YPF S.A. — Annual Report 2003

Mar 8, 2004

SOCIEDAD ANONIMA

Estados Contables al 31 de Diciembre de 2003,
2002 y 2001

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 2003.

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

Consideraciones Generales

Situación Macroeconómica

Durante el año 2003 la economía mundial mostró síntomas de recuperación, concentrados principalmente en los Estados Unidos (el Producto Bruto Interno –PBI– creció un 3,1%) y en Asia (Japón creció un 2,2%). En el mercado petrolero, las expectativas sobre un descenso brusco de los precios una vez finalizada la guerra en Irak no se cumplieron, y los precios se mantuvieron en niveles históricamente elevados a lo largo de todo el año.

El 2003 fue también para la economía argentina un año de recuperación económica, con un crecimiento del PBI que se estima por encima del 8% anual. La asunción y consolidación del nuevo presidente, Néstor Kirchner, recompuso la situación política y social, gravemente afectada por la crisis de fines del año 2001.

Luego de un pico de 40% anual en el año 2002, la inflación retornó a valores de estándares internacionales. Medida entre diciembre de 2003 y el mismo mes del año anterior, la inflación minorista fue del 3,7%, muy por debajo de las proyecciones realizadas a comienzos de año.

Durante el último trimestre del año la cotización del peso frente al dólar se mantuvo prácticamente sin cambios, levemente por encima de 2,90 pesos por dólar. El tipo de cambio de cierre del año 2003 resultó un 13% inferior al de finales del año 2002.

La mejora en la actividad económica, en conjunto con la implantación masiva de planes sociales de asistencia, produjeron una importante caída en la tasa de desempleo, desde el pico de 21,5% en mayo de 2002 a 16,3% a fines del 2003.

En septiembre de 2003 Argentina firmó un nuevo acuerdo con el Fondo Monetario Internacional (FMI), que sustituyó al firmado a comienzos del año. El acuerdo ha permitido a la Argentina financiar el pago de sus obligaciones con los organismos internacionales. El Banco Central incrementó sus reservas internacionales, que al 31 de diciembre del 2003 superaron los 14 mil millones de dólares.

La recuperación económica y el impacto favorable de los buenos precios internacionales sobre las exportaciones, gravadas con retenciones, provocaron un fuerte aumento de la recaudación impositiva en el año 2003. La Administración Federal de Ingresos Públicos (AFIP) recaudó un total de 72 mil millones de pesos, un 43% por encima de lo ingresado en el año anterior. Con esos recursos, el sector público nacional cumplió con holgura las metas de superávit fiscal primario, pese a registrarse un importante aumento del gasto.

Uno de los aspectos problemáticos de la coyuntura económica ha sido el proceso de reestructuración de la deuda publica, que no mostró avances significativos. La posición argentina (propuesta de pago con 75% de quita nominal) es resistida por los acreedores, algunos de los cuales han promovido procesos judiciales contra el país que han provocado embargos sobre activos argentinos. En los comienzos del 2004, la conformación del sindicato de bancos encargados de llevar adelante la oferta constituye un avance en el proceso de reestructuración.

La normalización económica y política del país se extendió a la industria de los hidrocarburos, en donde no se registraron nuevas medidas de emergencia como las impuestas en el año 2002. El sector sigue manteniendo la libre disponibilidad del 70% de las divisas generadas por sus exportaciones. En el sector gas natural, a comienzos del año 2004 el gobierno ha anunciado medidas para incrementar los precios para grandes usuarios industriales y comerciales, que se encontraban virtualmente congelados desde el inicio de la crisis. Se espera que la medida constituya un primer paso en el camino de la recomposición completa de los precios energéticos.

En lo que hace a las retenciones a las exportaciones, en el acuerdo con el FMI las autoridades han manifestado su intención de eliminarlas gradualmente a partir del año 2005.

La economía argentina comienza el año 2004 con buenas perspectivas en materia económica. Los analistas privados estiman que el PBI crecería nuevamente, a tasas superiores al 6% anual, en un marco de estabilidad de precios. La Sociedad, sin embargo, no puede predecir la evolución de los eventos macroeconómicos futuros.

Cambios en la normativa contable

La existencia de un nuevo contexto inflacionario en el año 2002 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 estableció, 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, admitiendo 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 Resolución General N° 441, aprobada por la CNV en abril de 2003, establece la discontinuación de la reexpresión de los estados contables en moneda constante a partir del 1 de marzo de 2003. Dicha discontinuación también fue aprobada por el CPCECABA mediante las resoluciones MD 41/2003 y CD N° 190/2003, discontinuando la reexpresión en moneda constante a partir del 1 de octubre de 2003. Los efectos de no haber aplicado el método de reexpresión en moneda constante requerido por el CPCECABA entre el 1 de marzo y el 30 de septiembre de 2003, no son significativos.

Consecuentemente, los estados contables por los ejercicios cerrados el 31 de diciembre de 2002 y 2001 que se presentan con propósitos comparativos así como sus respectivas notas, fueron reexpresados hasta el 28 de febrero de 2003 para reconocer las variaciones en el poder adquisitivo de la moneda correspondiente al período de doce meses finalizado el 31 de diciembre de 2003, que registró un incremento, basado en el índice de precios aplicable para la reexpresión de los estados contables de aproximadamente 119%.

Por otra parte, a partir del 1° de enero de 2003, la Sociedad aplicó las disposiciones de los nuevos principios contables (Resoluciones Técnicas N° 16 a 20 de la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas -"F.A.C.P.C.E."-, según fueron adoptados por el CPCECABA), que introdujeron modificaciones a las anteriormente vigentes en cuanto a ciertos criterios de valuación de activos y pasivos y nuevos requerimientos de exposición a los fines de la preparación de los estados contables. La aplicación de las disposiciones de los nuevos principios contables ha originado la adecuación de los saldos al comienzo del ejercicio y el consiguiente ajuste a los resultados no asignados al inicio del mismo, cuyo efecto se expone en la nota 1.b a los estados contables básicos. Asimismo, los estados contables que se presentan con propósitos comparativos, han sido modificados para dar efecto retroactivo a la aplicación de dichas disposiciones. La modificación de la información comparativa no implica la modificación de las decisiones tomadas en base a ella. Dichas normas han sido adoptadas por la CNV mediante la Resolución General N° 434, con ciertas modificaciones que no afectan significativamente a la Sociedad.

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$S 20,67, U$S 21,64 y U$S 27,23 en 2001, 2002 y 2003, respectivamente. El precio de venta promedio por barril de crudo, obtenido por YPF durante el mes de enero de 2004 fue de U$S 29,64. Los equivalentes en pesos de los precios del WTI, expresados en moneda homogénea de diciembre de 2003, fueron $ 90,37 para el año 2003 y $ 98,02 para el 2002. 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 2003 el 83% de sus ventas, incluyendo las exportaciones de crudo y productos, y obtuvo casi el 100% de su resultado operativo.

Durante 2003 las operaciones de YPF fueron organizadas en las siguientes Unidades de Negocios:

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

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 y eventualmente en el exterior, 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 productos derivados de hidrocarburos, gas licuado de petróleo y gas natural, refinación de petróleo, producción de una amplia gama de productos petroquímicos y comercialización de productos derivados de hidrocarburos, 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.

