YPF S.A. — Annual Report 2002

Mar 11, 2003

SOCIEDAD ANONIMA

Estados Contables al 31 de Diciembre
de 2002, 2001 y 2000

Memoria

Informe del Auditor

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 2002.

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

Si bien el marco macroeconómico internacional y doméstico durante el año 2002 mantuvo la tendencia negativa observada en el año anterior, las restricciones y riesgos en la oferta de petróleo crudo mundial derivaron en aumentos de precios.

En el plano internacional, la economía global no pudo consolidar la recuperación vigorosa insinuada a comienzos del año. En el marco de las tensiones geopolíticas posteriores al atentado del 11 de Septiembre de 2001, una creciente aversión al riesgo por parte de los inversores y una actitud cautelosa de los consumidores han minado las bases de la recuperación, debilitando el crecimiento económico.

Pese a la debilidad de la actividad económica, los precios del petróleo y derivados tendieron a recuperarse, principalmente como consecuencia de la situación conflictiva en Medio Oriente. Sobre el final del año, la inminencia de un conflicto bélico en la región que concentra el grueso de la producción y las reservas de crudo, junto con los problemas políticos en Venezuela –que redujeron bruscamente sus exportaciones- empujaron a los precios del crudo WTI por encima de los 30 dólares por barril.

En la economía argentina, el año 2002 será seguramente recordado como uno de los peores años de su historia moderna, con una caída del PIB del 11%, aumento del desempleo, y una importante caída de los ingresos reales tras la devaluación del peso. Es importante destacar, sin embargo, que la economía concluyó el año con perspectivas mucho más favorables que las que existían a comienzos del mismo, cuando los pronósticos eran completamente sombríos.

El desempeño económico del 2002 muestra un punto de inflexión en la mitad del año. En el primer semestre, la crisis política, la devaluación y las medidas que afectaron al sistema financiero produjeron una fuerte fuga de capitales, que se tradujo en pérdida de reservas del Banco Central, aumento del tipo de cambio e inflación, todo en un marco de fuerte deterioro del nivel de actividad económica. Entre diciembre del 2001 y junio del 2002, la cuenta capital registró una salida de fondos de 8.560 millones de dólares, y se perdieron 5.250 millones de dólares adicionales de reservas internacionales. El PIB cayó un 15%, el desempleo llegó en mayo al 21,5% de la población activa, el tipo de cambio saltó de 1 a 3,8 pesos por dólar y la inflación minorista acumuló un 30% en el semestre.

En la segunda mitad del año, la desaceleración en la salida de capitales –fruto tanto de los controles cambiarios como de cierta estabilización de la demanda de dinero local y de los depósitos bancarios- condujo a una relativa calma en el mercado cambiario, que incluso luego se convirtió en una tendencia a la caída en el tipo de cambio nominal.

En ese contexto, la inflación volvió a tasas mensuales por debajo del 1%, y comenzaron a observarse signos de mejora en el nivel de actividad económica, en particular en sectores exportadores y sustitutos de importaciones. Con el efecto positivo de la inflación y de los nuevos impuestos a la exportación sobre la recaudación, el Gobierno pudo mejorar la situación fiscal de corto plazo, evitando recurrir al financiamiento del Banco Central. Con una ayuda importante provocada por la generalización de los planes de ayuda pública, la tasa de desempleo se redujo al 17,8% en octubre, aliviando al menos parcialmente las tensiones sociales.

Finalmente, a comienzos del 2003 el Gobierno pudo finalmente acordar un nuevo programa con el FMI, que permitirá asegurar el financiamiento externo durante los primeros 8 meses del año, evitando el default con los propios organismos multilaterales de crédito.

La industria de los hidrocarburos en Argentina vivió también un año que culmina mejor de lo que comenzó. En la primera mitad del año, el sector sufrió la imposición de retenciones a la exportación para el petróleo crudo y otros productos, revisiones a las normas sobre disponibilidad de las divisas, límites cuantitativos para la exportación y la amenaza de controles de precios. Hacia finales del año, las restricciones cuantitativas han desparecido, las retenciones a la exportación han sido reducidas y/o eliminadas para algunos productos y las autoridades han confirmado el esquema por el cual las empresas pueden disponer libremente del 70% de las divisas generadas por las exportaciones, debiendo convertir a moneda local el 30% restante. ( ver Nota 13 a los Estados Contables al 31 de diciembre de 2002).

Las mayores dificultades se mantienen en la industria del gas, donde el congelamiento de las tarifas de los servicios públicos ha llevado los precios domésticos del gas natural a niveles que no aseguran la continuidad de las inversiones.

Cambios en la normativa contable

La existencia de un nuevo contexto inflacionario llevó a que el Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CPCECABA) aprobara la Resolución M.D. N° 3/2002, que establece, entre otros aspectos, la reanudación del ajuste por inflación en los ejercicios o períodos intermedios cerrados a partir del 31 de marzo de 2002, inclusive, y admite que las mediciones contables reexpresadas por el cambio en el poder adquisitivo de la moneda hasta el momento de interrupción de los ajustes, como las que tengan fecha de origen en el período de estabilidad, se consideren expresadas en moneda de diciembre de 2001.

Dicha resolución fue ratificada por la Resolución General N° 415 de la Comisión Nacional Valores, de fecha 25 de julio de 2002, por lo que la Sociedad aplicó a partir del período finalizado el 30 de junio de 2002 las normas de dicha resolución.

Los estados contables por los ejercicios cerrados el 31 de diciembre de 2001 y 2000 que se presentan con propósitos comparativos así como sus respectivas notas, fueron reexpresados a moneda de cierre del presente ejercicio para reconocer las variaciones en el poder adquisitivo de la moneda correspondiente al período de doce meses finalizado el 31 de diciembre de 2002, que registró un incremento, basado en el índice de precios aplicable para la reexpresión de los estados contables de aproximadamente 118%.

Características de la Sociedad

Las operaciones de YPF se vieron afectadas principalmente por los cambios en los precios internacionales del crudo y por los profundos cambios en la economía argentina.

El precio promedio por barril exportado de crudo desde Argentina obtenido por YPF fue de U$S 26,90, U$S 20,67 y U$S 21,64 en 2000, 2001 y 2002, respectivamente. El precio de venta promedio por barril de crudo, obtenido por YPF durante el mes de enero de 2003 fue de U$S 27,05. Los equivalentes en pesos de los precios del WTI, expresados en moneda homogénea de diciembre de 2002, fueron $ 97,3 para el año 2002 y $ 56,8 para el 2001. 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 2002 el 85% de sus ventas, incluyendo las exportaciones de crudo y productos, y obtuvo casi el 100% de su resultado operativo.

Durante 2002 las operaciones de YPF fueron organizadas en las siguientes Unidades de Negocios:

• Exploración y Producción
• Refino y Marketing
• Química
• Gas Natural y Electricidad

Las ventas de Exploración y Producción a terceros en Argentina y en el exterior incluyen gas natural, y tarifas por servicios (principalmente transporte, almacenamiento y tratamiento). Adicionalmente transfiere el crudo, producido o adquirido a terceros en Argentina, a Refino y Marketing para sus necesidades de procesamiento y para su venta a terceros locales, a un precio de transferencia que refleja el precio del mercado argentino, el cual fluctúa de acuerdo con los precios internacionales, y a terceros del exterior, en ambos casos a través de su oficina de trading. 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 99.04% 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.

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, registrando una ganancia consolidada neta de $ 687 millones al 31 de diciembre de 2002, en la línea "Resultado por la venta de inversiones no corrientes" del estado de resultados:
• En enero de 2002, YPF International Ltd. vendió el 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, registrando una ganancia de $ 114 millones.
• En marzo de 2002, el Directorio aprobó la transferencia de Repsol YPF Chile Ltda., bajo ciertas condiciones, y Repsol YPF Gas Chile Ltda., sociedades surgidas de la escisión de YPF Chile S.A., a Repsol YPF y a Repsol Butano S.A., respectivamente. Con fecha 28 de marzo de 2002, se transfirió Repsol YPF Gas Chile Ltda. a Repsol Butano S.A. por un monto de U$S 45 millones, registrando una pérdida neta de $ 24 millones. Con fecha 16 de diciembre de 2002, se transfirió Repsol YPF Chile Ltda. a Repsol YPF por un monto de U$S 104 millones, registrando una pérdida neta de $ 4 millones.
• En julio de 2002, YPF vendió, a valores de mercado, su participación en Repsol YPF Santa Cruz S.A. (sociedad escindida de YPF International Ltd.) a Repsol YPF por U$S 883 millones, registrando una ganancia de $ 601 millones. Repsol YPF Santa Cruz S.A. posee las inversiones en Andina y Maxus Bolivia Inc.

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

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 2002, 2001 y 2000. Las reservas estimadas que se muestran en el cuadro fueron preparadas de acuerdo con las normas de la Securities and Exchange Commission de los Estados Unidos de Norteamérica (la “SEC”).

	Ejercicios finalizados el 31 de Diciembre de
	2002		2001		2000
	(millones de barriles)
Reservas estimadas y probadas de petróleo (1)(2)
Desarrolladas	1.136		1.343		1.261
No desarrolladas	251		322		401
Total	1.387		1.665		1.662

	Ejercicios finalizados el 31 de Diciembre de
	2002		2001		2000
	(miles de millones de pies cúbicos)
Reservas estimadas y probadas de gas natural (1)(2)
Desarrolladas	6.801		7.512		7.267
No desarrolladas	2.173		2.667		2.821
Total	8.974		10.179		10.088

	Ejercicios finalizados el 31 de Diciembre de
	2002		2001		2000
	(millones de barriles)
Producción de petróleo (1)(2)	160		182		164

	Ejercicios finalizados el 31 de Diciembre de
	2002		2001		2000
	(miles de millones de pies cúbicos)
Producción de gas natural (1)(2)	543		559		619

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(1) Ver Nota 14 a los estados contables "Exposiciones sobre Petróleo y Gas (Información no cubierta por el Informe del Auditor ni 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 las normas 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
	2002		2001		2000
	(% sobre ventas netas)
Ventas netas	100,0		100,0		100,0
Costo de ventas	(56,4)		(59,6)		(57,6)
Utilidad Bruta	43,6		40,4		42,4
Gastos administrativos	(2,2)		(2,7)		(2,1)
Gastos de comercialización	(5,4)		(9,5)		(6,7)
Gastos de exploración	(1,2)		(1,2)		(1,7)
Utilidad operativa	34,8		27,0		31,9

2002 Comparado con 2001

La Sociedad

Las ventas netas del ejercicio 2002 fueron de $ 19.599 millones comparados con $ 17.810 millones del mismo período de 2001, lo que representa un aumento del 10%, principalmente por el efecto de la devaluación, que incrementó el equivalente en pesos producido por las exportaciones en divisas. Las ventas netas de Exploración y Producción aumentaron a $ 12.925 millones durante el ejercicio 2002 (incluyendo $ 11.239 millones correspondientes a crudo transferido a Refino y Marketing), de los $ 10.634 millones registrados en el ejercicio anterior (incluyendo $ 4.952 millones correspondientes a crudo transferido a Refino y Marketing), siendo la principal causa de esta variación el importante incremento del tipo de cambio sobre los precios internacionales del crudo en dólares, sobre el que se basan las ventas de este producto. Las ventas netas de Refino y Marketing y Química en su conjunto (ventas netas de intersegmento), fueron de $ 17.381 millones en el ejercicio 2002, aumentando un 49% respecto de los $ 11.690 del año 2001, también influidas por los ingresos provenientes de la exportación de productos refinados y las ventas de Global, medidas en dólares.

El costo de ventas en el ejercicio 2002 fue de $ 11.057 millones (incluyendo $ 2.585 millones correspondientes a Global, cuya actividad principal es el trading de combustibles pesados en EE.UU.), comparado con los $ 10.622 millones (incluyendo $ 1.946 millones correspondientes a Global) en igual período de 2001. Excluyendo a Global, el costo de ventas se disminuyó en $ 204 millones, lo que representa una disminución del 2%.

La utilidad operativa del ejercicio 2002 fue de $ 6.820 millones comparada con los $ 4.810 millones del ejercicio anterior, lo que representa un aumento del 42%. Este aumento fue principalmente generado por mayores ingresos en pesos por la exportación de crudo y productos a causa del incremento en los precios por el efecto de la devaluación del peso, parcialmente compensados por una disminución en los volúmenes vendidos tanto en el mercado interno como en el externo, así como menores ingresos por venta de gas natural ante la imposibilidad de ajustar los precios del mercado interno.

La utilidad neta antes de resultado por la venta de inversiones no corrientes, del impuesto a las ganancias y de la participación de terceros en los resultados de sociedades controladas en el ejercicio 2002 fue de $ 3.072 millones comparados con los $ 3.604 millones en igual período de 2001. Los resultados financieros generados por pasivos fueron de $ 3.636 millones en comparación con los $ 687 millones registrados en el mismo período del año anterior. El aumento en los cargos financieros se originó principalmente en las pérdidas por diferencias de cambio a causa de la devaluación, parcialmente compensadas por ganancias en el resultado por exposición a la inflación. Al cierre del ejercicio 2002 el nivel de endeudamiento asciende a U$S 1.266 millones, inferior en U$S 934 millones al endeudamiento en esa divisa al cierre del 2001.

En la línea de Otros Egresos, netos se registraron pérdidas por $ 430 millones durante el ejercicio 2002 respecto de una pérdida de $ 275 millones durante el mismo período de 2001. El incremento se debe principalmente al aumento en el Impuesto sobre las Operaciones Bancarias y de la Previsión para juicios, junto con el reconocimiento de la dudosa recuperabilidad de créditos varios durante 2002.

La utilidad neta del ejercicio 2002 fue de $ 3.344 millones en comparación con los $ 1.788 millones de 2001 representa un incremento del 87%. Se registra en 2002 una ganancia por la venta de inversiones no corrientes y de bienes de uso a desafectar de $ 687 millones, que contrasta con una pérdida de $ 273 millones en 2001, producto de la venta en 2002 de participaciones en Bolivia, Chile e Indonesia.

Durante el ejercicio 2002, la Sociedad provisionó $ 415 millones por impuesto a las ganancias en comparación con los $ 1.541 millones correspondientes al mismo período de 2001. La disminución fue consecuencia principalmente de menores ganancias impositivas, producto del cómputo en 2002 de las pérdidas por diferencias de cambio.

Exploración y Producción

Las ventas netas de Exploración y Producción en el ejercicio 2002 fueron de $ 12.925 millones que comparadas con los $ 10.634 millones del ejercicio anterior, representan un incremento del 22%. Las ventas netas de crudo aumentaron $ 3.973 millones debido principalmente al incremento del tipo de cambio libre, que impactó tanto a los ingresos por exportaciones como a los precios acordados con las compañías petroleras para las operaciones locales. La imposibilidad de ajustar los precios del gas natural en el mercado interno, provocó que los mayores ingresos por venta de crudo se vieran parcialmente compensados por una caída en las ventas de gas natural en moneda constante de $ 529 millones. Por último, la transferencia de las participaciones en sociedades de Venezuela, Indonesia y Bolivia redujeron las ventas del presente año en aproximadamente $1.200 millones.

La producción consolidada de crudo, condensado y líquidos derivados del gas natural, bajó durante 2002 a 442 mil barriles diarios comparados con los 501 mil barriles diarios obtenidos en 2001, como resultado de la venta de participaciones en Indonesia, Venezuela y Bolivia, ya mencionada. Lo mismo ocurrió con la producción de gas natural, que durante el ejercicio 2002 ascendió a 1.545 millones de pies cúbicos diarios respecto de los 1.703 millones de pies cúbicos diarios de igual período de 2001.

En términos de operaciones homogéneas, la producción de líquidos en las áreas de Argentina fue de 435 mil barriles por día en el ejercicio 2002, apenas un 1% menor a los 441 mil barriles diarios registrados en 2001, mientras que la producción de gas no tuvo cambios significativos, con una producción de 1.480 millones de pies cúbicos diarios.

La utilidad operativa de Exploración y Producción aumentó $ 2.177 millones, de $ 4.535 millones en 2001 a $ 6.712 millones en igual período de 2002, lo que representa un incremento del 48%. Si se consideraran los $ 419 millones de ganancia operativa que dejaron de aportar las participaciones vendidas, el incremento alcanzaría a $ 2.600 millones. El mismo se obtuvo como consecuencia de mayores ventas por $3.444 millones por los mayores precios en pesos obtenidos, parcialmente compensadas con incrementos de gastos por $830 millones, principalmente provocados por mayores regalías por $ 415 millones, mayores compras por $190 millones, y aumento de las amortizaciones por incremento de inversiones de $ 98 millones.

Gas natural y Electricidad

La utilidad operativa de Gas Natural y Electricidad fue de $ 136 millones en 2002, superando en $ 75 millones la utilidad generada en 2001, siendo la principal causa el incremento de $ 87 millones en la utilidad operativa aportada por la Compañía Mega respecto del 2001.

Refino y Marketing

Las ventas netas en el ejercicio 2002 fueron de $ 16.945 millones, aumentando un 44% respecto de los $ 11.803 millones vendidos el ejercicio anterior, principalmente debido a un cambio en los puntos de transferencia de producto entre las operaciones de Exploración y Producción y las de Refino y Marketing. A partir de 2002 todas las ventas de crudo a terceros se realizan a través de la actividad de trading que concentra Refino y Marketing, produciendo un aumento sobre las ventas de $ 3.687 millones. Asimismo, el restante incremento de $ 1.455 millones se produce principalmente debido al aumento de los precios en dólares de los productos exportados sumado al efecto de la devaluación, parcialmente compensado por la entrada en vigencia de un régimen de retenciones a las exportaciones a partir del segundo trimestre de 2002. El aumento en los volúmenes exportados de aerokerosene y naftas de exportación se compensa con disminuciones en gasoil y fueloil. En cuanto al mercado interno, las ventas de producto medidas en moneda homogénea disminuyen respecto del 2001 tanto en volúmenes (naftas, LPG y gasoil),como en precios con la excepción del gasoil que registró un leve aumento.

El resultado operativo de 2002 registró una pérdida de $ 46 millones, en contraste con la utilidad operativa de $ 402 millones del 2001, debido principalmente al fuerte incremento del costo del crudo, que no pudo ser trasladado en su totalidad al precio de los productos vendidos en el mercado local. Compensa parcialmente este efecto una reducción en los gastos de comercialización, a su vez parcialmente compensados por un incremento en los gastos de transporte.

El volumen procesado en las refinerías operadas por YPF durante 2002 alcanzó los 294 mil barriles diarios. La capacidad de procesamiento en YPF bajó en 2002 a 319.5 miles de barriles diarios a causa de modificaciones en la Refinería de Luján de Cuyo. La utilización de la capacidad durante el año 2002 alcanzó el 92%.

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 2002 fueron de $ 1.572 millones, superiores a los $ 1.023 millones del ejercicio 2001 en aproximadamente un 54%, principalmente por el aumento de los volúmenes vendidos acompañado de mejores precios tanto en el mercado interno como en el mercado externo. Estas mayores ventas permitieron arrojar una utilidad operativa de $ 337 millones mayor que en 2001. Cabe destacar que Profertil, empresa de neto perfil exportador que alcanzó en el segundo trimestre de 2002 su máxima producción, contribuyó al resultado operativo de 2002, con una ganancia de $ 108 millones.

2001 Comparado con 2000

La Sociedad

Las ventas netas del ejercicio 2001 fueron de $ 17.810 millones comparados con $ 18.897 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 $ 10.634 millones durante el ejercicio 2001 (incluyendo $ 4.794 millones correspondientes a crudo transferido a Refino y Marketing), de los $ 11.881 millones registrados en el ejercicio anterior (incluyendo $ 5.728 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 U$S 30,30 en 2000 a un promedio de U$S 25,90 en 2001. Las ventas netas de Refino y Marketing, Gas Licuado y Química en su conjunto (ventas netas de intersegmento), fueron de $ 12.228 millones en el ejercicio 2001, disminuyendo un 7% respecto de los $ 13.097 del año 2000.

El costo de ventas en el ejercicio 2001 fue de $ 10.622 millones (incluyendo $ 1.946 millones correspondientes a Global, cuya actividad principal es el trading de combustibles pesados en EE.UU.), comparado con los $ 10.878 millones (incluyendo $ 2.540 millones correspondientes a Global) en igual período de 2000. Excluyendo a Global, el costo de ventas se incrementó en $ 338 millones, lo que representa un aumento del 4%.

