendidos en el mercado interno y externo, parcialmente compensado con un descenso en los volúmenes vendidos de crudo y gas. Esto último se produjo por la venta de las áreas productivas en EE.UU. realizada en diciembre de 1999.

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 en el ejercicio 2000 fue de $ 2.352 millones comparados con los $ 1.166 millones en igual período de 1999. Los intereses generados por pasivos fueron de $ 256 millones en comparación con los $ 329 millones registrados en el mismo período del año anterior. Los menores niveles de endeudamiento promedio durante el año fueron los principales factores de esta disminución. Los resultados financieros y por tenencia, excluyendo intereses generados por pasivos, en el ejercicio 2000 representaron una ganancia de $ 99 millones comparados con los $ 42 millones de ganancia en igual período de 1999, principalmente debido a los mayores intereses generados por activos en el ejercicio 2000.

Otros ingresos (egresos) netos registraron una pérdida de $ 280 millones durante el ejercicio 2000 respecto de una pérdida de $ 102 millones durante el mismo período de 1999. Estos resultados incluyen la registración de un cargo negativo de $ 109 millones, relacionado con la multa impuesta por la Secretaría de Industria, Comercio y Minería, cuya evolución y situación actual del proceso judicial se describe en la Nota 11.b de los estados contables. Además, el incremento se relacionó con la baja de determinados activos fijos y materiales, incrementos de la previsión para juicios pendientes y la donación para la cancelación de deudas y para cubrir necesidades de capital de trabajo de ciertas compañías prestadoras de servicios a YPF, radicadas en la Provincia de Neuquén, descripta en la nota 11 de los Estados Contables.

La utilidad neta del ejercicio 2000 fue de $ 1.229 millones en comparación con los $ 477 millones de igual período de 1999. La utilidad neta de 2000 está afectada por un cargo negativo de $ 195 millones por la desvalorización de los activos de Indonesia, para adecuarlos a su probable valor de realización, ya que los mismos han sido puestos a la venta por aprobación del Directorio de diciembre de 1999. Por el mismo motivo, en el ejercicio 1999 se registraron $ 175 millones en la línea Resultado venta de activos y bienes de uso a desafectar. Durante el ejercicio 2000, la Sociedad provisionó $ 916 millones por impuesto a las ganancias en comparación con los $ 382 millones correspondientes al mismo período de 1999. El aumento fue consecuencia principalmente de mayores ganancias netas antes de impuestos.

Exploración y Producción

Las ventas netas de Exploración y Producción en el ejercicio 2000 fueron de $ 5.444 millones comparadas con los $ 3.816 millones del ejercicio anterior, lo que representa un incremento del 43%. Las ventas netas de crudo y líquidos derivados del gas aumentaron aproximadamente $ 1.689 millones (de aproximadamente $ 2.858 millones en el ejercicio anterior a aproximadamente $ 4.547 en el ejercicio 2000) debido principalmente al aumento de los precios internacionales del crudo. Las ventas netas de gas natural en el ejercicio 2000 fueron de $ 875 millones comparadas con los $ 913 millones de igual período de 1999. Esta disminución se debió principalmente a la venta de campos gasíferos en EE.UU. compensada parcialmente por, mayores exportaciones a Chile a Methanex, a Compañía Eléctrica San Isidro y a Endesa a través del gasoducto Gas Andes, y también a Brasil, a Sulgas a través del Gasoducto Uruguayana.

La producción de crudo, condensado y líquidos derivados del gas durante 2000, disminuyó a 444 mil barriles diarios comparados con los 477 mil barriles diarios obtenidos en 1999, como resultado de la declinación natural de campos en Argentina y a menores barriles de crudo recibidos como recupero de costos en Indonesia, que están relacionados inversamente a los mayores precios de crudo. La producción de gas natural durante el ejercicio 2000 disminuyó a 1.681 millones de pies cúbicos diarios comparados con los 1.741 millones de pies cúbicos diarios durante igual período de 1999, debido principalmente a la mencionada venta de los activos en EE.UU. compensados parcialmente por mayores producciones en Argentina impulsadas por las mayores exportaciones de gas natural. La producción de gas natural de Andina durante el ejercicio 2000, aumentó a 26 millones de pies cúbicos diarios comparada con los 15 millones de pies cúbicos diarios de igual período de 1999.

La utilidad operativa de Exploración y Producción fue de $ 2.827 millones en 2000 comparada con $ 1.381 millones obtenidos en igual período de 1999, lo que representa un aumento del 105%. El incremento de $ 1.446 millones en la utilidad operativa fue mayormente impulsado por el incremento de las ventas de crudo, compensado parcialmente por un incremento en el costo de ventas que aumentó en $ 192 millones, de $ 2.239 millones durante 1999 a $ 2.431 millones durante 2000, principalmente debido a las mayores regalías pagadas, moderado parcialmente por una menor depreciación.

Refino y Marketing (excepto GLP)

Las ventas netas en el ejercicio 2000 fueron de $ 5.806 millones. Comparadas con las ventas del ejercicio anterior éstas se incrementan principalmente por los mayores precios de los productos vendidos en el mercado interno y externo.

La utilidad operativa disminuyó a $ 42 millones durante 2000, principalmente como resultado de los mayores costos del crudo.

El volumen procesado en las refinerías durante 2000 alcanzó los 291 mil barriles diarios, representando una utilización del 87%. La capacidad de procesamiento es actualmente de 334 mil barriles diarios. El crudo procesado fue 4% inferior a los 304 mil barriles diarios procesados durante el mismo período del año anterior que representaba una capacidad de utilización del 90%.

Este menor procesamiento refleja la menor demanda local del mercado total de naftas, que disminuyó un 9% en el sector minorista.

Durante 2000 las exportaciones de productos refinados aumentaron un 36% comparado con el mismo período del año anterior principalmente debido al incremento de los precios de las naftas de exportación y del gas oil, parcialmente compensado por los menores volúmenes vendidos.

Gas Licuado de Petróleo

La unidad de negocios de Gas Licuado de Petróleo (“GLP”) es la principal productora de Argentina, con una producción de aproximadamente 1.192.000 tn. Esta producción proviene del procesamiento del gas natural, en las plantas ubicadas en Loma La Lata y General Cerri principalmente, y de los procesos de refinación de las Refinerías La Plata, Luján de Cuyo y Petroquímica La Plata.

Las ventas netas en el ejercicio 2000 fueron de $ 352 millones y la utilidad operativa ascendió a $ 27 millones.

Química

La unidad de negocios de Química realiza ventas de productos petroquímicos tanto en el mercado interno como en el mercado internacional.

Las ventas netas en el ejercicio 2000 fueron de $ 481 millones, superiores a las del ejercicio 1999 principalmente por los mayores precios y volúmenes. La utilidad operativa ascendió a $ 3 millones.

La exportación de productos petroquímicos en 2000 superó las 500.000 tn, con un incremento de más del 50% comparado con el mismo periodo del año anterior.

Liquidez y Recursos de Capital

El flujo neto de caja proveniente de las actividades operativas en 2001 fue de $ 1.818, lo que representa una disminución del 38% comparado con los $ 2.944 millones generados en 2000. Esta disminución se debe principalmente a la menor utilidad neta respecto de 2000, que pasó de $ 1.229 millones en 2000 a $ 819 millones en 2001, como así también una variación de $ 349 millones en el capital de trabajo durante 2001.

Los orígenes de fondos más importantes provenientes de las actividades de inversión y financiación en 2001 incluyen $ 1.498 millones de ingresos por ventas de otros activos, correspondientes principalmente a las ventas en YPF de EG3 por $ 559 millones, YPF Brasil por $ 140 millones, Repsol YPF Gas por $ 118 millones y EASA por $ 195 millones, así como las ventas por parte de YPF International de sus activos en Ecuador y Venezuela por $ 380 millones, y la venta en YPF e YPF Chile del 36 % de sus participaciones en los Oleoductos Trasandinos Argentina y Chile y A&C Pipeline Holding Company por un total de $ 66 millones. En 2000, la principal fuente de recursos provenientes de las actividades de inversión y financiación la constituyó los $ 220 millones de ingresos por ventas de activos no corrientes correspondientes al segundo tramo de la venta de Crescendo Resources L.P. en Estados Unidos.

Las principales aplicaciones de fondos provenientes de las actividades de inversión y financiación en 2001 incluyeron $ 1.286 millones para la adquisición de activo fijo, $ 1.652 millones para el pago de dividendos y anticipos de dividendos, $ 344 millones para cancelación neta de préstamos y $ 414 para aportes y adquisición de inversiones no corrientes, los cuales incluyen principalmente $ 230 para EG3 y $ 143 millones para Andina. Las principales aplicaciones de fondos en 2000 incluyeron $ 1.173 millones para la adquisición de activos fijos, $ 1.465 millones para la cancelación neta de préstamos, $ 317 millones para el pago de dividendos y $ 295 millones en aportes de capital y adquisición de inversiones permanentes, los cuales incluyen $ 171 millones para la compra de Lipigas (Chile) y $ 13, $ 93, $ 6 y $ 6 millones de capitalización de proyectos de inversión llevados a cabo por las sociedades vinculadas Compañía Mega S.A., Profertil S.A., Gasoducto del Pacífico (Chile) S.A. y Gasoducto del Pacífico (Argentina) S.A., respectivamente, así como también una inversión de $ 6 millones en Transportadora Sulbrasileira a través de YPF Brasil S.A.

De los aproximadamente $ 1.338 millones de inversiones de capital y en exploración en 2001, aproximadamente $ 1.091 millones representan inversiones del negocio de Exploración y Producción, correspondiendo a $ 990 millones de inversiones en desarrollo y $ 101 millones en inversiones en exploración, aproximadamente $ 147 millones representan inversiones de capital de Refino y Marketing y GLP, aproximadamente $ 73 millones representan inversiones de capital en Química.

El presupuesto de inversiones de capital y en exploración para el año 2002 (incluidos gastos de exploración), oportunamente aprobado por la Dirección de la Sociedad, comprende aproximadamente $ 709 millones de inversiones de capital y en exploración en el segmento de Exploración y Producción, aproximadamente $ 154 millones en Refino, Marketing y Logística, aproximadamente $ 49 millones en inversiones de capital previstas para el negocio de Química, aproximadamente $ 21 millones de inversiones de capital en el negocio del GLP y aproximadamente $ 59 millones de inversiones para el desarrollo de la unidad de negocio de Gas Natural y Electricidad. La Sociedad se encuentra en proceso de reestimación de su presupuesto de inversiones, analizando el impacto de las recientes medidas económicas, a efectos de mantener su flujo de caja equilibrado. La Sociedad estima que financiará su presupuesto de inversiones de capital para el año 2002 a través del flujo de fondos generado por sus actividades operativas y con préstamos obtenidos de Repsol YPF.

La Asamblea de Accionistas del 18 de Abril de 2001 resolvió pagar un dividendo anual de $2 por acción a cada uno de los accionistas registrados a esa fecha sin distinción de clases, el que fue pagado el 28 de Abril de 2001.

Con fecha 29 de noviembre de 2001, el Directorio de la Sociedad resolvió pagar un dividendo anticipado sobre las utilidades del ejercicio en curso de $ 2 por acción a todos los accionistas sin distinción de clase, el que se efectivizó el 5 de diciembre de 2001. Como consecuencia de esta resolución, el Directorio no efectuará a la Asamblea de Accionistas Anual Ordinaria ninguna propuesta de pago de dividendos adicional.

El total de préstamos al 31 de diciembre de 2001, era de $ 2.248 millones, compuesto por deuda a corto plazo (incluyendo la porción corriente de la deuda a largo plazo) de $ 1.097 millones y por deuda a largo plazo de $ 1.151 millones. Del total de préstamos al 31 de diciembre de 2001, $ 45 millones son en yenes 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 la nota 1.a) de los Estados Contables. Del total de $ 1.151 millones de préstamos a largo plazo al 31 de diciembre de 2001, aproximadamente $ 720 millones vencen en los próximos cinco años. La tasa de interés promedio ponderado del total de deuda al 31 de diciembre de 2001 era de aproximadamente 7.6%.

Al 31 de diciembre de 2001, el patrimonio neto de la Sociedad ascendía a $ 8.482 millones, que incluye la reserva legal de $ 368 millones de acuerdo con lo establecido por la Ley N°19.550 de Sociedades Comerciales.

Operaciones con sociedades relacionadas

Durante 2001 hubieron compras y/o ventas y operaciones de financiación con sociedades relacionadas, las que fueron detalladas en la Nota 7 a los estados contables.

Las principales operaciones relacionadas con la reorganización del grupo económico están descriptas en el acápite “Reestructuración de YPF”.

Perspectivas

La empresa, reafirmando su compromiso productivo de largo plazo con el país, consolidará en el año 2002, las inversiones efectuadas en los últimos años, focalizando sus operaciones y su flujo de fondos en sus actividades en Argentina.

Cada uno de los diferentes segmentos de la Sociedad deberá adecuarse a la evolución macroeconómica del país, optimizando sus niveles de actividad a la demanda de los mercados en donde opera, lo que incluye también hacer foco en el desarrollo de nuevos mercados y oportunidades de negocio.

La Sociedad tiene previsto un programa de inversiones para sustentar estos fines, y si bien el mismo es analizado a la luz de los últimos acontecimientos económicos, es optimista sobre la evolución positiva de los principales indicadores macroeconómicos en el mediano plazo.

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, 8 de marzo de 2002.

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 2001, 2000, y 1999, y los correspondientes estados de resultados, de evolución del patrimonio neto y de origen y aplicación de fondos por los ejercicios terminados en dichas 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 2001, 2000 y 1999, y los correspondientes estados de resultados y de origen y aplicación de fondos por los ejercicios terminados en dichas 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.
Como se describe en la Nota 13 a los estados contables adjuntos, durante los últimos meses se implementó en el país un profundo cambio del modelo económico y de la Ley de Convertibilidad vigente desde el mes de marzo de 1991. Las principales consecuencias del conjunto de medidas adoptadas hasta la fecha de este informe por el Gobierno Nacional y detalladas en la mencionada nota, son (a) la devaluación del peso argentino respecto del dólar estadounidense y la pesificación de ciertos activos y pasivos en moneda extranjera mantenidos en el país, cuyos efectos serán reconocidos en el ejercicio subsecuente de acuerdo con las normas contables vigentes, (b) la pesificación de todos los contratos privados celebrados al 6 de enero de 2002, (c) la introducción de restricciones al retiro de fondos depositados en las instituciones financieras, (d) la restricción a realizar transferencias al exterior en concepto de pagos de capital de préstamos financieros y de distribución de dividendos sin la previa autorización del Banco Central de la República Argentina, (e) la implementación de nuevos regímenes de retención a las exportaciones de hidrocarburos y (f) el incremento de los precios internos. La evolución futura de la crisis económica podría requerir de medidas adicionales por parte del Gobierno Nacional. Los estados contables adjuntos deben ser leídos teniendo en cuenta las cuestiones previamente mencionadas.
En nuestra opinión, los estados contables mencionados en el primer párrafo presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación patrimonial de YPF SOCIEDAD ANONIMA al 31 de diciembre de 2001, 2000 y 1999, 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 2001, 2000, y 1999 y los resultados consolidados 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.
2 -
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 2001, 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 $ 2.510.318, no siendo exigible a esa fecha.


Buenos Aires, 8 de marzo de 2002		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

ESTADOS CONTABLES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2001, 2000 Y 1999

Indice


	Página

* Carátula	1
* Balances generales consolidados	2
* Estados de resultados consolidados	3
* Estados de origen y aplicación de fondos consolidados	4
* Notas a los estados contables consolidados	5
* Anexos a los estados contables consolidados	13
* Balances generales	16
* Estados de resultados	17
* Estados de evolución del patrimonio neto	18
* Estados de origen y aplicación de fondos	19
* Notas a los estados contables	20
* Anexos a los estados contables	57

YPF SOCIEDAD ANONIMA

Avenida Presidente Roque Sáenz Peña 777 - Buenos Aires

EJERCICIOS ECONOMICOS Nº 25, 24 Y 23

INICIADOS EL 1º DE ENERO DE 2001, 2000 Y 1999

ESTADOS CONTABLES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2001, 2000 Y 1999

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, la generación de energía eléctrica a partir de hidrocarburos, así como también prestar servicios de telecomunicaciones.

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): 13 de junio de 2001.