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 2003, 2002 y 2001. 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
	2003		2002		2001
	(millones de barriles)
Reservas estimadas y probadas de petróleo, condensado y líquidos (1)(2)
Desarrolladas	1.047		1.136		1.343
No desarrolladas	222		251		322
Total	1.269		1.387		1.665

	Ejercicios finalizados el 31 de Diciembre de
	2003		2002		2001
	(miles de millones de pies cúbicos)
Reservas estimadas y probadas de gas natural (1)(2)
Desarrolladas	5.609		6.801		7.512
No desarrolladas	2.371		2.173		2.667
Total	7.980		8.974		10.179

	Ejercicios finalizados el 31 de Diciembre de
	2003		2002		2001
	(millones de barriles)
Producción de petróleo, condensado y líquidos (1)(2)	157		160		182

	Ejercicios finalizados el 31 de Diciembre de
	2003		2002		2001
	(miles de millones de pies cúbicos)
Producción de gas natural (1)(2)	644		543		559

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(1) Ver Nota 12 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.g. a los estados contables básicos. 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
	2003		2002		2001
	(% sobre ventas netas)
Ventas netas	100,0		100,0		100,0
Costo de ventas	(53,5)		(56,9)		(59,9)
Utilidad Bruta	46,5		43,1		40,1
Gastos administrativos	(1,9)		(2,2)		(2,7)
Gastos de comercialización	(5,6)		(5,6)		(9,6)
Gastos de exploración	(1,3)		(1,2)		(1,2)
Utilidad operativa	37,7		34,1		26,6

2003 Comparado con 2002

La Sociedad

Las ventas netas del ejercicio 2003 fueron de $ 21.172 millones comparados con $  19.745 millones del mismo período de 2002, lo que representa un aumento del 7%. Las ventas netas de Exploración y Producción disminuyeron a $ 12.150 millones durante el ejercicio 2003 (incluyendo $ 10.547 millones correspondientes a crudo transferido a Refino y Marketing), de los $ 13.021 millones registrados en el ejercicio anterior (incluyendo $ 11.322 millones correspondientes a crudo transferido a Refino y Marketing), siendo la principal causa de esta variación la menor producción de petróleo y menores compras y ventas de crudo. Adicionalmente se produjo una baja en los precios en pesos como consecuencia de la revalorización del peso respecto del dólar y de la evolución de los índices de precios durante el 2002, efectos que superaron el incremento experimentado por el WTI en términos de dólares durante el año 2003. Este efecto se vió compensado por un aumento de las ventas de gas natural debido a una mayor demanda local y ventas al exterior.

Las ventas netas de Refino y Marketing y Química en su conjunto (ventas netas de las realizadas ente ambos segmentos de negocio), fueron de $ 19.032 millones en el ejercicio 2003, aumentando un 9% respecto de los $ 17.510 del año 2002. Este aumento fue causado principalmente por la adecuación, en el año 2003, de los precios de los productos comercializados en el mercado interno a los efectos de la devaluación y el proceso inflacionario. Las ventas de Global Companies (cuya actividad principal es el trading de combustibles pesados en Estados Unidos) también contribuyeron significativamente a este incremento, aunque su impacto en el resultado operativo no es significativo. Por otra parte, las exportaciones disminuyeron por la caída de los precios en pesos, como consecuencia de la baja experimentada por el tipo de cambio real. Respecto de los volúmenes vendidos, se registraron menores ventas de gasoil en el mercado local, compensadas parcialmente con mayores exportaciones de productos, principalmente petroquímicos, gasoil y fuel oil.

El costo de ventas en el ejercicio 2003 fue de $ 11.323 millones (incluyendo $ 3.552 millones correspondientes a Global), comparado con los $  11.228 millones (incluyendo $ 2.604 millones correspondientes a Global) en igual período de 2002. Excluyendo a Global, el costo de ventas disminuyó en $ 853 millones, lo que representa una disminución del 10%.

La utilidad operativa del ejercicio 2003 fue de $ 7.984 millones comparada con los $ 6.725 millones del ejercicio anterior, lo que representa un aumento del 19% impulsado por el mejoramiento de los márgenes operativos de Refino y Marketing.

La utilidad neta antes del resultado por la venta de inversiones no corrientes y del impuesto a las ganancias en el ejercicio 2003 fue de $ 7.921 millones comparados con los $ 2.986 millones en igual período de 2002. Los resultados financieros generados por pasivos fueron de $ 579 millones en comparación con los $ 3.656 millones registrados en el mismo período del año anterior. En el año 2002 se produjeron mayores cargos financieros principalmente en las pérdidas por diferencias de cambio sobre los pasivos netos en dólares a causa de la devaluación, parcialmente compensadas por ganancias en el resultado por exposición a la inflación.

En la línea de Otros Egresos, netos se registraron pérdidas por $ 156 millones durante el ejercicio 2003 respecto de una pérdida de $ 277 millones durante el mismo período de 2002. Los principales cargos registrados durante el año 2003 corresponden a previsiones por juicios y otras contingencias.

La utilidad neta del ejercicio 2003 fue de $ 4.628 millones en comparación con los $ 3.616 millones de 2002 lo que representa un incremento del 28%. Este incremento se originó principalmente en un mejor resultado operativo por $ 1.259 millones y menores pérdidas financieras netas por $ 2.941 millones, efectos que se vieron compensados por un aumento del impuesto a las ganancias por $ 3.233 millones.

Durante el ejercicio 2003, la Sociedad provisionó $ 3.293 millones por impuesto a las ganancias en comparación con los $ 60 millones correspondientes al mismo período de 2002.

Exploración y Producción

Las ventas netas de Exploración y Producción en el ejercicio 2003 fueron de $ 12.150 millones que comparadas con los $ 13.021 millones del ejercicio anterior, representan una disminución del 7%. Las ventas netas de crudo disminuyeron en $ 1.114 millones debido principalmente a menores compras, menor producción y a la disminución de los precios del crudo expresados en pesos. Por otra parte, durante el año 2003 se incrementaron las ventas de gas en $433 millones. Los precios pesificados de este producto contribuyeron a un aumento del consumo residencial e industrial, un crecimiento del consumo de GNC automotriz y la generación térmica de electricidad. Por otra parte se firmaron acuerdos con determinadas industrias que incrementaron los precios de ventas.

La producción consolidada de petróleo, condensado y líquidos bajó durante 2003 a 430 mil barriles diarios comparados con los 442 mil barriles diarios obtenidos en 2002, como resultado de la venta de participaciones en Bolivia y una menor producción en Argentina. La producción de gas natural durante el ejercicio 2003 aumentó a 1.767 millones de pies cúbicos diarios respecto de los 1.545 millones de pies cúbicos diarios de igual período de 2002.

En términos de operaciones homogéneas, la producción de petróleo, condensado y líquidos en las áreas de Argentina fue de 430 mil barriles por día en el ejercicio 2003, apenas un 1% menor a los 435 mil barriles diarios registrados en 2002, mientras que la producción de gas fue de 1.763 millones de pie cúbicos en el ejercicio 2003, un 19% mayor a los 1.480 millones de pies cúbicos diarios del ejercicio anterior.

La utilidad operativa de Exploración y Producción disminuyó $ 492 millones, de $ 6.676 millones en 2002 a $ 6.184 millones en igual período de 2003, lo que representa un disminución del 7%.

Gas natural y Electricidad

La utilidad operativa de Gas Natural y Electricidad fue de $ 180 millones en 2003, superando en $ 43 millones la utilidad generada en 2002, siendo la principal causa del incremento el mejor resultado de Compañía Mega como consecuencia de los mejores precios obtenidos durante el año 2003.

Refino y Marketing

Las ventas netas en el ejercicio 2003 fueron de $ 18.313 millones, aumentando un 7% respecto de los $ 17.072 millones vendidos el ejercicio anterior, como consecuencia del mejoramiento de los márgenes en el mercado interno, principalmente gasoil, naftas y LPG. Distinto comportamiento tuvieron los precios en el mercado externo, los que bajaron como consecuencia de la evolución del tipo de cambio real. Respecto de los volúmenes vendidos, las ventas de naftas y gasoil en el mercado local se redujeron en un 10% y 4% respectivamente, parcialmente compensadas con mayores exportaciones de gasoil y fuel oil.

El resultado operativo de 2003 registró una ganancia de $ 1.554 millones, en contraste con la pérdida operativa de $ 107 millones del 2002.

El volumen procesado en las refinerías en Argentina durante 2003 alcanzó los 306 mil barriles diarios. La capacidad de procesamiento de 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 teórica instalada de YPF durante el año 2003 alcanzó el 93,1%.

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 2003 fueron de $ 1.553 millones, inferiores a los $ 1.583 millones del ejercicio 2002. La utilidad operativa del año 2003 ascendió a $ 387 millones, $ 47 millones superiores al del año 2002. Este mejor resultado se alcanzó a través de un fuerte incremento en los volúmenes vendidos, principalmente los exportados, como consecuencia de la consolidación del funcionamiento de la planta de Metanol que obtuvo un récord de producción durante el año 2003. Otra causa a destacar es el incremento de los resultados operativos de Profertil S.A. Estos se lograron a través de una sustancial mejora en su operación, que permitió incrementar la producción de urea y amoniaco, y disminuir los consumos específicos de gas. Por otra parte este aumento de la producción se vio acompañado por un aumento de los precios internacionales de urea.