La utilidad operativa del ejercicio 2001 fue de $ 4.810 millones comparada con los $ 6.049 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, del impuesto a las ganancias y de la participación de terceros en los resultados de sociedades controladas en el ejercicio 2001 fue de $ 3.604 millones comparados con los $ 5.132 millones en igual período de 2000. Los intereses generados por pasivos fueron de $ 643 millones en comparación con los $ 559 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 $ 2.658 millones. Al cierre del ejercicio 2001 el nivel de endeudamiento asciende a $ 4.906 millones, superior al endeudamiento al cierre del 2000 en $ 729 millones.

Otros ingresos (egresos) netos registraron una pérdida de $ 275 millones durante el ejercicio 2001 respecto de una pérdida de $ 611 millones durante el mismo período de 2000. Estos resultados incluyeron en el 2000 la registración de un cargo negativo de $ 238 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 $ 1.788 millones en comparación con los $ 2.681 millones de 2000. La utilidad neta de 2001 está afectada por un cargo negativo de $ 295 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 $ 550 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 $ 426 y $ 382 millones en la línea Resultado venta de activos y bienes de uso a desafectar. Durante el ejercicio 2001, la Sociedad provisionó $ 1.541 millones por impuesto a las ganancias en comparación con los $ 1.999 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 $ 10.634 millones comparadas con los $ 11.881 millones del ejercicio anterior, lo que representa una caída del 10%. Las ventas netas de crudo disminuyeron aproximadamente $ 1593 millones (de aproximadamente $ 9.675 millones en el ejercicio anterior a aproximadamente $ 8.082 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 $ 2.208 millones comparadas con los $ 1.907 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 $ 4.535 millones en 2001 comparada con $ 6.168 millones obtenidos en igual período de 2000, lo que representa una reducción del 26%. La disminución de $ 1.633 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 $ 458 millones, principalmente por el incremento de las depreciaciones compensado parcialmente con un menor pago de regalías.

Gas Natural y Electricidad

La utilidad operativa de Gas Natural y Electricidad fue de $ 61 millones en 2001, superando en $ 37 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 $ 31 millones durante el año 2001.

Refino y Marketing (excepto GLP)

Las ventas netas en el ejercicio 2001 fueron de $ 11.550 millones, disminuyendo un 9% respecto de los $ 12.669 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 $ 399 millones durante 2001, respecto de los $ 92 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 en 2001 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 $ 705 millones, inferiores a los $ 768 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 $ 17 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 $ 1.023 millones, inferiores a los $ 1.050 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 $ 7 millones de 2000, siendo la principal diferencia los mayores cargos por incobrabilidad.

Liquidez y Recursos de Capital

El flujo neto de caja proveniente de las actividades operativas en 2002 fue de $ 5.406, lo que representa un aumento del 36% comparado con los $ 3.967 millones generados en 2001. Este incremento se debe principalmente a la mayor utilidad neta respecto de 2001. La utilidad neta, excluido el resultado por venta de inversiones y el registrado por la participación en sociedades vinculadas, los cuales no representan generación de fondos por operaciones ascendió a $ 3.093 millones en el ejercicio 2002, lo que representa un aumento de $ 779 millones respecto de los $ 2.314 millones registrados en 2001, calculados en forma homogénea. Adicionalmente se produjo una variación en el capital de trabajo durante 2002 que sumó $ 484 millones a la generación de fondos por operaciones.

Los orígenes de fondos más importantes provenientes de las actividades de inversión y financiación en 2002 incluyen $ 1.479 millones de ingresos por ventas de inversiones no corrientes, principalmente como resultado de las ventas de YPF Chile, Repsol YPF Santa Cruz S.A. e Indonesia. En 2001, los orígenes de fondos más importantes provenientes de las actividades de inversión y financiación incluyen $ 3.269 millones de ingresos por ventas de inversiones no corrientes, correspondientes principalmente a las ventas de EG3, Electricidad Argentina S.A., y de los activos en Ecuador y Venezuela, entre otras.

Las principales aplicaciones de fondos provenientes de las actividades de inversión y financiación en 2002 incluyeron $ 2.693 millones para la adquisición de activo fijo y $ 3.737 millones para la cancelación neta de préstamos. En 2001 las principales aplicaciones de fondos provenientes de las actividades de inversión y financiación incluyeron $ 2.807 millones para la adquisición de activo fijo, $ 3.604 millones para el pago de dividendos y anticipos de dividendos, $ 751 millones para cancelación neta de préstamos y $ 903 para aportes y adquisición de inversiones no corrientes, los cuales incluyen principalmente $ 502 para EG3 y $ 312 millones para Andina.

En noviembre de 2002, el Directorio de la sociedad, haciendo uso de las facultades otorgadas por la Asamblea Ordinaria de Accionistas del 10 de Abril de 2002, aprobó la utilización de la Reserva para Futuros dividendos destinada a tal fin según resolución de la mencionada Asamblea, por un monto de $1.569 millones. Estos dividendos fueron compensados casi en su totalidad con créditos existentes a dicha fecha con el accionista mayoritario por un monto de $1.532 millones y el saldo remanente con accionistas minoritarios fue cancelado con fondos de libre disponibilidad.

De los aproximadamente $ 3.111 millones de inversiones de capital y en exploración en 2002, aproximadamente $ 2.674 millones representan inversiones del negocio de Exploración y Producción, correspondiendo a $ 2.459 millones de inversiones en desarrollo y $ 215 millones en inversiones en exploración, aproximadamente $ 286 millones representan inversiones de capital de Refino y Marketing y GLP y aproximadamente $ 113 millones representan inversiones de capital en Química. Las inversiones de capital y en exploración en 2001 ascendieron a $2.917 millones, de las cuales aproximadamente $2.378 millones representan inversiones del negocio de Exploración y Producción, correspondiendo a $2.158 millones de inversiones en desarrollo y $220 millones en inversiones en exploración, aproximadamente $321 millones representan inversiones de capital de Refino y Marketing y GLP, aproximadamente $159 millones representan inversiones de capital en Química.

El presupuesto de inversiones de capital y en exploración para el año 2003 (incluidos gastos de exploración), oportunamente aprobado por la Dirección de la Sociedad, comprende aproximadamente U$S 664 millones de inversiones de capital y en exploración en el segmento de Exploración y Producción, aproximadamente U$S 129 millones en Refino, Marketing, Logística y GLP, aproximadamente U$S 24 millones en inversiones de capital previstas para el negocio de Química, y aproximadamente U$S 20 millones de inversiones para el desarrollo de la unidad de negocio de Gas Natural y Electricidad. La Sociedad estima que financiará su presupuesto de inversiones de capital para el año 2002 a través del flujo de fondos generado por sus actividades operativas.

El Directorio ha decidido someter a la consideración de la Asamblea de Accionistas el tratamiento de las utilidades acumuladas al 31 de diciembre de 2002, a efectos que el mismo sea analizado a la luz de la evolución de la situación económica y financiera a la fecha de la Asamblea.

El total de préstamos al 31 de diciembre de 2002 era de $ 4.257 millones, compuesto por deuda a corto plazo (incluyendo la porción corriente de la deuda a largo plazo) de $ 1.529 millones y por deuda a largo plazo de $ 2.728 millones. La mayor parte de los préstamos al 31 de diciembre de 2002 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 de los Estados Contables. Del total de $ 2.728 millones de préstamos a largo plazo al 31 de diciembre de 2002, aproximadamente $ 2.080 millones vencen en los próximos cinco años. La tasa de interés promedio ponderado del total de deuda al 31 de diciembre de 2002 era de aproximadamente 7.3%.

Al 31 de diciembre de 2002, el patrimonio neto de la Sociedad ascendía a $ 20.283 millones, que incluye la reserva legal de $ 858 millones de acuerdo con lo establecido por la Ley N°19.550 de Sociedades Comerciales.

Operaciones con sociedades relacionadas

Durante 2002 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”.

Política de remuneraciones al Directorio y alta gerencia

Remuneraciones del Directorio

Las normas legales vigentes establecen que la compensación anual pagada a los miembros del Directorio (incluidos aquellos que realizan actividades ejecutivas) no puede exceder el 5% del resultado neto del ejercicio si YPF no paga dividendos por ese período, pudiendo incrementarse hasta un 25% del resultado neto si se pagasen dividendos. La retribución del Presidente y otros Directores que trabajan como ejecutivos, conjuntamente con la de todos los otros Directores, requiere de la ratificación de una Asamblea general Ordinaria de Accionistas. De acuerdo a estos lineamientos, la Asamblea Ordinaria de Accionistas del 10 de Abril de 2002 aprobó una remuneración total para los miembros del Directorio de $1.3 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2001. Además, aprobó el pago a cuenta de honorarios del ejercicio 2002 de hasta un máximo de $10.000 mensuales cada uno. El monto total de honorarios por el ejercicio cerrado el 31 de diciembre de 2002 será establecido por la Asamblea Ordinaria de Accionistas que apruebe la gestión del Directorio.

Planes de bonificación e incentivos

Por otra parte, como parte de la política de remuneraciones de los cuadros gerenciales, la Sociedad ha establecido los siguientes programas:

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

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 es abonada en efectivo.

b) Programas de Incentivo

Alcanzan a directivos y a personal con alta responsabilidad de la Sociedad y es homogéneo con el plan de incentivos desarrollado en Repsol YPF e incluyen:

• Programa de Apreciación Accionaria con vencimiento en el 2004, basado en la apreciación de la cotización de la acción de Repsol YPF entre el momento de otorgamiento de los derechos y el de su ejercicio y es abonado en efectivo.
• Programa de Opciones para la Adquisición de Acciones de Repsol YPF con vencimiento en el 2005. Bajo este programa, Repsol YPF tiene previsto emitir obligaciones convertibles en acciones ordinarias, de carácter subordinado, de dos series diferentes con un valor nominal de 15 y 22 euros, respectivamente. Los beneficiarios podrán ejercer su derecho de adquisición mediante el pago del valor nominal de las obligaciones al finalizar cada uno de los años desde la fecha de emisión.

Organización empresarial

La Sociedad ha adoptado un sistema de organización de sus operaciones, su proceso de planeamiento estratégico, control de la gestión y medición de resultados basado en unidades de negocio, el cual se ha denominado RYS XXI. Estos negocios son asistidos por unidades de servicios compartidas, entre los cuales se establecen acuerdos de nivel de servicio para fomentar la eficiencia operativa de todos los sectores de la empresa. El proceso de decisiones esta fuertemente vinculado con esta forma organizacional, que se complementa en cada área de negocio con una descentralización geográfica de las operaciones y su consecuente asignación de responsabilidades gerenciales. Las funciones corporativas le dan homogeneidad al proceso de planeamiento operativo y financiero de los negocios, los cuales se alinean a la estrategia, visión y misión de la compañía, establecidas por su Comité de Dirección.

En relación con el sistema de Control Interno, la Sociedad tiene desarrolladas diversas funciones y responsabilidades, que conjuntamente contribuyen a asegurar un adecuado cumplimiento de las leyes y disposiciones vigentes, la fiabilidad de la información financiera y la eficiencia y eficacia de las operaciones. La interrelación de las funciones de la Dirección de Auditoría Interna (que incluye procedimientos de auditoría operativas, de gestión, cumplimiento de procedimientos y de seguridad informática), la Dirección Financiera (quien además de supervisar la fiabilidad de la información recibida a través del sistema de información financiera, controla los niveles de acceso al mismo, mantiene y revisa el cumplimiento de los procedimientos de seguridad informática y los niveles de aprobación de las operaciones económico financieras y establece homogéneamente los procedimientos y políticas administrativo-contable aplicables a toda la compañía) y las Unidades operativas (quienes establecen los límites de autoridad, la política de inversiones y el control de facturación de terceros), actuando coordinadamente y apoyados en un sistema de información totalmente integrado como SAP, proveen un sistema de control interno eficaz.

La nueva legislación sobre gobierno corporativo, tanto en Argentina, como en Estados Unidos de América y Europa, producto de los acontecimientos financieros ocurridos en el año 2002, requiere una adecuación y ampliación del modelo de Control Interno. La Sociedad está profundamente comprometida en este proceso, y entre las primeras medidas ha establecido el Comité de Transparencia o Disclosure, en el que participan los máximos responsables de cada área de negocios y corporativas, cuyo objetivo fundamental es asegurar la correcta y oportuna difusión de todo acontecimiento que tenga impacto en la situación financiera y operativa de la Sociedad, y la pronta conformación de un Comité de Auditoría del Directorio, que estará integrado por directores independientes, que asuma las funciones asignadas por la mencionada legislación.

Perspectivas

La Sociedad, tal como ha sido su estrategia de largo plazo de los últimos años, seguirá focalizando sus esfuerzos en fortalecer sus actividades en Argentina.

Para el año 2003, se ha establecido un programa de inversiones que supera los $800 millones de dólares, lo cual confirma el objetivo de seguir manteniendo el desarrollo de sus negocios en el país, asegurar los niveles de producción de los últimos años, e incrementar aquellos que permitan acceder a otros mercados, a través del aumento de las exportaciones.

Por otra parte, la sociedad está comprometida a mantener su endeudamiento en niveles bajos, acordes con su generación de fondos e inversiones proyectadas, de manera de asegurar una estabilidad y equilibrio financiero en este período de transición del país.

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, 6 de marzo de 2003.

INFORME DEL AUDITOR

A los Señores Directores de

YPF SOCIEDAD ANONIMA:

1. Hemos auditado el balance general de YPF SOCIEDAD ANONIMA al 31 de diciembre de 2002 y los correspondientes estados de resultados, de evolución del patrimonio neto y de origen y aplicación de fondos por el ejercicio terminado en dicha fecha, las notas 1 a 13 y los anexos A, B, C, E, F, G y H. Asimismo, hemos auditado el balance general consolidado de YPF SOCIEDAD ANONIMA y sus sociedades controladas al 31 de diciembre de 2002, y los correspondientes estados consolidados de resultados y de origen y aplicación de fondos por el ejercicio terminado en dicha fecha, las notas 1 a 4 y los anexos A, C y H, que se exponen como información complementaria en el Cuadro I. Nuestra responsabilidad es expresar una opinión sobre los mencionados estados contables, basada en nuestra auditoría.

Los estados contables de YPF SOCIEDAD ANONIMA por los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2001 y 2000, que se presentan con propósitos comparativos, habida cuenta de su reexpresión en moneda constante del 31 de diciembre de 2002 según se detalla en la Nota 1 a los estados contables básicos adjuntos, fueron auditados por otros auditores, quienes emitieron su informe del auditor, sin salvedades, con fecha 8 de marzo de 2002.

Los estados contables mencionados precedentemente son responsabilidad de la Dirección de la Sociedad.

1. 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 nuestra auditoría nos brinda una base razonable para fundamentar nuestra opinión.
2. Como se describe en la Nota 13 a los estados contables adjuntos, durante el año 2002, 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 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, (b) el incumplimiento de los pagos de la deuda pública, (c) la introducción de restricciones al retiro de fondos depositados en las instituciones financieras, (d) la restricción a realizar ciertas transferencias al exterior en concepto de pagos de capital e intereses de ciertos préstamos financieros sin la autorización previa del Banco Central de la República Argentina, (e) la implementación de nuevos regímenes de retención a las exportaciones de hidrocarburos, (f) el incremento de los precios internos y (g) la suspensión de las condiciones para la disolución de sociedades y la reducción obligatoria del capital. La evolución futura de la crisis económica podría requerir la adopción de medidas adicionales por parte del Gobierno Nacional. Los estados contables adjuntos deben ser leídos teniendo en cuenta las cuestiones previamente mencionadas.
3. En nuestra opinión, los estados contables de YPF SOCIEDAD ANONIMA al 31 de diciembre de 2002, presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación patrimonial de YPF SOCIEDAD ANONIMA al 31 de diciembre de 2002, y los resultados de sus operaciones y sus orígenes y aplicaciones de fondos por el ejercicio terminado en dicha fecha, de conformidad con las normas contables profesionales vigentes en Argentina. Adicionalmente, en nuestra opinión, los estados contables consolidados de YPF SOCIEDAD ANONIMA al 31 de diciembre de 2002, presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación patrimonial consolidada de YPF SOCIEDAD ANONIMA con sus sociedades controladas al 31 de diciembre de 2002 y los resultados consolidados de sus operaciones y sus orígenes y aplicaciones de fondos por el ejercicio terminado en dicha fecha, de conformidad con las normas contables profesionales vigentes en Argentina.
4. En cumplimiento de disposiciones legales vigentes y de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, informamos que:
5. Los estados contables adjuntos se encuentran asentados en el libro Inventarios y Balances.
6. Los estados contables de YPF SOCIEDAD ANONIMA por el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2002 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 surgen de registros contables llevados, en sus aspectos formales, de conformidad con las disposiciones legales vigentes.
7. De la revisión efectuada sobre el mantenimiento de las condiciones originales de seguridad e integridad de los sistemas de registro contable autorizados por la Comisión Nacional de Valores, no han surgido observaciones en lo que es materia de nuestra competencia.
8. Al 31 de diciembre de 2002, la deuda devengada en concepto de aportes y contribuciones con destino al Sistema Integrado de Jubilaciones y Pensiones, que surge de los registros contables de la Sociedad, asciende a $ 3.645.172, no siendo exigible a esa fecha.

Buenos Aires, 6 de marzo de 2003
DELOITTE & Co. S.R.L. C.P.C.E.C.A.B.A. T° 1 - F° 3
RICARDO C. RUIZ Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.C.A.B.A. T° 156 - F° 159

ESTADOS CONTABLES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2002, 2001 Y 2000

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	14
* Balances generales	17
* Estados de resultados	18
* Estados de evolución del patrimonio neto	19
* Estados de origen y aplicación de fondos	20
* Notas a los estados contables	21
* Anexos a los estados contables	64

Avenida Presidente Roque Sáenz Peña 777 - Buenos Aires

EJERCICIOS ECONOMICOS Nº 26, 25 Y 24

INICIADOS EL 1º DE ENERO DE 2002, 2001 Y 2000

ESTADOS CONTABLES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2002, 2001 Y 2000

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): 11 de junio de 2002.

Composición del capital al 31 de diciembre de 2002

(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

NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS

POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2002, 2001 Y 2000

(cifras expresadas en millones de pesos del 31 de diciembre de 2002 – Nota 1 a los estados contables básicos, excepto donde se indica en forma expresa)

1. 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 se expone 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 ("F.A.C.P.C.E."), YPF Sociedad Anónima (la "Sociedad" o "YPF") ha consolidado sus balances generales al 31 de diciembre de 2002, 2001 y 2000 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 YPF ejerce control conjunto han sido consolidados proporcionalmente línea por línea, en base a la participación proporcional en las cuentas de los estados de resultados de dichas sociedades. Las ventas netas incluyen aproximadamente 3.668, 2.917 y 2.808 y la utilidad operativa incluye 371, 129 y 59 por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2002, 2001 y 2000, respectivamente, correspondientes al efecto de dicha consolidación proporcional.

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 2002, 2001 y 2000 se han utilizado los últimos estados contables disponibles de las sociedades controladas a dichas fechas.

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, las cuales han sido valuadas a su valor estimado de realización al 31 de diciembre de 2001 (Nota 12 a los estados contables básicos).

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

YPF Holdings Inc. posee ciertos planes de pensión no contributivos y beneficios posteriores al retiro y al empleo administrados por fideicomisos.

La política de financiamiento relacionada con los planes de pensión consiste en aportar a los planes montos suficientes para dar cumplimiento a los requisitos de financiamiento mínimos establecidos en las regulaciones gubernamentales respectivas, más los montos adicionales que la Dirección considere apropiados. Los beneficios relacionados con los planes son y han sido devengados sobre la base de la antigüedad y la remuneración percibida durante los años de trabajo. Asimismo, YPF Holdings Inc. posee un plan no contributivo de retiro complementario para ejecutivos y empleados de alta jerarquía.

YPF Holdings Inc. proporciona determinados beneficios de atención médica y de seguro de vida a ciertos empleados retirados y, asimismo, ciertos seguros y beneficios de retiro a individuos cuya relación laboral es terminada por YPF Holdings Inc. con anterioridad al retiro normal. YPF Holdings Inc. devenga el costo estimado de estos beneficios, excepto las pensiones, durante el período de servicio activo de los empleados. Los empleados pueden acceder a los beneficios mencionados si cumplen con los requisitos mínimos de edad y de servicio. YPF Holdings Inc. registra los beneficios otorgados luego de la relación laboral pero antes del retiro, cuando se alcanza el período mínimo de servicio, cuando el pago del beneficio es probable y cuando su monto puede estimarse razonablemente.