COMPOSICION DEL CAPITAL

al 31 de diciembre de 2001

(expresado en pesos)


		Suscripto, integrado y autorizado a la oferta pública (Nota 4 a los estados contables básicos)
* Acciones ordinarias, escriturales de v/n $10 con derecho a 1 voto por acción		3.933.127.930
		=============

Cuadro I

YPF SOCIEDAD ANONIMA

Y SOCIEDADES CONTROLADAS

NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS

POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2001, 2000 Y 1999

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

Estados Contables Consolidados

a) Modificaciones a la normativa económica de la República Argentina

Como consecuencia de la crisis económica de la República Argentina, el Gobierno ha implementado diversas modificaciones a la normativa económica. La síntesis de las principales medidas adoptadas, como así la estimación del efecto de la devaluación subsecuente del peso argentino y de otras modificaciones a la normativa económica, se exponen en las Notas 1 y 13 a los estados contables básicos.

b) Bases de presentación:

Siguiendo el procedimiento establecido en la Resolución Técnica N° 4 de la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas ("FACPCE"), YPF Sociedad Anónima (la "Compañía" o "YPF") ha consolidado sus balances generales al 31 de diciembre de 2001, 2000 y 1999 y los correspondientes estados de resultados y de origen y aplicación de fondos por los ejercicios finalizados en dichas 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 Petroquímica Ensenada S.A. ("Petroken"), Refinería del Norte S.A., Profertil S.A., Compañía Mega S.A. ("Mega"), Empresa Petrolera Andina S.A. ("Andina") y Global Petroleum Corporation ("Global") al 31 de diciembre de 2001 y Petroken, Refinaria de Petróleos de Manguinhos ("Manguinhos") y Global al 31 de diciembre de 2000 y 1999) han sido consolidados proporcionalmente línea por línea, en base a la participación proporcional en las cuentas de los estados de resultados de dichas sociedades. El efecto de dicha consolidación proporcional ascendía a 1.337, 1.287 y 818 en las ventas netas consolidadas y a 59, 27 y 19 en la utilidad operativa consolidada, por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2001, 2000 y 1999, respectivamente.

En virtud de la Resolución General N° 368 de la Comisión Nacional de Valores ("CNV"), la Sociedad presenta sus estados contables consolidados, incluidos en el Cuadro I, precediendo a sus estados contables básicos.

c) Estados contables utilizados en la consolidación:

Para la consolidación de los estados contables al 31 de diciembre de 2001 se han utilizado los últimos estados contables consolidados auditados disponibles de YPF International Ltd., YPF Holdings Inc., YPF Chile S.A.,
A-Evangelista S.A. y los últimos estados contables auditados disponibles de Operadora de Estaciones de Servicios S.A., Enerfin S.A., Apex Petroleum Inc., Argentina Private Development Company Limited y Poligas Luján S.A.C.I. Para la consolidación de los estados contables al 31 de diciembre de 2000 se han utilizado los últimos estados contables consolidados auditados disponibles de YPF International Ltd., YPF Chile S.A., Repsol YPF Gas S.A., A&C Pipeline Holding Company, Repsol YPF Brasil S.A. y los últimos estados contables auditados disponibles de Operadora de Estaciones de Servicios S.A. Al 31 de diciembre de 1999, los estados contables consolidados fueron confeccionados sobre la base de las compañías mencionadas precedentemente para el año 2000, más los estados contables auditados de Maleic S.A.

d) 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

Incluye los activos relacionados con las inversiones en Indonesia y los activos correspondientes al segundo tramo de la venta de las propiedades de Crescendo Resources L.P., los cuales han sido valuados a su valor estimado de realización al 31 de diciembre de 2001 y 1999, respectivamente (Nota 12 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 a 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.

Ingresos

Los ingresos y costos relacionados con las actividades de construcción, se contabilizan a través del grado de avance. De acuerdo con este método, la parte proporcional de los ingresos y costos establecidos en el contrato, son reconocidos a medida que se va desarrollando el servicio que establece el contrato.

Acciones preferidas de Maxus

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999, la Sociedad rescató la totalidad de las 3.500.000 acciones preferidas acumulativas de Maxus de valor U$S 2,50 por acción.

Los dividendos fijos devengados por el capital preferido por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999 han sido expuestos en el estado de resultados como dividendos al capital preferido de sociedades controladas.

Detalle de los Principales Rubros de los Estados Contables Consolidados

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

Balances Generales Consolidados

Activo


a) Inversiones:	2001		2000		1999
	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente

Colocaciones transitorias, fondos restringidos y títulos públicos (1)	71 (2)	28	391 (2)	13	449 (2)	12
Sociedades vinculadas y otras (Anexo C)	-	1.483	-	697	-	518
Previsión para desvalorización de las participaciones en sociedades vinculadas y otras sociedades	-	(141)	-	(6)	-	(4)
	-----	-------	-----	-----	-----	-----
	71	1.370	391	704	449	526
	===	====	===	===	===	===

Incluye 11 de fondos restringidos al 31 de diciembre de 2001, y 12 de fondos restringidos al 31 de diciembre de 2000 y 1999.
Incluye 57, 387 y 433 al 31 de diciembre de 2001, 2000 y 1999, respectivamente, que corresponden a inversiones con vencimiento originalmente pactado inferior a tres meses.


b) Créditos por ventas:	2001		2000		1999
	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente

Deudores comunes	1.166	78	1.302	17	1.195	17
Documentos a cobrar	24	-	13	-	22	2
Sociedades relacionadas	232	-	158	-	49	-
	-------	-----	-------	-----	-------	-----
	1.422	78	1.473	17	1.266	19
Previsión para deudores por ventas de cobro dudoso	(474)	-	(267)	-	(187)	-
	-------	-----	-------	-----	-------	-----
	948	78	1.206	17	1.079	19
	====	===	====	===	====	===


c) Otros créditos:	2001		2000		1999
	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente
Créditos y anticipos de impuestos y reembolsos por exportaciones	131	73	164	9	148	4
Deudores por servicios	39	-	35	-	37	-
Gastos pagados por adelantado	19	151	27	180	28	196
Cánones y derechos	7	74	6	80	4	92
Sociedades relacionadas	516(1)	91	52	2	45	-
Préstamos a clientes	23	102	39	104	40	91
Por reconversión de contratos	-	32	-	42	-	44
Por desbalanceo de producción de gas	-	31	-	33	-	30
Uniones Transitorias de Empresas y Consorcios	51	-	61	-	33	-
Por venta de activos no corrientes	11	7	-	-	-	3
Diversos	142	55	140	79	130	64
	-------	-----	-----	-----	-----	-----
	939	616	524	529	465	524
Previsión para otros créditos de cobro dudoso	(104)	-	(119)	-	(104)	-
Previsión para valuar otros créditos a su valor recuperable	-	(36)	-	(5)	-	(4)
	-------	-----	-----	-----	-----	-----
	835	580	405	524	361	520
	====	===	===	===	===	===

(1) Incluye 293 con Repsol Netherlands Finance B.V. (sociedad relacionada bajo control común).


d) Bienes de cambio:	2001	2000	1999

Productos destilados para la venta	150	208	166
Petróleo crudo	89	96	84
Productos en proceso de destilación	6	6	5
Materias primas y envases	29	16	15
Materiales	-	6	8
	-----	-----	-----
	274	332	278
	===	===	===


e) Bienes de uso:	2001	2000	1999

Valor residual de bienes de uso (Anexo A)	8.739	9.840	9.530
Previsión para perforaciones exploratorias improductivas	(2)	(21)	(38)
Previsión para obsolescencia de materiales	(12)	(13)	(16)
Previsión para bienes de uso a desafectar	(26)	(402)	(179)
	--------	--------	--------
	8.699	9.404	9.297
	=====	=====	=====

Pasivo


f) Cuentas por pagar:	2001		2000		1999
	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente

Proveedores	714	15	710	12	525	7
Concesiones de explotación (Nota 10.b a los estados contables básicos)	120	100	80	220	-	-
Sociedades relacionadas	37	-	50	-	46	-
Uniones Transitorias de Empresas y Consorcios	65	-	108	-	69	-
Por desbalanceo de producción de gas	-	-	30	-	35	-
Diversas	115	51	73	73	120	25
	-------	-------	-------	-------	-------	-------
	1.051	166	1.051	305	795	32
	====	====	====	====	====	====


g) Préstamos:			2001		2000		1999
	Tasa de Interés (1)	Vencimiento del capital	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente

The Export Import Bank of Japan	5,25%	2002-2003	30	15	34	49	39	91
Swaps financieros y forwards - Diferencias de cambio e interés adicional	7,28%	-	7	3	60	4	-	44
Obligaciones Negociables (Nota 3.g.1 a los estados contables básicos)	-	-	91	981	333	1.238	390	1.828
Sociedades relacionadas	6,10-6,16%	2002	591	-	148	-	370	-
Obligaciones Negociables de Maxus	8,42-10,83%	2002-2004	2	27	1	28	38	29
Facilidades crediticas de Maxus	-	-	-	-	-	-	236	-
Prefinanciación de exportaciones	4,42%	2002	100	-	-	-	182	25
Otras deudas bancarias y otros acreedores	3,13-7,27%	2002-2007	276	125	15	4	108	28
			---------	---------	-------	-------	-------	-------
			1.097	1.151	591	1.323	1.363	2.045
			=====	=====	====	====	====	====

Tasa de interés anual vigente al 31 de diciembre de 2001.

Al 31 de diciembre de 2001, 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	315	355	25	25	431	1.151
	====	====	====	====	====	====

Estados de Resultados Consolidados


h) Otros ingresos (egresos), netos:	Ingresos (Egresos)
	2001	2000	1999

Impuesto sobre los débitos y créditos de cuentas bancarias	(26)	-	-
Previsión para juicios pendientes	(45)	(39)	(26)
Baja de bienes de uso y materiales obsoletos	(3)	(57)	(31)
Donaciones	(15)	(30)	-
Costos incurridos – Año 2000	-	-	(12)
Recupero de impuestos	-	9	19
Indemnizaciones y otros gastos de personal por reestructuración	(3)	(3)	(15)
Multa GLP (Nota 10.b a los estados contables básicos)	-	(109)	-
Amortización de la llave de sociedades controladas y bajo control conjunto	(13)	(10)	(13)
Diversos	(21)	(41)	(24)
	-------	-------	-------
	(126)	(280)	(102)
	====	====	====


i) Resultados financieros y por tenencia:	Ganancia (Pérdida)
	2001	2000	1999
Generados por activos:
Intereses	65	81	45
Diferencias de cambio	(21)	(13)	(11)
Resultado por tenencia de bienes de cambio	(40)	39	20
	-------	-------	-------
	4	107	54
	-------	-------	-------
Generados por pasivos:
Intereses	(295)	(256)	(329)
Diferencias de cambio	(20)	(8)	(12)
	-------	-------	-------
	(315)	(264)	(341)
	-------	-------	-------
	(311)	(157)	(287)
	====	====	====

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 afecta a la mayoría de operaciones de YPF Holdings Inc.

YPF Holdings Inc. 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 Holdings Inc. y, como se señala en párrafos siguientes, YPF Holdings Inc. 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 2001, las previsiones para contingencias ambientales ascendían a U$S 80 millones. En opinión de la Dirección, las previsiones constituidas son adecuadas para cubrir todas las contingencias ambientales que son 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. El detalle de las principales contingencias ambientales es el siguiente:

Condado de Hudson, New Jersey. Hasta 1972, Diamond Shamrock Chemicals Company ("Productos Químicos"), una antigua subsidiaria de productos químicos de Maxus, 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 en y próximos al Condado de Hudson.

En 1990 Occidental Petroleum Corporation ("Occidental"), como sucesora de Productos Químicos, 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. Chemical Land Holdings, Inc. ("CLH"), subsidiaria de YPF Holdings Inc., está realizando actualmente los trabajos en nombre de Occidental y ha presentado los informes de sus investigaciones al DEP a fines del año 2001. YPF Holdings Inc. 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 35 millones al 31 de diciembre de 2001. 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. Es factible que el Estado de New Jersey inicie acciones legales a fin de recuperar las erogaciones realizadas en relación con estos emplazamientos. El Gobernador de New Jersey, emitió una resolución administrativa por la cual requirió a las agencias estaduales una justificación específica en caso de que un requerimiento estadual fuese más estricto que un requerimiento federal.

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 Holdings Inc. espera que las pruebas y estudios finalicen en el primer trimestre de 2003 y el costo sea de U$S 2 millones a U$S 4 millones con posterioridad al 31 de diciembre de 2001. El costo estimado de estos estudios ha sido previsionado. De existir, los costos de remediación que pudieran ser requeridos, no pueden ser estimados razonablemente en la actualidad.

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. Al 31 de diciembre de 2001, el costo estimado de la realización del RIFS será de aproximadamente U$S 1 millón en el próximo año. YPF Holdings Inc. 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.

Emplazamientos de terceros. La Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos de América ("APA") demandó a una serie de partes potencialmente responsables, que incluye a Occidental como el sucesor de Chemicals, en la Corte Federal de Texas buscando una recuperación de los costos de remediación supuestamente incurridos en el emplazamiento de desechos Sikes Pit, cerca de Crosby, Texas. CLH está defendiendo este caso en nombre de Occidental. La APA supone que los acusados son responsables conjuntamente de todos los costos, que se aproximan a U$S 162 millones más intereses, que al 30 de junio de 2001 ascendían a aproximadamente U$S 55 millones. En junio de 2001 las partes involucradas alcanzaron un principio de acuerdo, el cual deberá ser aprobado por la Corte y no se considerará perfeccionado hasta tanto se concrete la mencionada aprobación. En base al principio de acuerdo alcanzado, YPF Holdings Inc. estima que la resolución del mismo no tendrá ningún efecto adverso significativo en la posición financiera de YPF Holdings Inc. o en el resultado de sus operaciones.

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. El 25 de enero de 2002, el tribunal concedió a Occidental y denegó a Maxus sus respectivas peticiones para que dicte sentencia de pleno derecho sobre ciertos hechos en controversia. Maxus considera que el tribunal ha fallado incorrectamente y tiene la intención de apelar. YPF Holdings Inc. considera que la demanda de Occidental carece de mérito y estima que la resolución de la misma no tendrá ningún efecto adverso significativo en la posición financiera de YPF Holdings Inc. o en el resultado de sus operaciones.

Las operaciones de exploración, desarrollo y producción petroleras que YPF tiene en el exterior a través de subsidiarias, 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 Sociedad, así como a los riesgos de pérdidas en algunos países debido a cambios de gobierno, guerra civil, actos de guerra, guerrilla e insurrección. A la fecha, no es posible determinar el potencial efecto futuro que los riesgos mencionados 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 Consolidada sobre Segmentos de Negocio

A continuación se detalla la información consolidada sobre segmentos de negocio para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2001, 2000 y 1999 (ver información adicional en Nota 8 a los estados contables básicos):


	Exploración y Producción	Refino y Marketing	Química	Gas Natural y Electricidad	Administración Central y Otros	Ajustes de Consolidación	Total
Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2001
Ventas netas a terceros	1.460	4.859	291	68	-	-	6.678
Ventas netas a sociedades relacionadas	1.144	307	-	33	-	-	1.484
Ventas netas y comisiones por servicios intersegmentos	2.269	343	178	11	-	(2.801)	-
	-------	-------	-------	-------	-------	-------	-------
Ventas netas e ingresos por servicios totales	4.873	5.509	469	112 (1)	-	(2.801)	8.162
	====	====	====	====	====	====	====
Utilidad (pérdida) operativa	2.078	190	-	28	(142)	50	2.204
Resultado de inversiones permanentes	3	43	(52)	(110)	-	-	(116)
Depreciación y amortización	779	207	15	4	12	-	1.017
Inversión en bienes de uso	1.040	147	73	5	21	-	1.286
Activos identificables	7.972	3.975	647	373	288	(72)	13.183

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2000
Ventas netas a terceros	1.670	5.389	273	10	-	-	7.342
Ventas netas a sociedades relacionadas	1.056	286	-	-	-	(24)	1.318
Ventas netas y comisiones por servicios intersegmentos	2.718	343	208	7	-	(3.276)	-
	-------	-------	-------	-------	-------	-------	-------
Ventas netas e ingresos por servicios totales	5.444	6.018	481	17 (1)	-	(3.300)	8.660
	====	====	====	====	====	====	====
Utilidad (pérdida) operativa	2.827	69	3	11	(138)	-	2.772
Resultado de inversiones permanentes	3	24	(8)	-	(2)	-	17
Depreciación y amortización	701	219	17	-	9	-	946
Inversión en bienes de uso	1.204	164	71	3	31	-	1.473
Activos identificables	7.930	4.386	609	97	393	(173)	13.242

	Exploración y Producción	Refino y Marketing	Administración Central y Otros	Ajustes de Consolidación	Total
Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999
Ventas netas a terceros	1.442	4.997	-	-	6.439
Ventas netas a sociedades relacionadas	40	119	-	-	159
Ventas netas intersegmentos	2.334	24	-	(2.358)	-
	---------	---------	---------	---------	---------
Ventas netas totales	3.816	5.140(2)	-	(2.358)(2)	6.598
	=====	=====	=====	=====	=====
Utilidad (pérdida) operativa	1.381	237	(106)	23	1.535
Resultado de inversiones permanentes	-	20	-	-	20
Depreciación y amortización	766	236	8	-	1.010
Inversión en bienes de uso	715	259	8	-	982
Activos identificables	7.901	4.903	319	(205)	12.918

Las ventas de gas natural son registradas en el segmento Exploración y Producción.
A partir del 1° de enero de 2000, las ventas de crudo son llevadas a cabo por el segmento Exploración y Producción. Si esta nueva política de comercialización hubiera sido aplicada retroactivamente, las ventas netas totales del segmento Refino y Marketing y los Ajustes de Consolidación, hubieran sido aproximadamente 4.374 y (1.592), respectivamente, por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999.