Corporación y otros

En el ejercicio 2003, se registraron cargos por $ 311 millones, 3% superiores a los del periodo anterior.

2002 Comparado con 2001

La Sociedad

Las ventas netas del ejercicio 2002 fueron de $ 19.745 millones comparados con $ 17.942 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 $ 13.021 millones durante el ejercicio 2002 (incluyendo $ 11.322 millones correspondientes a crudo transferido a Refino y Marketing), de los $ 10.713 millones registrados en el ejercicio anterior (incluyendo $ 4.988 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 las realizadas ente ambos segmentos de negocio), fueron de $ 17.510 millones en el ejercicio 2002, aumentando un 49% respecto de los $ 11.775 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 $ 11.228 millones (incluyendo $ 2.604 millones correspondientes a Global), comparado con los $ 10.741 millones (incluyendo $ 1.960 millones correspondientes a Global) en igual período de 2001. Excluyendo a Global, el costo de ventas disminuyó en $ 157 millones, lo que representa una disminución del 2%.

La utilidad operativa del ejercicio 2002 fue de $ 6.725 millones comparada con los $ 4.776 millones del ejercicio anterior, lo que representa un aumento del 41%. 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 del 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 $ 2.986 millones comparados con los $ 3.619 millones en igual período de 2001. Los resultados financieros generados por pasivos fueron de $ 3.656 millones en comparación con los $ 691 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.

En la línea de Otros Egresos, netos se registraron pérdidas por $ 277 millones durante el ejercicio 2002 respecto de una pérdida de $ 206 millones durante el mismo período de 2001. El incremento obedece principalmente al aumento 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 $ 3.616 millones, lo que en comparación con los $ 1.919 millones de 2001 representa un incremento del 88%. Durante 2002 se registró una ganancia por la venta de inversiones no corrientes y de bienes de uso a desafectar de $ 690 millones, que contrasta con una pérdida de $ 274 millones en 2001.

Durante el ejercicio 2002, la Sociedad provisionó $ 60 millones por impuesto a las ganancias en comparación con los $ 1.424 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 $ 13.021 millones que comparadas con los $ 10.713 millones del ejercicio anterior, representan un incremento del 22%. Las ventas netas de crudo aumentaron $ 4.002 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 $ 533 millones. Por último, la transferencia de las participaciones en sociedades de Venezuela, Indonesia y Bolivia redujeron las ventas del presente año en aproximadamente $ 1.209 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 $ 2.146 millones, de $ 4.530 millones en 2001 a $ 6.676 millones en igual período de 2002, lo que representa un incremento del 47%. Si se consideraran los $ 422 millones de ganancia operativa que dejaron de aportar las participaciones vendidas, el incremento alcanzaría a $ 2.568 millones. El mismo se obtuvo como consecuencia, en Argentina, de mayores ventas por $ 3.469 millones por los mayores precios en pesos obtenidos, parcialmente compensadas con incrementos de gastos por $ 836 millones, principalmente provocados por mayores regalías por $ 418 millones, mayores compras por $ 192 millones, y aumento de las amortizaciones por incremento de inversiones de $ 99 millones.

Gas natural y Electricidad

La utilidad operativa de Gas Natural y Electricidad fue de $ 137 millones en 2002, superando en $ 75 millones la utilidad generada en 2001, siendo la principal causa el incremento de $ 88 millones en la utilidad operativa aportada por Compañía Mega respecto del 2001.

Refino y Marketing

Las ventas netas en el ejercicio 2002 fueron de $ 17.072 millones, aumentando un 44% respecto de los $ 11.889 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 $ 3.714 millones. Asimismo, el restante incremento de $ 1.469 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 $ 107 millones, en contraste con la utilidad operativa de $ 388 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 en Argentina durante 2002 alcanzó los 304 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 teórica instalada de YPF durante el año 2002 alcanzó el 92%.

Química

Las ventas netas en el ejercicio 2002 fueron de $ 1.583 millones, superiores a los $ 1.031 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 $ 340 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 $ 109 millones.

Corporación y otros

En el ejercicio 2002, la pérdida operativa del segmento fue de $ 300 millones, $ 14 millones inferior a la del ejercicio 2001, debido principalmente a mayores ingresos provenientes de Astra Evangelista, los cuales se incorporan en este segmento.

Liquidez y Recursos de Capital

El flujo neto de caja proveniente de las actividades operativas en 2003 fue de $ 7.560, lo que representa un aumento del 23% comparado con los $ 6.124 millones generados en 2002. Este incremento se debe principalmente a la mayor utilidad neta respecto de 2002. 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 $ 4.478 millones en el ejercicio 2003, lo que representa un aumento de $ 1.102 millones respecto de los $ 3.376 millones registrados en 2002, calculados en forma homogénea. Adicionalmente se produjo una variación en el capital de trabajo durante 2003 que sumó $ 307 millones a la generación de fondos por operaciones.

Las principales aplicaciones de fondos provenientes de las actividades de inversión y financiación en 2003 incluyeron $ 2.419 millones para la adquisición de activo fijo, $ 2.990 millones para el pago de dividendos y $ 1.522 millones para la cancelación neta de préstamos. En 2002 las principales aplicaciones de fondos provenientes de las actividades de inversión y financiación incluyeron $ 2.905 millones para la adquisición de activo fijo y $ 4.030 millones para cancelación neta de préstamos. Durante 2002 se produjo un origen de fondos importante por $ 1.490 millones proveniente de ingresos por ventas de inversiones no corrientes, principalmente como resultado de las ventas de YPF Chile, Repsol YPF Santa Cruz e Indonesia.

De los aproximadamente $ 2.742 millones de inversiones de capital y en exploración en 2003, aproximadamente $ 2.471 millones representan inversiones del negocio de Exploración y Producción, correspondiendo $ 2.082 millones de inversiones en desarrollo y $ 389 millones en inversiones en exploración, aproximadamente $ 181 millones representan inversiones de capital de Refino y Marketing y GLP y aproximadamente $ 47 millones representan inversiones de capital en Química. Las inversiones de capital y en exploración en 2002 ascendieron a $ 3.134 millones, de las cuales aproximadamente $ 2.694 millones representan inversiones del negocio de Exploración y Producción, correspondiendo a $ 2.477 millones de inversiones en desarrollo y $ 217 millones en inversiones en exploración, aproximadamente $288 millones representan inversiones de capital de Refino y Marketing y GLP, aproximadamente $ 114 millones representan inversiones de capital en Química.

El presupuesto de inversiones de capital y en exploración para el año 2004 (incluidos gastos de exploración), oportunamente aprobado por la Dirección de la Sociedad, comprende aproximadamente U$S 668 millones de inversiones de capital y en exploración en el segmento de Exploración y Producción, aproximadamente U$S 204 millones en Refino, Marketing, Logística y GLP, aproximadamente U$S 31 millones en inversiones de capital previstas para el negocio de Química, y aproximadamente U$S 18 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 2004 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 2003, 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 2003 era de $ 3.145 millones, compuesto por deuda a corto plazo (incluyendo la porción corriente de la deuda a largo plazo) de $ 1.049 millones y por deuda a largo plazo de $ 2.096 millones. La mayor parte de los préstamos al 31 de diciembre de 2003 son en dólares.

Al 31 de diciembre de 2003, el patrimonio neto de la Sociedad ascendía a $ 22.534 millones, que incluye la reserva legal de $ 1.031 millones de acuerdo con lo establecido por la Ley N°19.550 de Sociedades Comerciales.

Operaciones con sociedades relacionadas

Durante 2003 hubieron compras y/o ventas y operaciones de financiación con sociedades relacionadas, las que fueron detalladas en la Nota 7 a los estados contables básicos.

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 9 de Abril de 2003 aprobó una remuneración total para los miembros del Directorio de $1,4 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2002. Además, aprobó el pago a cuenta de honorarios del ejercicio 2003 de hasta un máximo de $14.500 y $10.875 mensuales cada uno. El monto total de honorarios por el ejercicio cerrado el 31 de diciembre de 2003 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) Programas de bonificación por objetivos y evaluación del desempeño:

Se basan 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 son abonados 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:

• Programas de Apreciación Accionaria con vencimiento en los años 2004 y 2006, basados 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 son abonados 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. Durante 2003, Repsol YPF definió la cancelación de este programa en efectivo.