Otros beneficios de pensión y retiro son financiados a medida que los reclamos son notificados.

Ingresos y costos de obras

La Sociedad contabiliza sus ingresos y costos relacionados con las actividades de construcción, reexpresados de acuerdo a lo indicado en la Nota 1 a los estados contables básicos, considerando el margen final estimado de cada obra y su grado de avance al cierre de cada ejercicio.

1. 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

1. Inversiones:	2002				2001				2000
	Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente
Colocaciones transitorias, fondos restringidos y títulos públicos (1)	426 (2)		18		155 (2)		61		853 (2)		28
Sociedades vinculadas y otras (Anexo C)	-		1.220		-		3.236		-		1.521
Previsión para desvalorización de las participaciones en sociedades vinculadas y otras sociedades	-		(189)		-		(308)		-		(13)
	426		1.049		155		2.989		853		1.536

1. Incluye 5, 24 y 26 de fondos restringidos al 31 de diciembre de 2002, 2001 y 2000, respectivamente.
2. Incluye 411, 124 y 844 al 31 de diciembre de 2002, 2001 y 2000, respectivamente, que corresponden a inversiones con vencimiento originalmente pactado inferior a tres meses.

1. Créditos por ventas:	2002				2001				2000
	Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente
Deudores comunes	1.782		80		2.545		170		2.842		37
Sociedades relacionadas	565		-		506		-		345		-
Documentos a cobrar	-		-		52		-		28		-
	2.347		80		3.103		170		3.215		37
Previsión para deudores por ventas de cobro dudoso	(434)		-		(1.034)		-		(583)		-
	1.913		80		2.069		170		2.632		37

1. Otros créditos:	2002				2001				2000
	Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente
Créditos y anticipos de impuestos y reembolsos por exportaciones	258		71		286		159		358		20
Deudores por servicios	28		-		85		-		76		-
Gastos pagados por adelantado	57		316		41		329		59		393
Cánones y derechos	17		143		15		161		13		175
Sociedades relacionadas	4.608 (1)		455		1.126		199		113		4
Préstamos a clientes	11		91		50		223		85		227
Por reconversión de contratos	-		27		-		70		-		92
Por desbalanceo de producción de gas	-		36		-		68		-		72
Uniones Transitorias de Empresas y Consorcios	38		-		111		-		133		-
Por venta de activos no corrientes	6		1		24		15		-		-
Diversos	218		101		311		121		307		171
	5.241		1.241		2.049		1.345		1.144		1.154
Previsión para otros créditos de cobro dudoso	(104)		-		(227)		-		(260)		-
Previsión para valuar otros créditos a su valor recuperable	-		(96)		-		(79)		-		(11)
	5.137		1.145		1.822		1.266		884		1.143

(1) Incluye 2.696 con Repsol International Finance B.V. (sociedad relacionada bajo control común), a vencer de tres a doce meses, los cuales devengan un interés anual de entre el 1,9% y el 2,82%.

1. Bienes de cambio:	2002		2001		2000
Productos destilados para la venta	304		328		454
Petróleo crudo	216		194		209
Productos en proceso de destilación	10		13		13
Materia prima, envases y otros	96		63		48
	626		598		724

1. Bienes de uso:	2002		2001		2000
Valor residual de bienes de uso (Anexo A)	19.025		19.069		21.472
Previsión para perforaciones exploratorias improductivas	(44)		(4)		(46)
Previsión para obsolescencia de materiales	(26)		(26)		(28)
Previsión para bienes de uso a desafectar	(57)		(57)		(878)
	18.898		18.982		20.520

Pasivo

1. Cuentas por pagar:	2002				2001				2000
	Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente
Proveedores	1.352		4		1.558		33		1.549		26
Concesiones de explotación	-		-		262		218		175		480
Sociedades relacionadas	129		-		81		-		109		-
Uniones Transitorias de Empresas y Consorcios	112		-		142		-		236		-
Diversas	104		94		250		111		224		160
	1.697		98		2.293		362		2.293		666

1. Préstamos:					2002				2001				2000
	Tasa de Interés(1)		Vencimiento del Capital		Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente
Obligaciones Negociables	-		-		975		2.387		198		2.141		726		2.701
Sociedades relacionadas (2)	2,15-3,42%		2003		375		-		1.291		-		323		-
Obligaciones Negociables de Maxus	8,42-10,83%		2003-2004		86		4		4		59		2		61
Otras deudas bancarias y otros acreedores	3,66%		2003-2007		93		337		901		312		239		125
					1.529		2.728		2.394		2.512		1.290		2.887

(1) Tasa de interés anual vigente al 31 de diciembre de 2002.

(2) Incluye 32 y 343 correspondientes a préstamos otorgados por Repsol International Finance B.V. y Repsol Netherlands Finance B.V., respectivamente.

Estados de Resultados Consolidados

1. Otros egresos, netos:	2002		2001		2000
Impuesto sobre los débitos y créditos de cuentas bancarias	(139)		(57)		-
Previsión para juicios pendientes	(118)		(98)		(85)
Baja de bienes de uso y materiales obsoletos	-		(7)		(124)
Donaciones	(10)		(33)		(65)
Multa GLP (Nota 10.b a los estados contables básicos)	-		-		(238)
Amortización de la llave de sociedades controladas y bajo control conjunto	(16)		(28)		(22)
Diversos	(147)		(52)		(77)
	(430)		(275)		(611)

1. Resultados financieros y por tenencia:	Ingresos (Egresos)
	2002		2001		2000
Generados por activos:
Intereses	257		142		176
Diferencias de cambio	2.034		(46)		(28)
Resultado por tenencia de bienes de cambio	68		(87)		85
Resultado por exposición a la inflación	(1.605)		-		-
	754		9		233
Generados por pasivos:
Intereses	(677)		(643)		(559)
Diferencias de cambio	(4.177)		(44)		(17)
Resultado por exposición a la inflación	1.092		-		-
Otros	126		-		-
	(3.636)		(687)		(576)
	(2.882)		(678)		(343)

1. COMPROMISOS Y CONTINGENCIAS DE SOCIEDADES 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 de su subsidiaria Maxus Energy Corporation ("Maxus"). 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 2002, las previsiones para contingencias ascendían a 254. En opinión de la Dirección, las previsiones constituidas son adecuadas para cubrir todas las contingencias ambientales que son probables y pueden 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 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 desperdicios 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 mineral de cromo en Kearny y Secaucus, New Jersey. Tierra Solutions Inc. ("TS"), 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. Asimismo, se ha requerido a TS dar garantía financiera en relación con los trabajos mencionados. Actualmente, la referida garantía se encuentra instrumentada a través de YPF Holdings Inc. por un monto de U$S 20 millones. Dicha garantía puede ser reducida con la aprobación del DEP ante una revisión anual de costos. 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 108 al 31 de diciembre de 2002. Adicionalmente, el DEP ha manifestado que espera que Occidental y Maxus participen con los otros fabricantes de cromo en la financiación de 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 estatales una justificación específica en caso de que un requerimiento estatal fuese más estricto que un requerimiento federal.

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 cromo de Productos Químicos. En 1995, la Agencia de Protección Ambiental de Ohio ("OEPA") 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 en el área de la antigua planta de Painesville. TS ha acordado participar en los trabajos de limpieza ambiental como ha sido requerido en la Orden de los Directores. En marzo de 2002, TS envió a la OEPA el reporte en relación al trabajo de investigación ambiental y enviará el reporte de factibilidad por separado. Al 31 de diciembre de 2002, el costo estimado de la realización de los trabajos de limpieza ambiental es de aproximadamente 1 para el próximo año. YPF Holdings Inc. ha previsionado el importe estimado de su participación en el costo de los trabajos de limpieza ambiental. 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 requerido.

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, TS 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 segundo trimestre de 2003 con un costo futuro de aproximadamente 10. 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.

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 ha apelado el fallo. 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.

Paladin Resources demandó a YPF Indonesia Ltd., una subsidiaria de YPF International S.A., y a otra sociedad relacionada, alegando el derecho para la compra del 11% de la participación que posee en el Contrato de Producción Compartida de Jambi Merang o, en su defecto, a daños no especificados. En diciembre de 2002, YPF Indonesia Ltd. resolvió este reclamo realizando un pago de 29. Dicha resolución implicó la liberación total de YPF Indonesia Ltd. y la renuncia a todo tipo de reclamo por parte de Paladin Resources, con respecto al mencionado Contrato de Producción Compartida de Jambi Merang.

El Auditor General del Estado de Texas, ha determinado a Midgard Energy Company ("Midgard"), una subsidiaria de YPF Holdings Inc., una deuda por un impuesto estatal ("Franchise tax") por el período comprendido entre 1984 y 1997, por un monto aproximado de 85, más intereses y multas (el monto estimado asciende a 147 al 31 de diciembre de 2002) por interpretar que ciertas deudas de Midgard serían aportes de capital. YPF Holdings Inc., considera que la determinación carece de mérito y la ha objetado mediante los recursos administrativos correspondientes.

1. INFORMACION 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 2002, 2001 y 2000 (ver información adicional en Nota 8 a los estados contables básicos):

	Exploración y Producción		Refino y Marketing		Química		Gas Natural y Electricidad		Administra-ción Central y Otros		Ajustes de Consolidación		Total
Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2002
Ventas netas a terceros	1.435		14.232		1.208		238		204		-		17.317
Ventas netas a sociedades relacionadas	251		1.941		-		90		-		-		2.282
Ventas netas y comisiones por servicios intersegmentos	11.239		772		364		16		256		(12.647)		-
Ventas netas e ingresos por servicios totales	12.925		16.945		1.572		344 (1)		460		(12.647)		19.599
Utilidad (Pérdida) operativa	6.712		(46)		337		136		(298)		(21)		6.820
Resultado de inversiones permanentes	(5)		63		-		(494)		-		-		(436)
Depreciación y amortización	1.617		396		87		48		32		-		2.180
Inversión en bienes de uso	2.240		286		113		7		47		-		2.693
Activos identificables	17.116		8.357		1.159		205		3.386		(672)		29.551
Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2001
Ventas netas a terceros	3.186		10.518		635		148		85		-		14.572
Ventas netas a sociedades relacionadas	2.496		537		-		72		133		-		3.238
Ventas netas y comisiones por servicios intersegmentos	4.952		748		388		24		-		(6.112)		-
Ventas netas e ingresos por servicios totales	10.634		11.803(2)		1.023		244(1)		218		(6.112)(2)		17.810
Utilidad (Pérdida) operativa	4.535		402		-		61		(297)		109		4.810
Resultado de inversiones permanentes	7		94		(114)		(240)		-		-		(253)
Depreciación y amortización	1.699		452		33		9		26		-		2.219
Inversión en bienes de uso	2.270		321		159		11		46		-		2.807
Activos identificables	17.395		8.532		1.412		814		770		(157)		28.766
Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2000
Ventas netas a terceros	3.644		11.758		596		22		-		-		16.020
Ventas netas a sociedades relacionadas	2.305		624		-		-		-		(52)		2.877
Ventas netas y comisiones por servicios intersegmentos	5.932		748		454		15		-		(7.149)		-
Ventas netas e ingresos por servicios totales	11.881		13.130(2)		1.050		37(1)		-		(7.201)(2)		18.897
Utilidad (Pérdida) operativa	6.168		151		7		24		(301)		-		6.049
Resultado de inversiones permanentes	7		51		(17)		-		(4)		-		37
Depreciación y amortización	1.530		478		37		-		20		-		2.065
Inversión en bienes de uso	2.626		358		155		7		68		-		3.214
Activos identificables	17.302		9.571		1.329		212		858		(378)		28.894

1. Las ventas de gas natural son registradas en el segmento Exploración y Producción.
2. A partir del 1° de enero de 2002, las ventas de crudo son llevadas a cabo por el segmento Refino y Marketing. Si esta nueva política de comercialización hubiera sido aplicada retroactivamente, las ventas netas totales del segmento Refino y Marketing y los Ajustes de Consolidación al 31 de diciembre de 2001 y 2000, hubieran sido aproximadamente 14.073 y (8.382), y 15.810 y (9.881), respectivamente.

Cuadro I
Anexo C

BALANCES GENERALES CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2002, 2001 Y 2000

INVERSIONES EN ACCIONES Y PARTICIPACION EN OTRAS SOCIEDADES

(expresados en millones de pesos del 31 de diciembre de 2002 - Nota 1 a los estados contables básicos)

		2002																									2001		2000
													Información sobre el ente emisor
		Características de los valores															Últimos estados contables emitidos
Denominación y Emisor		Clase		Valor Nominal			Cantidad		Valor Registrado		Costo		Actividad Principal		Domicilio Legal		Fecha		Capital Social		Resultado		Patrimonio Neto		Participación sobre capital social		Valor registrado		Valor registrado
Vinculadas:
Compañía Mega S.A.		Ordinarias		$	1		77.292.000		147	(9)	168		Separación, fraccionamiento y transporte de líquidos de gas natural		Av. Roque Sáenz Peña 777, P. 7°, Buenos Aires, Argentina		30/09/02		203		(158)		311		38,00%		175		168
Petroken Petroquímica Ensenada S.A.		Ordinarias		$	1		40.602.826		119	(9)	102		Petroquímica		Sarmiento 1230, P. 6°, Buenos Aires, Argentina		30/09/02		81		(47)		204		50,00%		120		129
Profertil S.A.		Ordinarias		$	1		1.000.000		153	(9)	388		Producción y venta de fertilizantes		Alicia Moreau de Justo 140, P. 1°, Buenos Aires, Argentina		30/09/02		2		(432)		286		50,00%		354		347
Refinería del Norte S.A.		Ordinarias		$	1		45.803.655		155	(9)	122		Refinación		Maipú 1, P. 2º, Buenos Aires, Argentina		30/06/02		92		(28)		222		50,00%		140		85
Oleoductos del Valle S.A.		Ordinarias		$	10		4.072.749		111	(1)	47		Transporte de petróleo por ducto		Florida 1, P. 10°, Buenos Aires, Argentina		30/09/02		110		36		384		37,00%		94		61
PBBPolisur S.A.		Ordinarias		$	1		12.838.664		30		234		Petroquímica		Av. Eduardo Madero 900, P. 7°, Buenos Aires, Argentina		30/09/02		46		(236)		111		28,00%		105		164
Global Companies LLC		-		-	-		-		59		15		Abastecimiento, almacena-miento, comercialización y distribución de hidrocarburos y sus derivados		Watermill Center 800 South Street, Waltham, Massachusetts, USA		-		-		-		-		51,00%	(6)	52		41
Terminales Marítimas Patagónicas S.A.		Ordinarias		$	10		476.034		44	(1)	7		Almacenamiento y despacho de petróleo		Av. Leandro N. Alem 1180, P. 11°, Buenos Aires, Argentina		30/09/02		14		46		139		33,15%		24		22
Oiltanking Ebytem S.A.		Ordinarias		$	10		351.167		9	(1)	9		Transporte y almacenamiento de hidrocarburos		Alicia Moreau de Justo 872, P. 4°, Of. 7, Buenos Aires, Argentina		30/09/02		12		8		51		30,00%		4		7
Gasoducto del Pacífico (Argentina) S.A.		Preferidas		$	1		12.298.800		28		26		Transporte de gas por ducto		San Martín 323, P. 19°, Buenos Aires, Argentina		30/09/02		124		(3)		281		10,00%	(8)	28		26
Central Dock Sud S.A.		Ordinarias		$	0,01		86.799.282		16	(3)	29		Generación de energía eléctrica y su comercialización en bloque		Reconquista 360, P. 6°, Buenos Aires, Argentina		30/09/02		9		(283)		226		9,98%	(5)	7		-
Gas Argentino S.A.		Ordinarias		$	1		104.438.182		22	(3)	336		Inversión en MetroGas S.A.		Gregorio Araoz de Lamadrid 1360, Buenos Aires, Argentina		30/09/02		230		(489)		248		45,33%		334		-
Inversora Dock Sud S.A.		Ordinarias		$	1		40.291.975		138		189		Inversión y financiera		Reconquista 360, P. 6°, Buenos Aires, Argentina		30/09/02		94		(213)		246		42,86%		238		-
Pluspetrol Energy S.A.		Ordinarias		$	1		30.006.540		153		120		Exploración y explotación de hidrocarburos y generación, producción y comercialización de energía eléctrica		Lima 339, Buenos Aires, Argentina		30/09/02		67		(194)		346		45,00%		240		-
Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A.		Preferidas		$	1		8.099.280		22		4		Transporte de petróleo por ducto		Esmeralda 255, P. 5°, Buenos Aires, Argentina		30/09/02		45		54		142		18,00%	(8)	26		-
Empresa Petrolera Andina S.A.		-		-	-		-		-		-		-		-		-		-		-		-		-		1.142		-
Andina Corporation		-		-	-		-		-		-		-		-		-		-		-		-		-		-		240
Empresas Lipigas S.A.		-		-	-		-		-		-		-		-		-		-		-		-		-		83		87
Diversas (7)		-		-	-		-		-	(2)	-	(2)	-		-		-		-		-		-				57		131
Otras Sociedades:
Petróleos Transandinos YPF S.A.		Ordinarias		-	-	(4)	1.179		1		-	(2)	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		167		18		204		1,05%		-		-
Mercobank S.A.		Ordinarias		$	1		1.800.264		13		13		Inversión y financiera		Bartolomé Mitre 343, Buenos Aires, Argentina		30/06/00		46		(15)		14		3,91%		13		13
									1.220		1.809																3.236		1.521

Ver información adicional sobre los principales cambios en el conjunto económico en Nota 12 a los estados contables básicos.

1. Corresponde al porcentaje de participación sobre el patrimonio neto de la sociedad, neto de resultados no trascendidos a terceros.
2. No se expone valor alguno dado que el valor registrado es menor a $ 1 millón.
3. 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.
4. Estas acciones no poseen valor nominal.
5. Adicionalmente, la Sociedad posee un 29,93% de participación indirecta en el capital a través de Inversora Dock Sud S.A.
6. Tenencia accionaria a través de YPF Holdings Inc.
7. Incluye Komi Nenets Energy Company Ltd., Montello Group LLC, Chelsea Sandwich LLC, Gasoducto del Pacífico (Chile) S.A., Gasoducto del Pacífico (Cayman) Ltd., Gasoducto Oriental S.A., A&C Pipeline Holding Company, Oleoducto Trasandino (Chile) S.A., Bitech Petroleum Corporation, Refinaria de Petróleos de Manguinhos y Transportadora Sulbrasileira de Gás S.A.
8. Corresponde a la participación sobre el capital preferido de la sociedad.
9. Corresponde al porcentaje de participación sobre el patrimonio neto de la sociedad, según los últimos estados contables disponibles, más los resultados subsecuentes y significativos según información de gestión.

NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES

POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2002, 2001 Y 2000

(cifras expresadas en millones de pesos del 31 de diciembre de 2002,
excepto donde se indica en forma expresa - Nota 1)

1. MODIFICACIONES A LA NORMATIVA ECONOMICA DE LA REPUBLICA ARGENTINA Y BASES DE PRESENTACION 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 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 síntesis de las principales medidas económicas adoptadas, aún vigentes, se expone 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 con Repsol Argentina S.A. al 1° de enero de 2001, tal como se menciona en las notas y 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 mediante la aplicación del método de reexpresión en moneda constante establecido por la Resolución Técnica N° 6 de la F.A.C.P.C.E.

A partir del 1° de septiembre de 1995, en base a las condiciones de estabilidad económica prevalecientes y 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 ha sido aceptado por las normas contables profesionales hasta el 31 de diciembre de 2001. Teniendo en cuenta la existencia de un nuevo contexto inflacionario (el incremento del índice de precios mayorista, aplicable para la reexpresión de estados contables, fue del 118% en el período enero a diciembre de 2002) y las condiciones creadas por el nuevo régimen establecido por la Ley de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario, que se describen más detalladamente en la Nota 13, con fecha 6 de marzo de 2002, el Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires ("C.P.C.E.C.A.B.A.") aprobó la Resolución M.D. N° 3/2002, que establece, entre otros aspectos, la reanudación del ajuste por inflación en los ejercicios o períodos intermedios cerrados a partir del 31 de marzo de 2002, inclusive, y admite que las mediciones contables reexpresadas por el cambio en el poder adquisitivo de la moneda hasta el momento de interrupción de los ajustes, como las que tengan fecha de origen en el período de estabilidad, se consideren expresadas en moneda de diciembre de 2001.

Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2002, la Sociedad aplicó las normas de la Resolución M.D. N° 3/2002 del C.P.C.E.C.A.B.A., en lo concerniente al ajuste por inflación, ratificadas por la Resolución General N° 415 de la CNV, de fecha 25 de julio de 2002. Los estados contables por los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2001 y 2000, que se presentan con propósitos comparativos, fueron reexpresados a moneda de cierre del presente ejercicio para reconocer las variaciones en el poder adquisitivo de la moneda correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2002.

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

YPF no establece usualmente protecciones para cubrir los efectos de la variación de precios de mercado, sin embargo, ha acordado ciertos contratos de cobertura que se detallan a continuación.

Al 31 de diciembre de 2002, la Sociedad mantiene contratos de swap de precio sobre ciertos compromisos correspondientes a entregas de petróleo crudo originalmente pactados 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 anticipada de petróleo crudo 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 2002, aproximadamente 37 millones de barriles de crudo se encuentran protegidos bajo dichos contratos.

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

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 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.

Criterio de reconocimiento de ingresos

Los ingresos por ventas de petróleo crudo, productos destilados y gas natural se reconocen al momento de la transferencia de la propiedad 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, costos 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.

Utilidades por acción

Las utilidades por acción han sido calculadas en base a las 393.312.793 acciones de la Sociedad en circulación por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2002 y 2001 y a las 353.000.000 acciones de la Sociedad en circulación al 31 de diciembre de 2000 (Nota 4).

1. CRITERIOS DE VALUACION

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

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

• En moneda nacional: a su valor nominal, incorporando, en caso de corresponder, los intereses devengados al cierre de cada ejercicio según las cláusulas específicas de cada operación.

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

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

b) Bienes de cambio:

• Productos destilados para la venta, productos en proceso de destilación y petróleo crudo: a su costo de reproducción al cierre de cada ejercicio.
• 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:

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. Las participaciones en sociedades del exterior han sido convertidas a pesos utilizando las cotizaciones vigentes al cierre de cada ejercicio y las correspondientes diferencias de cambio han sido imputadas al estado de resultados.

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, considerando los hechos y las operaciones significativas subsecuentes y/o información de gestión disponible (Anexo C).

La Sociedad presenta estados contables consolidados como información complementaria a los presentes estados contables por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2002, 2001 y 2000 (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.

d) Bienes de uso:

Al costo de adquisición reexpresado de acuerdo con lo indicado en la 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.

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.
• 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 los 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. Al 31 de diciembre de 2002, las llaves de negocio se encuentran totalmente amortizadas (Anexo B).

f) Impuestos, retenciones y regalías:

Impuesto a las ganancias y a la ganancia mínima presunta

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

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 2002, 2001 y 2000, el importe en concepto del impuesto a las ganancias fue superior al impuesto a la ganancia mínima presunta y se imputó al resultado del ejercicio en el rubro "Impuesto a las ganancias".

Regalías y regímenes de retención a las exportaciones de hidrocarburos

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.

La Ley N° 25.561 de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario establece la creación de un régimen de retenciones a las exportaciones de hidrocarburos por cinco años. Las alícuotas vigentes de dichas retenciones ascienden a 5% para ciertos productos refinados, gas licuado de petróleo y gasolina natural y 20% para el petróleo. Las retenciones se contabilizan como una reducción del monto de las ventas.

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) 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.

i) Cuentas del patrimonio neto:

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

j) Cuentas del estado de resultados:

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

• Las cuentas que acumulan operaciones monetarias se reexpresaron mediante la aplicación a los importes originales de los coeficientes correspondientes al mes de devengamiento de acuerdo a lo mencionado en la Nota 1.
• El costo de ventas ha sido calculado computando las unidades vendidas en cada mes al costo de reproducción de dicho mes reexpresado de acuerdo a lo mencionado en la Nota 1.
• Los cargos por consumos de activos no monetarios valuados al costo de adquisición, se calcularon 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 costo de reproducción, neto del efecto de la inflación, 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 reexpresados al cierre del ejercicio y se incluyeron en el rubro "Resultados de inversiones no corrientes".
• Los resultados financieros se exponen netos del efecto de la inflación general sobre los activos y pasivos que los generaron. Bajo la denominación de "Resultado por exposición a la inflación" se expone el efecto de la inflación general sobre los activos y pasivos monetarios restantes.

k) Nuevas normas contables profesionales:

La Sociedad aplicará a partir del 1° de enero de 2003, los nuevos principios contables en Argentina (las Resoluciones Técnicas N° 16 a 20 de la F.A.C.P.C.E.) que introducirán modificaciones significativas a los actualmente vigentes en cuanto a los criterios de valuación y exposición.

Las principales modificaciones introducidas por los nuevos principios contables son las siguientes: i) restricciones para la activación de ciertos cargos diferidos, ii) aplicación obligatoria del método del impuesto diferido así como de la medición de los saldos de activos y pasivos diferidos sobre bases descontadas, iii) cambios en la frecuencia y metodología para la comparación de los activos con sus valores recuperables, iv) valuación de instrumentos derivados a valores de mercado, v) utilización de valores descontados para la medición de ciertos créditos y pasivos y, vi) cambios en la valuación de participaciones de sociedades del exterior. Algunas de las mencionadas modificaciones afectarán el saldo inicial del patrimonio neto al 1° de enero de 2003 y la presentación comparativa de los saldos de los estados contables de ejercicios anteriores.

1. 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

1. Inversiones:	2002				2001				2000
	Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente
Colocaciones transitorias y títulos públicos	371 (1)		8		13 (1)		44		33(1)		-
Sociedades controladas, vinculadas y otras (Anexo C)	-		2.413		-		4.853		-		6.055
Previsión para desvalorización de las participaciones en sociedades vinculadas y otras sociedades (Anexo E)	-		(189)		-		(308)		-		(13)
	371		2.232		13		4.589		33		6.042

1. Incluye 355, 4 y 24 al 31 de diciembre de 2002, 2001 y 2000, respectivamente, correspondientes a inversiones con vencimiento originalmente pactado inferior a tres meses.

1. Créditos por ventas:	2002				2001				2000
	Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente
Deudores comunes	1.752		80		2.383		170		2.488		36
Sociedades relacionadas (Nota 7)	571		-		515		-		436		-
Documentos a cobrar	-		-		20		-		-		-
	2.323 (1)		80		2.918		170		2.924		36
Previsión para deudores por ventas de cobro dudoso (Anexo E)	(430)		-		(1.019)		-		(556)		-
	1.893		80		1.899		170		2.368		36

(1) Incluye 292 en gestión judicial, 201 de plazo vencido a menos de tres meses, 457 de plazo vencido a más de tres meses, 1.335 a vencer dentro de los próximos tres meses y 38 a vencer a más de tres meses.

1. Otros créditos:	2002				2001				2000
	Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente
Créditos y anticipos de impuestos y reembolsos por exportaciones	254		69		244		153		290		-
Deudores por servicios	26		-		79		-		76		-
Gastos pagados por adelantado	56		199		33		249		31		319
Cánones y derechos	17		143		15		161		13		175
Sociedades relacionadas (Nota 7)	3.058		455		454		410		419		209
Préstamos a clientes	11		91		48		223		76		227
Por reconversión de contratos	-		27		-		70		-		92
Por desbalanceo de producción de gas	-		36		-		68		-		72
Uniones Transitorias de Empresas y Consorcios	38		-		96		-		70		-
Por venta de activos no corrientes	6		1		24		15		-		-
Diversos	146		74		203		103		192		65
	3.612 (1)		1.095 (2)		1.196		1.452		1.167		1.159
Previsión para otros créditos de cobro dudoso (Anexo E)	(104)		-		(227)		-		(242)		-
Previsión para valuar otros créditos a su valor recuperable (Anexo E)	-		(96)		-		(79)		-		(11)
	3.508		999		969		1.373		925		1.148

(1) Incluye 261 de plazo vencido a menos de tres meses, 138 de plazo vencido a más de tres meses y 3.213 a vencer de acuerdo al siguiente detalle: 667 de uno a tres meses, 35 de tres a seis meses, 959 de seis a nueve meses y 1.552 de nueve a doce meses.

(2) Incluye 281 a vencer de uno a dos años, 83 a vencer de dos a tres años y 731 a vencer a más de tres años.

1. Bienes de cambio:	2002		2001		2000
Productos destilados para la venta	304		308		419
Petróleo crudo	216		190		209
Productos en proceso de destilación	10		13		13
Materias primas y envases	59		37		28
	589		548		669

1. Bienes de uso:	2002		2001		2000
Valor residual de bienes de uso (Anexo A)	18.699		18.253		16.241
Previsión para perforaciones exploratorias improductivas (Anexo E)	(44)		(4)		(46)
Previsión para obsolescencia de materiales (Anexo E)	(26)		(26)		(28)
Previsión para bienes de uso a desafectar (Anexo E)	(57)		(57)		(57)
	18.572		18.166		16.110

Pasivo

1. Cuentas por pagar:	2002				2001				2000
	Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente
Proveedores	1.228		4		1.469		33		1.314		26
Concesiones de explotación (Nota 10.b)	-		-		262		218		175		480
Sociedades relacionadas (Nota 7)	207		-		225		-		133		-
Uniones Transitorias de Empresas y Consorcios	112		-		142		-		161		-
Diversas	68		94		32		65		9		31
	1.615(1)		98(2)		2.130		316		1.792		537

1. Incluye 1.561 a vencer dentro de los próximos tres meses, 16 a vencer de tres a seis meses y 38 a vencer a más de seis meses.
2. Incluye 49 a vencer de uno a dos años y 49 a vencer a más de dos años.

1. Préstamos:					2002				2001				2000
	Tasa de Interés(1)		Vencimiento del Capital		Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente
Obligaciones Negociables	-		-		975		2.387		198		2.141		726		2.701
Sociedades relacionadas (Nota 7)	-		-		-		-		1.063		-		325		-
Otras deudas bancarias y otros acreedores	3,66%		2003-2007		90		337		901		312		213		116
					1.065		2.724		2.162		2.453		1.264		2.817

(1) Tasa de interés anual vigente al 31 de diciembre de 2002.

Al 31 de diciembre de 2002, 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		Total
Préstamos corrientes	1.019		4		42		1.065

	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	1.104		84		84		795		657		2.724

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)										2002				2001				2000
		Año		Valor nominal						Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente
-           -		1994		U$S 350		8,00%		2004		31		1.019		20		661		24		764
U$S    500		1995		U$S 400		-		-		-		-		26		-		155		26
U$S    500		1997		U$S 100		-		-		-		-		26		-		44		26
U$S    700		1995		U$S 400		-		-		-		-		89		-		146		89
U$S    700		1996		Liras 300.000		-		-		-		-		-		-		314		-
U$S 1.000		1997		U$S 300		7,75%		2007		20		711		13		460		15		589
U$S 1.000		1998		U$S 350		7,25%		2003		906		-		13		594		15		679
U$S 1.000		1998		U$S 100		10,00%		2028		4		219		2		142		2		190
U$S 1.000		1999		U$S 225		9,13%		2009		14		438		9		284		11		338
										975		2.387		198		2.141		726		2.701

1. Tasa de interés anual vigente al 31 de diciembre de 2002.

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.

Las deudas financieras contienen generalmente obligaciones usuales en contratos de esta naturaleza que incluyen limitaciones relativas a la creación de gravámenes sobre los activos de la Sociedad, protecciones ante cambios adversos y cláusulas de cesación de pagos cruzadas. La mayoría de las deudas pendientes de la Sociedad están sujetas al último tipo de cláusulas mencionadas, las cuales pueden ejecutarse si ocurre algún evento de cesación de pagos respecto de intereses o capital en una suma igual o superior a U$S 20 millones.

Estados de Resultados

1. Otros egresos, netos:	2002		2001		2000
Impuesto sobre los débitos y créditos de cuentas bancarias	(139)		(57)		-
Previsión para juicios pendientes	(114)		(98)		(85)
Baja de bienes de uso y materiales obsoletos	-		(7)		(124)
Donaciones	(10)		(33)		(65)
Multa GLP (Nota 10.b)	-		-		(238)
Diversos	(63)		(25)		(71)
	(326)		(220)		(583)

1. Resultados financieros y por tenencia:	Ingresos (Egresos)
	2002		2001		2000
Generados por activos:
Intereses	225		130		120
Diferencia de cambio (1)	1.952		(65)		(39)
Resultado por tenencia de bienes de cambio (Anexo F)	18		(87)		85
Resultado por exposición a la inflación	(1.390)		-		-
	805		(22)		166
Generados por pasivos:
Intereses	(548)		(548)		(513)
Diferencias de cambio	(3.766)		-		-
Resultado por exposición a la inflación	1.147		-		-
Otros	126		-		-
	(3.041)		(548)		(513)
	(2.236)		(570)		(347)

(1) Incluye 1.743, (59) y (33) correspondientes al efecto de la traslación de las inversiones en el exterior por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2002, 2001 y 2000, respectivamente.

1. CAPITAL SOCIAL

Al 31 de diciembre de 2002, el capital suscripto 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 suscripto en 403 representado por 40.312.793 acciones ordinarias escriturales Clase D, de valor nominal $ 10 cada una y un voto por acción, como consecuencia de la fusión entre YPF, Astra y Repsol Argentina S.A.

Al 31 de diciembre de 2002, Repsol YPF, S.A. ("Repsol YPF") controla la Sociedad, directa e indirectamente, mediante una participación del 99,04%. 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 2002, 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.

1. ACTIVOS DE DISPONIBILIDAD RESTRINGIDA Y GARANTIAS OTORGADAS

Al 31 de diciembre de 2002, YPF ha garantizado acuerdos de comercialización suscriptos por ciertas subsidiarias por un monto de U$S 77 millones. Con posterioridad al 31 de diciembre de 2002 dichos acuerdos fueron renovados por el plazo de un año, por un monto de U$S 47 millones. Adicionalmente, YPF ha otorgado garantías en relación con las actividades de financiación de Pluspetrol Energy S.A., de Central Dock Sud S.A. y de PBBPolisur S.A. por un monto de aproximadamente U$S 76 millones, U$S 85 millones y U$S 21 millones, respectivamente. Al 31 de diciembre de 2002, Pluspetrol Energy S.A. ha iniciado diversas gestiones ante entidades financieras locales y del exterior tendientes a obtener una reestructuración de los plazos de pago de su deuda.

La Sociedad ha acordado mantener su participación en Petroken, no pudiendo disponer de la misma sin previa autorización de los bancos acreedores. Asimismo, YPF ha prendado la totalidad de sus acciones de Mega y Profertil S.A. y se ha comprometido, entre otras cosas, a mantener su participación en dichas sociedades hasta el 1° de abril de 2004 y hasta el 31 de diciembre de 2010, respectivamente. Adicionalmente, la Sociedad ha otorgado una garantía en relación con la actividad de financiación de Mega 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 27 millones al 31 de diciembre de 2002.

Adicionalmente, en relación con la transferencia de ciertas subsidiarias durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2001, la Sociedad garantizó el efecto de la devaluación del peso argentino en relación con el dólar estadounidense por un período de doce meses a partir de diciembre de 2001, sobre un monto de capital de trabajo de U$S 80 millones. El efecto de la cobertura de dicha garantía de aproximadamente 173 fue imputado al estado de resultados.

1. PARTICIPACION EN UNIONES TRANSITORIAS DE EMPRESAS Y CONSORCIOS

Al 31 de diciembre de 2002, 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.		30/09/02		2016		Producción
El Tordillo Chubut		12,20%		Tecpetrol S.A.		30/09/02		2016		Producción
Magallanes "A" Santa Cruz		50,00%		Sipetrol S.A.		31/12/01		2016		Producción
Tierra del Fuego Tierra del Fuego		30,00%		Pan American Fueguina S.R.L.		30/09/02		2017		Producción
Palmar Largo Formosa		30,00%		Pluspetrol S.A.		30/09/02		2017		Producción
Aguaragüe Salta		30,00%		Tecpetrol S.A.		30/11/02		2017		Exploración y producción
Aguada Pichana Neuquén		27,28%		Total Austral S.A.		30/09/02		2017		Producción
San Roque Neuquén		34,11%		Total Austral S.A.		30/09/02		2017		Exploración y producción
Acambuco Salta		22,50%		Pan American Energy LLC		30/09/02		2016		Exploración y producción
La Tapera y Puesto Quiroga Chubut		12,20%		Tecpetrol S.A.		30/09/02		2017		Exploración
Llancanelo Mendoza		51,00%		YPF S.A.		31/12/01		2018		Exploración y producción
Ramos (1) Salta		15,00%		Pluspetrol Energy S.A.		31/12/01		2026		Producción
Filo Morado Neuquén		50,00%		YPF S.A.		-		2006		Generación de energía eléctrica
Corralera Neuquén		40,00%		Chevron San Jorge S.R.L.		-		2005		Exploración
Campamento Central / Cañadón Perdido Chubut		50,00%		YPF S.A.		-		2017		Producción

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

Hasta el 31 de diciembre de 2002, 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%.

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:

	2002		2001		2000
Activo corriente	109		124		181
Activo no corriente	1.609		1.471		1.394
Total del activo	1.718		1.595		1.575
Pasivo corriente	190		133		253
Pasivo no corriente	8		2		-
Total del pasivo	198		135		253
Costos de producción	658		530		580

Para la determinación de la participación en uniones transitorias de empresas y consorcios se han utilizado los últimos estados contables disponibles al cierre de cada ejercicio, considerando los hechos y las operaciones significativas subsecuentes y/o información de gestión disponible.

1. SALDOS Y OPERACIONES CON SOCIEDADES RELACIONADAS

Al 31 de diciembre de 2002, 2001 y 2000, los principales saldos pendientes por operaciones con sociedades controladas y vinculadas, la sociedad controlante y otras sociedades relacionadas bajo control común son los siguientes:

	2002						2001						2000
	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:
Operadora de Estaciones de Servicios S.A.	6		2		-		26		-		-		-		2		-
A - Evangelista S.A.	-		1		-		9		7		-		-		-		-
	6		3		-		35		7		-		-		2		-
Sociedades vinculadas:
Petroken	26		-		-		13		2		-		11		2		-
Profertil S.A.	8		108		-		-		26		52		2		-		-
Mega	226		1		30		135		-		-		9		-		-
Refinor	88		2		-		22		4		-		22		-		-
Otras	31		45		-		24		18		17		26		2		4
	379		156		30		194		50		69		70		4		4
Sociedad controlante y otras sociedades relacionadas bajo control común:
Repsol YPF	-		1.384		-		-		7		-		-		-		-
Repsol YPF Transporte y Trading S.A.	145		-		-		244		-		-		231		-		-
Repsol YPF Gas S.A.	10		30		63		24		35		129		37		122		-
Repsol YPF Gas Chile Ltda.	-		-		362		-		48		212		-		192		205
Repsol YPF Brasil S.A.	18		311		-		11		207		-		50		13		-
Repsol International Finance B.V.	-		1.163		-		-		-		-		-		-		-
Andina	-		1		-		-		100		-		-		-		-
Otras	13		10		-		7		-		-		48		86		-
	186		2.899		425		286		397		341		366		413		205
	571		3.058		455		515		454		410		436		419		209

	2002		2001				2000
	Cuentas por pagar		Cuentas por pagar		Préstamos		Cuentas por pagar		Préstamos
	Corriente		Corriente		Corriente		Corriente		Corriente
Sociedades controladas:
Operadora de Estaciones de Servicios S.A.	6		20		-		17		2
A - Evangelista S.A.	28		26		-		-		-
Otras	44		96		-		-		-
	78		142		-		17		2
Sociedades vinculadas:
Oleoductos del Valle S.A.	13		24		-		20		-
Otras	79		50		-		38		-
	92		74		-		58		-
Sociedad controlante y otras sociedades relacionadas bajo control común:
Repsol YPF	26		7		-		-		323
Repsol Netherlands Finance B.V.	-		-		1.063		-		-
Otras	11		2		-		58		-
	37		9		1.063		58		323
	207		225		1.063		133		325

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 operaciones se aproximan a los correspondientes a operaciones 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 operaciones de compra, de venta y financieras con estas sociedades por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2002, 2001 y 2000, son las siguientes:

	2002								2001										2000
	Ventas		Compras y servicios		Operaciones de préstamos (débitos) créditos		Intereses ganancia (pérdida)		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)
Sociedades controladas:
Operadora de Estaciones de Servicios S.A.	8		84		-		-		15		-		124		-		-		15		122		-		(2)
A - Evangelista S.A.	-		256		2		1		-		-		122		-		-		-		-		-		-
Otras	-		-		-		-		-		-		11		-		13		-		-		2		-
	8		340		2		1		15		-		257		-		13		15		122		2		(2)
Sociedades vinculadas:
Refinor	210		85		-		-		203		-		164		-		-		242		209		-		-
Petroken	122		1		-		-		105		-		2		-		-		105		-		-		-
Profertil S.A.	64		29		20		8		37		-		22		(79)		2		13		-		-		-
Mega	292		-		(34)		1		312		-		22		-		-		9		-		-		-
Oleoductos de Valle S.A.	1		67		-		-		-		-		96		-		-		2		96		-		-
Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A.	-		75		-		-		-		-		55		-		-		-		65		-		-
Otras	189		101		-		-		222		-		131		-		2		125		65		-		-
	878		358		(14)		9		879		-		492		(79)		4		496		435		-		-
Sociedad controlante y otras sociedades relacionadas bajo control común:
Repsol YPF	1		19		(82)		34		4		836		-		(323)		-		-		-		(484)		(74)
Repsol YPF Transporte y Trading S.A.	1.402		374		-		-		2.226		-		87		-		-		2.193		-		-		-
Repsol YPF Brasil S.A.	55		-		25		20		41		-		-		(194)		7		33		-		(13)		-
Repsol YPF Gas S.A.	115		-		28		6		135		-		-		(41)		13		142		2		(122)		2
Repsol International Finance B.V.	-		-		(1.203)		5		-		-		-		-		(92)		-		-		-		-
Repsol Netherlands Finance B.V.	-		-		(1.885)		(75)		-		-		-		1.063		(137)		-		-		-		-
Otras	48		11		205		25		381		-		94		37		18		277		236		(364)		4
	1.621		404		(2.912)		15		2.787		836		181		542		(191)		2.645		238		(983)		(68)
	2.507		1.102		(2.924)		25		3.681		836		930		463		(174)		3.156		795		(981)		(70)

1. INFORMACION SOBRE SEGMENTOS DE NEGOCIO

La Sociedad organiza su estructura de negocio en cinco segmentos, los cuales comprenden: la exploración y producción, incluyendo las compras contractuales de gas y compras de petróleo crudo derivados de contratos de servicios y concesiones ("Exploración y Producción"), la refinación y comercialización de petróleo crudo y 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, las actividades de construcción y las operaciones de TS (Nota 10.b).