Cuadro I

Anexo C

YPF SOCIEDAD ANONIMA

Y SOCIEDADES CONTROLADAS

BALANCES GENERALES CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2001, 2000 Y 1999

INVERSIONES EN ACCIONES Y PARTICIPACION EN OTRAS SOCIEDADES

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


	2001																			2000		1999
										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:
Empresa Petrolera Andina S.A.	Ordinarias	Bs.	100		13.439.520	524	(12)	503		Exploración, explotación y comercialización de hidrocarburos en Bolivia	Av. José Estenssoro N° 100, casi Radial 19, 3° Anillo Externo - Santa Cruz de la Sierra - Bolivia	30/09/01	199		45		447	50,00%	(5)	-		-
Andina Corporation	-	-	-		-	-		-		Inversión y financiera	P.O. Box 309 - Georgetown - Islas Caimán	-	-		-		-	-		110		107
Compañía Mega S.A.	Ordinarias	$	1		77.292.000	80	(6)	77		Separación, fraccionamiento y transporte de líquidos de gas natural	Av. Roque Sáenz Peña 777 - P. 7° - Buenos Aires - Argentina	30/09/01	203		25		228	38,00%		77		64
Petroken Petroquímica Ensenada S.A.	Ordinarias	$	1		40.602.826	55	(6)	47		Petroquímica	Sarmiento 1230 - P. 6° - Buenos Aires - Argentina	30/09/01	81		(6)		109	50,00%		59		58
Profertil S.A.	Ordinarias	$	1		1.000.000	162	(6)	178		Producción y venta de fertilizantes	Alicia Moreau de Justo 140 - P. 1° - Buenos Aires - Argentina	30/09/01	2		(22)		333	50,00%		159		66
Refinería del Norte S.A.	Ordinarias	$	1		45.803.655	64		56		Refinación	Maipú 1 - P. 2º - Buenos Aires - Argentina	30/09/01	92		7		128	50,00%		39		35
Oleoductos del Valle S.A.	Ordinarias	$	10		4.072.749	43	(1)	22		Transporte de petróleo por ducto	Florida 1 - P. 10° - Buenos Aires - Argentina	30/09/01	110		18		151	37,00%		28		27
PBBPolisur S.A. (13)	Ordinarias	$	1		12.838.664	48		107		Petroquímica	Av. Eduardo Madero 900 - P. 7° - Buenos Aires - Argentina	30/09/01	46		(61)		173	28,00%		75		78
Bitech Petroleum Corporation	-	-	-		-	-		-		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	-	-		-		-	-		15		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%	(5)	-	(2)	-	(2)
Global Companies LLC	-	-	-		-	24		24		Abastecimiento, almacenamiento, comercialización y distribución de hidrocarburos y sus derivados	Watermill Center 800 South Street - Waltham - Massachusetts - USA	-	-		-		-	51,00%	(5)	19		16
Montello Group LLC	-	-	-		-	-		-	(2)	Abastecimiento, almacenamiento, comercialización y distribución de hidrocarburos y sus derivados	Watermill Center 800 South Street - Waltham - Massachusetts - USA	-	-		-		-	49,00%	(5)	2		-	(2)
Chelsea Sandwich LLC	-	-	-		-	-	(2)	4		Almacenamiento y distribución de hidrocarburos y sus derivados	Watermill Center 800 South Street - Waltham - Massachusetts - USA	-	-		-		-	51,00%	(5)	1		1
Terminales Marítimas Patagónicas S.A.	Ordinarias	$	10		476.034	11	(1)	3		Almacenamiento y despacho de petróleo	Av. Leandro N. Alem 1180 - P. 11° - Buenos Aires - Argentina	30/09/01	14		11		46	33,15%		10		9
Oiltanking Ebytem S.A.	Ordinarias	$	10		351.167	2	(1)	4		Transporte y almacenamiento de hidrocarburos	Alicia Moreau de Justo 872 - P. 4° - Of. 7 - Buenos Aires - Argentina	30/09/01	12		4		17	30,00%		3		1
Gasoducto del Pacífico (Argentina) S.A.	Preferidas	$	1		12.298.800	13		12		Transporte de gas por ducto	San Martín 323 - P. 19° - Buenos Aires - Argentina	31/03/01	124		1		128	10,00%	(9)	12		6
Gasoducto del Pacífico (Chile) S.A.	Preferidas	-	-	(3)	21.270.930	15	(11)	18		Transporte de gas por ducto	Isidora Goyenechea 3600 - Of. 401 - Comuna Las Condes - Santiago de Chile - Chile	31/12/01	182		7		184	10,00%	(4)(9)	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	31/12/99	-	(2)	(4)		(4)	10,00%		-	(2)	-	(2)
Empresas Lipigas S.A.	Ordinarias	-	-	(3)	45.000.077	38	(11)	171		Inversión y financiera	Las Urbinas 53 - P. 15° - Comuna de Providencia - Santiago de Chile - Chile	31/12/01	75		11		82	45,00%	(4)	40		-
Central Dock Sud S.A.	Ordinarias	$	0,01		86.799.282	3		1		Generación de energía eléctrica y su comercialización en bloque	Reconquista 360 - P. 6° - Buenos Aires - Argentina	30/09/01	9		19		203	9,98%	(10)	-		-
Gas Argentino S.A.	Ordinarias	$	1		104.438.182	153	(6)	154		Inversión en MetroGas S.A.	Gregorio Araoz de Lamadrid 1360 - Buenos Aires - Argentina	30/09/01	230		27		370	45,33%		-		-
Gasoducto Oriental S.A.	Ordinarias	$	1		2.000	-	(2)	-	(2)	Realización del proyecto y construcción de un gasoducto y demás instalaciones accesorias al mismo, desde Colonia hasta Montevideo, en la República Oriental del Uruguay, para la empresa Gasoducto Cruz del Sur S.A.	Av. Ingeniero Huergo 1437 - P. 2° "E" - Buenos Aires - Argentina	31/12/01	-	(2)	1		1	16,67%	(7)	-		-
Inversora Dock Sud S.A.	Ordinarias	$	1		40.291.975	109	(6)	87		Inversión y financiera	Reconquista 360 - P. 6° - Buenos Aires - Argentina	30/09/01	94		13		186	42,86%		-		-
Pluspetrol Energy S.A.	Ordinarias	$	1		30.006.540	110	(6)	55		Exploración y explotación de hidrocarburos y generación, producción y comercialización de energía eléctrica	Lima 339 - Buenos Aires - Argentina	30/09/01	67		23		237	45,00%		-		-
A&C Pipeline Holding Company	Ordinarias	U$S	1		162.000	-	(2)	-	(2)	Inversión y financiera	P.O. Box 309 - Georgetown - Islas Caimán	30/09/01	1		-	(2)	1	18,00%		-	(2)(8)	-	(2)(8)
Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A.	Preferidas	$	1		8.099.280	12		8		Transporte de petróleo por ducto	Esmeralda 255 P. 5° - Buenos Aires - Argentina	30/09/01	45		10		65	18,00%	(9)	-	(8)	-	(8)
Oleoducto Trasandino (Chile) S.A.	Preferidas	U$S	3		3.091.179	11	(11)	8		Transporte de petróleo por ducto	Ahumada 341 - Santiago de Chile - Chile	30/09/01	45		3		55	18,00%	(9)	-	(2)(8)	-	(2)(8)
Refinaria de Petróleos de Manguinhos	-	-	-		-	-		-		Refinación	Av. Brasil 3141 - Río de Janeiro - Brasil	-	-		-		-	-		31		29
Transportadora Sulbrasileira de Gás S.A.	-	-	-		-	-		-		Diseño, ingeniería, construcción, administración, explotación, operación y mantenimiento del gasoducto	Av. Dolores Alcaraz Caldas 90 - P. 7° - Porto Alegre - Brasil	-	-		-		-	-		6		-	(2)
Otras Sociedades:
Mercobank S.A.	Ordinarias	$	1		1.800.264	6		6		Inversión y financiera	Bartolomé Mitre 343 - Buenos Aires - Argentina	30/06/00	46		(15)		14	3,91%		6		6
						--------		--------												--------		--------
						1.483		1.545												697		518
						=====		=====												=====		=====

Ver información adicional sobre los principales cambios en el conjunto económico en Nota 12 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.
Tenencia accionaria a través de YPF Chile S.A.
Tenencia accionaria a través de YPF International Ltd.
Corresponde al porcentaje de participación sobre el patrimonio neto de la sociedad al 30 de septiembre de 2001 más los resultados de las operaciones del cuarto trimestre de 2001.
Tenencia accionaria a través de A-Evangelista S.A.
Al 31 de diciembre de 2000 y 1999 la sociedad se encontraba consolidada (Nota 12 a los estados contables básicos).
Corresponde a la participación sobre el capital preferido de la sociedad.
Adicionalmente, la Sociedad posee un 29,93% de participación indirecta en el capital a través de Inversora Dock Sud S.A.
Corresponde al porcentaje de participación sobre el patrimonio neto de la Sociedad al 30 de septiembre de 2001, más ajustes para adecuar los criterios contables a los de YPF S.A.
Corresponde al porcentaje de participación sobre el patrimonio neto de la sociedad al 30 de septiembre de 2001, más los resultados de las operaciones del cuarto trimestre de 2001 y los ajustes a valor de mercado de los activos físicos adquiridos.
Con fecha efectiva 1° de abril de 2001, PBB fue absorbida por fusión por Polisur S.A.

Las Notas 1 a 14 y los estados complementarios adjuntos (Anexos A, B, C, E, F, G y H y Cuadro I) son parte integrante de estos estados.

YPF SOCIEDAD ANONIMA

NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES

POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2001, 2000 Y 1999

(cifras expresadas en millones de pesos, excepto donde se indica en forma expresa - Nota 1)

Modificaciones a la Normativa Económica de la República Argentina y Bases de Presentación de los Estados Contables

Modificaciones a la normativa económica de la República Argentina

A partir de comienzos de diciembre de 2001, las autoridades nacionales implementaron diversas medidas de carácter monetario y de control de cambios, que comprendían principalmente la restricción a la libre disponibilidad de los fondos depositados en las entidades bancarias y la imposibilidad práctica de realizar ciertas transferencias al exterior, con excepción de aquellas vinculadas al comercio exterior. Posteriormente, el Gobierno declaró el incumplimiento del pago de los servicios de la deuda externa y, el 6 de enero de 2002, el Congreso Nacional sancionó la Ley N° 25.561 de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario que implicó un profundo cambio del modelo económico vigente hasta ese momento y la modificación de la ley de convertibilidad vigente desde marzo de 1991, y que faculta al Poder Ejecutivo, entre otros aspectos, a sancionar medidas adicionales de carácter monetario, financiero y cambiario conducentes a superar la actual crisis económica en el mediano plazo. La estimación de los efectos de la devaluación subsecuente del peso argentino y de otras modificaciones a la normativa económica, como así la síntesis de las principales medidas económicas adoptadas, se exponen en la Nota 13.

Bases de presentación de los estados contables

Los estados contables de YPF Sociedad Anónima han sido confeccionados de conformidad con las normas contables profesionales vigentes en la República Argentina, considerando las normas de la Comisión Nacional de Valores. 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").

Los estados contables de YPF al 31 de diciembre de 2001 incluyen el efecto de la fusión con Astra C.A.P.S.A. ("Astra") y Repsol Argentina S.A. al 1° de enero de 2001, como se menciona en las Notas y en los Anexos adjuntos.

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 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 vigentes en Argentina 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 ha sido inferior al porcentaje mencionado.

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

La Sociedad utiliza 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.

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 2001 es el siguiente:

a) Contrato 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 2001, considerando el efecto del swap financiero mencionado y del interés adicional devengado, asciende a 55.

Esta operación no implica la sustitución del acreedor original ni la generación de un nuevo pasivo.

b) Opciones de precio del crudo:

YPF ha acordado opciones que tienen por objeto establecer una protección sobre el precio bajo el contrato de venta de crudo a largo plazo con ENAP (compañía petrolera estatal chilena) dado que la Sociedad ha garantizado las emisiones de las Obligaciones Negociables por U$S 400 millones correspondientes a los programas globales de U$S 500 y U$S 700 millones, respectivamente, mencionados en la Nota 3.g.1), con los ingresos provenientes de las exportaciones relacionadas con este contrato. Dichas opciones pueden ser ejercidas en el caso de que el precio de mercado sea inferior a U$S 14 por barril de crudo. Al 31 de diciembre de 2001, aproximadamente 6 millones de barriles de crudo se encuentran protegidos bajo dichas opciones.

c) Contratos de swap de precio del crudo:

En noviembre de 1996, junio de 1998 y diciembre de 2001, la Sociedad acordó contratos de swap de precio sobre ciertos compromisos correspondientes a entregas de petróleo crudo por aproximadamente 27,8 millones, 23,9 millones y 24,1 millones de barriles a ser entregados durante el término de siete, diez y siete años, respectivamente, de acuerdo con los contratos de venta de petróleo crudo a futuro mencionados en la Nota 10.b). Bajo estos contratos de swap de precio, la Sociedad recibirá precios variables que dependerán de los precios de mercado. Al 31 de diciembre de 2001, aproximadamente 47 millones de barriles de crudo se encuentran protegidos bajo dichos contratos.

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

Para la confección de los estados de origen y aplicación de fondos se consideraron caja y los equivalentes de caja que comprenden 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. La Sociedad reconoce en el rubro otros créditos su parte proporcional del gas producido no 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.

Participación en Uniones Transitorias de Empresas y Consorcios

Las participaciones de la Sociedad en Uniones Transitorias de Empresas y otros acuerdos para la exploración y extracción de petróleo y gas han sido consolidadas línea por línea, en base a la participación proporcional en los activos, pasivos, ingresos y gastos de los mismos (Nota 6).

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 (Nota 10.b).

Utilidades por acción

Las utilidades por acción han sido calculadas en base a las 393.312.793 acciones de la Sociedad en circulación por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2001 y a las 353.000.000 acciones de la Sociedad en circulación por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2000 y 1999 (Nota 4).

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. Los activos y pasivos en moneda extranjera al 31 de diciembre de 2001 fueron valuados al tipo de cambio de 1 peso por cada dólar estadounidense vigente a la fecha de suspensión del mercado de cambios, de acuerdo con lo establecido por la Resolución MD N° 1/02 del Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y por la Resolución N° 392 de la CNV (Nota 13). 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: han sido valuados utilizando el método del precio promedio ponderado (PPP), que no difiere significativamente de su costo de reposición al cierre de cada ejercicio.

c) Inversiones no corrientes:

Inversiones en acciones y participación en otras sociedades

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 (Nota 13). 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 según las disposiciones estatutarias respectivas.

Para la determinación de la participación en sociedades controladas y vinculadas se han utilizado los últimos estados contables disponibles al cierre de cada ejercicio (Anexo C), considerando los hechos significativos subsecuentes.

La Sociedad presenta estados contables consolidados como información complementaria a los presentes estados contables por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2001, 2000 y 1999 (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. YPF 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.

Títulos públicos

La Compañía ha decidido mantener estos títulos hasta su vencimiento, por lo tanto, estas inversiones han sido valuadas al costo, incorporando los intereses devengados al cierre del ejercicio.

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 activados relacionados con compras de propiedades con reservas probadas, 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 totales.
La propiedad minera en áreas con reservas no probadas ha sido valuada al costo reexpresado de acuerdo con lo indicado en la Nota 1. Respecto de las áreas con reservas no probadas se establece, de ser necesario, una previsión con cargo a resultados, que refleja el valor no recuperable de las áreas con reservas no probadas. Las propiedades mineras en áreas con reservas no probadas que no están produciendo son examinadas periódicamente por la gerencia de la Sociedad 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.
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. A medida que los bienes de uso son reemplazados, sus costos relacionados y sus amortizaciones acumuladas, son dadas 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 acondicionar los activos para su venta sin que el valor registrado supere 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 ciertas inversiones no corrientes 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 su vida útil estimada 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 estimada del ejercicio, sin considerar el efecto de las diferencias temporarias entre el resultado contable y el impositivo. Adicionalmente, determina el impuesto a la ganancia mínima presunta aplicando la tasa vigente del 1% sobre los activos computables al cierre del ejercicio. Este impuesto es complementario del impuesto a las ganancias. La obligación fiscal de la Sociedad en cada ejercicio 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 diez ejercicios siguientes.

En los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2001, 2000 y 1999, el importe estimado en concepto del impuesto a las ganancias fue superior al impuesto a la ganancia mínima presunta estimado y se imputó al resultado de cada ejercicio en el rubro "Impuesto a las ganancias".

Regalías e impuesto sobre 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 sobre los ingresos brutos, cuya alícuota efectiva promedio fue de aproximadamente 1,80%, 1,78% y 1,66% para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2001, 2000 y 1999, respectivamente.

g) Previsiones:

Deducidas del activo: se han constituido para reducir la valuación de los créditos por ventas, otros créditos, 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 sus 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 vinculadas se computaron sobre la base de los resultados de dichas sociedades y se incluyeron en el rubro "Resultados de inversiones permanentes".
En los casos en que fueron significativos, la Sociedad segregó los componentes financieros implícitos devengados en cada ejercicio, los cuales se incluyeron en el rubro "Resultados financieros y por tenencia".

A partir del 1° de enero de 2000, a los efectos de los estados contables básicos, 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, dejaron de ser consolidados línea por línea, netos de las operaciones entre dichas sociedades, en base a la participación proporcional en las cuentas de los estados de resultados de las mismas. Dicha información se incluye en los estados contables consolidados (Cuadro I - Nota 1.b). El estado de resultados de la Sociedad por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999 ha sido modificado para dar efecto a dicho cambio.