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 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 2004, se ha establecido un programa de inversiones que supera los $956 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 y realizar inversiones para adaptar el esquema productivo a las nuevas especificaciones de calidad de los mercados exportadores y doméstico.

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, 4 de marzo de 2004.

INFORME DEL AUDITOR

A los Señores Directores de
YPF SOCIEDAD ANONIMA:

1. Hemos auditado el balance general de YPF SOCIEDAD ANONIMA (la “Sociedad”) al 31 de diciembre de 2003 y 2002, y los correspondientes estados de resultados, de evolución del patrimonio neto y de flujo de efectivo por los ejercicios terminados en dichas fechas, las notas 1 a 11 y los anexos A, C, E, F, G y H. Asimismo, hemos auditado el balance general consolidado de YPF SOCIEDAD ANONIMA y sus sociedades controladas y en las que ejerce control conjunto al 31 de diciembre de 2003 y 2002, y los correspondientes estados consolidados de resultados y de flujo de efectivo por los ejercicios terminados en dichas fechas, las notas 1 a 4 y los anexos A y H que se exponen como información complementaria en el Cuadro I. La preparación y emisión de dichos estados contables es responsabilidad de la Dirección de la Sociedad. Nuestra responsabilidad es expresar una opinión sobre los mencionados estados contables basada en nuestras auditorías.

Los estados contables de YPF SOCIEDAD ANONIMA por el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2001, que se presentan con propósitos comparativos, fueron auditados por otros auditores, quienes emitieron su informe del auditor, sin salvedades, con fecha 8 de marzo de 2002. Estos estados contables presentados con propósitos comparativos, incluyen las modificaciones por la aplicación de los nuevos principios contables descriptos en la Nota 1 a los estados contables básicos adjuntos, las cuales no se encuentran cubiertas por el informe de los otros auditores.

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 su conjunto. Consideramos que nuestras auditorías nos brindan una base razonable para fundamentar nuestra opinión.
2. Como se describe en la Nota 9 a los estados contables básicos adjuntos, durante el año 2002 se implementó en el país un profundo cambio del modelo económico para superar la crisis económica en el mediano plazo. A tales efectos, el Gobierno Nacional abandonó el modelo de paridad del peso con el dólar estadounidense vigente desde el mes de marzo de 1991 y adoptó diversas medidas de carácter monetario, financiero, fiscal y cambiario. Los estados contables deben ser leídos tomando en cuenta las cuestiones previamente mencionadas. La evolución futura de la crisis económica podría requerir de medidas adicionales del Gobierno Nacional.
3. En nuestra opinión, los estados contables de YPF SOCIEDAD ANONIMA al 31 de diciembre de 2003 y 2002 mencionados en el primer párrafo presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación patrimonial de YPF SOCIEDAD ANONIMA y la situación patrimonial consolidada de YPF SOCIEDAD ANONIMA y sus sociedades controladas y en las que ejerce control conjunto al 31 de diciembre de 2003 y 2002 y los respectivos resultados de sus operaciones y sus flujos de efectivo por los ejercicios terminados en dichas fechas, de conformidad con las normas contables profesionales vigentes en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina. Dichas normas han sido aplicadas sobre bases uniformes luego de dar efecto retroactivo a las modificaciones por la aplicación de los nuevos principios contables tal como se menciona en la Nota 1 a los estados contables básicos adjuntos, con las que estamos de acuerdo.
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 los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2003 y 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. Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2003, el cociente entre el total de nuestros servicios profesionales de auditoría para la emisión de informes sobre estados contables y otros informes especiales o certificaciones sobre información contable y:
   1. el total de nuestros servicios profesionales facturados a la Sociedad por todo concepto, incluidos los servicios profesionales de auditoría, es el 86%,
   2. el total de los servicios profesionales de auditoría para la Sociedad y sus sociedades controladas y vinculadas (participadas), es el 64%,
   3. el total de nuestros servicios profesionales facturados a la Sociedad y a sus sociedades controladas y vinculadas (participadas) por todo concepto, incluidos los servicios profesionales de auditoría, es el 55%.
9. Al 31 de diciembre de 2003, 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 $ 4.726.809, no siendo exigible a esa fecha.

Buenos Aires, 4 de marzo de 2004

DELOITTE & Co. S.R.L.

C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 - Fº 3

RICARDO C. RUIZ

Socio

Contador Público U.B.A.

C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 156 - Fº 159

ESTADOS CONTABLES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2003, 2002 Y 2001

Indice

	Página
* Carátula	1
* Balances generales consolidados	2
* Estados de resultados consolidados	3
* Estados de flujo de efectivo consolidados	4
* Notas a los estados contables consolidados	5
* Anexos a los estados contables consolidados	15
* Balances generales	17
* Estados de resultados	18
* Estados de evolución del patrimonio neto	19
* Estados de flujo de efectivo	20
* Notas a los estados contables	21
* Anexos a los estados contables	63

Avenida Presidente Roque Sáenz Peña 777 – Ciudad Autónoma de Buenos Aires

EJERCICIOS ECONOMICOS Nº 27, 26 Y 25

INICIADOS EL 1º DE ENERO DE 2003, 2002 Y 2001

ESTADOS CONTABLES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2003, 2002 Y 2001

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.

Ultima modificación de los estatutos: 9 de abril de 2003.

Régimen Estatutario Optativo de Oferta Pública de Adquisición Obligatoria previsto por el artículo 24 del Decreto 677/2001: no adherida.

Composición del capital al 31 de diciembre de 2003

(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 2003, 2002 Y 2001

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

1. ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS
2. Bases de presentación:

Siguiendo el procedimiento establecido en la Resolución Técnica Nº 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 2003, 2002 y 2001 y los estados de resultados y de flujo de efectivo por los ejercicios finalizados en dichas fechas según se detalla a continuación:

• • • Las inversiones y resultados en sociedades controladas, en las que se posee los votos necesarios para formar la voluntad social, son sustituidos por los activos, pasivos, ingresos, gastos, ganancias y pérdidas de éstas, los que se agrupan con los de la Sociedad luego de realizar las eliminaciones correspondientes. En caso de existir socios minoritarios, se segrega la porción de los mismos en el patrimonio neto y resultados.
  • Las inversiones y resultados en sociedades sobre las que se ejerce control conjunto son sustituidos por los activos, pasivos, ingresos, gastos, ganancias y pérdidas de éstas, en proporción al porcentaje de tenencia y considerando las eliminaciones correspondientes. La mencionada consolidación proporcional de los activos y pasivos, ha originado la adecuación de los estados contables consolidados que se presentan con propósitos comparativos para dar efecto retroactivo a los nuevos principios contables mencionados en la Nota 1.b a los estados contables básicos, generando un incremento de 1.717 y 2.291 en el activo total y pasivo total en el balance general al 31 de diciembre de 2002 y 2001, respectivamente.

En virtud de la Resolución General Nº 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.

• 1. Estados contables utilizados en la consolidación:

Se han utilizado los últimos estados contables disponibles de las sociedades sobre las cuales YPF ejerce control o control conjunto, considerando, en caso de corresponder, los hechos y las operaciones significativas subsecuentes y/o información de gestión disponible.

• 1. Criterios de valuación:

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

Bienes de uso

Propiedad minera en áreas con reservas no probadas: ha sido valuada al costo reexpresado de acuerdo con lo indicado en la Nota 1.a a los estados contables básicos. Los costos de concesiones internacionales que no están produciendo son examinados periódicamente por la Gerencia de la Sociedad para asegurar que el valor de la inversión registrada sea recuperable en base a las estimaciones geológicas y de ingeniería de las reservas posibles y probables totales que se espera agregar a lo largo del resto del plazo de cada concesión.

Otros activos

Incluye los activos netos relacionados con las inversiones en Indonesia, los cuales fueron valuados a su valor estimado de realización al 31 de diciembre de 2001 (Nota 11 a los estados contables básicos).

Activos intangibles

Corresponden a costos preoperativos y de organización, valuados a su costo de adquisición reexpresado de acuerdo con lo indicado en la Nota 1.a a los estados contables básicos, netos de las correspondientes amortizaciones acumuladas. La amortización se calcula por el método de la línea recta en base a una vida económica estimada de cinco años.