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		Administra-ción Central y Otros		Ajustes de Consolidación		Total
Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2002
Ventas netas a terceros	1.167		10.882		727		31		-		-		12.807
Ventas netas a sociedades relacionadas	392		2.115		-		-		-		-		2.507
Ventas netas y comisiones por servicios intersegmentos	11.084		688		364		16		-		(12.152)		-
Ventas netas e ingresos por servicios totales	12.643		13.685		1.091		47(1)		-		(12.152)		15.314
Utilidad (Pérdida) operativa	6.719		(134)		182		19		(324)		(19)		6.443
Resultado de inversiones no corrientes	61		52		(208)		(584)		(56)		-		(735)
Depreciación de bienes de uso	1.571		351		38		12		27		-		1.999
Inversión en bienes de uso	2.217		285		113		7		40		-		2.662
Activos identificables	16.393		8.336		1.159		249		2.993		(672)		28.458
Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2001
Ventas netas a terceros	1.785		7.094		380		50		-		-		9.309
Ventas netas a sociedades relacionadas	2.625		1.056		-		-		-		-		3.681
Ventas netas y comisiones por servicios intersegmentos	4.791		561		378		15		-		(5.745)		-
Ventas netas e ingresos por servicios totales	9.201		8.711(2)		758		65(1)		-		(5.745)(2)		12.990
Utilidad (Pérdida) operativa	4.122		301		(9)		31		(316)		111		4.240
Resultado de inversiones no corrientes	(432)		67		(109)		(240)		(32)		-		(746)
Depreciación de bienes de uso	1.490		362		31		9		26		-		1.918
Inversión en bienes de uso	1.947		244		159		11		46		-		2.407
Activos identificables	16.299		8.726		1.412		910		633		(151)		27.829
Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2000
Ventas netas a terceros	2.233		7.701		458		22		-		-		10.414
Ventas netas a sociedades relacionadas	2.305		851		-		-		-		-		3.156
Ventas netas y comisiones por servicios intersegmentos	5.875		748		454		15		-		(7.092)		-
Ventas netas e ingresos por servicios totales	10.413		9.300(2)		912		37(1)		-		(7.092)(2)		13.570
Utilidad (Pérdida) operativa	5.671		7		(9)		24		(301)		-		5.392
Resultado de inversiones no corrientes	(4)		71		(13)		-		(28)		-		26
Depreciación de bienes de uso	1.240		364		28		-		20		-		1.652
Inversión en bienes de uso	2.086		321		155		6		68		-		2.636
Activos identificables	15.911		9.780		1.329		212		625		(378)		27.479

1. Las ventas de gas natural son registradas en el segmento Exploración y Producción.
2. A partir del 1° de enero de 2002, las ventas de crudo son llevadas a cabo por el segmento Refino y Marketing. Si esta nueva política de comercialización hubiera sido aplicada retroactivamente, las ventas netas totales del segmento Refino y Marketing y los Ajustes de Consolidación al 31 de diciembre de 2001 y 2000, hubieran sido aproximadamente 10.981 y (8.015), y, 11.980 y (9.772), respectivamente.

Las ventas por exportaciones por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2002, 2001 y 2000 fueron 7.666, 4.637 y 5.067, respectivamente, que incluyen 1.402, 2.226 y 2.193, respectivamente, correspondientes a las ventas a Repsol YPF Transporte y Trading S.A. Estas exportaciones se realizan principalmente a Brasil, Chile y Estados Unidos de América.

1. 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 25, 35 y 39, por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2002, 2001 y 2000, 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.

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

Los cargos totales reconocidos bajo el plan de retiro ascienden a aproximadamente a 4, 7 y 7 por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2002, 2001 y 2000, respectivamente.

c) Programas de Incentivo a Directivos:

Alcanzan a directivos y a personal con alta responsabilidad de la Sociedad y sus sociedades controladas e incluyen:

• Programa de Apreciación Accionaria con vencimiento en el 2004, basado en la apreciación de la cotización de la acción de Repsol YPF entre el momento de otorgamiento de los derechos y el de su ejercicio y es abonado en efectivo. Incluye 387.860 derechos de apreciación accionaria cuyo valor base es de 16,40 y 24,60 euros por acción.
• Programa de Opciones para la Adquisición de Acciones con vencimiento en el 2005. Bajo este programa, Repsol YPF tiene previsto emitir obligaciones convertibles en acciones ordinarias, de carácter subordinado, de dos series diferentes con un valor nominal de 15 y 22 euros, respectivamente. Los beneficiarios podrán ejercer su derecho de adquisición mediante el pago del valor nominal de las obligaciones al finalizar cada uno de los años desde la fecha de emisión.

El cargo neto correspondiente a estos programas por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2002 no ha sido significativo.

1. COMPROMISOS Y CONTINGENCIAS

a) Previsión para juicios pendientes:

Se constituye para afrontar juicios cuantificables con perspectiva desfavorable. 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 significativos adicionales en los resultados de las operaciones o en la posición financiera de la Sociedad (Anexo E).

Adicionalmente, existen causas en las que YPF es demandada por aproximadamente 371, para las cuales no se ha constituido previsión debido a que la Dirección de la Sociedad, en base a los elementos de juicio disponibles a la fecha y a la opinión de sus asesores legales, no ha podido determinar con razonable certeza la perspectiva de las mismas.

b) Otros compromisos y contingencias:

Compromisos contractuales diversos:

En noviembre de 1996, junio de 1998 y diciembre de 2001, YPF recibió de compradores de petróleo crudo pagos anticipados por compromisos futuros de entregas de petróleo por aproximadamente 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 1.715, 1.440 y 796 al 31 de diciembre de 2002, 2001 y 2000, respectivamente. Al 31 de diciembre de 2002, aproximadamente 37 millones de barriles de crudo se encuentran pendientes de entrega. Las entregas de crudo a los compradores son registradas como ventas netas al precio utilizado para calcular el monto total de los contratos.

Con fecha 31 de enero de 2003, la Sociedad recibió una notificación de la Administración Federal de Ingresos Públicos ("AFIP"), manifestando que los anticipos recibidos por entregas futuras de petróleo crudo en 1996 y 1998, mencionados precedentemente, deberían estar sujetos a una retención por impuesto a las ganancias de aproximadamente 69, más intereses y multas. La Dirección de la Sociedad considera, basada en la opinión de sus asesores legales, que por tratarse de anticipos recibidos por exportaciones comprometidas de petróleo crudo, el reclamo carece de fundamentos.

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 2002, todos los reclamos relacionados con la Sociedad Predecesora recibidos por YPF han sido o están en proceso de ser notificados al Gobierno Nacional Argentino.

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.

No obstante, se ha encomendado la realización de estudios a fin de profundizar el conocimiento de la situación ambiental de determinadas zonas geográficas en las que la Sociedad tiene actividades, a fin de establecer su estado, causas y remedios, así como en su caso en función de la antigüedad del problema, las responsabilidades del Estado Nacional en virtud de la obligación de mantener indemne a YPF por los pasivos que pudieran existir con anterioridad al 31 de diciembre de 1990.

Al 31 de diciembre de 2002, se han provisionado las obligaciones ambientales cuyas evaluaciones y/o saneamientos son probables y significativos y se pueden estimar razonablemente, en base al programa de remediación actual 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 y estudios en realización 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 TS, 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 TS hacer frente a los compromisos ambientales asumidos y a sus costos y gastos operativos (Nota 3 a los estados contables consolidados).

Mercado del gas licuado de petróleo:

Con fecha 22 de marzo de 1999, YPF fue notificada de la Resolución N° 189/99 de la ex Secretaría de Industria, Comercio y Minería (la "Secretaría"), la cual impuso a la Sociedad una multa de 109, en moneda de esa fecha, por interpretar que se habría incurrido en abuso de posición dominante en el mercado del gas licuado de petróleo a granel ("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. La Sociedad previsionó el importe mencionado durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2000. En julio de 2002, la Corte Suprema confirmó la multa e YPF efectivizó el pago reclamado.

Asimismo, la Resolución N° 189/99, ordenó iniciar una investigación para comprobar si la conducta sancionada se repitió en el período de octubre de 1997 a marzo de 1999. En el marco de tal investigación, con fecha 29 de enero de 2003, la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia, solicitó a YPF explicaciones. La Sociedad se presentó oponiendo excepción de prescripción y, en subsidio, formulando tales explicaciones y solicitando el archivo de las actuaciones.

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 U$S 20 millones, destinados a la cancelación de deudas de ciertas compañías prestadoras de servicios a YPF, y de U$S 10 millones para cubrir necesidades de capital de trabajo de las mismas compañías. Las obligaciones mencionadas han sido alcanzadas por la nueva normativa económica descripta en la Nota 13.

Reclamo de EDF International S.A.:

EDF Internacional S.A. ("EDF"), ha iniciado un procedimiento arbitral internacional, que se rige por el Reglamento de Arbitraje de la Cámara de Comercio Internacional, en el que demanda a Endesa Internacional S.A., Repsol YPF e YPF. En dicho proceso arbitral, EDF reclama que Repsol YPF e YPF sean condenados a pagarle la suma de U$S 69 millones en relación con la venta de Electricidad Argentina S.A., sociedad controlante de Edenor S.A., por la revisión del precio pagado, según se estipuló en el contrato de compra-venta de acciones, alegando la desvinculación de la paridad del tipo de cambio del peso respecto del dólar estadounidense antes del 31 de diciembre de 2001. La Dirección de la Sociedad, basada en la opinión de sus asesores legales externos, considera que la Ley de Convertibilidad N° 23.928 fue derogada a partir de la entrada en vigencia de la Ley N° 25.561 de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario, promulgada el 6 de enero de 2002 y, que por lo tanto, el reclamo de EDF carece de fundamentos.

Liquidación de regalías hidrocarburíferas:

A partir de la sanción de la Ley N° 25.561 de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario, que entre otras medidas, modificó la Ley de Convertibilidad, se ha producido una discrepancia con las provincias en relación al tipo de cambio a utilizar para liquidar las regalías hidrocarburíferas, debido a que las mismas consideran que las liquidaciones practicadas por la producción destinada al mercado interno no se ajustan a lo dispuesto por las Resoluciones N° 155/92 y 188/93 de la Secretaría de Energía, en cuanto a la utilización del tipo de cambio libre. En opinión de la Dirección de la Sociedad, es procedente la liquidación de regalías en base a los montos efectivamente percibidos basándose en lo dispuesto por el Art. 56, inciso c), punto I de la Ley de Hidrocarburos N° 17.319 y en el Art. 110 del Decreto 1.757/90. La Sociedad estima que el criterio sostenido por las provincias productoras es improcedente y se encuentra negociando con las mismas en el marco de la Resolución N° 231/02 de la Secretaría de Energía.

1. 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). En consecuencia, los resultados no asignados están restringidos en 167.

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, excepto los que se distribuyan a accionistas radicados en países con los cuales existan convenios para evitar la doble imposición, los cuales estarán sujetos a una alícuota menor. 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.

El Directorio, en su reunión del 7 de noviembre de 2002, aprobó el pago de un dividendo anual de 1.569, disponiendo de la reserva para futuros dividendos aprobada por la Asamblea de Accionistas del 10 de abril de 2002. Dicho dividendo fue compensado casi en su totalidad con créditos existentes a dicha fecha con el accionista mayoritario, por un monto de 1.532 y el saldo remanente con accionistas minoritarios fue cancelado en efectivo con fondos de libre disponibilidad.

Los resultados no asignados se verán afectados por la implementación de algunos de los nuevos principios contables aplicables a partir del 1 de enero de 2003 (Nota 2.k).

1. PRINCIPALES CAMBIOS EN EL CONJUNTO ECONOMICO

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2000:

• YPF, 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 264, correspondiente al resultado de la citada transacción.
• En febrero de 2000, el Directorio aprobó la iniciación de las gestiones de venta de las inversiones de YPF International Ltd. en Indonesia. Al 31 de diciembre de 2000, YPF International Ltd. registró una pérdida de 426, para valuar dichas inversiones a su valor estimado de realización a dichas fechas.
• En febrero de 2000, el Directorio 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$S 6 millones, registrando un resultado neto de 4.
• La Sociedad, a través de YPF Chile S.A., adquirió el 45% del grupo Empresas Lipigas S.A., por aproximadamente U$S 171 millones.
• En diciembre de 2000, Astra vendió su 21% de participación en Inversora en Distribución de Entre Ríos S.A. 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.
• En diciembre de 2000, la Asamblea General Extraordinaria de Accionistas 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 380, sus activos no corrientes a 4.183, sus pasivos corrientes a 1.973 y sus pasivos no corrientes a 364.

Durante el ejercicio finalizado el 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$S 140 millones, registrando una ganancia neta de aproximadamente 37.
• En enero de 2001, YPF y su sociedad controlada YPF International Ltd. vendieron, a valores de mercado, sus inversiones en Ecuador a Repsol YPF Ecuador S.A. por un monto de U$S 6 y U$S 307 millones, respectivamente, registrando una pérdida neta de aproximadamente 2 y 2, respectivamente.
• La Sociedad, en febrero de 2001, vendió, por un valor de aproximadamente U$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 13, y a través de YPF Chile S.A. el 36% de su participación en Oleoducto Trasandino (Chile) S.A., registrando una ganancia neta de 28.
• 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 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$S 435 millones. Como consecuencia de dicha transacción, la participación indirecta de YPF en Andina se incrementó a un 50%. La ganancia neta registrada por la operación mencionada anteriormente ascendió a 209.
• En febrero de 2001, se firmó el Acuerdo Definitivo de Fusión entre YPF Gas S.A. y Repsol Gas S.A. Como consecuencia de dicho acuerdo, YPF Gas S.A. fue absorbida por Repsol Gas S.A., con fecha efectiva a partir del 1° de enero de 2001, correspondiéndole a YPF el 85% del capital accionario de Repsol Gas S.A. En diciembre de 2001, la Sociedad vendió su participación en Repsol Gas S.A. a Repsol Butano S.A. a valor de mercado por U$S 118 millones, registrando una pérdida neta de 48.
• 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 de la fusión, la participación accionaria de YPF en la nueva sociedad es del 28%.
• 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$S 195 millones. La ganancia neta registrada por esta transacción ascendió a 273.
• En junio de 2001, YPF completó el segundo tramo de la venta de su participación del 21% en Inversora en Distribución de Entre Ríos S.A. a PSEG Américas Ltd., registrando una ganancia neta de 7.
• En junio de 2001, el Directorio aprobó la disolución de Enerfin S.A. y de Argentina Private Development Company Ltd. (Cayman Islands) y la transferencia de la participación de YPF en Apex Petroleum Inc. a YPF International Ltd.
• En julio de 2001, YPF International Ltd. vendió, a valores de mercado, su participación del 100% en Repsol YPF Venezuela S.A. a Repsol Exploración S.A., por un monto de U$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$S 47 millones. Como consecuencia de estas transacciones, YPF International Ltd. registró una pérdida de 205.
• En julio de 2001, la Sociedad vendió, a valores de mercado, su participación en Astra Producción Petrolera S.A. a Repsol Exploración Venezuela B.V. por U$S 3 millones, registrando una ganancia neta de 35.
• 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$S 11 millones, registrando una pérdida neta de 9.
• En agosto de 2001, YPF vendió su participación en YPF Sudamericana S.A. a Repsol YPF Bolivia S.A. a valor de libros.
• En noviembre de 2001, Argentina Private Development Company Ltd. transfirió su participación en Gas Argentino S.A. a YPF S.A. por un monto de U$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$S 191 millones.
• En diciembre de 2001, en relación con un acuerdo de intercambio de activos entre Repsol YPF y Petróleo Brasileiro S.A., YPF vendió sus inversiones en Eg3 S.A., Eg3 Asfaltos S.A. y Eg3 Red S.A. a Repsol YPF, a valores de mercado, por un monto de aproximadamente U$S 559 millones, registrando una pérdida neta de 59.
• Al 31 de diciembre de 2001, YPF a través de YPF International Ltd., registró una pérdida de 550 para valuar 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, a su valor estimado de realización.

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2002:

• YPF vendió participaciones en inversiones permanentes, registrando una ganancia consolidada neta de 687 al 31 de diciembre de 2002, incluyendo una ganancia neta de 573 en la línea "Resultado por la venta de inversiones no corrientes" y una ganancia neta de 114 en la línea "Resultados de inversiones no corrientes" del estado de resultados básico:
• En enero de 2002, YPF International Ltd. vendió las inversiones en Indonesia mencionadas anteriormente por un monto total de aproximadamente U$S 174 millones, registrando una ganancia de 114.
• En marzo de 2002, el Directorio aprobó la transferencia de Repsol YPF Chile Ltda., bajo ciertas condiciones, y Repsol YPF Gas Chile Ltda., sociedades surgidas de la escisión de YPF Chile S.A., a Repsol YPF y a Repsol Butano S.A., respectivamente. Con fecha 28 de marzo de 2002, se transfirió Repsol YPF Gas Chile Ltda. a Repsol Butano S.A. por un monto de U$S 45 millones, registrando una pérdida neta de 24. Con fecha 16 de diciembre de 2002, se transfirió Repsol YPF Chile Ltda. a Repsol YPF por un monto de U$S 104 millones, registrando una pérdida neta de 4.
• En julio de 2002, YPF vendió, a valores de mercado, su participación en Repsol YPF Santa Cruz S.A. (sociedad escindida de YPF International Ltd.) a Repsol YPF por U$S 883 millones, registrando una ganancia de 601. Repsol YPF Santa Cruz S.A. posee las inversiones en Andina y Maxus Bolivia Inc.

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

1. EFECTOS DE LA DEVALUACION DEL PESO ARGENTINO Y DE OTRAS MODIFICACIONES A LA NORMATIVA ECONOMICA

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. En síntesis, la nueva normativa y sus disposiciones complementarias establecen el abandono de la convertibilidad del peso, un tipo de cambio oficial y otro de mercado libre de cambio. 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. Al 31 de diciembre de 2002, la cotización de un dólar estadounidense, cerró a 3,37 pesos por cada dólar estadounidense, tipo vendedor.

Asimismo, se requerirá hasta el 8 de agosto de 2003, autorización previa del Banco Central de la República Argentina ("BCRA") para efectuar transferencias de divisas al exterior en concepto de pago de ciertas deudas financieras y sus intereses y otros similares.