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 los estudios de factibilidad detallados sobre el enfoque y los costos de saneamiento para emplazamientos individuales, o en la estimación de la Sociedad de los costos a incurrir según la experiencia histórica y la información 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:	2001		2000		1999
	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente

Colocaciones transitorias y títulos públicos	6 (1)	20(2)	15 (1)	-	20 (1)	-
Sociedades controladas, vinculadas y otras (Anexo C)	-	2.224	-	2.775	-	2.836
Previsión para desvalorización de las participaciones en sociedades vinculadas y otras sociedades (Anexo E)	-	(141)	-	(6)	-	(4)
	---------	---------	---------	---------	---------	---------
	6	2.103	15	2.769	20	2.832
	=====	=====	=====	=====	=====	=====

Incluye 2, 11 y 4 al 31 de diciembre de 2001, 2000 y 1999, respectivamente, correspondientes a inversiones con vencimiento originalmente pactado inferior a tres meses.
Corresponde a bonos del Tesoro "Letras Externas de la República Argentina" e incluye 12 a vencer de uno a dos años y 8 a vencer de dos a tres años, los cuales devengan una tasa de interés anual de aproximadamente 17,73%.


b) Créditos por ventas:	2001		2000		1999
	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente

Deudores comunes	1.092	78	1.140	16	979	14
Documentos a cobrar	9	-	-	-	14	2
Sociedades relacionadas (Nota 7)	236	-	200	-	103	-
	---------	---------	---------	---------	---------	---------
	1.337(1)	78	1.340	16	1.096	16
Previsión para deudores por ventas de cobro dudoso (Anexo E)	(467)	-	(255)	-	(179)	-
	---------	---------	---------	---------	---------	---------
	870	78	1.085	16	917	16
	=====	=====	=====	=====	=====	=====

(1) Incluye 237 en gestión judicial, 249 de plazo vencido a menos de tres meses, 363 de plazo vencido a más de tres meses, 443 a vencer dentro de los próximos tres meses y 45 a vencer a más de tres meses.


c) Otros créditos:	2001		2000		1999
	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente

Créditos y anticipos de impuestos y reembolsos por exportaciones	112	70	133	-	110	-
Deudores por servicios	36	-	35	-	34	-
Gastos pagados por adelantado	15	114	14	146	19	174
Cánones y derechos	7	74	6	80	4	92
Sociedades relacionadas (Nota 7)	208	188	192	96	26	15
Préstamos a clientes	22	102	35	104	38	90
Por reconversión de contratos	-	32	-	42	-	44
Por desbalanceo de producción de gas	-	31	-	33	-	30
Uniones Transitorias de Empresas y Consorcios	44	-	32	-	27	-
Por venta de activos no corrientes	11	7	-	-	-	3
Diversos	93	47	88	30	84	35
	-------	-------	-------	-------	-------	-------
	548 (1)	665 (2)	535	531	342	483

Previsión para otros créditos de cobro dudoso (Anexo E)	(104)	-	(111)	-	(104)	-
Previsión para valuar otros créditos a su valor recuperable (Anexo E)	-	(36)	-	(5)	-	(4)
	-------	-------	-------	-------	-------	-------
	444	629	424	526	238	479
	====	====	====	====	====	====

(1) Incluye 19 de plazo vencido a menos de tres meses, 122 de plazo vencido a más de tres meses y 407 a vencer de acuerdo al siguiente detalle: 236 de uno a tres meses, 62 de tres a seis meses, 65 de seis a nueve meses y 44 de nueve a doce meses.

(2) Incluye 188 a vencer de uno a dos años, 106 a vencer de dos a tres años y 371 a vencer a más de tres años.


d) Bienes de cambio:	2001	2000	1999

Productos destilados para la venta	141	192	148
Petróleo crudo	87	96	84
Productos en proceso de destilación	6	6	5
Materias primas y envases	17	13	12
	-------	-------	-------
	251	307	249
	====	====	====


e) Bienes de uso:	2001	2000	1999

Valor residual de bienes de uso (Anexo A)	8.365	7.443	7.165
Previsión para perforaciones exploratorias improductivas (Anexo E)	(2)	(21)	(38)
Previsión para obsolescencia de materiales (Anexo E)	(12)	(13)	(16)
Previsión para bienes de uso a desafectar (Anexo E)	(26)	(26)	(4)
	-------	-------	-------
	8.325	7.383	7.107
	====	====	====

Pasivo


f) Cuentas por pagar:	2001		2000		1999
	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente

Proveedores	673	15	602	12	413	6
Concesiones de explotación (Nota 10.b)	120	100	80	220	-	-
Sociedades relacionadas (Nota 7)	103	-	61	-	52	-
Uniones Transitorias de Empresas y Consorcios	65	-	74	-	47	-
Diversas	15	30	4	14	29	11
	-----	-----	-----	-----	-----	-----
	976 (1)	145 (2)	821	246	541	17
	===	===	===	===	===	===

Incluye 963 a vencer dentro de los próximos tres meses, 4 a vencer de tres a seis meses y 9 a vencer a más de seis meses.
Incluye 130 a vencer de uno a dos años y 15 a vencer a más de dos años.


g) Préstamos:			2001		2000		1999
	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%	2002-2003	30	15	34	49	39	91
Swaps financieros y forwards - Diferencias de cambio e interés adicional	7,28%	-	7	3	60	4	-	44
Obligaciones Negociables (Nota 3.g.1)	-	-	91	981	333	1.238	390	1.828
Sociedades relacionadas (Nota 7)	6,10-6,16%	2002	487	-	149	-	370	-
Prefinanciación de exportaciones	4,42%	2002	100	-	-	-	182	25
Otras deudas bancarias y otros acreedores	3,13-7,27%	2002-2007	276	125	3	-	86	3
			---------	---------	---------	---------	---------	---------
			991	1.124	579	1.291	1.067	1.991
			=====	=====	=====	=====	=====	=====

(1) Tasa de interés anual vigente al 31 de diciembre de 2001.

Al 31 de diciembre de 2001, 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	245	24	35	687	991
	===	===	===	===	====


	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	315	328	25	25	431	1.124
	===	===	===	===	===	====

Al 31 de diciembre de 2001, los principales préstamos que incluyen cláusulas restrictivas son los siguientes:

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)					2001		2000		1999
	Año	Valor nominal			Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente

-	1994	U$S 350	8,00%	2004	9	303	11	350	11	350
U$S 500	1995	U$S 400(2)	8,95%	2002	12	-	71	12	65	83
U$S 500	1997	U$S 100(2)	7,00%	2002	12	-	20	12	18	32
U$S 700	1995	U$S 400(2)	7,50%	2002	41	-	67	41	62	107
U$S 700	1996	Liras 300.000	-	-	-	-	144	-	-	156
U$S 1.200	1997	U$S 200	-	-	-	-	-	-	208	-
U$S 1.000	1997	U$S 300	7,75%	2007	6	211	7	270	8	300
U$S 1.000	1998	U$S 350	7,25%	2003	6	272	7	311	8	350
U$S 1.000	1998	U$S 125	-	-	-	-	-	-	1	125
U$S 1.000	1998	U$S 100	10,00%	2028	1	65	1	87	2	100
U$S 1.000	1999	U$S 225	9,13%	2009	4	130	5	155	7	225
					-------	-------	-------	-------	-------	-------
					91	981	333	1.238	390	1.828
					====	====	====	====	====	====

Tasa de interés anual vigente al 31 de diciembre de 2001.
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 10.b).

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.

2) 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 al menos un 30% de participación 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) Otros ingresos (egresos), netos:	Ingresos (Egresos)
	2001	2000	1999

Impuesto sobre los débitos y créditos de cuentas bancarias	(26)	-	-
Previsión para juicios pendientes	(45)	(39)	(26)
Baja de bienes de uso y materiales obsoletos	(3)	(57)	(31)
Donaciones	(15)	(30)	-
Costos incurridos – Año 2000	-	-	(10)
Recupero de impuestos	-	-	19
Indemnizaciones y otros gastos de personal por reestructuración	-	-	(4)
Multa GLP (Nota 10.b)	-	(109)	-
Diversos	(12)	(32)	(45)
	-------	-------	-------
	(101)	(267)	(97)
	====	====	====


i) Resultados financieros y por tenencia:	Ganancia (Pérdida)
	2001	2000	1999
Generados por activos:
Intereses	60	55	36
Diferencia de cambio (1)	(30)	(18)	(19)
Resultado por tenencia de bienes de cambio (Anexo F)	(40)	39	20
	-------	-------	-------
	(10)	76	37
	-------	-------	-------
Generados por pasivos:
Intereses	(251)	(235)	(293)
	-------	-------	-------
	(261)	(159)	(256)
	====	====	====

(1) Incluye (27), (15) y (16) correspondientes al efecto traslación de las inversiones en el exterior por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2001, 2000 y 1999, respectivamente.

Capital Social

Al 31 de diciembre de 2001, el capital es de 3.933 y está representado por 393.312.793 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. Al 1 de enero de 2001, YPF aumentó su capital en 403 representado por 40.312.793 acciones ordinarias escriturales Clase D, de valor nominal $ 10 cada una y 1 voto por acción, como consecuencia de la fusión entre YPF, Astra y Repsol Argentina S.A. (Nota 12).

Al 31 de diciembre de 2001, Repsol YPF, S.A. ("Repsol YPF") controla la Sociedad, directa e indirectamente, mediante una participación del 99,03%. El domicilio legal de Repsol YPF es Paseo de la Castellana 278, 28046 Madrid, España.

La actividad principal de Repsol YPF 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 2001, el Estado Nacional Argentino posee 1.000 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 Argentina.

Activos de Disponibilidad Restringida y Garantías Otorgadas

Al 31 de diciembre de 2001, YPF ha garantizado acuerdos de comercialización suscriptos por ciertas subsidiarias por un monto de U$S 113 millones. Adicionalmente, como consecuencia de la fusión con Astra C.A.P.S.A. y Repsol Argentina S.A., mencionada en la Nota 12, ha otorgado garantías en relación con las actividades de financiación de Pluspetrol Energy S.A. y de Central Dock Sud S.A. por un monto de aproximadamente U$S 68 millones y de U$S 85 millones, respectivamente.

La Sociedad ha acordado mantener su participación en YPF Chile S.A., en Profertil S.A. y en Petroken Petroquímica Ensenada S.A., 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. y se ha comprometido, entre otras cosas, a mantener su participación en dicha sociedad hasta el 1° de abril de 2004. Adicionalmente, la Sociedad ha otorgado una garantía en relación con la actividad de financiación de Compañía Mega S.A. por un monto de aproximadamente U$S 13 millones.

En relación con los préstamos obtenidos para la adquisición de las acciones ordinarias de Maxus (sociedad controlada indirectamente a través de YPF Holdings Inc.), la Sociedad ha garantizado el pago de dichos préstamos, los cuales ascendían a U$S 29 millones al 31 de diciembre de 2001.

Adicionalmente, en relación con la transferencia de ciertas subsidiarias de YPF, durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2001, la Sociedad garantizó el efecto de la devaluación del peso argentino sobre el dólar estadounidense por el período de doce meses a partir del mes de diciembre de 2001, sobre un monto de capital de trabajo de U$S 80 millones. Al 31 de diciembre de 2001, la Sociedad reconoció una pérdida neta de U$S 32 millones en relación con dicha garantía, la cual se imputó en el rubro "Resultado por la venta de inversiones no corrientes" del estado de resultados por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2001.

Participación en Uniones Transitorias de Empresas y Consorcios

Al 31 de diciembre de 2001, las principales Uniones Transitorias de Empresas ("UTEs") y Consorcios de exploración y explotación en las que la Sociedad participa son las siguientes:

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

Puesto Hernández Neuquén y Mendoza	61,55%	Pecom Energía S.A.	30/09/01	2016	Producción
El Tordillo Chubut	12,20%	Tecpetrol S.A.	30/09/01	2016	Producción
Magallanes "A" Santa Cruz	50%	Sipetrol S.A.	31/12/00	2016	Producción
Tierra del Fuego Tierra del Fuego	30%	Pan American Fueguina S.R.L.	30/09/01	2017	Producción
Palmar Largo Formosa	30%	Pluspetrol S.A.	30/09/01	2017	Producción
Aguaragüe Salta	30%	Tecpetrol S.A.	30/11/01	2017	Exploración y producción
Aguada Pichana Neuquén	27,28%	Total Austral S.A.	30/09/01	2017	Producción
San Roque Neuquén	34,11%	Total Austral S.A.	30/09/01	2017	Exploración y producción
Acambuco Salta	22,50%	Pan American Energy LLC	30/09/01	2016	Exploración y producción
La Tapera y Puesto Quiroga Chubut	12,20%	Tecpetrol S.A.	30/09/01	2017	Exploración
Llancanelo Mendoza	51%	YPF S.A.	-	2018	Exploración y producción
Ramos (1) Salta	15%	Pluspetrol Energy S.A.	31/03/01	2026	Producción
Filo Morado Neuquén	50%	YPF S.A.	-	2006	Generación de energía eléctrica

Adicionalmente, YPF posee un 27% de participación indirecta a través de Pluspetrol Energy S.A.

Hasta el 31 de diciembre de 2001, 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 18% 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.

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


	2001	2000	1999

Activo corriente	57	83	77
Activo no corriente	674	639	545
	-------	-------	-------
Total del activo	731	722	622
	====	====	====
Pasivo corriente	61	116	61
Pasivo no corriente	1	-	-
	-------	-------	-------
Total del pasivo	62	116	61
	====	====	====
Costos de producción	243	266	231
	====	====	====

Saldos y Operaciones con Sociedades Relacionadas

Al 31 de diciembre de 2001, 2000 y 1999, los principales saldos pendientes por operaciones con sociedades controladas y vinculadas, sociedad controlante y otras sociedades relacionadas bajo control común son los siguientes:

	2001			2000			1999
	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 Chile S.A.	-	22	97	-	88	94	-	-	15
Operadora de Estaciones de Servicios S.A.	12	-	-	-	1	-	12	-	-
Petróleos Transandinos YPF S.A.(1)	3	-	-	7	-	-	7	-	-
Otras	4	3	-	-	-	-	2	1	-
	-----	-----	-----	-----	-----	-----	-----	-----	-----
	19	25	97	7	89	94	21	1	15
	-----	-----	-----	-----	-----	-----	-----	-----	-----

Sociedades vinculadas:
Petroken Petroquímica Ensenada S.A.	6	1	-	5	1	-	5	2	-
Profertil S.A.	-	12	24	1	-	-	-	-	-
Compañía Mega S.A.	62	-	-	4	-	-	-	-	-
Empresa Petrolera Andina S.A (1)	-	46	-	-	-	-	-	-	-
Otras	18	10	8	15	1	2	25	6	-
	-----	-----	-----	-----	-----	-----	-----	-----	-----
	86	69	32	25	2	2	30	8	-
	-----	-----	-----	-----	-----	-----	-----	-----	-----

Otras Sociedades Relacionadas bajo control común:
Repsol YPF Transporte y Trading S.A.	112	-	-	106	-	-	-	-	-
Repsol YPF Brasil S.A.	5	95	-	23	6	-	22	-	-
Repsol YPF Gas S.A.	11	16	59	17	56	-	11	-	-
Repsol Exploración Venezuela B.V.	-	-	-	-	39	-	-	-	-
Otras	3	3	-	22	-	-	19	17	-
	-----	-----	-----	-----	-----	-----	-----	-----	-----
	131	114	59	168	101	-	52	17	-
	-----	-----	-----	-----	-----	-----	-----	-----	-----
	236	208	188	200	192	96	103	26	15
	===	===	===	===	===	===	===	===	===

	2001		2000		1999
	Cuentas por Pagar	Préstamos	Cuentas por Pagar	Préstamos	Cuentas por Pagar	Préstamos
	Corriente	Corriente	Corriente	Corriente	Corriente	Corriente
Sociedades controladas:
Operadora de Estaciones de Servicios S.A.	9	-	8	1	4	-
A - Evangelista S.A.	12	-	-	-	-	-
Otras	44	-	-	-	-	-
	-----	-------	-----	-----	-----	-----
	65	-	8	1	4	-
	-----	-------	-----	-----	-----	-----
Sociedades vinculadas:
Oleoductos del Valle S.A.	11	-	9	-	10	-
Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A.	2	-	3	-	2	-
Otras	21	-	14	-	12	-
	-----	-------	-----	-----	-----	-----
	34	-	26	-	24	-
	-----	-------	-----	-----	-----	-----
Sociedad Controlante y Otras Sociedades Relacionadas bajo control común:
Repsol Netherlands Finance B.V. – Reino de Holanda	-	487	-	-	-	-
Repsol YPF, S.A.	3	-	-	148	-	370
Otras	1	-	27	-	24	-
	-----	-------	-----	-----	-----	-----
	4	487	27	148	24	370
	-----	-------	-----	-----	-----	-----
	103	487	61	149	52	370
	===	====	===	===	===	===

La Sociedad efectúa operaciones de compra, de venta y financieras con sociedades controladas y vinculadas, con la sociedad controlante y con otras sociedades relacionadas bajo control común. Los precios de estas transacciones se aproximan a los correspondientes a transacciones con terceros. Adicionalmente, las operaciones de venta de participaciones en sociedades controladas y vinculadas de YPF a otras sociedades relacionadas se detallan en la Nota 12. Las principales operaciones de compra, de venta y financieras con estas sociedades por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2001, 2000 y 1999, son las siguientes:

	2001					2000				1999
	Ventas	Anticipos de clientes	Compras y Servicios	Operaciones de préstamos (Débitos) Créditos	Intereses Ganancia (Pérdida)	Ventas	Compras y Servicios	Operaciones de préstamos (Débitos) Créditos	Intereses Ganancia (Pérdida)	Ventas	Compras y Servicios	Operaciones de préstamos (Débitos) Créditos	Intereses Ganancia (Pérdida)
Sociedades controladas:
Operadora de Estaciones de Servicios S.A.	7	-	57	-	-	7	56	-	(1)	7	57	(29)	-
Petróleos Transandinos YPF S.A. (1)	47	-	-	-	-	25	-	-	-	28	-	-	-
A-Evangelista S.A.	-	-	56	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Otras	-	-	5	63	14	-	-	(166)	2	9	1	(15)	-
	-------	-------	-------	-------	-------	-------	-------	-------	-------	-------	-------	-------	-------
	54	-	118	63	14	32	56	(166)	1	44	58	(44)	-
	-------	-------	-------	-------	-------	-------	-------	-------	-------	-------	-------	-------	-------
Sociedades vinculadas:
Refinería del Norte S.A.	93	-	75	-	-	111	96	-	-	72	44	-	-
Petroken Petroquímica Ensenada S.A.	48	-	1	-	-	48	-	-	-	25	-	-	-
Profertil S.A.	17	-	10	(36)	1	6	-	-	-	-	-	-	-
Compañía Mega S.A.	143	-	10	-	-	4	-	-	-	-	-	20	-
Oleoductos de Valle S.A.	-	-	44	-	-	1	44	-	-	1	49	-	-
Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A.	-	-	25	-	-	-	30	-	-	-	28	-	-
Otras	55	-	60	(46)	1	32	30	-	-	28	29	-	-
	-------	-------	-------	-------	-------	-------	-------	-------	-------	-------	-------	-------	-------
	356	-	225	(82)	2	202	200	-	-	126	150	20	-
	-------	-------	-------	-------	-------	-------	-------	-------	-------	-------	-------	-------	-------
Sociedad Controlante y Otras Sociedades Relacionadas bajo control común:
Repsol YPF Transporte y Trading S.A.	1.020	-	40	-	-	1.005	-	-	-	-	-	-	-
Repsol YPF Gas S.A.	62	-	-	(19)	6	65	1	(56)	1	50	-	-	-
Repsol YPF Brasil S.A.	19	-	-	(89)	3	15	-	(6)	-	13	-	-	-
Repsol YPF, S.A.	-	383	-	(148)	-	-	-	(222)	(34)	-	-	370	-
Repsol International Finance B.V. – Reino de Holanda	-	-	-	-	(42)	-	-	-	-	-	-	-	-
Repsol Netherlands Finance B.V. – Reino de Holanda	-	-	-	487	(63)	-	-	-	-	-	-	-	-
Otras	176	-	43	-	-	127	108	-	-	33	37	-	-
	-------	-------	-------	-------	-------	-------	-------	-------	-------	-------	-------	-------	-------
	1.277	383	83	231	(96)	1.212	109	(284)	(33)	96	37	370	-
	-------	-------	-------	-------	-------	-------	-------	-------	-------	-------	-------	-------	-------
	1.687	383	426	212	(80)	1.446	365	(450)	(32)	266	245	346	-
	====	====	====	====	====	====	====	====	====	====	====	====	====

Participación indirecta.
Información sobre Segmentos de Negocio

La Sociedad organiza su estructura de negocio en cinco segmentos, los cuales comprenden: la exploración, producción, incluyendo las compras contractuales de gas y compras de petróleo crudo derivados de contratos de servicios y concesiones, y venta de petróleo crudo y gas natural ("Exploración y Producción"), la refinación y comercialización de productos derivados del petróleo ("Refino y Marketing"), las operaciones petroquímicas ("Química"), la comercialización del gas natural y generación eléctrica ("Gas Natural y Electricidad") y las restantes actividades realizadas por la Sociedad, que no encuadran en estas categorías, agrupadas bajo la clasificación de "Administración Central y Otros", que comprende principalmente los gastos y activos de la administración central y las operaciones de Chemical Land Holdings, Inc. (Nota 10.b). La información sobre segmentos de negocio correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999 fue modificada parcialmente con el fin de dar efecto a la estructura de negocios mencionada anteriormente, establecida a partir del 1° de enero de 2000.

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	Refino y Marketing	Química	Gas Natural y Electricidad	Administración Central y Otros	Ajustes de Consolidación	Total
Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2001
Ventas netas a terceros	818	3.251	174	23	-	-	4.266
Ventas netas a sociedades relacionadas	1.203	484	-	-	-	-	1.687
Ventas netas y comisiones por servicios intersegmentos	2.196	257	173	7	-	(2.633)	-
	-------	-------	-------	-------	-------	-------	-------
Ventas netas e ingresos por servicios totales	4.217	3.992	347	30 (1)	-	(2.633)	5.953
	====	====	====	====	====	====	====
Utilidad (pérdida) operativa	1.889	138	(4)	14	(145)	51	1.943
Resultado de inversiones permanentes	(198)	35	(50)	(110)	(19)	-	(342)
Depreciación de bienes de uso	683	166	14	4	12	-	879
Inversión en bienes de uso	892	112	73	5	21	-	1.103
Activos identificables	7.469	4.024	647	417	265	(69)	12.753

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2000
Ventas netas a terceros	1.024	3.529	210	10	-	-	4.773
Ventas netas a sociedades relacionadas	1.056	390	-	-	-	-	1.446
Ventas netas y comisiones por servicios intersegmentos	2.692	343	208	7	-	(3.250)	-
	-------	-------	-------	-------	-------	-------	-------
Ventas netas e ingresos por servicios totales	4.772	4.262	418	17 (1)	-	(3.250)	6.219
	====	====	====	====	====	====	====
Utilidad (pérdida) operativa	2.599	3	(4)	11	(138)	-	2.471
Resultado de inversiones permanentes	(2)	33	(6)	-	(13)	-	12
Depreciación de bienes de uso	568	167	13	-	9	-	757
Inversión en bienes de uso	956	147	71	3	31	-	1.208
Activos identificables	7.292	4.482	609	97	393	(280)	12.593

	Exploración y Producción	Refino y Marketing	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)	-	(2.339)(2)	4.661
	=====	=====	=====	=====	=====
Utilidad (pérdida) operativa	1.222	177	(106)	23	1.316
Resultado de inversiones permanentes	(228)	20	27	-	(181)
Depreciación de bienes de uso	601	177	8	-	786
Inversión en bienes de uso	451	164	8	-	623
Activos identificables	7.213	4.737	319	(299)	11.970

Las ventas de gas natural son registradas en el segmento Exploración y Producción.
A partir del 1° de enero de 2000, las ventas de crudo son llevadas a cabo por el segmento Exploración y Producción. Si esta nueva política de comercialización hubiera sido aplicada retroactivamente, las ventas netas totales del segmento Refino y Marketing y los Ajustes de Consolidación, hubieran sido aproximadamente 3.083 y (1.573), respectivamente, por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999.

Las ventas por exportaciones por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2001 y de 2000 fueron 2.125 y 2.322, respectivamente, que incluyen 1.020 y 1.005, respectivamente, correspondientes a las ventas a Repsol YPF Transporte y Trading S.A. Las ventas por exportaciones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999 fueron 1.523. Estas exportaciones se realizan principalmente a Brasil, Chile y Estados Unidos de América.

Beneficios Sociales y Otros Beneficios para el Personal

a) Programa de bonificación por objetivos y evaluación del desempeño:

Alcanza a ciertos empleados de la Sociedad y sus sociedades controladas. Se basa en el cumplimiento de los objetivos corporativos, de unidad de negocio e individuales y en la evaluación de desempeño. Se determina a partir de la remuneración anual de cada empleado y será abonada en efectivo.

El cargo a resultados relacionado con el programa de bonificación descripto fue 16, 18 y 25, por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2001, 2000 y 1999, respectivamente.

b) 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 cargo totales reconocidos bajo el plan de retiro ascienden a aproximadamente 3 por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2001, 2000 y 1999.

c) 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 YPF, 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 o, (iv) muerte o incapacidad. Los beneficios son totalmente devengados cuando los eventos (ii) a (iv) ocurren, 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 1.

Compromisos y Contingencias

a) Previsión para juicios pendientes:

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), vigente hasta octubre de 2002, para la provisión de 40.000 a 60.000 barriles diarios de petróleo de la Cuenca Neuquina a Chile.

En noviembre de 1996, junio de 1998 y diciembre de 2001, la Sociedad recibió aproximadamente U$S 381 millones, U$S 300 millones y U$S 383 millones, respectivamente, de compradores de petróleo crudo, en concepto de anticipos por entregas futuras de petróleo crudo bajo contratos de venta a futuro por montos totales de U$S 399 millones, U$S 315 millones y U$S 400 millones, respectivamente. Bajo los términos de estos contratos la Sociedad acordó vender y entregar a los compradores aproximadamente 27,8 millones, 23,9 millones y 24,1 millones de barriles de petróleo crudo durante el término de siete, diez y siete 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 asciende a 660, 365 y 454 al 31 de diciembre de 2001, 2000 y 1999, respectivamente. 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 efectos materiales adversos en los resultados de las operaciones o en la posición financiera de la Sociedad como resultado de los compromisos descriptos más arriba.

Pasivos y contingencias asumidas por el Estado Nacional Argentino:

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

Hasta el 31 de diciembre de 2001, todos los reclamos relacionados con la Sociedad Predecesora recibidos por YPF han sido o están en proceso de ser notificados al Gobierno Nacional Argentino. 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 YPF:

Debido a su operatoria, YPF está sujeta a diversas leyes y regulaciones provinciales y nacionales de protección del medio ambiente. Dichas leyes y regulaciones podrían, entre otras, imponer sanciones por el costo de limpieza de la contaminación y daños al medio ambiente resultantes de la mencionada operatoria. 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.

Los gastos requeridos para subsanar daños ya causados han sido provisionados al 31 de diciembre de 2001.

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 adverso en la situación financiera y en el resultado de las operaciones 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.

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 Chemical Land Holdings, Inc. ("CLH"), una subsidiaria controlada indirectamente a través de YPF Holdings Inc. En relación con esta transacción, YPF se comprometió a contribuir con 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:

Acuerdo con el Estado Nacional y la Provincia de Neuquén:

Con fecha 28 de diciembre de 2000, el Poder Ejecutivo Nacional, a través del Decreto N° 1.252, otorgó a YPF la prórroga de la concesión de explotación del área Loma La Lata - Sierra Barrosa de la cual YPF es titular, por un plazo adicional de 10 años hasta el mes de noviembre del año 2027, de acuerdo con las condiciones establecidas en el Acuerdo de Prórroga suscripto el 5 de diciembre de 2000, entre el Estado Nacional, la Provincia de Neuquén e YPF. Con motivo de dicho acuerdo, YPF se comprometió, entre otras cosas, a abonar al Estado Nacional U$S 300 millones por la obtención de la prórroga antes mencionada, los cuales fueron registrados en el rubro bienes de uso; a definir un programa de inversiones de U$S 8.000 millones, en la Provincia de Neuquén, desde el año 2000 hasta el 2017 y a abonar a la Provincia de Neuquén el 5% del flujo de fondos neto proveniente de la concesión, durante cada año del plazo de la prórroga. Adicionalmente, YPF donó la suma de 20, destinados a la cancelación de deudas de ciertas compañías prestadoras de servicios a YPF, y de 10 para cubrir necesidades de capital de trabajo de las mismas compañías.

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 41.

El Directorio, en su reunión del 29 de noviembre de 2001, aprobó la distribución de un dividendo anticipado de 787, el cual fue abonado el 5 de diciembre de 2001.

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.

Los efectos de la devaluación del peso argentino y ciertas restricciones sobre el pago de dividendos, relacionados con las nuevas medidas económicas, se exponen en la Nota 13.

Principales Cambios en el Conjunto Económico

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$S 3 millones.
La Sociedad adquirió el 99,99% de las acciones de Maleic S.A. en U$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 debería realizar un pago adicional de hasta U$S 5 millones sujeto a que Maleic S.A. alcance cierto margen de contribución anual en un plazo de cinco años.
La Sociedad vendió a Repsol YPF la totalidad de su participación accionaria en YPF Perú S.A. y Refinadores del Perú S.A. por aproximadamente U$S 31 y U$S 44 millones, respectivamente, registrando una ganancia neta de U$S 6 millones.
El Directorio en su reunión del 9 de diciembre de 1999, aprobó la iniciación de las gestiones de venta a valores de mercado de las inversiones de YPF International Ltd. en Bolivia a sociedades relacionadas. Al 31 de diciembre de 2000, el valor de dichas inversiones no supera su valor recuperable.
La Sociedad, a través de YPF International Ltd., celebró un acuerdo para la venta a terceros 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 citada transacción.

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2000:

El Directorio, en su reunión del 2 de febrero de 2000, aprobó la iniciación de las gestiones de venta de las inversiones de YPF International Ltd. en Indonesia. Al 31 de diciembre de 1999 y de 2000, YPF International Ltd. registró una pérdida de U$S 175 y U$S 195 millones, respectivamente, para valuar dichas inversiones a su valor estimado de realización a dichas fechas.
El Directorio, en su reunión del 29 de febrero de 2000, aprobó la fusión de YPF con Maleic S.A. con fecha efectiva 1° de enero de 2000, la cual fue ratificada por la Asamblea General de Accionistas de fecha 27 de abril de 2000.
Al 31 de diciembre de 2000, YPF International Ltd. vendió sus inversiones en Colombia a Repsol Exploración Colombia S.A., por aproximadamente U$S 6 millones, registrando un resultado neto de U$S 2 millones.
El Directorio, en su reunión del 2 de agosto de 2000, autorizó la iniciación de las gestiones de venta a través de YPF International Ltd., de su participación en Global Companies LLC, Montello Group LLC y Chelsea Sandwich LLC (conjuntamente "Global").
La Sociedad, a través de YPF Chile S.A., adquirió el 45% del grupo Empresas Lipigas S.A., por aproximadamente U$S 171 millones. YPF Chile S.A. tiene la opción de incrementar su participación en un 10% a partir de 2001 y, simultáneamente, también se obliga a adquirir el resto del paquete accionario de Empresas Lipigas S.A., en el caso de que éstas decidan venderlo, ajustándose a las cláusulas establecidas en el contrato de compraventa.
Con fecha 13 de diciembre de 2000, Astra vendió su 21% de participación en Inversora en Distribución de Entre Ríos S.A. ("IDERSA") a PSEG Américas Ltd. por U$S 42 millones. Dicha transacción fue estructurada en dos tramos. El primero se perfeccionó en diciembre de 2000 y el segundo tramo se perfeccionó en junio de 2001.
La Asamblea General Extraordinaria de Accionistas, en su reunión del 27 de diciembre de 2000, aprobó la fusión de YPF, Astra y Repsol Argentina S.A., compañías controladas de Repsol YPF, mediante la absorción de Astra y Repsol Argentina S.A. por parte de YPF, que tuvo efectos a partir del 1° de enero de 2001. Consecuentemente, los activos y pasivos de Astra y de Repsol Argentina S.A., se fusionaron con los de YPF a partir del 1° de enero de 2001 a su valor de libros. Al 31 de diciembre de 2000, los activos corrientes de Astra y de Repsol Argentina S.A. ascendían a 174, sus activos no corrientes a 1.917, sus pasivos corrientes a 904 y sus pasivos no corrientes a 167.