En opinión de la Gerencia de la Sociedad, las actividades futuras generarán ingresos suficientes para recuperar la totalidad de los costos incurridos.

Remuneraciones y cargas sociales - Planes de pensión y beneficios posteriores al retiro y al empleo

YPF Holdings Inc., sociedad controlada por YPF S.A. con operaciones en Estados Unidos de América, posee ciertos planes de pensión no contributivos y beneficios posteriores al retiro y al empleo.

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 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 otros empleados seleccionados.

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 sea 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 años de servicio. YPF Holdings Inc. registra los beneficios otorgados cuando se alcanza el período mínimo de servicio, cuando el pago del beneficio es probable y cuando su monto puede estimarse razonablemente. Otros beneficios posteriores al retiro y al empleo son financiados a medida que los reclamos son notificados.

Ingresos y costos de obras

Los ingresos y costos relacionados con las actividades de construcción son registrados por el método de avance de obra. Los ajustes a los valores de los contratos y las reestimaciones de costos son imputados al resultado del ejercicio en que se determinan. Las pérdidas anticipadas por contratos en curso son imputadas al resultado del ejercicio en que se identifican.

Instrumentos derivados

Compañía Mega S.A. ("Mega") y Profertil S.A. mantienen instrumentos de cobertura con el fin de establecer una protección frente a la variación en las tasas de interés establecidas en contratos correspondientes a obligaciones financieras. Los cambios en el valor corriente de estos instrumentos de cobertura de flujo de efectivo son registrados en la línea “Diferencias transitorias de medición de instrumentos derivados” del balance general y cargados a los resultados financieros del estado de resultados a medida que las transacciones relacionadas son reconocidas. Los valores corrientes de estos instrumentos derivados generaron un incremento en el pasivo de 10, 14 y 4 al 31 de diciembre de 2003, 2002 y 2001, respectivamente, y se exponen en el rubro "Préstamos" del balance general.

Global Petroleum Corporation ("Global") mantiene ciertos contratos de futuros con el fin de reducir el riesgo a pérdidas originadas en la fluctuación en los precios de mercado de sus inventarios de combustibles. Asimismo, Global utiliza ciertos contratos de futuros y de swap con el fin de establecer una protección frente a la variación en los precios de prácticamente la totalidad de sus compromisos futuros de compra y venta de bienes. Los cambios en el valor de mercado de estos instrumentos de cobertura de riesgos de cambios en el valor corriente de activos y del correspondiente ítem cubierto se imputan a resultados en el rubro "Ventas netas" o "Costo de ventas", según corresponda.

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:	2003				2002				2001
	Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente
Colocaciones transitorias y títulos públicos	961 (1)		9		512 (1)		18		229 (1)		61
Participación en sociedades	-		857		-		578		-		1.259
Previsión para desvalorización de participaciones en sociedades	-		(293)		-		(191)		-		(309)
	961		573		512		405		229		1.011

1. Incluye 900, 497 y 208 al 31 de diciembre de 2003, 2002 y 2001, respectivamente, que corresponden a inversiones con vencimiento originalmente pactado inferior a tres meses.

1. Créditos por ventas:	2003				2002				2001
	Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente
Deudores comunes	1.939		84		2.107		81		2.838		176
Sociedades relacionadas	428		-		477		-		451		-
Documentos a cobrar	-		-		-		-		52		-
	2.367		84		2.584		81		3.341		176
Previsión para deudores por ventas de cobro dudoso	(375)		-		(453)		-		(1.053)		-
	1.992		84		2.131		81		2.288		176

1. Otros créditos:	2003				2002				2001
	Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente
Impuesto diferido	-		203		-		444		-		180
Créditos de impuestos y reembolsos por exportaciones	285		106		311		191		344		384
Deudores por servicios	40		-		28		-		86		-
Gastos pagados por adelantado	46		252		69		341		46		373
Cánones y derechos	18		125		17		144		15		163
Sociedades relacionadas	5.906 (1)		615		4.571(1)		447		1.071 (1)		174
Préstamos a clientes	9		87		11		92		51		224
Por reconversión de contratos	-		25		-		27		-		70
Uniones Transitorias de Empresas y Consorcios	29		-		38		-		113		-
Diversos	214		112		264		175		380		217
	6.547		1.525		5.309		1.861		2.106		1.785
Previsión para otros créditos de cobro dudoso	(122)		-		(105)		-		(229)		-
Previsión para valuar otros créditos a su valor recuperable	-		(80)		-		(97)		-		(79)
	6.425		1.445		5.204		1.764		1.877		1.706

• • • • 1. Incluye 4.393 a vencer dentro de los próximos tres meses, los cuales devengan un interés anual de entre el 0,94% y el 2,15% al 31 de diciembre de 2003, 2.716 y 750 al 31 de diciembre de 2002 y 2001, respectivamente, con Repsol International Finance B.V. (sociedad relacionada bajo control común).

1. Bienes de cambio:	2003		2002		2001
Productos destilados y otros procesados para la venta	581		524		458
Petróleo crudo	268		223		200
Productos en proceso de destilación y separación	16		14		21
Materia prima, envases y otros	109		144		95
	974		905		774

1. Bienes de uso:	2003		2002		2001
Valor residual de bienes de uso (Anexo A)	20.530		20.860		22.068
Previsión para perforaciones exploratorias improductivas	(39)		(44)		(4)
Previsión para obsolescencia de materiales	(26)		(26)		(26)
Previsión para bienes de uso a desafectar	(21)		(57)		(57)
	20.444		20.733		21.981

Pasivo

1. Cuentas por pagar:	2003				2002				2001
	Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente
Proveedores	1.543		37		1.557		4		1.729		23
Obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos	-		347		-		199		-		248
Sociedades relacionadas	144		-		118		-		76		-
Uniones Transitorias de Empresas y Consorcios	104		-		113		-		143		-
Concesiones de explotación	-		-		-		-		264		220
Diversas	104		70		117		86		259		114
	1.895		454		1.905		289		2.471		605

1. Préstamos:					2003				2002				2001
	Tasa de Interés(1)		Vencimiento del Capital		Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente
Obligaciones Negociables de YPF	7,75-10,00%		2004-2028		574		1.075		983		2.406		200		2.157
Sociedades relacionadas (2)	1,92-3,23%		2004		50		-		378		5		1.299		-
Obligaciones Negociables de Maxus	10,38-10,83%		2004		6		-		86		4		4		59
Obligaciones Negociables de Mega	4,67-10,77%		2004-2014		29		409		34		503		23		349
Préstamo sindicado de Profertil	5,40-7,22%		2004-2010		41		366		34		451		20		310
Swaps de tasa de interés	-		-		1		9		2		12		-		4
Otras deudas bancarias y otros acreedores	1,25-8,04%		2004-2007		348		237		454		392		1.305		409
					1.049		2.096		1.971		3.773		2.851		3.288

(1) Tasa de interés anual vigente al 31 de diciembre de 2003.

(2) Incluye 44 otorgados por Repsol Netherlands Finance B.V. al 31 de diciembre de 2003 y 32 y 346 y 6 y 1.286 otorgados por Repsol Internacional Finance B.V. y Repsol Netherlands Financie B.V., respectivamente, al 31 de diciembre de 2002 y 2001.

Estados de Resultados Consolidados

1. Otros egresos, netos:	Ingresos (Egresos)
	2003		2002		2001
Previsión para juicios pendientes	(140)		(119)		(98)
Diversos	(16)		(158)		(108)
	(156)		(277)		(206)

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, como se señala en párrafos siguientes, sus subsidiarias Maxus Energy Corporation ("Maxus") y Tierra Solutions Inc. ("TS") tienen ciertas obligaciones potenciales por riesgos de daños ambientales relacionadas con operaciones anteriores de 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 2003, las previsiones para contingencias medioambientales ascendían a 191. En opinión de la Dirección, las previsiones constituidas son adecuadas para cubrir todas las contingencias de ocurrencia probable y que 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 ("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. TS 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 una afiliada de YPF Holdings Inc. por un monto de U$S 20 millones, sin embargo, se espera que en 2004 la garantía financiera sea instrumentada a través de una carta de crédito. 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 85 al 31 de diciembre de 2003. 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. Las partes han iniciado conversaciones a fin de llegar a una posible resolución del conflicto. 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 2003, YPF Holdings Inc. ha previsionado el importe estimado de su participación en el costo de los trabajos de limpieza ambiental y actividades de mantenimiento por aproximadamente 3. 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 (“EPA”), 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 2004 con un costo futuro de aproximadamente 23. El costo estimado de estos estudios ha sido previsionado, no obstante, los montos previsionados en conexión con la continuidad de los estudios están siendo reevaluados en función de lo establecido por la Directiva Nº 1 del DEP y la Notificación de Intenciones.