Los cobros de exportaciones de servicios y bienes correspondientes a embarques cuyo valor sea superior a U$S 1 millón, excepto para los casos descriptos más adelante, deberán ser liquidados 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, en ciertos casos, conformidad del BCRA.

Adicionalmente, el Decreto N° 1.589/89 del Poder Ejecutivo Nacional establece que los productores con libre disponibilidad de petróleo crudo, 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 proveniente de las exportaciones de petróleo crudo, derivados del petróleo crudo, gas natural y/o gases licuados de libre disponibilidad, establecido en los concursos y/o renegociaciones, o acordados en los contratos respectivos. En todos los casos, el porcentaje máximo de libre disponibilidad de divisas no podrá exceder al 70% de cada operación. Con fecha 27 de diciembre de 2002, el Poder Ejecutivo Nacional, mediante el Decreto N° 2.703/02, ratificó, a partir de dicha fecha, el límite del 70% como porcentaje máximo de libre disponibilidad de divisas para las exportaciones de petróleo crudo y sus derivados. Adicionalmente, debido a que, durante el año 2002, diversos organismos de asesoramiento oficial han dictaminado que el derecho a que goza la industria hidrocarburífera en lo que respecta a la libre disponibilidad de divisas provenientes de la exportación de hidrocarburos y derivados, consagrado en el artículo 5 del Decreto N° 1.589/89, habría sido implícitamente derogado por el nuevo régimen cambiario establecido por el Decreto N° 1.606/01, la Sociedad obtuvo una medida cautelar por la cual se ordena al Poder Ejecutivo Nacional, al Ministerio de Economía y al Banco Central de la República Argentina abstenerse de dictar cualquier acto que afecte la libre disponibilidad de divisas de la que goza YPF en función del mencionado Decreto N° 1.589/89. Publicado el Decreto N° 2.703/02, YPF ha ampliado su demanda de aclaración para que sea resuelta cualquier duda que dicho precepto pudiera plantear.

• 1. 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 financieras 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 ciertas deudas convertidos a pesos se actualizarán posteriormente por un "coeficiente de estabilización de referencia" ("CER") publicado por el BCRA, que se aplicó a partir del 3 de febrero de 2002, fecha de dictado 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 y su posterior actualización por el CER, en los términos indicados en el inciso b. Si por la aplicación de esta disposición el valor resultante del bien o prestación fuere superior o inferior al del momento del pago, cualquiera de las partes podrá solicitar un reajuste equitativo del precio.
• 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 y la suspensión por dos años de la ley de intangibilidad de los depósitos.
• La creación de un régimen de retenciones a la exportación de hidrocarburos por cinco años, estableciéndose las alícuotas en un 5% para ciertos productos refinados, gas licuado de petróleo y gasolina natural y en un 20% para el petróleo crudo. El Poder Ejecutivo Nacional está facultado para establecer las alícuotas correspondientes.
• La suspensión de la aplicación del inciso 5 del Art. N° 94 y del Art. N° 206 de la Ley N° 19.550 de Sociedades Comerciales, referidos a la disolución por pérdida del capital social o su reducción obligatoria, respectivamente, hasta el 10 de diciembre de 2003.

Según lo establece la citada Ley de Emergencia, la pérdida resultante de la aplicación del tipo de cambio oficial al 6 de enero de 2002 sobre la posición neta de activos y pasivos en moneda extranjera a dicha fecha, 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. Al 31 de diciembre de 2002, el monto no deducido a la tasa vigente asciende a aproximadamente 199.

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.

1. EXPOSICIONES SOBRE PETROLEO Y GAS (INFORMACION NO CUBIERTA POR EL INFORME DEL AUDITOR NI POR EL INFORME DE LA COMISION 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.

Costos Activados

A continuación se exponen los costos activados, junto con las correspondientes depreciaciones acumuladas y previsiones al 31 de diciembre de 2002, 2001 y 2000:

	2002
	Argentina		Resto de Sudamérica		Indonesia y Otros		Consolidado
Propiedades de petróleo y gas probadas
Pozos, equipos e instalaciones	36.812		-		55		36.867
Equipos e instalaciones auxiliares	734		-		3		737
Perforaciones, equipos e instalaciones	981		-		14		995
Propiedades de petróleo y gas no probadas	-		-		39		39
Total costos activados	38.527		-		111		38.638
Depreciación acumulada y previsiones que reducen valores de activos	(25.018)		-		(20)		(25.038)
Costos netos activados	13.509		-		91		13.600
Costos netos activados de sociedades vinculadas	134		-		-		134

	2001
	Argentina		Resto de Sudamérica(1)		Indonesia y Otros		Consolidado
Propiedades de petróleo y gas probadas
Pozos, equipos e instalaciones	34.920		434		2.531		37.885
Equipos e instalaciones auxiliares	814		4		41		859
Perforaciones, equipos e instalaciones	742		28		168		938
Propiedades de petróleo y gas no probadas	96		-		28		124
Total costos activados	36.572		466		2.768		39.806
Depreciación acumulada y previsiones que reducen valores de activos	(23.567)		(135)		(1.329)		(25.031)
Costos netos activados	13.005		331(5)		1.439(5)		14.775
Costos netos activados de sociedades vinculadas	113		1.191(5)		-		1.304

	2000
	Argentina		Resto de Sudamérica(2)		Indonesia y Otros		Consolidado
Propiedades de petróleo y gas probadas
Pozos, equipos e instalaciones	30.752(4)		1.643		2.461		34.856
Equipos e instalaciones auxiliares	631		33		46		710
Perforaciones, equipos e instalaciones	655		223		159		1.037
Propiedades de petróleo y gas no probadas	-		452		644		1.096
Total costos activados	32.038		2.351		3.310		37.699
Depreciación acumulada y previsiones que reducen valores de activos	(21.018)		(434)		(1.801)(3)		(23.253)
Costos netos activados	11.020		1.917		1.509		14.446
Costos netos activados de sociedades vinculadas	-		199		-		199

1. Incluye costos activados en Bolivia.
2. Incluye costos activados en Bolivia, Ecuador, Brasil y Venezuela.
3. Incluye 807 correspondientes a la previsión para desvalorización (Nota 12).
4. Incluye 655 correspondientes a la prórroga de la concesión de explotación del área Loma La Lata - Sierra Barrosa (Nota 10.b).
5. Corresponde principalmente a costos activados en propiedades que fueron vendidas durante el ejercicio 2002, de acuerdo con lo mencionado en la Nota 12.

Costos incurridos

Los costos incurridos durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2002, 2001 y 2000 en las actividades de producción de petróleo y gas son los siguientes:

	2002
	Argentina		Resto de Sudamérica(1)		Indonesia y Otros		Consolidado
Adquisición de reservas
No probadas	-		-		4		4
Costos de exploración	146		5		72		223
Costos de desarrollo	2.025		24		3		2.052
Total de costos incurridos	2.171		29		79		2.279
Total de costos incurridos por sociedades vinculadas	27		78		-		105

	2001
	Argentina		Resto de Sudamérica(1)		Indonesia y Otros		Consolidado
Adquisición de reservas
Probadas	1.920(3)		-		-		1.920
No probadas	96(4)		-		2		98
Costos de exploración	179		17		35		231
Costos de desarrollo	1.693		122		188		2.003
Total de costos incurridos	3.888		139(5)		225(5)		4.252
Total de costos incurridos por sociedades vinculadas	11		969(5)		-		980

	2000
	Argentina		Resto de Sudamérica(1)		Indonesia y Otros		Consolidado
Adquisición de reservas
Probadas	655(2)		72		-		727
No probadas	-		98		2		100
Costos de exploración	216		94		39		349
Costos de desarrollo	1.285		113		201		1.599
Total de costos incurridos	2.156		377		242		2.775
Total de costos incurridos por sociedades vinculadas	-		35		-		35

1. Incluye costos incurridos en Bolivia al 31 de diciembre de 2002 hasta el momento en que YPF International S.A. vendió sus inversiones en dicho país (Nota 12), 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) y los costos incurridos en Bolivia, Ecuador, Brasil y Venezuela al 31 de diciembre de 2000.
2. Corresponde a la prórroga de la concesión de explotación del área Loma La Lata - Sierra Barrosa (Nota 10.b).
3. Incluye 1.826 correspondientes a la fusión con Astra y Repsol Argentina S.A., de acuerdo con lo mencionado en la Nota 12.
4. Corresponden a la fusión con Astra y Repsol Argentina S.A., de acuerdo con lo mencionado en la Nota 12.
5. Corresponde principalmente a costos incurridos relacionados con las propiedades vendidas durante el ejercicio 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.

	2002
	Argentina		Resto de Sudamérica(2)		Indonesia y Otros		Consolidado
Ventas netas a terceros	898(1)		83		17		998
Ventas netas intersegmentos	10.855(1)		10		-		10.865
Total ventas netas	11.753		93		17		11.863
Costos de producción	(3.067)		(50)		(6)		(3.123)
Gastos de exploración	(143)		(4)		(93)		(240)
Depreciaciones y cargos a resultados por previsiones para reducir valores de activos	(1.571)		(23)		(9)		(1.603)
Otros	-		1		(3)		(2)
Utilidad (pérdida) por actividades de producción antes de impuestos	6.972		17		(94)		6.895
Impuesto a las ganancias	(2.440)		(4)		28		(2.416)
Utilidad (pérdida) neta de las actividades de producción de petróleo y gas	4.532		13		(66)		4.479
Resultados de las operaciones de sociedades vinculadas	50		22		-		72

	2001
	Argentina		Resto de Sudamérica(2)		Indonesia y Otros		Consolidado
Ventas netas a terceros	4.019(1)		203		893		5.115
Ventas netas intersegmentos	4.659(1)		17		-		4.676
Total ventas netas	8.678		220		893		9.791
Costos de producción	(2.603)		(105)		(384)		(3.092)
Gastos de exploración	(164)		(20)		(36)		(220)
Depreciaciones y cargos a resultados por previsiones para reducir valores de activos	(1.490)		(59)		(253)		(1.802)
Otros	-		20		(11)		9
Utilidad (pérdida) por actividades de producción antes de impuestos	4.421		56		209		4.686
Impuesto a las ganancias	(1.547)		(17)		(85)		(1.649)
Utilidad (pérdida) neta de las actividades de producción de petróleo y gas	2.874		39(4)		124(4)		3.037
Resultados de las operaciones de sociedades vinculadas	41		63(4)		-		104

	2000
	Argentina		Resto de Sudamérica(2)		Indonesia y Otros		Consolidado
Ventas netas a terceros	4.153(1)		467		971		5.591
Ventas netas intersegmentos	5.715(1)		-		-		5.715
Total ventas netas	9.868		467		971		11.306
Costos de producción	(2.638)		(164)		(344)		(3.146)
Gastos de exploración	(157)		(122)		(35)		(314)
Depreciaciones y cargos a resultados por previsiones para reducir valores de activos	(1.239)		(122)		(607)(3)		(1.968)
Otros	-		(39)		15		(24)
Utilidad (pérdida) por actividades de producción antes de impuestos	5.834		20		-		5.854
Impuesto a las ganancias	(2.042)		(20)		(2)		(2.064)
Utilidad (pérdida) neta de las actividades de producción de petróleo y gas	3.792		-		(2)		3.790
Resultados de las operaciones de sociedades vinculadas	-		20		-		20

1. Tal como se menciona en Nota 8, a partir del 1° de enero de 2002, las ventas de crudo son llevadas a cabo por el segmento Refino y Marketing. Si esta nueva política de comercialización hubiera sido aplicada retroactivamente, las ventas netas a terceros y las ventas netas intersegmentos en Argentina hubieran sido aproximadamente 1.749 y 6.929, y 1.473 y 8.395, para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2001 y 2000, respectivamente.
2. Incluye los resultados de las operaciones de explotación de petróleo y gas en Bolivia, al 31 de diciembre de 2002 hasta el momento en que YPF International S.A. vendió sus inversiones en dicho país (Nota 12), 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) y los resultados de las operaciones de explotación de petróleo y gas en Bolivia, Ecuador, Brasil y Venezuela al 31 de diciembre de 2000.
3. Incluye 426 correspondientes a la previsión para desvalorización (Nota 12).
4. Corresponde principalmente a resultados de operaciones relacionadas con las propiedades vendidas durante el ejercicio 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 estuvieron 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.

El siguiente cuadro refleja las reservas estimadas de petróleo crudo, condensado y líquidos de gas natural y gas natural al 31 de diciembre de 2002, 2001 y 2000 y los cambios correspondientes:

	Petróleo crudo, condensado y líquidos de gas natural (millones de barriles)
	2002
	Argentina		Resto de Sudamérica		Indonesia y Otros		Consolidado
Reservas probadas, desarrolladas y no desarrolladas
Saldos al inicio del ejercicio	1.467		20		178		1.665
Revisiones de estimaciones anteriores	11		-		-		11
Extensiones, descubrimientos y recuperación secundaria	63		-		-		63
Ventas de reservas in situ (Nota 12)	-		(20)		(172)		(192)
Producción del ejercicio	(160)		-		-		(160)
Saldos al cierre del ejercicio	1.381(1)		-		6		1.387
Reservas probadas y desarrolladas
Comienzo del ejercicio	1.183		10		150		1.343
Cierre del ejercicio	1.135(2)		-		1		1.136
Reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de sociedades vinculadas	19		-		-		19

	Petróleo crudo, condensado y líquidos de gas natural (millones de barriles)
	2001
	Argentina		Resto de Sudamérica		Indonesia y Otros		Consolidado
Reservas probadas, desarrolladas y no desarrolladas
Saldos al inicio del ejercicio	1.368		162		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(4)		-		-		195
Ventas de reservas in situ (Nota 12)	(18)		(144)		-		(162)
Producción del ejercicio	(160)		(5)		(17)		(182)
Saldos al cierre del ejercicio	1.467(1)		20		178		1.665
Reservas probadas y desarrolladas
Comienzo del ejercicio	1.088		69		104		1.261
Cierre del ejercicio	1.183(2)(5)		10		150		1.343
Reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de sociedades vinculadas	21		60		-		81

	Petróleo crudo, condensado y líquidos de gas natural (millones de barriles)
	2000
	Argentina		Resto de Sudamérica		Indonesia y Otros		Consolidado
Reservas probadas, desarrolladas y no desarrolladas
Saldos al inicio del ejercicio	1.151		178(3)		120		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 (Nota 12)	(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		95		1.119
Cierre del ejercicio	1.088(2)		69		104		1.261
Reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de sociedades vinculadas	-		33		-		33

1. Incluye líquidos de gas natural por 368, 316 y 341 al 31 de diciembre de 2002, 2001 y 2000, respectivamente.
2. Incluye líquidos de gas natural por 274, 237 y 255 al 31 de diciembre de 2002, 2001 y 2000, respectivamente.
3. Incluye reservas en Ecuador, Bolivia y Venezuela.
4. 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.
5. Incluye 143 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)
	2002
	Argentina		Resto de Sudamérica		Indonesia y Otros		Consolidado
Reservas probadas, desarrolladas y no desarrolladas
Saldos al inicio del ejercicio	9.569		188		422		10.179
Revisiones de estimaciones anteriores	(125)		-		5		(120)
Extensiones y descubrimientos	15		-		-		15
Ventas de reservas in situ (Nota 12)	-		(188)		(370)		(558)
Producción del ejercicio (1)	(540)		-		(2)		(542)
Saldos al cierre del ejercicio	8.919		-		55		8.974
Reservas probadas y desarrolladas
Comienzo del ejercicio	7.340		45		127		7.512
Cierre del ejercicio	6.793		-		8		6.801
Reservas probadas, desarrolladas y no desarrolladas de sociedades vinculadas	513		-		-		513

	Gas natural (miles de millones de pies cúbicos)
	2001
	Argentina		Resto de Sudamérica		Indonesia y Otros		Consolidado
Reservas probadas, desarrolladas y no desarrolladas
Saldos al inicio del ejercicio	9.381		257		450		10.088
Revisiones de estimaciones anteriores	15		564		(9)		570
Extensiones y descubrimientos	384		163		4		551
Compras de reservas in situ	693(3)		-		-		693
Ventas de reservas in situ (Nota 12)	(372)		(792)		-		(1.164)
Producción del ejercicio (1)	(532)		(4)		(23)		(559)
Saldos al cierre del ejercicio	9.569		188		422		10.179
Reservas probadas y desarrolladas
Comienzo del ejercicio	7.072		40		155		7.267
Cierre del ejercicio	7.340(4)		45		127		7.512
Reservas probadas, desarrolladas y no desarrolladas de sociedades vinculadas	554		2.618		-		3.172

	Gas natural (miles de millones de pies cúbicos)
	2000
	Argentina		Resto de Sudamérica		Indonesia y Otros		Consolidado
Reservas probadas, desarrolladas y no desarrolladas
Saldos al inicio del ejercicio	9.705		767(2)		678		11.150
Revisiones de estimaciones anteriores	(105)		(840)		(120)		(1.065)
Extensiones y descubrimientos	369		336		144		849
Compras de reservas in situ	-		1		-		1
Ventas de reservas in situ (Nota 12)	-		-		(228)		(228)
Producción del ejercicio (1)	(588)		(7)		(24)		(619)
Saldos al cierre del ejercicio	9.381		257		450		10.088
Reservas probadas y desarrolladas
Comienzo del ejercicio	8.180		65		489		8.734
Cierre del ejercicio	7.072		40		155		7.267
Reservas probadas, desarrolladas y no desarrolladas de sociedades vinculadas	-		1.163		-		1.163

1. Excluye las cantidades venteadas.
2. Incluye reservas en Bolivia.
3. 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.
4. Incluye 467 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, 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 vendedor de 3,37, 1,7 y 1 pesos argentinos por dólar estadounidense, al 31 de diciembre de 2002, 2001, 2000, respectivamente.

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.

	2002
	Argentina		Resto de Sudamérica		Indonesia y Otros		Consolidado
Ingresos futuros de fondos	133.419		-		1.562		134.981
Costos futuros de producción	(29.269)		-		(707)		(29.976)
Costos futuros de desarrollo	(4.637)		-		(221)		(4.858)
Flujos futuros de fondos netos, antes de impuesto a las ganancias	99.513		-		634		100.147
Descuento por efecto tiempo de los flujos de fondos futuros	(41.814)		-		(307)		(42.121)
Impuesto a las ganancias, descontado al 10%(1)	(19.275)		-		(118)		(19.393)
Medida estándar de los flujos de fondos futuros	38.424		-		209		38.633
Medida estándar de los flujos de fondos futuros de sociedades vinculadas	727		-		-		727

	2001
	Argentina		Resto de Sudamérica(2)		Indonesia y Otros		Consolidado
Ingresos futuros de fondos	110.670		2.077		14.947		127.694
Costos futuros de producción	(31.259)		(696)		(8.804)		(40.759)
Costos futuros de desarrollo	(6.675)		(343)		(1.167)		(8.185)
Flujos futuros de fondos netos, antes de impuesto a las ganancias	72.736		1.038		4.976		78.750
Descuento por efecto tiempo de los flujos de fondos futuros	(31.516)		(685)		(1.982)		(34.183)
Impuesto a las ganancias, descontado al 10%(1)	(12.610)		(107)		(1.222)		(13.939)
Medida estándar de los flujos de fondos futuros	28.610		246		1.772(4)		30.628
Medida estándar de los flujos de fondos futuros de sociedades vinculadas	746		2.132		-		2.878

	2000
	Argentina		Resto de Sudamérica(3)		Indonesia y Otros		Consolidado
Ingresos futuros de fondos	85.842		6.756		9.023		101.621
Costos futuros de producción	(21.838)		(2.887)		(3.637)		(28.362)
Costos futuros de desarrollo	(4.558)		(844)		(692)		(6.094)
Flujos futuros de fondos netos, antes de impuesto a las ganancias	59.446		3.025		4.694		67.165
Descuento por efecto tiempo de los flujos de fondos futuros	(26.637)		(1.418)		(1.892)		(29.947)
Impuesto a las ganancias, descontado al 10%(1)	(9.876)		(504)		(1.225)		(11.605)
Medida estándar de los flujos de fondos futuros	22.933		1.103		1.577		25.613
Medida estándar de los flujos de fondos futuros de sociedades vinculadas	-		799		-		799

1. El Impuesto a las ganancias, sin descontar, asciende a 30.760 (30.537 en Argentina y 223 en Indonesia y Otros), 19.589 (17.306 en Argentina, 262 en Resto de Sudamérica y 2.021 en Indonesia y Otros) y 20.322 (17.306 en Argentina, 982 en Resto de Sudamérica y 2.034 en Indonesia y Otros) al 31 de diciembre de 2002, 2001 y 2000, respectivamente.
2. Incluye Bolivia.
3. Incluye Ecuador, Bolivia y Venezuela.
4. Incluye 1.608 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 2002, 2001 y 2000:

	2002		2001		2000
Saldos al inicio del ejercicio	30.628		25.613		28.188
Ventas y transferencias, netas de costos de producción	(8.740)		(6.699)		(8.160)
Cambio neto de precios de venta y transferencia, neto de costos futuros de producción	18.033		4.327		2.477
Extensiones, descubrimientos y recuperación secundaria netas de costos futuros de producción y desarrollo	2.295		2.143		3.827
Cambios en costos estimados futuros de desarrollo	(239)		(1.569)		(1.519)
Costos de desarrollo incurridos durante el ejercicio que redujeron costos de desarrollo futuros	2.052		2.003		1.599
Revisiones de estimaciones de volúmenes	(164)		738		148
Efecto financiero	4.457		3.722		4.054
Cambio neto de impuesto a las ganancias	(5.454)		(2.334)		759
Compras de reservas in situ	-		2.817(1)		257
Ventas de reservas in situ	(1.722)		(1.719)		(666)
Cambio en el perfil de producción y otros	(2.513)		1.586		(5.351)
Saldos al cierre del ejercicio	38.633		30.628		25.613

1. Incluye 334 relacionados con la compra de reservas y 2.483 incorporados como consecuencia de la fusión con Astra y Repsol Argentina S.A., de acuerdo con lo mencionado en la Nota 12.