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2001:

YPF vendió participaciones en inversiones permanentes y uniones transitorias de empresas y aprobó la venta de ciertas subsidiarias, registrando una pérdida consolidada neta de (125) al 31 de diciembre de 2001, incluyendo una ganancia neta de 213 en la línea "Resultado por la venta de inversiones no corrientes" y una pérdida de (338) en la línea "Resultados de inversiones no corrientes" del estado de resultados:
En enero de 2001, la Sociedad vendió, a valores de mercado, su 99,99% de participación en YPF Brasil S.A. a Repsol YPF, por aproximadamente U$S 140 millones, registrando una ganancia neta de aproximadamente
U$S 17 millones.
En enero de 2001, YPF e YPF International Ltd. vendieron, a valores de mercado, sus inversiones en Ecuador a Repsol YPF Ecuador S.A. por un monto de U$S 6 y U$S 307 millones, respectivamente, registrando una pérdida neta de U$S 1 millón y U$S 1 millón, respectivamente.
La Sociedad, en febrero de 2001, vendió, por un valor de U$S 66 millones, el 36% de su participación en Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A. y A & C Pipeline Holding Company, registrando una ganancia neta de U$S 6 millones, y a través de YPF Chile S.A. el 36% de su participación en Oleoducto Trasandino (Chile) S.A., registrando una ganancia neta de U$S 13 millones.
En febrero de 2001, YPF estableció un acuerdo con Pecom Energía S.A. ("Pecom") por el cual adquirió un 20,25% de participación adicional en Empresa Petrolera Andina S.A. ("Andina") a través de YPF International Ltd. y un 50% de participación en las áreas Manantiales Behr y Restinga Alí y vendió a Pecom su participación en las áreas Santa Cruz I (30%), Santa Cruz II (62,2%) y otros activos menores. Asimismo, YPF a través de YPF International Ltd. adquirió a Pluspetrol Resources un 9,5% adicional en Andina. El valor total de mercado de los activos netos objeto de las operaciones mencionadas ascendía a U$S 435 millones. Como consecuencia de dicha transacción, la participación indirecta de YPF en Andina se incrementó a un 50%. La ganancia neta registrada por la operación de venta mencionada anteriormente ascendió a U$S 96 millones.
En abril de 2001, YPF vendió su participación en Electricidad Argentina S.A., sociedad controlante de Edenor S.A., a EDF International S.A., por un monto de U$S 195 millones. La ganancia neta registrada por esta transacción ascendió a U$S 125 millones.
En junio de 2001, YPF completó el segundo tramo de la venta de su participación del 21% en IDERSA a PSEG América Ltd., registrando una ganancia neta de U$S 3 millones.
En julio de 2001, YPF International Ltd. vendió, a valores de mercado, su participación del 100% en Repsol YPF Venezuela S.A. a Repsol Exploración S.A., por un monto de U$S 26 millones. Adicionalmente, en septiembre de 2001, YPF International Ltd. vendió, a valores de mercado, su participación del 100% en Maxus Venezuela (C.I.) Ltd. y Maxus Guarapiche Ltd. a Repsol Exploración Venezuela B.V. por un monto total de U$S 47 millones. Como consecuencia de estas transacciones, YPF International Ltd. registró una pérdida de U$S 94 millones.
En julio de 2001, la Sociedad vendió, a valores de mercado, su participación en Astra Producción Petrolera S.A. a Repsol Exploración Venezuela B.V. por U$S 3 millones, registrando una ganancia neta de U$S 16 millones.
En agosto de 2001, YPF International Ltd. vendió la participación que poseía en Bitech Petroleum Corporation a Lukoil Overseas Canada Ltd. por un monto de U$S 11 millones, registrando una pérdida neta de U$S 4 millones.
En agosto de 2001, YPF vendió su participación en YPF Sudamericana S.A. a Repsol YPF Bolivia S.A. a valor de libros.
En enero de 2002, YPF International Ltd. celebró un acuerdo para la venta del 100% de su participación en YPF Blora Ltd., YPF Maxus Southeast Sumatra, YPF Java Baratlaut B.V., YPF Madura Barat B.V., YPF Poleng B.V. y PT IIAPCO Services, sociedades que poseen activos en Indonesia, por un monto total de aproximadamente U$S 174 millones. Al 31 de diciembre de 2001, YPF International Ltd., registró una pérdida de U$S 252 millones para valuar sus inversiones en Indonesia a su valor estimado de realización.
En febrero de 2001, se firmó el Acuerdo Definitivo de Fusión entre YPF Gas S.A. y Repsol Gas S.A. Como consecuencia de dicho acuerdo, YPF Gas S.A. fue absorbida por Repsol Gas S.A., con fecha efectiva a partir del 1° de enero de 2001, correspondiéndole a YPF el 85% del capital accionario de Repsol Gas S.A. En diciembre de 2001, la Sociedad vendió su participación en Repsol Gas S.A. a Repsol Butano S.A. a valor de mercado por U$S 118 millones, registrando una pérdida neta de 22.
En diciembre de 2001, en relación con un acuerdo de intercambio de activos entre Repsol YPF y Petróleo Brasileiro S.A., YPF vendió sus inversiones en Eg3 S.A., Eg3 Asfaltos S.A. y Eg3 Red S.A. a Repsol YPF, a valores de mercado, por un monto de aproximadamente U$S 559 millones, registrando una pérdida neta de U$S 27 millones.
En marzo de 2001, Dow Investment Argentina S.A. e YPF acordaron la fusión de sus participaciones en Polisur S.A. y PBB S.A. A raíz de este acuerdo, efectivo a partir del 1° de abril de 2001, PBB S.A. fue absorbida por Polisur S.A. a su valor de libros cambiando su nombre por PBBPolisur S.A. Como consecuencia, al 31 de diciembre de 2001, la participación accionaria de YPF en la nueva sociedad es del 28%.
En junio de 2001, el Directorio aprobó la disolución de Enerfin S.A. y de Argentine Private Development Company Ltd. (Cayman Islands) y la transferencia de la participación de YPF en Apex Petroleum Inc. a YPF International Ltd.
En noviembre de 2001, Argentina Private Development Company Ltd. transfirió su participación en Gas Argentino S.A. a YPF S.A. por un monto de U$S 68 millones.
En diciembre de 2001, YPF International Ltd. vendió, a valores de mercado, el 100% de su participación en YPF Holdings Inc. a YPF, por un monto de aproximadamente U$S 191 millones.
En marzo de 2002, el Directorio aprobó la transferencia a Repsol YPF S.A. de la participación directa e indirecta de YPF en Andina, YPF Chile S.A. y Maxus Bolivia Inc.

Efectos de la Devaluación del Peso Argentino y de Otras Modificaciones a la Normativa Económica

De acuerdo con lo mencionado en la Nota 1, el 6 de enero de 2002, el Congreso Nacional sancionó la ley N° 25.561 de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario.

El Decreto N° 71/2002 del Poder Ejecutivo y la Comunicación “A” 3425 y sus modificatorias, del Banco Central de la República Argentina ("BCRA") establecieron un mercado de cambios “oficial", básicamente para exportaciones y ciertas importaciones y obligaciones financieras y otro “libre” para el resto de las operaciones. La paridad del mercado “oficial” fue establecida en 1,40 pesos por dólar estadounidense y la cotización del mercado "libre” al cierre del primer día de reapertura del mercado cambiario (11 de enero de 2002), que había estado suspendido desde el 23 de diciembre de 2001, osciló entre 1,60 y 1,70 pesos por cada dólar estadounidense, tipo vendedor.

Posteriormente, se emitieron diversas normas que introdujeron modificaciones adicionales a la nueva normativa vigente, cuyos aspectos principales a la fecha de aprobación de estos estados contables, se resumen a continuación:

1. la unificación del mercado de cambios en un mercado "libre" por el que se negociarán las operaciones de comercio exterior y, con autorización previa del BCRA, las operaciones financieras;
la pesificación de los depósitos en dólares mantenidos en instituciones financieras del país al tipo de cambio de 1,40 pesos por cada dólar estadounidense y de todas las obligaciones expresadas en dicha moneda, contraídas al 6 de enero de 2002 en el país, al tipo de cambio de 1 peso por cada dólar estadounidense. Los depósitos y deudas convertidos a pesos se actualizarán posteriormente por un "coeficiente de estabilización de referencia" ("CER") a ser publicado por el BCRA, que se aplicará a partir de la fecha de publicación del Decreto N° 214/2002, más una tasa de interés mínima para los depósitos y máxima para las obligaciones con el sistema financiero, establecidas por el BCRA;
la pesificación de todos los contratos privados celebrados al 6 de enero de 2002 a un tipo de cambio de 1 peso por cada dólar estadounidense y su posterior actualización por el CER en los términos indicados en el inciso b.;
la emisión de un bono del Estado Nacional que compense a las entidades financieras por la diferencia generada por la aplicación de los tipos de cambio previamente mencionados;
la pesificación de las tarifas de los servicios públicos anteriormente pactadas en dólares y su posterior renegociación caso por caso;
la restricción a la libre disponibilidad de fondos depositados en las instituciones financieras;
la autorización previa del BCRA por el plazo de 90 días corridos, a partir del 11 de febrero de 2002, para realizar transferencias al exterior por pagos de capital de préstamos financieros y distribución de dividendos, cualquiera sea la forma de pago;
la implementación de nuevos regímenes de retención a las exportaciones de hidrocarburos, 20% para petróleo y 5% para productos refinados;
la suspensión de los despidos sin causa justificada por el término de 180 días, a partir del 6 de enero de 2002, y la penalización de abonar el doble de la indemnización que prevé la legislación laboral, en caso de llevarse a cabo;
la suspensión por dos años de la ley de intangibilidad de los depósitos;
la suspensión por el plazo de 180 días, a partir del 3 de febrero de 2002, de todos los procesos judiciales y medidas cautelares y ejecutorias sobre los créditos, deudas, depósitos o reprogramaciones financieras afectados por las nuevas medidas económicas; y
la declaración de la emergencia productiva y crediticia hasta el 10 de diciembre de 2003, que incluye, entre otras cuestiones:
1. la suspensión desde el 14 de febrero de 2002 y hasta el 10 de diciembre de 2003 de la ejecución de garantías de obligaciones financieras que, de cualquier modo, permitan la transferencia de control de las sociedades concursadas o sus subsidiarias;
2. la suspensión por el plazo de 180 días, desde el 14 de febrero de 2002, de (i) la totalidad de las ejecuciones judiciales y extrajudiciales, incluídas las hipotecarias y prendarias de cualquier origen que estas sean, ya sea para deudores en concurso preventivo como para el resto de deudores del sector privado e hipotecario (ii) el trámite de los pedidos de quiebra, lo que no incluye la posibilidad de decretar medidas precautorias de protección de la integridad del patrimonio del deudor y (iii) las medidas cautelares, trabadas o nuevas, sobre aquellos bienes que resulten indispensables para la continuidad de las actividades relacionadas con el giro habitual del deudor;
3. la prórroga del vencimiento del período de exclusividad en todos los procesos concursales iniciados con anterioridad al 14 de febrero de 2002 y regidos por la Ley N° 24.522, por un plazo no menor a 180 días contados desde la fecha de vencimiento prevista o desde la fecha de la útlima prórroga otorgada.

A la fecha de aprobación de estos estados contables, el Gobierno Nacional se encuentra aún analizando políticas complementarias, que deberán definir, entre otras cuestiones, la forma en que se pesificarán los préstamos garantizados en dólares correspondientes a la fase local del canje de deuda pública y la instrumentación del pago de la deuda privada externa.

Por otra parte, y como consecuencia de los cambios instrumentados, durante los meses de enero y febrero se produjo un incremento del índice de precios al consumidor de un 2,3% y 3,1%, y de precios internos al por mayor de un 6,6% y 11,7%, respectivamente, de acuerdo a la información del Instituto Nacional de Estadísticas y Censos.

Los activos y pasivos en moneda extranjera al 31 de diciembre de 2001 fueron valuados al tipo de cambio de 1 peso por cada dólar estadounidense vigente a la fecha de suspensión del mercado de cambios previamente mencionada, de acuerdo con lo establecido por la Resolución MD N° 1/02 del Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y por la Resolución N° 392 de la CNV.

La posición neta de activos y pasivos monetarios en moneda extranjera de YPF y las participaciones significativas en sociedades en el exterior (YPF International Ltd., YPF Holdings Inc., YPF Chile S.A., Petróleos Trasandinos YPF S.A. y Apex Petroleum Inc.), que generarían efectos como consecuencia de la devaluación producida hasta la fecha de aprobación de los estados contables, se encuentran expuestas en los Anexos G y C, respectivamente, de los presentes estados contables. Adicionalmente, la participación de YPF en la posición neta de activos y pasivos monetarios en moneda extranjera de las sociedades controladas y vinculadas locales en las cuales participa al 31 de diciembre de 2001, que generarían efectos como consecuencia de la devaluación producida hasta la fecha de aprobación de los estados contables, asciende a 952. El impacto estimado de las devaluaciones subsecuentes sobre las posiciones netas en moneda extranjera al 31 de diciembre de 2001 mencionadas anteriormente, al tipo de cambio de 1,7 pesos por cada dólar estadounidense al cierre del día 11 de enero de 2002, es una diferencia de cambio negativa de aproximadamente 1.402, que será reconocida contablemente en el ejercicio a finalizar el 31 de diciembre de 2002 de acuerdo con las normas contables vigentes.

Al 7 de marzo de 2002, la cotización de un dólar estadounidense, cerró a 2,20 pesos por cada dólar estadounidense, tipo vendedor. El impacto adicional estimado de las modificaciones en los tipos de cambio, subsecuentes al 11 de enero de 2002 y hasta el 7 de marzo de 2002, sobre la posición neta de activos y pasivos en moneda extranjera mencionada anteriormente, es una diferencia de cambio negativa adicional de aproximadamente 1.000.

Como consecuencia de los efectos de las devaluaciones subsecuentes, la Dirección de la Sociedad estima que el saldo de resultados acumulados mantenidos al 31 de diciembre de 2001, susceptible de ser distribuido como dividendos, se reducirá significativamente.

Según lo establece la citada Ley de Emergencia, la pérdida resultante de la aplicación del nuevo tipo de cambio sobre la posición neta de activos y pasivos en moneda extranjera al 6 de enero de 2002, será deducible en el impuesto a las ganancias a razón de un 20% anual durante los 5 ejercicios cerrados con posterioridad a la fecha de vigencia de la ley.

Debido a las restricciones impuestas a la disponibilidad de los fondos depositados en el sistema bancario y a la necesidad de obtener la previa autorización del BCRA, la Sociedad podría tener restringida la posibilidad de realizar transferencias al exterior en concepto de pagos de capital de préstamos financieros y distribución de dividendos.

Los cobros de exportaciones de bienes y servicios, con las excepciones y salvedades descriptas a continuación, deberán ser liquidadas en el mercado único y libre de cambios, en los plazos establecidos por la Secretaría de Industria y Comercio. Asimismo, los pagos al exterior de obligaciones financieras por capital, deberán contar, en los casos que corresponda, con la conformidad del BCRA, quedando exceptuados de dicho requerimiento entre otros, ciertos contratos de prefinanciación, financiación y cobros anticipados de exportaciones y ciertas financiaciones por contratos cuyas condiciones prevean la atención de los servicios mediante la aplicación en el exterior del flujo de fondos proveniente de exportaciones, para los cuales se admitirá la aplicación directa del cobro de exportaciones a la cancelación de los mismos, requiriéndose asimismo en ciertos casos conformidad del BCRA.

Adicionalmente, el Decreto N° 1589/89 del Poder Ejecutivo Nacional establece que los productores con libre disponibilidad de petróleos crudos, gas natural y/o gases licuados en los términos de la Ley N° 17.319 y decretos complementarios, y los productores que así lo convengan en el futuro, tendrán la libre disponibilidad del porcentaje de divisas establecido en los concursos y/o renegociaciones, o acordados en los contratos respectivos, en cuyo caso no estarán obligados a ingresar y liquidar las divisas correspondientes a dicho porcentaje. En todos los casos, el porcentaje máximo de libre disponibilidad de divisas no podrá exceder al 70% de cada operación.

Los presentes estados contables contemplan todos los efectos significativos derivados de las nuevas políticas económicas y cambiarias conocidas a la fecha de emisión de los mismos. Todas las estimaciones efectuadas por la Dirección de la Sociedad han sido efectuadas considerando dichas políticas. Los efectos de las medidas adicionales que sean implementadas por el Gobierno y de la instrumentación de aquellas adoptadas anteriormente, serán reconocidos en el momento en que la Dirección de la Sociedad tome conocimiento de las mismas.

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 2001, 2000 y 1999:


	2001
	Argentina	Resto de Sudamérica (1)	Estados Unidos	Indonesia y Otros	Consolidado

Propiedades de petróleo y gas probadas

Pozos, equipos e instalaciones	16.003	199	8	1.152	17.362
Equipos e instalaciones auxiliares	373	2	-	19	394
Perforaciones, equipos e instalaciones	340	13	-	77	430

Propiedades de petróleo y gas no probadas	44	-	7	6	57
	-------	-------	-------	-------	-------
Total costos activados	16.760	214	15	1.254	18.243

Amortización, depreciación y agotamiento acumulados y previsiones que reducen valores de activos	(10.800)	(62)	(1)	(608)	(11.471)
	-------	-------	-------	-------	-------
Costos netos activados	5.960	152	14	646 (7)	6.772
	====	====	====	====	====

Costos netos activados de sociedades vinculadas	52	546	-	-	598


	2000
	Argentina	Resto de Sudamérica (2)	Estados Unidos	Indonesia y Otros	Consolidado

Propiedades de petróleo y gas probadas

Pozos, equipos e instalaciones	14.093 (6)	753	12	1.116	15.974
Equipos e instalaciones auxiliares	289	15	-	21	325
Perforaciones, equipos e instalaciones	300	102	-	73	475

Propiedades de petróleo y gas no probadas	-	207	11	284	502
	---------	---------	---------	---------	---------
Total costos activados	14.682	1.077	23	1.494	17.276

Amortización, depreciación y agotamiento acumulados y previsiones que reducen valores de activos	(9.632)	(199)	(3)	(822) (3)	(10.656)
	---------	---------	---------	---------	---------
Costos netos activados	5.050	878	20	672	6.620
	=====	=====	=====	=====	=====

Costos netos activados de sociedades vinculadas	-	91	-	-	91


	1999
	Argentina	Resto de Sudamérica (2)	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) (4)	(10.002)
	---------	---------	---------	---------	---------
Costos netos activados	4.788	819	241 (5)	856	6.704
	=====	=====	=====	=====	=====

Costos netos activados de sociedades vinculadas	-	74	-	-	74

Incluye costos activados en Bolivia.
Incluye costos activados en Bolivia, Ecuador, Brasil y Venezuela.
Incluye U$S 370 millones correspondientes a la previsión para desvalorización (Nota 12).
Incluye U$S 175 millones correspondientes a la previsión para desvalorización (Nota 12).
Corresponde principalmente a costos capitalizados relacionados con las propiedades de Crescendo Resources L.P. vendidas, de acuerdo con lo mencionado en la Nota 12.
Incluye 300 correspondientes a la prórroga de la concesión de explotación del área Loma La Lata - Sierra Barrosa (Nota 10.b).
Incluye 629 correspondientes a costos activados en las propiedades que fueron vendidas en enero de 2002, de acuerdo con lo mencionado en la Nota 12.