La Directiva Nº 1 del DEP fue emitida en septiembre de 2003 y notificada a sesenta y seis compañías, incluyendo a subsidiarias de YPF Holdings Inc. Bajo dicha Directiva, las compañías notificadas son conjuntamente responsables por los daños sobre los recursos naturales resultado de doscientos años de explotación industrial y comercial en la zona baja del Río Passaic. El DEP está afirmando su jurisdicción en este tema, no obstante que la zona baja del Río Passaic está sujeta a la Iniciativa para la Restauración de Ríos Urbanos del Congreso. Maxus y TS se encuentran evaluando dicha Directiva y determinando la respuesta a la misma. De existir, los costos de remediación que pudieran ser requeridos, no pueden ser estimados razonablemente en la actualidad.

En noviembre de 2003, diversos grupos medioambientalistas enviaron a TS, Maxus y otros una Notificación de Intenciones (la “Notificación”), mediante la cual informan su intención de demandar a los notificados para “mitigar el inminente y sustancial peligro a la salud y el medioambiente” en relación con supuestas descargas originadas en la planta mencionada. Los grupos medioambientalistas intentan obtener una orden que les exija a los demandados a solventar estudios científicos independientes y cualquier medida mitigante necesaria que pudiera ser identificada a partir de los mismos. Asimismo, el 13 de febrero de 2004, EPA y Occidental firmaron una orden administrativa de consentimiento, mediante la cual TS (en representación de Occidental) ha acordado realizar estudios para identificar el sedimento y la flora y fauna contaminada en la Bahía de Newark. Una vez determinados el plan de trabajo y los costos estimados de estos trabajos, se registrará la previsión correspondiente. TS y Maxus creen que las cuestiones planteadas por los grupos medioambientalistas están siendo dirigidos a través de los mecanismos regulatorios correspondientes, incluyendo la orden administrativa mencionada, y por lo tanto el litigio pretendido es innecesario.

Emplazamientos de terceros. Productos Químicos ha sido designada como una de las partes potencialmente responsable ("PRP") por residuos de sus operaciones en una serie de emplazamientos de terceras partes. En varios de dichos emplazamientos, no se reconoce la exposición de Productos Químicos. Sin embargo, habitualmente cuando existen varios PRP, los costos de investigación, limpieza y otros relacionados, son solventados entre las PRP por acuerdo entre partes. En varios emplazamientos, la responsabilidad final y la participación de Productos Químicos en dichos costos no puede estimarse actualmente. Al 31 de diciembre de 2003, YPF Holdings Inc. ha previsionado 14 por dichos conceptos, de los cuales 12 fueron pagados durante enero de 2004.

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. En enero de 2002, el tribunal concedió a Occidental y denegó a Maxus sus respectivas peticiones. Maxus considera que el tribunal ha fallado incorrectamente y ha apelado el fallo.

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 73, más intereses y multas, 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.

En mayo de 2003, la autoridad fiscal en Estados Unidos de América (“IRS”) reclamó a YPF Holdings Inc. y Maxus un adicional de 70 correspondiente al impuesto a las ganancias por los ejercicios 1994 a 1997. YPF Holdings Inc. y Maxus consideran que la mayor parte de la determinación carece de mérito y la han objetado. El 30 de enero de 2004, la IRS reclamó a YPF Holdings Inc. 22 relacionados con el impuesto a las ganancias que ésta debiera haber retenido de ciertos pagos de intereses a YPF Internacional Ltd. en 1997. A la fecha YPF Holdings Inc. se encuentra analizando el mérito de esta determinación y no ha podido determinar con razonable certeza la perspectiva de la misma.

1. INFORMACION CONSOLIDADA 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, derivados de gas y generación eléctrica ("Gas Natural y Electricidad"); y las restantes actividades realizadas por el grupo YPF, 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 actividades de remediación del medio ambiente por operaciones anteriores de YPF Holdings Inc. (Nota 3).

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 2003
Ventas netas a terceros	1.220		15.502		1.369		267		119		-		18.477
Ventas netas a sociedades relacionadas	383		2.161		-		151		-		-		2.695
Ventas netas y comisiones por servicios intersegmentos	10.547		650		184		-		117		(11.498)		-
Ventas netas e ingresos por servicios totales	12.150		18.313		1.553		418 (1)		236		(11.498)		21.172
Utilidad (Pérdida) operativa	6.184		1.554		387		180		(311)		(10)		7.984
Resultados de inversiones no corrientes	17		15		69		49		-		-		150
Depreciación y amortización	1.812		375		72		27		29		-		2.315
Aumentos en bienes de uso	2.281		181		47		4		39		-		2.552
Activos	15.548		7.573		1.985		1.018		7.788		(595)		33.317
Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2002
Ventas netas a terceros	1.446		14.339		1.216		240		205		-		17.446
Ventas netas a sociedades relacionadas	253		1.955		-		91		-		-		2.299
Ventas netas y comisiones por servicios intersegmentos	11.322		778		367		16		258		(12.741)		-
Ventas netas e ingresos por servicios totales	13.021		17.072		1.583		347(1)		463		(12.741)		19.745
Utilidad (Pérdida) operativa	6.676		(107)		340		137		(300)		(21)		6.725
Resultados de inversiones no corrientes	(7)		64		-		(507)		-		-		(450)
Depreciación y amortización	1.643		342		128		78		32		-		2.223
Aumentos en bienes de uso	2.257		303		148		150		47		-		2.905
Activos	17.429		8.902		1.877		772		3.828		(677)		32.131
Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2001
Ventas netas a terceros	3.210		10.594		640		149		86		-		14.679
Ventas netas a sociedades relacionadas	2.515		541		-		73		134		-		3.263
Ventas netas y comisiones por servicios intersegmentos	4.988		754		391		24		-		(6.157)		-
Ventas netas e ingresos por servicios totales	10.713		11.889(2)		1.031		246(1)		220		(6.157) (2)		17.942
Utilidad (Pérdida) operativa	4.530		388		-		62		(314)		110		4.776
Resultados de inversiones no corrientes	7		98		(105)		(227)		-		-		(227)
Depreciación y amortización	1.736		469		66		40		26		-		2.337
Aumentos en bienes de uso	2.287		354		222		6		46		-		2.915
Activos	17.892		9.088		1.982		1.238		814		(158)		30.856

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, hubieran sido aproximadamente 14.177 y (8.444).

Las ventas por exportaciones por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2003, 2002 y 2001 fueron 7.422, 8.605 y 5.421. Estas exportaciones se realizaron principalmente a Estados Unidos de América, Brasil y Chile.

YPF SOCIEDAD ANONIMA

NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES

POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2003, 2002 Y 2001

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

1. BASES DE PRESENTACION DE LOS ESTADOS CONTABLES Y MODIFICACION DE LA INFORMACION DE EJERCICIOS ANTERIORES
2. 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 Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina, considerando las normas de la CNV. Incluyen, además, ciertas reclasificaciones y exposiciones adicionales que permiten aproximarse a la forma y contenido requeridos por la Securities and Exchange Commission de los Estados Unidos de América ("SEC").

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 Nº 6 de la F.A.C.P.C.E. y considerando lo establecido por la Resolución General Nº 441 de la CNV.

La Resolución General Nº 441, aprobada por la CNV en abril de 2003, establece la discontinuación de la reexpresión de los estados contables en moneda constante a partir del 1 de marzo de 2003. Dicha discontinuación también fue aprobada por el Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires ("C.P.C.E.C.A.B.A.") mediante las resoluciones M.D. Nº 41/2003 y C.D. Nº 190/2003, discontinuando la reexpresión en moneda constante a partir del 1 de octubre de 2003. Los efectos de no haber aplicado el método de reexpresión en moneda constante requerido por el C.P.C.E.C.A.B.A. entre el 1 de marzo y el 30 de septiembre de 2003 no son significativos.