Anexo C

BALANCES GENERALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2002, 2001 Y 2000

INVERSIONES EN ACCIONES Y PARTICIPACION EN OTRAS SOCIEDADES

(expresados en millones de pesos del 31 de diciembre de 2002 – Nota 1)

		2002																									2001		2000
													Información sobre el ente emisor
		Características de los valores															Últimos 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 S.A.		Ordinarias		Bs.	100		147.695		421		1.382		Inversión		Av. José Estenssoro 100, Santa Cruz de la Sierra, República de Bolivia		31/12/02		-	(2)	87		421		99,99%		1.817		3.881
YPF Holdings Inc.		Ordinarias		U$S	0,01		100		480	(3)	421		Inversión y financiera		717 North Harwood Street, Dallas, Texas, U.S.A.		31/12/02		1.789		(102)		317		100,00%		375		-
Operadora de Estaciones de Servicios S.A.		Ordinarias		$	1		11.880		237		256		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		31/12/02		-	(2)	(24)		237		99,00%		264		314
YPF Chile S.A.		-		-	-		-		-		-		-		-		-		-		-		-		-		340		295
Repsol YPF Gas S.A.		-		-	-		-		-		-		-		-		-		-		-		-		-		-		194
YPF Brasil S.A.		-		-	-		-		-		-		-		-		-		-		-		-		-		-		268
A-Evangelista S.A.		Ordinarias		$	1		8.683.498		70	(1)(9)	31		Servicios de ingeniería y construcción		Tucumán 744, P. 12°, Buenos Aires, Argentina		30/09/02		9		26		87		99,91%		55		-
Argentina Private Development Company Limited (en liquidación)		Ordinarias		U$S	0,01		769.414		44	(9)	83		Inversión y financiera		P.O. Box 1109, Midland Bank Trust Building, Fort Street, Georgetown, Gran Caimán, British West Indies		31/12/01		-	(2)	3		44		100,00%		96		-
Diversas(6)		-		-	-		-		-	(2)	-	(2)	-		-		-		-		-		-		-		2		-
									1.252		2.173																2.949		4.952

Anexo C (Cont.)

BALANCES GENERALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2002, 2001 Y 2000

INVERSIONES EN ACCIONES Y PARTICIPACION EN OTRAS SOCIEDADES

(expresados en millones de pesos del 31 de diciembre de 2002 – Nota 1)

		2002																									2001		2000
													Información sobre el ente emisor
		Características de los valores															Últimos estados contables
Denominación y Emisor		Clase		Valor Nominal			Cantidad		Valor Registrado		Costo		Actividad Principal		Domicilio Legal		Fecha		Capital Social		Resultado		Patrimonio Neto		Participación sobre capital social		Valor registrado		Valor registrado
Vinculadas:
Compañía Mega S.A.		Ordinarias		$	1		77.292.000		147	(9)	168		Separación, fraccionamiento y transporte de líquidos de gas natural		Av. Roque Sáenz Peña 777, P. 7°, Buenos Aires, Argentina		30/09/02		203		(158)		311		38,00%		175		168
Petroken Petroquímica Ensenada S.A.		Ordinarias		$	1		40.602.826		119	(9)	102		Petroquímica		Sarmiento 1230, P. 6°, Buenos Aires, Argentina		30/09/02		81		(47)		204		50,00%		120		129
Profertil S.A.		Ordinarias		$	1		1.000.000		153	(9)	388		Producción y venta de fertilizantes		Alicia Moreau de Justo 140, P. 1°, Buenos Aires, Argentina		30/09/02		2		(432)		286		50,00%		354		347
Refinería del Norte S.A.		Ordinarias		$	1		45.803.655		155	(9)	122		Refinación		Maipú 1, P. 2°, Buenos Aires, Argentina		30/06/02		92		(28)		222		50,00%		140		85
Oleoductos del Valle S.A.		Ordinarias		$	10		4.072.749		111	(1)	47		Transporte de petróleo por ducto		Florida 1, P. 10°, Buenos Aires, Argentina		30/09/02		110		36		384		37,00%		94		61
PBBPolisur S.A.		Ordinarias		$	1		12.838.664		30		234		Petroquímica		Av. Eduardo Madero 900, P. 7°, Buenos Aires, Argentina		30/09/02		46		(236)		111		28,00%		105		164
Terminales Marítimas Patagónicas S.A.		Ordinarias		$	10		476.034		44	(1)	7		Almacenamiento y despacho de petróleo		Av. Leandro N. Alem 1180, P. 11°, Buenos Aires, Argentina		30/09/02		14		46		139		33,15%		24		22
Oiltanking Ebytem S.A.		Ordinarias		$	10		351.167		9	(1)	9		Transporte y almacenamiento de hidrocarburos		Alicia Moreau de Justo 872, P. 4°, Of. 7, Buenos Aires, Argentina		30/09/02		12		8		51		30,00%		4		7
Gasoducto del Pacífico (Argentina) S.A.		Preferidas		$	1		12.298.800		28		26		Transporte de gas por ducto		San Martín 323, P. 19°, Buenos Aires, Argentina		30/09/02		124		(3)		281		10,00%	(8)	28		26
Central Dock Sud S.A.		Ordinarias		$	0,01		86.799.282		16	(3)	29		Generación de energía eléctrica y su comercialización en bloque		Reconquista 360, P. 6°, Buenos Aires, Argentina		30/09/02		9		(283)		226		9,98%	(5)	7		-
Gas Argentino S.A.		Ordinarias		$	1		104.438.182		22	(3)	336		Inversión en MetroGas S.A.		Gregorio Araoz de Lamadrid 1360, Buenos Aires, Argentina		30/09/02		230		(489)		248		45,33%		334		-
Inversora Dock Sud S.A.		Ordinarias		$	1		40.291.975		138		189		Inversión y financiera		Reconquista 360, P. 6°, Buenos Aires, Argentina		30/09/02		94		(213)		246		42,86%		238		-
Pluspetrol Energy S.A.		Ordinarias		$	1		30.006.540		153		120		Exploración y explotación de hidrocarburos y genera-ción, producción y comercialización de energía eléctrica		Lima 339, Buenos Aires, Argentina		30/09/02		67		(194)		346		45,00%		240		-
Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A.		Preferidas		$	1		8.099.280		22		4		Transporte de petróleo por ducto		Esmeralda 255, P. 5°, Buenos Aires, Argentina		30/09/02		45		54		142		18,00%	(8)	26		79
Diversas(7)		-		-	-		-		-	(2)	-	(2)	-		-		-		-		-		-		-		-		-
Otras Sociedades:
Petróleos Transandinos YPF S.A.		Ordinarias		-	-	(4)	1.179		1		-	(2)	Exploración y extracción de hidrocarburos, industrializa-ción y comercialización de sus derivados		Gertrudis Echenique 30, P. 12°, Comuna Las Condes, Santiago de Chile, Chile		31/12/01		167		18		204		1,05%		2		2
Mercobank S.A.		Ordinarias		$	1		1.800.264		13		13		Inversión y financiera		Bartolomé Mitre 343, Buenos Aires, Argentina		30/06/00		46		(15)		14		3,91%		13		13
									1.161		1.794																1.904		1.103
									2.413		3.967																4.853		6.055

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

1. Corresponde al porcentaje de participación sobre el patrimonio neto de la sociedad, neto de resultados no trascendidos a terceros.
2. No se expone valor alguno dado que el valor registrado es menor a $ 1 millón.
3. 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.
4. Estas acciones no poseen valor nominal.
5. Adicionalmente, la Sociedad posee un 29,93% de participación indirecta en el capital a través de Inversora Dock Sud S.A.
6. Incluye A-Evangelista Construções e Serviços Ltda., Enerfin S.A., Poligas Luján S.A.C.I. y Apex Petroleum Inc.
7. Incluye Gasoducto del Pacífico (Cayman) Ltd. y A&C Pipeline Holding Company.
8. Corresponde a la participación sobre el capital preferido de la sociedad.
9. Corresponde al porcentaje de participación sobre el patrimonio neto de la sociedad, según los últimos estados contables disponibles, más los resultados subsecuentes y significativos según información de gestión.

INFORME DE LA COMISION FISCALIZADORA

A los Señores Accionistas de

YPF SOCIEDAD ANONIMA:

De nuestra consideración:

De acuerdo con lo requerido por el inciso 5° del artículo N° 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 2002 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 2002 y los correspondientes estados consolidados 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 sobre 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 principalmente los informes de los auditores externos Deloitte & Co. S.R.L. de fecha 6 de marzo de 2003, correspondientes a la auditoría de estados contables anuales y a la información adicional a la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, ambos 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 exclusiva 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 mencionados en el primer párrafo, durante el año 2002, 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 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, (b) el incumplimiento de los pagos de la deuda pública, (c) la introducción de restricciones al retiro de fondos depositados en las instituciones financieras, (d) la restricción a realizar ciertas transferencias al exterior en concepto de pagos de capital e intereses de ciertos préstamos financieros sin la autorización previa del Banco Central de la República Argentina, (e) la implementación de nuevos regímenes de retención a las exportaciones de hidrocarburos, (f) el incremento de los precios internos y (g) la suspensión de las condiciones para la disolución de sociedades y la reducción obligatoria del capital. La evolución futura de la crisis económica podría requerir la adopción 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:

1. 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 2002 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 2002 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.
2. 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:

1. El inventario se encuentra asentado en el libro Inventarios y Balances.
2. Hemos revisado la memoria del Directorio, sobre la cual nada tenemos que observar en materia de nuestra competencia.
3. 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.
4. 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,

6 de marzo de 2003

Por Comisión Fiscalizadora
HOMERO BRAESSAS
Síndico
Contador Público U.B.A. C.P.C.E.C.A.B.A. 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 nuestra auditoría de los estados contables de YPF SOCIEDAD ANONIMA correspondiente al ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2002 (que no se presentan en este documento), sobre los cuales emitimos nuestro informe de fecha 6 de marzo de 2003, que deben ser leídos juntamente con este informe, se nos ha requerido auditar ciertos datos contenidos 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", ambos por el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2002 que se adjuntan firmados a efectos de su identificación con este informe. Los documentos mencionados son responsabilidad de la Dirección de la Sociedad, no son requeridos por las normas contables profesionales vigentes en Argentina y se presentan para cumplir con los requerimientos de la Comisión Nacional de Valores y de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, respectivamente.

La información contenida en la "Reseña Informativa" correspondiente a los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2001, 2000, 1999 y 1998, habida cuenta de su reexpresión en moneda constante del 31 de diciembre de 2002, fue auditada por otros auditores, quienes emitieron sus informes del auditor, sin salvedades, de fechas 8 de marzo de 2002 y 27 de febrero de 2001.

Nuestra auditoría fue realizada de acuerdo con las normas de auditoría vigentes en Argentina. Dicha auditoría fue efectuada, 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" al 31 de diciembre de 2002, 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 nuestra auditoría de los estados contables al 31 de diciembre de 2002 y, en nuestra opinión, está razonablemente presentada, en todos sus aspectos significativos, con relación a los mencionados estados contables tomados en conjunto.

Buenos Aires, 6 de marzo de 2003

DELOITTE & Co. S.R.L.

C.P.C.E.C.A.B.A. T° 1 - F° 3

RICARDO C. RUIZ

Socio

Contador Público U.B.A.

C.P.C.E.C.A.B.A. T° 156 - F° 159

YPF Sociedad Anónima

Domicilio: Av. Roque Sáenz Peña 777 Buenos Aires

Ejercicio Económico N° 26 Iniciado el 1° de enero de 2002

Reseña Informativa al 31 de diciembre de 2002

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

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 Nº 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.

Por otra parte, la existencia de un nuevo contexto inflacionario llevó a que el Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CPCECABA) aprobara la Resolución M.D. N° 3/2002, que establece, entre otros aspectos, la reanudación del ajuste por inflación en los ejercicios o períodos intermedios cerrados a partir del 31 de marzo de 2002, inclusive, y admite que las mediciones contables reexpresadas por el cambio en el poder adquisitivo de la moneda hasta el momento de interrupción de los ajustes, como las que tengan fecha de origen en el período de estabilidad, se consideren expresadas en moneda de diciembre de 2001. Dicha resolución fue ratificada por la Resolución General N°415 de la Comisión Nacional Valores, de fecha 25 de julio de 2002, por lo que la Sociedad aplicó a partir del período finalizado el 30 de junio de 2002 las normas de dicha resolución. La información contable por los ejercicios cerrados el 31 de diciembre de 2001, 2000, 1999 y 1998 que se presentan con propósitos comparativos, fueron reexpresados a moneda de cierre del presente ejercicio para reconocer las variaciones en el poder adquisitivo de la moneda correspondiente al período de doce meses finalizado el 31 de diciembre de 2002, que registró un incremento, basado en el índice de precios aplicable para la reexpresión de los estados contables de aproximadamente 118%.

El promedio del crudo intermedio del Oeste de Texas – WTI para el año 2002 fue de US$ 26,07 por barril, lo que representa un aumento de apenas el 0,6% respecto del precio del año 2001 que ascendió a US$ 25,9 por barril. Los equivalentes en pesos de los precios del WTI, expresado en moneda homogénea de diciembre de 2002, fueron $ 97,3 para el año 2002 y $ 56,8 para el 2001.

En este contexto económico financiero, la Sociedad registró durante el año 2002 una ganancia neta de $ 3.344 millones, a comparación de la ganancia de $ 1.788 millones del año anterior. Esta variación del resultado neto se descompone en primer lugar de un aumento del resultado operativo en $ 2.010 millones, alcanzada a través de mayores ingresos en pesos por exportaciones y menores cargos por incobrabilidad. Por otra parte la devaluación del peso, ocasionó un fuerte incremento de las perdidas financieras netas, las que redujeron el resultado en $ 2.204 millones. Finalmente los resultados generadas por la venta de inversiones en sociedades, cuya variación de un año a otro fue una ganancia por $ 960 millones y el menor cargo por impuesto a las ganancias, por $ 1.126 millones, conforman las principales causas del incremento de la utilidad neta del año 2002 respecto del año 2001 en $ 1.556 millones.

La producción consolidada de petróleo y gas en el ejercicio 2002 bajo un 10% comparada con el año anterior como consecuencia de las ventas de las participaciones en campos de Venezuela, Indonesia y Bolivia. La producción diaria medida en miles de barriles de petróleo equivalentes para el año 2002 fue de 717, de los cuales 700 se produjeron en Argentina.

Durante el año 2002 se vendieron las participaciones 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 y las participaciones en Repsol YPF Chile Ltda., Repsol YPF Gas Chile Ltda., Andina Corporation y Maxus Bolivia. Estas operaciones generando una utilidad de $ 687 millones.

1.1. DOCE MESES DE 2002 vs. DOCE MESES DE 2001

• • 1. Exploración y Producción

Las ventas netas de Exploración y Producción en el ejercicio 2002 fueron de $ 12.925 millones comparadas con los $ 10.634 millones del ejercicio anterior, lo que representa un aumento del 22%. Las ventas de crudo, excluido el impacto de las participaciones vendidas, aumentaron en $ 3.973 millones, siendo la principal causa de esta variación el importante incremento del tipo de cambio libre, que impacto tanto a las exportaciones (las que a partir del segundo trimestre de 2002 comenzaron a sufrir retenciones que determinan un precio efectivo del crudo 20% menor al promedio internacional), como a los precios acordadas por las compañías petroleras para las operaciones locales. El precio promedio del WTI de un año a otro fue muy similar, por lo que no se produjeron variaciones significativas por este concepto. La imposibilidad de ajustar los precios del gas natural en el mercado interno provocó que los mayores ingresos por venta de crudo se vieron parcialmente compensados por la caída en las ventas de gas natural, que medida en moneda constante fue $ 529 millones. Por último las ventas de las participaciones en sociedades de Venezuela, Indonesia y Bolivia redujeron las ventas del presente año en $ 1.200 millones.

La producción de crudo, condensado y líquidos derivados del gas durante 2002 bajó a 442 mil barriles diarios comparados con los 501 mil barriles diarios obtenidos en 2001, como resultado de las ventas de las participaciones en Indonesia, Venezuela y Andina, las que también produjeron la caída de la producción de gas natural, la que bajo a 1.545 millones de pies cúbicos diarios durante el ejercicio 2002, un 6% inferior a la del año anterior.

La utilidad operativa de Exploración y Producción fue de $ 6.712 millones en 2002 comparada con $ 4.535 millones obtenidos en el ejercicio anterior, lo que representa un aumento de $ 2.177 millones. Si a esta variación se le adiciona la ganancia operativa que dejaron de aportar las participaciones vendidas, que fue de $ 419 millones de pesos, el aumento sería de $ 2.596 millones, los cuales se obtuvieron a través de mayores ventas por $ 3.444 millones, compensadas con incrementos de gastos por $ 830 millones los cuales engloban aumentos en regalías locales por $ 415 millones, afectadas por la variación del tipo de cambio utilizado para el cálculo del valor boca de pozo, mayores amortizaciones por incremento de inversiones por $ 98 millones y por mayores compras de crudo por $ 190 millones entre otros conceptos.

• • 1. Gas Natural y Electricidad

La utilidad operativa de Gas Natural y Electricidad fue de $ 136 millones en el año 2002, que supera en $ 75 millones a la utilidad generada en el año 2001, siendo la principal causa de esta variación el importante incremento del resultado operativo aportado por Compañía Mega, el que fue superior al del año anterior en $ 87 millones, como consecuencia de mayores ingresos en pesos por exportaciones.

• • 1. Refino y Marketing

Las ventas netas en el ejercicio 2002 fueron de $ 16.945 millones. Comparadas con las ventas del ejercicio anterior éstas aumentaron en $ 5.142 millones, siendo la principal causa de esta variación el cambio de los puntos de transferencia entre las operaciones de Producción y Exploración y Refino y Marketing, dado que a partir de este año todas las ventas de crudo a terceros quedan registradas en esta ultima unidad de negocio. Esto tuvo un impacto sobre las ventas por $ 3.687 millones. Si se excluye este efecto, las ventas suben en $ 1.455 millones. El incremento se origina en los mayores ingresos por exportaciones, donde se verifica una leve suba de los precios promedio en dólares de los combustibles exportados, sumado al aumento del tipo de cambio, efectos que quedaron parcialmente compensados por las retenciones a las exportaciones que entraron en vigencia a partir del segundo trimestre de 2002. Adicionalmente se registraron aumentos en los volúmenes despachados de aerokerosene y naftas de exportación, compensados con disminuciones en los volúmenes de gas oil y fuel oil. Con relación al mercado local, las ventas de producto del año 2002, medidas en moneda homogénea, fueron inferiores a las del año anterior. Esta disminución se produjo tanto en volúmenes vendidos, principalmente naftas, LPG y gas oil, como en los precios, excepto el del gas oil que registró un leve aumento.