Costos incurridos

Los costos incurridos durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2001, 2000 y 1999 en las actividades de producción de petróleo y gas son los siguientes:


	2001
	Argentina	Resto de Sudamérica (1)	Estados Unidos	Indonesia y Otros	Consolidado

Adquisición de reservas
Probadas	880 (4)	-	-	-	880
No probadas	44 (5)	-	1	-	45
Costos de exploración	82	8	7	9	106
Costos de desarrollo	776	56	-	86	918
	-------	-------	-------	-------	-------
Total de costos incurridos	1.782	64	8	95 (6)	1.949
	====	====	====	====	====

Total de costos incurridos por sociedades vinculadas	5	444	-	-	449


	2000
	Argentina	Resto de Sudamérica (1)	Estados Unidos	Indonesia y Otros	Consolidado

Adquisición de reservas
Probadas	300 (3)	33	-	-	333
No probadas	-	45	1	-	46
Costos de exploración	99	43	8	10	160
Costos de desarrollo	589	52	1	91	733
	-------	-------	-------	-------	-------
Total de costos incurridos	988	173	10	101	1.272
	====	====	====	====	====

Total de costos incurridos por sociedades vinculadas	-	16	-	-	16


	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

Incluye costos incurridos en Bolivia y en Venezuela al 31 de diciembre de 2001 hasta el momento en que YPF International Ltd. vendió sus inversiones en dicho país (Nota 12); costos incurridos en Bolivia, Ecuador, Brasil y Venezuela al 31 de diciembre de 2000; y costos incurridos en todos los países mencionados anteriormente para el año 2000 más Perú, al 31 de diciembre de 1999.
Corresponde principalmente a costos incurridos relacionados con las propiedades de Crescendo Resources L.P. vendidas, de acuerdo con lo mencionado en la Nota 12.
Corresponde a la prórroga de la concesión de explotación del área Loma La Lata - Sierra Barrosa (Nota 10.b).
Incluye 837 correspondientes a la fusión con Astra y Repsol Argentina S.A., de acuerdo con lo mencionado en la Nota 12.
Corresponden a la fusión con Astra y Repsol Argentina S.A., de acuerdo con lo mencionado en la Nota 12.
Corresponde principalmente a costos incurridos relacionados con las propiedades vendidas en enero de 2002, de acuerdo con lo mencionado en la Nota 12.

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 8 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.


	2001
	Argentina	Resto de Sudamérica (1)	Estados Unidos	Indonesia y Otros	Consolidado

Ventas netas a terceros	1.842	93	3	406	2.344
Ventas netas intersegmentos	2.135	8	-	-	2.143
	-------	-------	-------	-------	-------
Total ventas netas	3.977	101	3	406	4.487

Costos de producción	(1.193)	(48)	-	(176)	(1.417)
Gastos de exploración	(75)	(9)	(11)	(6)	(101)
Depreciaciones, agotamientos, amortizaciones y cargos a resultados por previsiones para reducir valores de activos	(683)	(27)	(1)	(115)	(826)
Otros	-	9	(2)	(3)	4
	-------	-------	-------	-------	-------
Utilidad (pérdida) por actividades de producción antes de impuestos	2.026	26	(11)	106	2.147
Impuesto a las ganancias	(709)	(8)	(1)	(38)	(756)
	-------	-------	-------	-------	-------
Utilidad (pérdida) neta de las actividades de producción de petróleo y gas	1.317	18	(12)	68 (5)	1.391
	====	====	====	====	====

Resultados de las operaciones de sociedades vinculadas	19	29	-	-	48


	2000
	Argentina	Resto de Sudamérica (1)	Estados Unidos	Indonesia y Otros	Consolidado

Ventas netas a terceros	1.903	214	4	441	2.562
Ventas netas intersegmentos	2.619	-	-	-	2.619
	-------	-------	-------	-------	-------
Total ventas netas	4.522	214	4	441	5.181

Costos de producción	(1.209)	(75)	(2)	(156)	(1.442)
Gastos de exploración	(72)	(56)	(8)	(8)	(144)
Depreciaciones, agotamientos, amortizaciones y cargos a resultados por previsiones para reducir valores de activos	(568)	(56)	(3)	(275) (2)	(902)
Otros	-	(18)	6	1	(11)
	-------	-------	-------	-------	-------
Utilidad (pérdida) por actividades de producción antes de impuestos	2.673	9	(3)	3	2.682
Impuesto a las ganancias	(936)	(9)	1	(2)	(946)
	-------	-------	-------	-------	-------
Utilidad (pérdida) neta de las actividades de producción de petróleo y gas	1.737	-	(2)	1	1.736
	====	====	====	====	====

Resultados de las operaciones de sociedades vinculadas	-	9	-	-	9


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

Ventas netas a terceros	596	115	136	360	1.207
Ventas netas intersegmentos	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 la venta de activos - Crescendo (Nota 12)	-	-	(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) (4)	(95)	631
	====	====	====	====	====

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

Incluye los resultados de las operaciones de explotación de petróleo y gas en Bolivia y en Venezuela, al 31 de diciembre de 2001 hasta el momento en que YPF International Ltd. vendió sus inversiones en dicho país (Nota 12); resultados de las operaciones de explotación de petróleo y gas en Bolivia, Ecuador, Brasil y Venezuela al 31 de diciembre de 2000, y los resultados de las operaciones de explotación de petróleo y gas en los países mencionados anteriormente para el año 2000 más Perú, al 31 de diciembre de 1999.
Incluye U$S 195 millones correspondientes a la previsión para desvalorización (Nota 12).
Incluye U$S 175 millones correspondientes a la previsión para desvalorización (Nota 12).
Corresponde principalmente a resultados de operaciones relacionadas con las propiedades de Crescendo Resources L.P. vendidas, de acuerdo con lo mencionado en la Nota 12.
Corresponde principalmente a resultados de operaciones relacionadas con las propiedades vendidas en enero de 2002, de acuerdo con lo mencionado en la Nota 12.

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 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 2001, 2000 y 1999 y los cambios correspondientes:


	Petróleo crudo, condensado y líquidos de gas natural (millones de barriles)
	2001
	Argentina	Resto de Sudamérica	Estados Unidos	Indonesia	Consolidado
Reservas probadas, desarrolladas y no desarrolladas
Saldos al inicio del ejercicio	1.368	162 (4)	-	132	1.662
Revisiones de estimaciones anteriores	(7)	2	-	61	56
Extensiones, descubrimientos y recuperación secundaria	89	5	-	2	96
Compras de reservas in situ	195 (8)	-	-	-	195
Ventas de reservas in situ	(18)	(144)	-	-	(162)
Producción del ejercicio	(160)	(5)	-	(17)	(182)
	------	------	------	------	------
Saldos al cierre del ejercicio	1.467 (1)	20 (3)	-	178 (5)	1.665
	====	====	====	====	====
Reservas probadas y desarrolladas
Comienzo del ejercicio	1.088	69	-	104	1.261
Cierre del ejercicio	1.183(2)(9)	10	-	150 (6)	1.343

Reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de sociedades vinculadas	21	93	-	-	114


	Petróleo crudo, condensado y líquidos de gas natural (millones de barriles)
	2000
	Argentina	Resto de Sudamérica (4)	Estados Unidos	Indonesia	Consolidado
Reservas probadas, desarrolladas y no desarrolladas
Saldos al inicio del ejercicio	1.151	178	2	118	1.449
Revisiones de estimaciones anteriores	242	(44)	-	24	222
Extensiones, descubrimientos y recuperación secundaria	126	13	-	5	144
Compras de reservas in situ	-	24	-	-	24
Ventas de reservas in situ	(11)	-	(2)	-	(13)
Producción del ejercicio	(140)	(9)	-	(15)	(164)
	-------	-------	-------	-------	-------
Saldos al cierre del ejercicio	1.368 (1)	162	-	132	1.662
	====	====	====	====	====

Reservas probadas y desarrolladas
Comienzo del ejercicio	964	60	2	93	1.119
Cierre del ejercicio	1.088 (2)	69	-	104	1.261

Reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de sociedades vinculadas	-	33	-	-	33


	Petróleo crudo, condensado y líquidos de gas natural (millones de barriles)
	1999
	Argentina	Resto de Sudamérica (4)	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 (7)	118	1.449
	====	====	====	====	====

Reservas probadas y desarrolladas
Comienzo del ejercicio	949	56	6	194	1.205
Cierre del ejercicio	964 (2)	60	2 (7)	93	1.119

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

(1) Incluye líquidos de gas natural por 316, 341 y 117 al 31 de diciembre de 2001, 2000 y 1999, respectivamente.

(2) Incluye líquidos de gas natural por 237, 255 y 100 al 31 de diciembre de 2001, 2000 y 1999, respectivamente.

(3) Incluye reservas en Bolivia.

Incluye reservas en Ecuador, Bolivia y Venezuela.
Incluye 173 relacionados con las propiedades vendidas en enero de 2002, de acuerdo con lo mencionado en la Nota 12.
Corresponde a reservas relacionadas con las propiedades vendidas en enero de 2002, de acuerdo con lo mencionado en la Nota 12.
Corresponde principalmente a reservas relacionadas con las propiedades de Crescendo Resources L.P. vendidas, de acuerdo con lo mencionado en la Nota 12.
Incluye 14 relacionados con compras de reservas y 181 incorporados como consecuencia de la fusión con Astra y Repsol Argentina S.A., de acuerdo con lo mencionado en la Nota 12.
Incluye 143 incorporados al inicio del ejercicio 2001 relacionados con la fusión con Astra y Repsol Argentina S.A., de acuerdo con lo mencionado en la Nota 12.


	Gas natural (miles de millones de pies cúbicos)
	2001
	Argentina	Resto de Sudamérica (2)	Estados Unidos	Indonesia	Consolidado

Reservas probadas, desarrolladas y no desarrolladas
Saldos al inicio del ejercicio	9.381	257	6	444	10.088
Revisiones de estimaciones anteriores	15	564	-	(9)	570
Extensiones y descubrimientos	384	163	-	4	551
Compras de reservas in situ	693 (4)	-	-	-	693
Ventas de reservas in situ	(372)	(792)	-	-	(1.164)
Producción del ejercicio (1)	(532)	(4)	(1)	(22)	(559)
	------	------	------	------	------
Saldos al cierre del ejercicio	9.569	188	5	417 (5)	10.179
	====	====	====	====	====
Reservas probadas y desarrolladas
Comienzo del ejercicio	7.072	40	6	149	7.267
Cierre del ejercicio	7.340 (7)	45	5	122 (6)	7.512

Reservas probadas, desarrolladas y no desarrolladas de sociedades vinculadas	554	4.426	-	-	4.980


	Gas natural (miles de millones de pies cúbicos)
	2000
	Argentina	Resto de Sudamérica (2)	Estados Unidos	Indonesia	Consolidado

Reservas probadas, desarrolladas y no desarrolladas
Saldos al inicio del ejercicio	9.705	767	238	440	11.150
Revisiones de estimaciones anteriores	(105)	(840)	(3)	(117)	(1.065)
Extensiones y descubrimientos	369	336	-	144	849
Compras de reservas in situ	-	1	-	-	1
Ventas de reservas in situ	-	-	(228)	-	(228)
Producción del ejercicio (1)	(588)	(7)	(1)	(23)	(619)
	-------	-------	------	-------	-------
Saldos al cierre del ejercicio	9.381	257	6	444	10.088
	====	====	====	====	====

Reservas probadas y desarrolladas
Comienzo del ejercicio	8.180	65	238	251	8.734
Cierre del ejercicio	7.072	40	6	149	7.267

Reservas probadas, desarrolladas y no desarrolladas de sociedades vinculadas	-	1.163	-	-	1.163


	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

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 12.
Incluye 5 relacionados con la compra de reservas y 688 incorporados como consecuencia de la fusión con Astra y Repsol Argentina S.A., de acuerdo con lo mencionado en la Nota 12.
Incluye 370 relacionados con las propiedades vendidas en enero de 2002, de acuerdo con lo mencionado en la Nota 12.
Incluye 118 relacionados con las propiedades vendidas en enero de 2002, de acuerdo con lo mencionado en la Nota 12.
Incluye 467 incorporados al inicio del ejercicio 2001 relacionados con la fusión con Astra y Repsol Argentina S.A., de acuerdo con lo mencionado en la Nota 12.

Método de medición estándar de los flujos de fondos netos descontados

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.

Los ingresos y erogaciones futuras de fondos en dólares han sido valuados al tipo de cambio de 1,7 pesos argentinos por dólar estadounidense, tipo de cambio vigente al cierre del mercado cambiario al 11 de enero de 2002 (primer día hábil en que operó, luego de su suspensión el día 23 de diciembre de 2001), como se detalla en la Nota 13.

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.

El 13 de febrero de 2002, el Gobierno Nacional aprobó el Decreto N° 310/02, implementando una retención del 20% a las exportaciones de petróleo crudo por un período de cinco años a partir del 1 de marzo de 2002. El efecto de la retención mencionada en los ingresos futuros de fondos no fue considerado en la medición estándar. Si la retención a las exportaciones de crudo fuera considerada, los ingresos futuros de fondos (sin descontar) se reducirían en aproximadamente 936.


	2001
	Argentina	Resto de Sudamérica (2)	Estados Unidos	Indonesia	Consolidado

Ingresos futuros de fondos	50.717	952	23	6.827	58.519
Costos futuros de producción	(14.325)	(319)	(2)	(4.033)	(18.679)
Costos futuros de desarrollo	(3.059)	(157)	-	(535)	(3.751)
	---------	---------	---------	---------	---------
Flujos futuros de fondos netos, antes de impuesto a las ganancias	33.333	476	21	2.259	36.089
Descuento por efecto tiempo de los flujos de fondos futuros	(14.443)	(314)	(9)	(899)	(15.665)
Impuesto a las ganancias, descontado al 10% (1)	(5.779)	(49)	(2)	(558)	(6.388)
	---------	---------	---------	---------	---------
Medida estándar de los flujos de fondos futuros	13.111	113	10	802 (5)	14.036
	=====	=====	=====	=====	=====

Medida estándar de los flujos de fondos futuros de sociedades vinculadas	342	977	-	-	1.319


	2000
	Argentina	Resto de Sudamérica (4)	Estados Unidos	Indonesia	Consolidado

Ingresos futuros de fondos	39.339	3.096	19	4.116	46.570
Costos futuros de producción	(10.008)	(1.323)	(2)	(1.665)	(12.998)
Costos futuros de desarrollo	(2.089)	(387)	-	(317)	(2.793)
	---------	---------	---------	---------	---------
Flujos futuros de fondos netos, antes de impuesto a las ganancias	27.242	1.386	17	2.134	30.779
Descuento por efecto tiempo de los flujos de fondos futuros	(12.207)	(650)	(9)	(858)	(13.724)
Impuesto a las ganancias, descontado al 10% (1)	(4.526)	(231)	(3)	(558)	(5.318)
	---------	---------	---------	---------	---------
Medida estándar de los flujos de fondos futuros	10.509	505	5	718	11.737
	=====	=====	=====	=====	=====

Medida estándar de los flujos de fondos futuros de sociedades vinculadas	-	366	-	-	366


	1999
	Argentina	Resto de Sudamérica (4)	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

El Impuesto a las ganancias, sin descontar, asciende a 8.977 (7.931 en Argentina, 120 en Resto de Sudamérica, 4 en Estados Unidos y 922 en Indonesia), 9.313 (7.931 en Argentina, 450 en Resto de Sudamérica, 6 en Estados Unidos y 926 en Indonesia), 9.303 (7.629 en Argentina, 859 en Resto de Sudamérica, 154 en Estados Unidos y 661 en Indonesia) al 31 de diciembre de 2001, 2000 y 1999, respectivamente.
Incluye Bolivia.
Corresponde principalmente al flujo de fondos relacionado con las propiedades de Crescendo Resources L.P. vendidas, de acuerdo con lo mencionado en la Nota 12.
Incluye Ecuador, Bolivia y Venezuela.
Incluye 737 relacionados con las propiedades vendidas en enero de 2002, de acuerdo con lo mencionado en la Nota 12.

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 2001, 2000 y 1999:


	2001	2000	1999

Saldos al inicio del ejercicio	11.737	12.918	6.297

Ventas y transferencias, netas de costos de producción	(3.070)	(3.739)	(2.341)
Cambio neto de precios de venta y transferencia, neto de costos futuros de producción	1.983	1.135	9.688
Extensiones, descubrimientos y recuperación secundaria netas de costos futuros de producción y desarrollo	982	1.754	1.124
Cambios en costos estimados futuros de desarrollo	(719)	(696)	(592)
Costos de desarrollo incurridos durante el ejercicio que redujeron costos de desarrollo futuros	918	733	545
Revisiones de estimaciones de volúmenes	338	68	1.205
Efecto financiero	1.706	1.858	811
Cambio neto de impuesto a las ganancias	(1.070)	348	(3.856)
Compras de reservas in situ	1.291 (1)	118	67
Ventas de reservas in situ	(788)	(305)	(506)
Cambio en el perfil de producción y otros	728	(2.455)	476
	---------	---------	---------
Saldos al cierre del ejercicio	14.036	11.737	12.918
	=====	=====	=====

Incluye 153 relacionados con la compra de reservas y 1.138 incorporados como consecuencia de la fusión con Astra y Repsol Argentina S.A., de acuerdo con lo mencionado en la Nota 12.