Los estados contables que se presentan con propósitos comparativos fueron reexpresados a moneda de 28 de febrero de 2003 para reconocer las variaciones en el poder adquisitivo de la moneda a esa fecha.

Efectivo

Para la preparación de los estados de flujo de efectivo 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.

Instrumentos financieros derivados

YPF no establece usualmente protecciones para cubrir los efectos de la variación de precios de mercado, sin embargo, ha acordado ciertos contratos de cobertura sobre compromisos futuros de entrega de crudo que se detallan en la Nota 2.j.

Criterio de reconocimiento de ingresos

Los ingresos por ventas de petróleo crudo, productos destilados y gas natural se reconocen al momento en que la propiedad y los riesgos son transferidos 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 y la generación de energía eléctrica 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 Nº 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 Nº 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.

Valor corriente de los instrumentos financieros y concentración del riesgo crediticio

El valor registrado de caja y bancos, inversiones corrientes y créditos por ventas se aproxima a su valor corriente debido al corto plazo del vencimiento de estos instrumentos. Asimismo, el valor corriente de los préstamos otorgados y recibidos, estimado considerando precios de mercado o tasas de interés ofrecidas a la Sociedad al cierre del ejercicio en relación con inversiones o deudas financieras de iguales términos, se aproxima a su valor registrado.

Los instrumentos financieros de la Sociedad que potencialmente están sujetos al riesgo de concentración crediticio consisten principalmente en los saldos de caja y bancos, inversiones corrientes, créditos por ventas y otros créditos otorgados. La Sociedad invierte sus excesos de caja en inversiones de alta liquidez en instituciones financieras en Argentina y en el exterior con alta calificación crediticia y otorgando créditos a sociedades relacionadas en el exterior. En el curso normal de sus negocios y sobre la base de análisis crediticios realizados en forma continua, la Sociedad otorga crédito a sus clientes y a ciertas compañías relacionadas. Asimismo, realiza el cargo a resultados por créditos de cobro dudoso sobre la base de tendencias históricas e información específica de sus clientes. Dado que la cartera de deudores por ventas de la Sociedad se encuentra atomizada, la concentración del riesgo crediticio es limitada.

Adicionalmente, 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.

Uso de estimaciones

La preparación de los estados contables de conformidad con las normas contables vigentes requiere que la Dirección de la Sociedad efectúe estimaciones que afectan la determinación de los activos, pasivos, ingresos y egresos y la exposición de contingencias. Los resultados futuros pueden diferir de las estimaciones efectuadas por la Dirección de la Sociedad.

Resultados por acción

Los resultados por acción han sido calculados en base a las 393.312.793 acciones de la Sociedad en circulación y la utilidad neta por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2003, 2002 y 2001.

1. Modificación de la información de ejercicios anteriores

A partir del 1 de enero de 2003, la Sociedad aplicó las disposiciones de los nuevos principios contables (Resoluciones Técnicas Nº 16 a 20 de la F.A.C.P.C.E. según fueron adoptados por el C.P.C.E.C.A.B.A.), que introdujeron modificaciones a las anteriormente vigentes en cuanto a ciertos criterios de valuación de activos y pasivos y nuevos requerimientos de exposición a los fines de la preparación de los estados contables. La aplicación de las disposiciones de los nuevos principios contables ha originado la adecuación de los saldos al comienzo del ejercicio y el consiguiente ajuste a los resultados no asignados al inicio del mismo. Asimismo, los estados contables que se presentan con propósitos comparativos han sido modificados para dar efecto retroactivo a la aplicación de dichas disposiciones. La modificación de la información comparativa no implica cambios en las decisiones tomadas en base a ella.

Dichas normas han sido adoptadas por la CNV mediante la Resolución General Nº 434, con ciertas modificaciones que no afectan significativamente a la Sociedad.

Los principales cambios originados por los nuevos principios contables con efecto en los estados contables de la Sociedad son los siguientes:

Principales cambios en los criterios de valuación

• Impuesto diferido:

La determinación del impuesto a las ganancias es por el método del impuesto diferido, el cual considera el efecto de las diferencias temporarias originadas en la distinta base de medición de activos y pasivos según criterios contables e impositivos y de los quebrantos impositivos existentes y créditos fiscales no utilizados susceptibles de deducción de ganancias impositivas futuras, computados considerando la tasa impositiva vigente.

• Erogaciones por reparaciones y mantenimiento:

Las erogaciones por reparaciones y mantenimientos o reacondicionamientos mayores deben imputarse al resultado del ejercicio en que se realizan, excepto aquellas atribuibles al reemplazo de un componente del activo que podrá capitalizarse en la medida en que la depreciación del componente sea calculada en función de la vida útil del mismo, que el componente reemplazado esté totalmente amortizado y sea probable que genere beneficios económicos futuros.

• Provisión de costos de licencia por vacaciones:

Las compensaciones que se pagan a los empleados en concepto de licencia por vacaciones, que se devengan a medida que los empleados prestan su servicio, deben provisionarse durante el período de dicha prestación.

• Instrumentos financieros derivados:

Los instrumentos derivados de cobertura efectiva de riesgos de flujo de efectivo se valúan a su valor corriente y sus variaciones se registran en la cuenta "Diferencias transitorias de medición de instrumentos derivados" del balance general y son imputados a resultados a medida que las transacciones relacionadas son reconocidas.

Los instrumentos derivados de cobertura de riesgos a los cambios en el valor corriente del ítem protegido, se valúan a valor corriente y se cargan a resultados junto con las variaciones en el valor corriente del ítem protegido, por causa del riesgo objeto de la cobertura. En la medida en que la cobertura sea eficaz, estos últimos instrumentos derivados no tienen impacto neto en el resultado del ejercicio.

• Participación en sociedades en el exterior:

Las diferencias de cambio generadas por la conversión de estados contables en moneda extranjera a partir del 1 de enero de 2003, se imputan a una cuenta adicional entre el pasivo y el patrimonio neto, denominada "Diferencias transitorias de conversión", que se mantendrá hasta que se produzca la venta de la inversión neta o el reembolso total o parcial del capital.

Principales cambios en los criterios de exposición

• Obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos:

Los costos futuros estimados por obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos según los lineamientos establecidos por la Resolución Nº 5/96 de la Secretaría de Energía, se registran a su valor actual en la línea "Cuentas por pagar" del balance general, con contrapartida en bienes de uso junto con los bienes que le dieron origen y se deprecian utilizando el método de unidades de producción. Hasta el 31 de diciembre de 2002, la Sociedad consideraba dichos costos en el cálculo de la depreciación acumulada de bienes de uso. El efecto de este cambio de criterio en los resultados no asignados al inicio del ejercicio no ha sido significativo.

• Consolidación proporcional de estados contables:

Los estados contables consolidados de la Sociedad incluyen la consolidación proporcional de los estados contables de las sociedades sobre las que YPF ejerce control conjunto.

La adopción de los nuevos criterios de valuación antes detallados, ha dado lugar a la siguiente modificación de la información de ejercicios anteriores:

	Resultados no asignados
	Ganancia (Pérdida)
	31 de diciembre de 2002		31 de diciembre de 2001		31 de diciembre de 2000
Cambios en los criterios de valuación:
Impuesto diferido	417		180		53
Erogaciones por reparaciones y mantenimiento	48		62		64
Provisión de costos de licencia por vacaciones	(15)		(26)		(19)
Efecto en sociedades relacionadas	12		-		-
Total	462		216		98

1. CRITERIOS DE VALUACION

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

a) Caja y bancos:

• En moneda nacional: a su valor nominal.

• En moneda extranjera: se convirtieron a los tipos de cambio vigentes al cierre de cada ejercicio para la liquidación de estas operaciones. Las diferencias de cambio resultantes fueron imputadas a los resultados de cada ejercicio. El detalle respectivo se expone en el Anexo G.

b) 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. Los fondos comunes de inversión han sido valuados a su valor de cotización al cierre de cada ejercicio. En los casos en que es requerido por las normas contables profesionales, el valor descontado al cierre de cada ejercicio, no difiere significativamente del mencionado valor nominal.
• En moneda extranjera: a su valor nominal convertido 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.

c) 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 a su costo ajustado según lo mencionado en Nota 1.a., que no difiere significativamente de su costo de reposición al cierre de cada ejercicio.

d) Inversiones no corrientes:

Las mismas comprenden participaciones en sociedades en las que se ejerce control, control conjunto e influencia significativa y participaciones en otras sociedades. Estas inversiones se detallan en el Anexo C y han sido valuadas a su valor patrimonial proporcional, excepto por las participaciones en otras sociedades que han sido valuadas a su costo de adquisición reexpresado según lo mencionado en Nota 1.a.