El resultado operativo del 2002 fue $ 448 millones menor al del año anterior, arrojando una perdida operativa de $ 46 millones, debido al fuerte incremento del costo del crudo que el negocio no pudo trasladar en su totalidad al precio de los productos vendidos en el mercado local. Por otra parte este efecto se ve parcialmente compensado con disminuciones en los gastos comerciales, donde se registraron menores cargos por incobrables, publicidad y honorarios, compensados parcialmente con mayores gastos de transporte.

El volumen procesado en las refinerías, incluido el procesamiento de Refinor, durante el año 2002 alcanzó los 304 mil barriles diarios. La capacidad de procesamiento en YPF bajó durante el año 2002 a 319,5 mil barriles diarios, por lo que la utilización de la capacidad durante el año 2002 alcanzó el 92%.

Respecto del costo promedio de refinación durante el año 2002 fue de $ 6,1 por barril, registrando una reducción de costos respecto de año anterior del 4%. Esta reducción en los costos de refinación se genera principalmente por menores cargos en concepto de reparación y mantenimiento, sueldos y cargas sociales y gastos de energía.

• • 1. 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 2002 fueron de $ 1.572 millones, superiores en $ 549 millones a las del año 2001 principalmente por un mayor volumen vendido acompañado de mejores precios tanto en el mercado interno como en el externo. Estas mayores ventas permitieron arrojar una utilidad operativa de 337 millones, que coincide con la variación respecto del año anterior, dado que el año 2001 no registro resultados. Cabe destacar que los resultados del año 2002 se ven beneficiados con los resultados de Profertil que contribuyó con una ganancia operativa de $ 108 millones. Esta sociedad, de neto perfil exportador, inició sus actividades en junio 2001, alcanzando el máximo de producción en el segundo trimestre de 2002.

• • 1. Corporación

En el 2001 los gastos corporativos fueron $ 298, superiores en $ 1 millón a los del año anterior. Esta variación corresponde principalmente a la ganancia operativa generada por
A-Evangelista S.A.

• • 1. Otros Egresos, netos

El año 2002 registró una pérdida de $ 430 millones en comparación con los $ 275 millones registrados en 2001.

Este aumento de los otros egresos se debe a aumentos en las provisiones para juicios por $ 20 millones, mayores cargos por impuesto a las transacciones financieras por $ 82 millones y el reconocimiento de perdidas por dudosa recuperabilidad de créditos varios por $ 55 millones.

• • 1. Diferencia de cambio

Como resultado de la modificación de la ley de convertibilidad y la consecuente liberación del tipo de cambio, la Sociedad registró un mayor cargo negativo por diferencia de cambio por su exposición a la moneda extranjera, neteada la ganancia por exposición a la inflación, de aproximadamente $ 2.143 millones.

• • 1. Intereses generados por Pasivos

Como consecuencia del endeudamiento financiero nominado en su totalidad en moneda dólar, los intereses generados por pasivos durante el año 2002 alcanzaron la suma de $ 677 millones. Esto representa un leve aumento respecto del año 2001, que ascendieron a un total de $ 643 millones. Sin embargo, en términos de dólares, los intereses financieros devengados durante el presente año fueron inferiores en aproximadamente US$ 110 millones en comparación con igual período del año anterior, como consecuencia del menor endeudamiento en la mencionada moneda.

• • 1. Resultado por Exposición a la Inflación

La Sociedad aplicó a partir del presente periodo las normas de la Resolución M.D. N° 3/2002 del CPCECABA, ratificada por la Resolución General N°415 de la CNV de fecha 25 de julio de 2002, que reanuda la aplicación del ajuste por inflación de los estados contables. Por este motivo, los resultados financieros del presente período incluyen una pérdida por exposición a la inflación por $ 513 millones, que refleja la pérdida de poder adquisitivo de la posición monetaria activa neta en pesos de la Sociedad por efecto de la inflación, que durante el año 2002 ascendió al 118%.

• • 1. Otros Resultados Financieros y por Tenencia

Otros resultados financieros y por tenencia en el año 2002 reflejó una ganancia de $ 451 millones en comparación con la ganancia de $ 55 millones del año anterior. Esta variación obedece principalmente a la generación de un resultado por tenencia positivo de los bienes de cambio, como consecuencia de incrementos de los costos de producción, a causa de las mayores regalías abonadas. La variación del resultado por tenencia de un año a otro fue positiva en $ 155 millones. Asimismo, se registran mayores intereses cobrados a clientes por $ 115 millones.

• • 1. Resultado por la venta de activos no corrientes

En esta línea se han agrupado los resultados generados por las ventas de participaciones de la Sociedad y sus sociedades controladas, principalmente en Bolivia (Andina y Maxus Bolivia), Chile e Indonesia.

• • 1. Impuesto a las Ganancias

El impuesto a las ganancias registrado en 2002 fue de $ 415 millones, lo que representa una disminución de $ 1.126 millones respecto de los $ 1.541 millones de 2001. La variación se debe principalmente al menor resultado imponible del año 2002 producto de las pérdidas por diferencias de cambio registradas durante el 2002.

1.2. CUARTO TRIMESTRE DE 2002 vs. CUARTO TRIMESTRE DE 2001

Las ventas del cuarto trimestre del año 2002 fueron de $ 6.004 millones, $ 1.914 millones superiores a las del cuarto trimestre del año 2001. Las exportaciones son la principal causa de esta variación. El cuarto trimestre de 2002 no solo registra un mayor tipo de cambio, sino también un fuerte incremento del WTI, el cual fue un 39% superior al de igual período del año anterior. Este fuerte aumento de los precios compensó a los menores ingresos por la caída de los volúmenes de crudo exportados. Por otra parte, durante los últimos cuatro meses de 2002 se despacharon mayores volúmenes de nafta de exportación, gas oil, petroquímicos y aerokerosene, respecto a igual periodo de 2001. Las ventas en el mercado interno también fueron superiores debido a un aumento de los precios de los principales productos, excluido el gas natural. En cuanto a los volúmenes vendidos, el cuarto trimestre de 2002 registra mayores ventas de crudo, especialidades y gas oil respecto de igual periodo de 2001, en tanto que las naftas y las especialidades registraron una caída de las cantidades despachadas.

El resultado operativo aumentó en $ 1.721 millones, producto de las mayores ventas, compensadas en mayores costos por $ 474 millones, principalmente por mayores regalías y mayores compras de productos de reventa. Por otra parte, los gastos comerciales bajan en $ 229 millones porque durante el cuarto trimestre de 2002 no se registraron cargos por morosidad en los créditos.

El resultado neto del cuarto trimestre arrojó una ganancia de $ 1.786 millones. En el cuarto trimestre 2001, se registraron pérdidas por desvalorizaciones de activos y resultados por la venta de activos, que impactaron negativamente durante ese período en $ 869 millones, contribuyendo a una pérdida neta de 704 millones.

2. Síntesis de la Estructura Patrimonial

Balances Generales Consolidados al 31 de Diciembre de 2002, 2001, 2000, 1999 y 1998.

(Cifras expresadas en millones de pesos)

	31/12/02	31/12/01	31/12/00	31/12/99	31/12/98
Activo
Activo Corriente	8.350	5.032	5.206	5.383	3.393
Activo No Corriente	21.201	23.734	23.688	22.805	25.293
Total del Activo	29.551	28.766	28.894	28.188	28.686
Pasivo
Pasivo Corriente	4.415	5.769	5.981	6.101	5.285
Pasivo No Corriente	4.853	4.489	4.676	5.863	7.341
Total del Pasivo	9.268	10.258	10.657	11.964	12.626
Participación de Terceros en Sociedades Controladas	-	-	142	131	329
Patrimonio Neto	20.283	18.508	18.095	16.093	15.731
Total del Pasivo, Participación de Terceros en Sociedades Controladas y Patrimonio Neto	29.551	28.766	28.894	28.188	28.686

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3. Síntesis de la Estructura de Resultados

Estados de Resultados Consolidados por los ejercicios finalizados el 31 de Diciembre de 2002, 2001, 2000, 1999 y 1998.

	31/12/02	31/12/01	31/12/00	31/12/99	31/12/98
Ventas Netas	19.599	17.810	18.897	14.397	12.002
Costo de Ventas	(11.057)	(10.622)	(10.878)	(9.182)	(7.842)
Utilidad Bruta	8.542	7.188	8.019	5.215	4.160
Gastos de Administración	(432)	(476)	(397)	(349)	(308)
Gastos de Comercialización	(1.050)	(1.682)	(1.259)	(1.135)	(999)
Gastos de Exploración	(240)	(220)	(314)	(382)	(351)
Utilidad Operativa	6.820	4.810	6.049	3.349	2.502
Resultado de Inversiones No Corrientes en Sociedades Vinculadas	(436)	(253)	37	44	57
Otros Egresos, Netos	(430)	(275)	(611)	(223)	(96)
Resultado Neto por la Venta de Inversiones no Corrientes y de Bienes de Uso a Desafectar	687	(273)	(426)	(633)	-
Resultados Financieros y por Tenencia	(2.882)	(678)	(343)	(626)	(576)
Utilidad neta antes de impuesto a las ganancias, participación de terceros en los resultados de Sociedades Controladas y dividendos al capital preferido	3.759	3.331	4.706	1.911	1.887
Impuesto a las ganancias	(415)	(1.541)	(1.999)	(834)	(576)
Participación de Terceros en los resultados de Sociedades Controladas	-	(2)	(26)	(28)	(24)
Utilidad Neta antes de dividendos al capital preferido	3.344	1.788	2.681	1.049	1.287
Dividendos al capital preferido de sociedades controladas	-	-	-	(9)	(20)
Utilidad Neta	3.344	1.788	2.681	1.040	1.267

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4. Datos Estadísticos

		Ene/ Dic	Ene/ Dic	Ene/ Dic	Ene/ Dic	Ene/ Dic
	Unidad	2002	2001	2000	1999	1998
Entregas de Crudo	mbd	442	501	454	482	522
Producción neta de gas natural	Mpcd	1.545	1.731	1.681	1.767	1.419
Ventas de crudo a terceros	mbd	136	196	187	212	273
Ventas de gas natural	Mpcd	1.639	1.726	1.760	1.916	1.756
Crudo procesado	bd	303.701	298.108	290.639	303.470	287.536
SUBPRODUCTOS VENDIDOS
Naftas	bd	87.056	87.908	81.309	92.023	88.452
Gas Oil	bd	125.519	138.474	132.442	132.849	122.092
JP1 y Kerosene	bd	17.982	17.388	21.024	21.756	18.605
Fuel Oil	bd	6.924	11.155	6.504	12.666	6.569
LPG	bd	40.288	39.891	46.597	59.959	52.484
Otros	bd	46.566	40.596	43.829	55.981	51.485
TOTAL	bd	324.335	335.412	331.705	375.234	339.687
Polímeros	Tnd	237	192	220	161	179
Fertilizantes	Tnd	1.382	1.127	-	-	-
Crudo Vendido
En el mercado local	mbd	30	19	18	20	31
En el exterior	mbd	106	177	169	192	242
Subproductos Vendidos
En el mercado local	mbd	194	206	224	237	216
En el exterior	mbd	130	129	108	138	141
TOTAL CRUDO Y SUBPRODUCTOS VENDIDOS	mbd	460	531	519	587	630
POLIMEROS
En el mercado local	Tnd	120	100	139	123	127
En el exterior	Tnd	117	93	81	38	52
FERTILIZANTES
Urea	Tnd	574	606	-	-	-
Otros	Tnd	43	149	-	-	-
TOTAL FERTILIZANTES VENDIDOS EN EL MERCADO LOCAL	Tnd	617	755	-	-	-

5. Índices

	31/12/02	31/12/01	31/12/00	31/12/99	31/12/98
Liquidez corriente (Activo Corriente sobre Pasivo Corriente)	1.891	0.872	0.870	0.882	0.642
Solvencia (Patrimonio Neto sobre Pasivo Total)	2.188	1.804	1.698	1.345	1.246
Inmovilizado del Capital (Activo No Corriente sobre Activo Total)	0.717	0.825	0.820	0.809	0.882
Rentabilidad (Resultado del Ejercicio sobre Patrimonio Neto Promedio)	0.172	0.098	0.157	0.065	0.082

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6. Perspectivas

La Sociedad, tal como ha sido su estrategia de largo plazo de los últimos años, seguirá focalizando sus esfuerzos en fortalecer sus actividades en Argentina.

Para el año 2003, se ha establecido un programa de inversiones que supera los $ 800 millones de dólares, lo cual confirma el objetivo de seguir manteniendo el desarrollo de sus negocios en el país, asegurar los niveles de producción de los últimos años, e incrementar aquellos que permitan acceder a otros mercados, a través del aumento de las exportaciones.

Por otra parte, la sociedad está comprometida a mantener su endeudamiento en niveles bajos, acordes con su generación de fondos e inversiones proyectadas, de manera de asegurar una estabilidad y equilibrio financiero en este período de transición del país.

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

	COTIZACION DE CIERRE
	Bolsa de Buenos Aires en PESOS por acción		Bolsa de Nueva York en DOLARES por acción
	2001	2000	2001	2000
Cotización del último día de enero	30,50	35,85	30,00	35,13
Cotización del último día de febrero	29,00	36,00	30,35	35,56
Cotización del último día de marzo	28,55	35,50	28,95	35,50
Cotización del último día de abril	27,50	32,75	28,00	32,38
Cotización del último día de mayo	29,00	33,50	29,00	33,44
Cotización del último día de junio	23,00	39,00	23,00	38,81
Cotización del último día de julio	22,00	37,00	21,80	37,12
Cotización del último día de agosto	20,45	32,00	19,80	35,69
Cotización del último día de septiembre	17,20	31,00	16,50	31,75
Cotización del último día de octubre	16,00	31,10	16,45	30,75
Cotización del último día de noviembre	16,00	31,00	17,90	30,88
Cotización del último día de diciembre	23,60	29,40	19,65	29,94

Cotización del último día de enero de 2002	41,50	17,48
Cotización del último día de febrero de 2002	41,25	17,10
Cotización del último día de marzo de 2002	59,00	18,05
Cotización del último día de abril de 2002	58,00	14,90
Cotización del último día de mayo de 2002	43,50	11,01
Cotización del último día de junio de 2002	44,50	10,52
Cotización del último día de julio de 2002	38,00	10,05
Cotización del último día de agosto de 2002	45,00	12,20
Cotización del último día de septiembre de 2002	46,00	10,50
Cotización del último día de octubre de 2002	38,00	10,05
Cotización del último día de noviembre de 2002	43,00	11,25
Cotización del último día de diciembre de 2002	44,50	12,17
Cotización del último día de enero de 2003	47,50	13,79
Cotización del último día de febrero de 2003	50,25	15,75
Cotización del día 5 de marzo de 2003	50,00	15,46

	JOSÉ MARÍA RANERO DÍAZ
	Director

YPF S.A.

ESTADOS CONTABLES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2002

INFORMACION ADICIONAL A LAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES

ARTICULO 68 DEL REGLAMENTO

DE LA BOLSA DE COMERCIO DE BUENOS AIRES

(cifras en millones de pesos del 31 de diciembre de 2002,
excepto donde se indica en forma expresa)

Cuestiones generales sobre la actividad de la Sociedad:

1. La Sociedad no está sujeta a regímenes jurídicos específicos y significativos que pudieran implicar decaimientos o renacimientos contingentes de beneficios previstos por los mismos.
2. No existen hechos que afecten significativamente la comparabilidad de los estados contables al 31 de diciembre de 2002, además de la reanudación del ajuste por inflación mencionado en la Nota 1 a los estados contables básicos.
3. a. No existen deudas de plazo vencido. Los créditos de plazo vencido son los siguientes:

	Créditos Corrientes
Vencidos entre octubre y diciembre de 2002	462
Vencidos entre julio y septiembre de 2002	57
Vencidos entre abril y junio de 2002	39
Vencidos entre enero y marzo de 2002	34
Vencidos entre enero y diciembre de 2001	131
Vencidos con anterioridad a diciembre de 2000	334
	1.057 (1)

1. Del total de créditos vencidos y créditos corrientes a vencer detallados en el punto 3.b., 292 se encuentran en gestión judicial y 534 se encuentran cubiertos por las previsiones para deudores por ventas de cobro dudoso y para otros créditos de cobro dudoso.
2. Los créditos y las deudas a vencer son los siguientes:

	Corriente				No Corriente
	Créditos		Deudas		Créditos		Deudas
A vencer entre enero y marzo de 2003	2.294		3.032		-		-
A vencer entre abril y junio de 2003	62		356		-		-
A vencer entre julio y septiembre de 2003	967		144		-		-
A vencer entre octubre y diciembre de 2003	1.555		107		-		-
A vencer entre enero y diciembre de 2004	-		-		299		1.466
A vencer entre enero y diciembre de 2005	-		-		97		396
A vencer con posterioridad a enero de 2006	-		-		779		2.315
	4.878		3.639		1.175 (1)		4.177

1. De este total 96 se encuentran cubiertos por la previsión para valuar otros créditos a su valor recuperable.

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

La Sociedad posee pasivos correspondientes a anticipos de clientes por compromisos futuros de entrega de petróleo por 1.715, los cuales se detallan en Nota 10.b) a los estados contables. No existen otros créditos o deudas significativos en especie o sujetos a cláusula de ajuste.

Los saldos que devengan intereses son los siguientes:

Créditos Corrientes:	3.031
Créditos No corrientes:	525
Pasivos Corrientes:	972
Pasivos No corrientes:	2.724

1. En el Anexo C de los estados contables se expone el porcentaje de participación en sociedades del art. 33 de la Ley Nº 19.550. El mismo corresponde tanto a la participación en el capital como en el total de votos. Adicionalmente, en la Nota 7 a los estados contables se exponen los saldos deudores y acreedores con dichas sociedades, incluyéndose en dicha nota o en el Anexo G a los estados contables, según corresponda y cuando fuera aplicable, la información prevista en los puntos 3 y 4 precedentes.
2. No existen, ni existieron durante el período, créditos por ventas o préstamos significativos contra directores, síndicos o sus parientes hasta el segundo grado inclusive.

Inventario físico de los bienes de cambio:

1. Dada la naturaleza de la actividad, la Sociedad efectúa mediciones físicas de la mayor parte de sus bienes de cambio durante cada mes. No existen bienes de cambio de inmovilización significativa al 31 de diciembre de 2002.

Valores corrientes:

1. Para valuar los bienes de cambio a su costo de reproducción se consideraron los costos de producción propios al cierre del ejercicio.

Bienes de uso:

1. No existen bienes de uso revaluados técnicamente.
2. El monto total de bienes de uso sin usar por ser obsoletos y/o por tener lenta rotación está totalmente previsionado y asciende a 26, tratándose en su casi totalidad de materiales y equipos retirados de la operación.

Participaciones en otras sociedades:

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

Valores recuperables:

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

Seguros:

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

Bienes cubiertos	Riesgo cubierto	Monto cubierto	Valor contable
Equipamiento y demás activo fijo en general, utilizado en explotación, destilación, transporte, y demás actividades.	Todo riesgo (Primer riesgo absoluto)	680(1)	18.759
Equipamiento y demás activo fijo en general, utilizado en explotación, destilación, transporte, y demás actividades.	Terremoto	200 (1)
Mercaderías	Todo riesgo de transporte	25 (1)
Pozos	Control, reperforación, derrame y polución	250(1)(2)

(1) Cifras expresadas en millones dólares estadounidenses.

(2) Cobertura por cada potencial siniestro.

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

Contingencias positivas y negativas:

1. Para el cálculo de las previsiones respectivas se han considerado la totalidad de los elementos de juicio disponibles y el grado de probabilidad de ocurrencia de las cuestiones cubiertas por las mismas (ver Notas 2.g, 2.h y 10 a los estados contables básicos).
2. En las Notas 1, 5, 9 y, fundamentalmente, 10 a los estados contables básicos y 3 a los estados contables consolidados se exponen las situaciones contingentes no contabilizadas que pudieran tener cierto grado de significación presente o futuro. En todos los casos su falta de contabilización responde a su baja probabilidad de concreción.

Adelantos irrevocables a cuenta de futuras suscripciones:

1. No existen adelantos irrevocables.
2. No existen dividendos acumulativos impagos de acciones preferidas.
3. En la Nota 11 a los estados contables se exponen las condiciones, circunstancias y plazos para las restricciones a la distribución de los resultados no asignados.

JOSE MARIA RANERO DIAZ

Director

1. (*) Información no cubierta por el Informe del Auditor. ↑