Anexo C

YPF SOCIEDAD ANONIMA

BALANCES GENERALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2001, 2000 Y 1999

INVERSIONES EN ACCIONES Y PARTICIPACION EN OTRAS SOCIEDADES

(expresados en millones de pesos – Nota 1)


	2001																				2000		1999
										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 International Ltd.	Ordinarias	U$S	1		100	833		1.364		Inversión y financiera	P.O. Box 847, Grand Cayman - Islas Caimán	31/12/01	-	(5)	(172)		833		100,00%		1.779		1.943
YPF Holdings Inc.	Ordinarias	U$S	0,01		100	172		191		Inversión y financiera	717 North Harwood Street - Dallas - Texas - U.S.A.	31/12/01	546		(5)		172		100,00%		-		-
Operadora de Estaciones de Servicios S.A.	Ordinarias	$	1		11.880	121		119		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	31/12/01	-	(5)	-		121		99,00%		144		203
YPF Chile S.A.	Ordinarias	-	-	(1)	242.879	156	(4)	150		Administración de inversiones, adquisiciones y explotaciones de YPF S.A. en Chile	Gertrudis Echenique 30 - P. 12° - Comuna Las Condes - Santiago de Chile - Chile	31/12/01	139		7		157		99,99%		135		111
Repsol YPF Gas S.A.	-	-	-		-	-		-		Comercializadora de hidrocarburos	Esmeralda 255 P. 4° - Buenos Aires - Argentina	-	-		-		-		-		89		89
YPF Brasil S.A.	-	-	-		-	-		-		Exploración, explotación, industrialización, comercialización, transporte y distribución de hidrocarburos y sus derivados e inversión	Av. Rio Branco 181 - Río de Janeiro - Brasil	-	-		-		-		-		123		81
Petróleos Transandinos YPF S.A.	Ordinarias	-	-	(1)	1.179	1	(4)	-	(5)	Exploración y extracción de hidrocarburos, industrialización y comercialización de sus derivados	Gertrudis Echenique 30 - P. 12° - Comuna Las Condes - Santiago de Chile - Chile	31/12/01	47		5		57		1,05%	(6)	1		1
A-Evangelista Construções e Serviços Ltda.	Ordinarias	R$	10		2.593	-	(5)	-	(5)	Servicios de mantenimiento y reparación de instalaciones y equipamientos utilizados en la industria petrolera, comercialización de equipamientos y elaboración de proyectos y estudios de ingeniería y demás actividades relacionadas a tales fines	Av. Paulo de Frontin 289 - Río de Janeiro - Brasil	31/12/01	1		(1)		-	(5)	1,00%	(9)	-		-
A-Evangelista S.A.	Ordinarias	$	1		8.683.498	25	(2)	14		Servicios de ingeniería y construcción	Tucumán 774 - P. 12° - Buenos Aires - Argentina	31/12/01	9		4		28		99,91%		-		-
Apex Petroleum Inc.	Ordinarias	U$S	1		200.000	1		3		Exploración, explotación y comercialización de hidrocarburos y prestar o adquirir servicios de consultoría e ingeniería	1209 Orange Street - Wilmington - New Castle - Delaware - U.S.A.	30/09/01	-	(5)	-	(5)	2		100,00%		-		-
Argentina Private Development Company Limited	Ordinarias	U$S	0,01		769.414	44	(8)	38		Inversión y financiera	P.O. Box 1109, Midland Bank Trust Building, Fort Street - Georgetown - Gran Caimán - British West Indies	30/09/01	-	(5)	3		44		100,00%		-		-
Enerfin S.A.	Ordinarias	U$S	100		50.000	-		11		Inversión y financiera	Juncal 1327 - Apto. 602 - Montevideo - Uruguay	30/11/01	-		-		-		100,00%		-		-
Poligas Luján S.A.C.I.	Ordinarias	$	1		7.574	-	(5)	-	(5)	Alquiler de planta envasadora de gas licuado	Tucumán 744 - P. 10° - Buenos Aires - Argentina	31/08/01	-	(5)	-	(5)	-	(5)	50,50%		-		-
Maleic S.A.	-	-	-		-	-		-		Elaboración y comercialización de productos petroquímicos	Florida 537 – P. 2° - Of. 511 – Buenos Aires – Argentina	-	-		-		-		-		-		22
Vinculadas:
Compañía Mega S.A.	Ordinarias	$	1		77.292.000	80	(8)	77		Separación, fraccionamiento y transporte de líquidos de gas natural	Av. Roque Sáenz Peña 777 - P. 7° - Buenos Aires - Argentina	30/09/01	203		25		228		38,00%		77		64
Petroken Petroquímica Ensenada S.A.	Ordinarias	$	1		40.602.826	55	(8)	47		Petroquímica	Sarmiento 1230 - P. 6° - Buenos Aires - Argentina	30/09/01	81		(6)		109		50,00%		59		58
Profertil S.A.	Ordinarias	$	1		1.000.000	162	(8)	178		Producción y venta de fertilizantes	Alicia Moreau de Justo 140 - P. 1° - Buenos Aires - Argentina	30/09/01	2		(22)		333		50,00%		159		66
Refinería del Norte S.A.	Ordinarias	$	1		45.803.655	64		56		Refinación	Maipú 1 - P. 2º - Buenos Aires - Argentina	30/09/01	92		7		128		50,00%		39		35
Oleoductos del Valle S.A.	Ordinarias	$	10		4.072.749	43	(2)	22		Transporte de petróleo por ducto	Florida 1 - P. 10° - Buenos Aires - Argentina	30/09/01	110		18		151		37,00%		28		27
PBBPolisur S.A. (7)	Ordinarias	$	1		12.838.664	48		107		Petroquímica	Av. Eduardo Madero 900 - P. 7° - Buenos Aires - Argentina	30/09/01	46		(61)		173		28,00%		75		78
Terminales Marítimas Patagónicas S.A.	Ordinarias	$	10		476.034	11	(2)	3		Almacenamiento y despacho de petróleo	Av. Leandro N. Alem 1180 - P. 11° - Buenos Aires - Argentina	30/09/01	14		11		46		33,15%		10		9
Oiltanking Ebytem S.A.	Ordinarias	$	10		351.167	2	(2)	4		Transporte y almacenamiento de hidrocarburos	Alicia Moreau de Justo 872 - P. 4° - Of. 7 - Buenos Aires - Argentina	30/09/01	12		4		17		30,00%		3		1
Gasoducto del Pacífico (Argentina) S.A.	Preferidas	$	1		12.298.800	13		12		Transporte de gas por ducto	San Martín 323 - P. 19° - Buenos Aires - Argentina	31/03/01	124		1		128		10,00%	(3)	12		6
Gasoducto del Pacífico (Cayman) Ltd.	Ordinarias	U$S	1		5.000	-	(5)	-	(5)	Inversión y financiera	P.O. Box 265 - Georgetown - Islas Caimán	31/12/99	-	(5)	(4)		(4)		10,00%		-	(5)	-	(5)
Central Dock Sud S.A.	Ordinarias	$	0,01		86.799.282	3		1		Generación de energía eléctrica y su comercialización en bloque	Reconquista 360 - P. 6° - Buenos Aires - Argentina	30/09/01	9		19		203		9,98%	(10)	-		-
Gas Argentino S.A.	Ordinarias	$	1		104.438.182	153	(8)	154		Inversión en MetroGas S.A.	Gregorio Araoz de Lamadrid 1360 - Buenos Aires - Argentina	30/09/01	230		27		370		45,33%		-		-
Inversora Dock Sud S.A.	Ordinarias	$	1		40.291.975	109		87		Inversión y financiera	Reconquista 360 - P. 6° - Buenos Aires - Argentina	30/09/01	94		13		186		42,86%		-		-
Pluspetrol Energy S.A.	Ordinarias	$	1		30.006.540	110	(8)	55		Exploración y explotación de hidrocarburos y generación, producción y comercialización de energía eléctrica	Lima 339 - Buenos Aires - Argentina	30/09/01	67		23		237		45,00%		-		-
A&C Pipeline Holding Company	Ordinarias	U$S	1		162.000	-	(5)	-	(5)	Inversión y financiera	P.O. Box 309 - Georgetown - Islas Caimán	30/09/01	1		-	(5)	1		18,00%		-	(5)	-	(5)
Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A.	Preferidas	$	1		8.099.280	12		8		Transporte de petróleo por ducto	Esmeralda 255 P. 5° - Buenos Aires - Argentina	30/09/01	45		10		65		18,00%	(3)	36		36
Otras Sociedades:
Mercobank S.A.	Ordinarias	$	1		1.800.264	6		6		Inversión y financiera	Bartolomé Mitre 343 - Buenos Aires - Argentina	30/06/00	46		(15)		14		3,91%		6		6
						--------		--------													--------		--------
						2.224		2.707													2.775		2.836
						=====		=====													=====		=====

Ver información adicional sobre los principales cambios en el conjunto económico en Nota 12.

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. (98,95%).
Con fecha efectiva 1° de abril de 2001, PBB fue absorbida por fusión por Polisur S.A.
Corresponde al porcentaje de participación sobre el patrimonio neto de la sociedad al 30 de septiembre de 2001 más los resultados de las operaciones del cuarto trimestre de 2001.
Sociedad controlada indirectamente a través de la participación en A-Evangelista S.A. (99,00%).
Adicionalmente, la Sociedad posee un 29,93% de participación indirecta en el capital a través de Inversora Dock Sud S.A.

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 2001 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 2001 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 vigentes en Argentina. 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 mencionados en el primer párrafo, 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 8 de marzo de 2002, emitidos de acuerdo con las normas de auditoría vigentes en Argentina. 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 de la Sociedad. Consideramos que nuestro trabajo y los informes del auditor externo nos brindan una base razonable para fundamentar nuestro informe.

Como se describe en la Nota 13 a los estados contables adjuntos, durante los últimos meses se implementó en el país un profundo cambio del modelo económico y de la Ley de Convertibilidad vigente desde el mes de marzo de 1991. Las principales consecuencias del conjunto de medidas adoptadas hasta la fecha de este informe por el Gobierno Nacional y detalladas en la mencionada nota, son (a) la devaluación del peso argentino respecto del dólar estadounidense y la pesificación de ciertos activos y pasivos en moneda extranjera mantenidos en el país, cuyos efectos serán reconocidos en el ejercicio subsecuente de acuerdo con las normas contables vigentes, (b) la pesificación de todos los contratos privados celebrados al 6 de enero de 2002, (c) la introducción de restricciones al retiro de fondos depositados en las instituciones financieras, (d) la restricción a realizar transferencias al exterior en concepto de pagos de capital de préstamos financieros y de distribución de dividendos sin la previa autorización del Banco Central de la República Argentina, (e) la implementación de nuevos regímenes de retención a las exportaciones de hidrocarburos y (f) el incremento de los precios internos. La evolución futura de la crisis económica podría requerir de medidas adicionales por parte del Gobierno Nacional. Los estados contables adjuntos deben ser leídos teniendo en cuenta las cuestiones previamente mencionadas.

En nuestra opinión, basados en el trabajo realizado:

Los estados contables mencionados en el primer párrafo, presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación patrimonial de YPF SOCIEDAD ANONIMA al 31 de diciembre de 2001 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 vigentes en Argentina, la Ley de Sociedades Comerciales y las normas pertinentes de la Comisión Nacional de Valores. Adicionalmente, 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 2001 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 vigentes en Argentina, 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 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 en Argentina, que comprenden los requisitos de independencia, y no contiene salvedades en relación a la aplicación de dichas normas y de las normas contables profesionales vigentes en Argentina.
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
8 de marzo de 2002



		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 REGLAMENTO DE 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 2001, 2000, 1999, 1998 y 1997 (que no se presentan en este documento), sobre los cuales emitimos nuestros informes sin salvedades de fecha 8 de marzo de 2002 y 29 de febrero de 2000, 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 a las notas a los estados contables - Art. N° 68 del Reglamento de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires son responsabilidad de la Dirección de la Sociedad, y estas últimas no son requeridas por las normas contables profesionales vigentes en Argentina 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 realizadas de acuerdo con las normas de auditoría vigentes en Argentina. Dichas 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 a las notas a los estados contables - Art. N° 68 del Reglamento de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, 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, 8 de marzo de 2002	PISTRELLI, DIAZ Y ASOCIADOS C.P.C.E.C.F. T° 1 - F° 8




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

YPF Sociedad Anónima

Domicilio: Av. Roque Sáenz Peña 777 Buenos Aires

Ejercicio Económico N° 25 Iniciado el 1° de enero de 2001

Reseña Informativa al 31 de diciembre de 2001

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

Contenido

1.- Comentarios Generales [1](*)

2.- Síntesis de la Estructura Patrimonial

3.- Síntesis de la Estructura de Resultados

4.- Datos Estadísticos (*)

5.- Índices

6.- Perspectivas (*)

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

1. Comentarios Generales

Con fecha 27 de diciembre de 2000 la Asamblea General Extraordinaria de Accionistas aprobó la fusión por absorción de YPF con Astra C.A.P.S.A. y Repsol Argentina S.A. con efecto a partir del 1° de enero de 2001, incrementando el capital social por emisión de nuevas acciones a $ 3.933.127.930. Consecuentemente, los activos y pasivos de YPF al 31 de diciembre de 2001 y el resultado de las operaciones por el ejercicio terminado el 31 diciembre de 2001 reflejan la actividad de las sociedades fusionadas con fecha efectiva 1° de enero de 2001.

Durante el año 2001, las operaciones ordinarias de la Sociedad se vieron afectadas por la baja de los precios internacionales del crudo como consecuencia de la desaceleración de las principales economías del mundo. La cotización promedio del barril del crudo West Texas Intermediate (“WTI”) registró una caída del 14%, pasando el precio por barril de $ 30,30 en el año 2000 a $ 25,90 en el año 2001. Este efecto junto con la fuerte recesión que atraviesa Argentina desde 1998, que se vio agravada durante el año 2001, son las principales causas de la disminución de la utilidad operativa, que en el 2001 ascendió a $ 2.204 millones en comparación a los $ 2.772 millones del 2000, representando una caída del 20%.

La producción consolidada de petróleo y gas en el ejercicio 2001 creció un 5% comparada con el año anterior, alcanzando 770 mil barriles de petróleo equivalentes producidos por día.

Por otra parte, la Sociedad ha encarado durante el año 2001 un importante plan de reestructuración de sus activos e inversiones en sociedades entre los que se destaca la venta de EG3 y de sus activos en Brasil, Ecuador y Venezuela y el intercambio de activos en Argentina por inversiones en Bolivia. Asimismo, en enero de 2002, YPF International Ltd. celebró un acuerdo para la venta del 100% de su participación en YPF Blora Ltd., YPF Maxus Southeast Sumatra, YPF Java Baratlaut B.V., YPF Madura Barat B.V., YPF Poleng B.V. y PT IIAPCO Services, sociedades que poseen activos en Indonesia, por un monto total de aproximadamente U$S 174 millones. Al 31 de diciembre de 2001, YPF International Ltd., registró una pérdida de U$S 252 millones para valuar sus inversiones en Indonesia a su valor estimado de realización. Las operaciones por venta de participaciones en inversiones permanentes arrojaron una pérdida de $ 125 millones, menor en $ 70 millones a la pérdida registrada durante el año 2000.

La utilidad neta del ejercicio 2001 fue menor a la del año 2000 en $ 410 millones. La principal causa de esta disminución fue la caída del resultado operativo, producida principalmente por la baja de ventas, incremento de gastos operativos, particularmente depreciaciones, y gastos comerciales, por la registración de quebrantos por cuentas de dudoso cobro. También se registró una previsión con el fin de valuar las inversiones permanentes a su valor recuperable estimado por $ 135 millones. Por otra parte incrementaron las pérdidas por resultados financieros originadas en pérdidas por tenencia de bienes de cambio y mayores intereses pagados como consecuencia de la fusión con Astra. Por último, estos efectos son compensados con menores egresos netos, los que se vieron afectados durante el año 2000 por la registración de la multa de GLP, por menores pérdidas por venta y desafectación de activos y un menor cargo por impuesto a las ganancias.

AI assistant

YPF S.A. Annual Report 2001

Consideraciones Generales

Situación Macroeconómica

Reservas y Producciones consolidadas

ESTADOS CONTABLES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2001, 2000 Y 1999

Indice

INFORME DE LA COMISION FISCALIZADORA

YPF Sociedad Anónima

Reseña Informativa al 31 de diciembre de 2001

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YPF S.A. — Annual Report 2001

Consideraciones Generales

Situación Macroeconómica

Reservas y Producciones consolidadas

ESTADOS CONTABLES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2001, 2000 Y 1999

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INFORME DE LA COMISION FISCALIZADORA

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Reseña Informativa al 31 de diciembre de 2001

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