Las inversiones incluyen, en los casos que corresponda, una previsión por desvalorización de la participación en sociedades.

Las sociedades del exterior en las cuales YPF participa, han sido definidas como sociedades no integradas debido a que acumulan efectivo y otras partidas monetarias, incurren gastos, generan ingresos y obtienen financiación en el exterior. Los activos y pasivos de dichas sociedades fueron convertidos a pesos utilizando las cotizaciones vigentes al cierre de cada ejercicio. Los resultados fueron convertidos empleando los tipos de cambio correspondientes a las fechas de las transacciones. Las correspondientes diferencias de cambio generadas en la conversión han sido imputadas al balance general en el rubro "Diferencias transitorias de conversión".

La participación en acciones preferidas ha sido valuada según las disposiciones estatutarias respectivas.

En caso de corresponder, se han adecuado los estados contables de las sociedades controladas, bajo control conjunto o influencia significativa para adaptarlos a los criterios contables aplicados en la preparación de los estados contables de YPF.

Para la determinación de la participación en sociedades sobre las que se ejerce control, control conjunto e influencia significativa, 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 (Cuadro I).

A partir de la vigencia de la Ley Nº 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.

e) Bienes de uso:

Al costo de adquisición reexpresado de acuerdo con lo indicado en la Nota 1.a, 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 cuando se incurren. 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 de perforación aplicables a los pozos productivos y a los pozos secos de desarrollo y los costos de equipos relacionados con el desarrollo de las reservas de petróleo y gas han sido activados.
• Los costos activados relacionados con actividades productivas, 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 por obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos se han registrado a su valor actual con contrapartida en la línea "Cuentas por pagar" del balance general y se deprecian utilizando el método de unidades de producción.

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 o reacondicionamientos mayores 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 al nivel de cada segmento de negocio según se define en la Nota 4 a los estados contables consolidados, no supera su valor recuperable.

f) 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.a. 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. Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2002, las llaves de negocio correspondientes a YPF fueron totalmente amortizadas.

g) Impuestos, retenciones y regalías:

Impuesto a las ganancias y a la ganancia mínima presunta

La Sociedad determina el cargo contable por impuesto a las ganancias de acuerdo con el método del impuesto diferido, el cual considera el efecto de las diferencias temporarias originadas en la distinta base de medición de activos y pasivos según criterios contables e impositivos y de los quebrantos impositivos existentes y créditos fiscales no utilizados susceptibles de deducción de ganancias impositivas futuras, computados considerando la tasa impositiva vigente, que actualmente alcanza el 35%.

La Sociedad ha registrado los mencionados activos y pasivos diferidos por sus respectivos valores nominales. El efecto correspondiente a la medición de dichos activos y pasivos diferidos sobre bases descontadas no es significativo.

Adicionalmente, la Sociedad 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 monto mayor que surja de la determinación del impuesto a la ganancia mínima presunta y la obligación fiscal por el impuesto a las ganancias determinado aplicando la tasa vigente del 35% sobre la utilidad impositiva del ejercicio. Sin embargo, si el impuesto a la ganancia mínima presunta excede en un ejercicio fiscal al impuesto a las ganancias a pagar, dicho exceso podrá computarse como pago a cuenta de cualquier excedente del impuesto a las ganancias a pagar 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 2003, 2002 y 2001, el importe en concepto de obligación fiscal por impuesto a las ganancias estimado fue superior al impuesto a la ganancia mínima presunta y se imputó al resultado del ejercicio en el rubro "Impuesto a las ganancias" (Nota 3.k).

Regalías y regímenes de retención a las exportaciones de hidrocarburos

Por la producción de petróleo crudo y los volúmenes de gas natural comercializados, 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 Nº 25.561 de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario, sancionada en enero de 2002, estableció 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.

h) 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 y el momento de su concreción, tomando en cuenta las expectativas de la Dirección de la Sociedad y en consulta con sus asesores legales. En los casos en que es requerido por las normas contables profesionales, el valor descontado al cierre del ejercicio no difiere significativamente del valor nominal registrado.

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

i) Obligaciones ambientales:

Las obligaciones ambientales se registran cuando las evaluaciones y/o saneamientos ambientales son probables, 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.

j) Instrumentos derivados:

Al 31 de diciembre de 2003, la Sociedad mantiene contratos de swap de precio de crudo con el objeto de cubrir el cambio en el valor corriente de ciertos compromisos correspondientes a entregas de petróleo crudo originalmente pactados por aproximadamente 23,9 y 24,1 millones de barriles a ser entregados durante el término de diez y siete años, respectivamente, de acuerdo con los contratos de venta anticipada de petróleo crudo mencionados en la Nota 9.b ("ítems cubiertos"). Bajo estos contratos de swap de precio, la Sociedad recibirá precios variables que dependerán de los precios de mercado y pagará precios fijos. Al 31 de diciembre de 2003, aproximadamente 28 millones de barriles de crudo se encuentran protegidos bajo dichos contratos.

Los contratos de swap de precio y los ítems cubiertos mencionados han sido valuados a su valor corriente y se exponen netos en el rubro "Anticipo de clientes, netos" (Nota 3.h) del balance general. El efecto de los cambios en el valor corriente de los contratos de swap de precio y en los ítems cubiertos, por causa del riesgo objeto de la cobertura, se imputa al resultado de cada ejercicio en el rubro "Ventas netas".

k) Cuentas del patrimonio neto:

Se reexpresaron de acuerdo con lo indicado en la Nota 1.a, 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".

l) 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.a.
• 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.a.
• 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.a.
• 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 sobre las que se ejerce control, control conjunto o influencia significativa se computaron sobre la base de los resultados de dichas sociedades reexpresados de acuerdo con lo mencionado en la Nota 1.a. 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.

• 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:	2003				2002				2001
	Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente
Colocaciones transitorias y títulos públicos	673 (1)		-		374 (1)		8		13 (1)		44
Participación en sociedades (Anexo C)	-		2.826		-		2.445		-		4.888
Previsión para desvalorización de participaciones en sociedades (Anexo E)	-		(293)		-		(191)		-		(309)
	673		2.533		374		2.262		13		4.623

1. Incluye 631, 358 y 4 al 31 de diciembre de 2003, 2002 y 2001, respectivamente, correspondientes a inversiones con vencimiento originalmente pactado inferior a tres meses.

1. Créditos por ventas:	2003				2002				2001
	Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente
Deudores comunes	1.554		80		1.766		81		2.400		171
Sociedades relacionadas (Nota 7)	491		-		575		-		519		-
Documentos a cobrar	-		-		-		-		20		-
	2.045(1)		80		2.341		81		2.939		171
Previsión para deudores por ventas de cobro dudoso (Anexo E)	(358)		-		(433)		-		(1.027)		-
	1.687		80		1.908		81		1.912		171

1. Incluye 298 en gestión judicial, 164 de plazo vencido a menos de tres meses, 240 de plazo vencido a más de tres meses, 1.312 a vencer dentro de los próximos tres meses y 31 a vencer a más de tres meses.

1. Otros créditos:	2003				2002				2001
	Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente
Impuesto diferido (Nota 3.k)	-		166		-		417		-		180
Créditos de impuestos y reembolsos por exportaciones	254		18		257		70		247		154
Deudores por servicios	39		-		26		-		79		-
Gastos pagados por adelantado	35		156		56		201		33		251
Cánones y derechos	18		125		17		144		15		163
Sociedades relacionadas (Nota 7)	5.235		603		3.083		458		458		414
Préstamos a clientes	9		87		11		92		48		224
Por reconversión de contratos	-		25		-		27		-		70
Uniones Transitorias de Empresas y Consorcios	29		-		38		-		97		-
Diversos	130		84		149		112		228		186
	5.749(1)		1.264(2)		3.637		1.521		1.205		1.642
Previsión para otros créditos de cobro dudoso (Anexo E)	(122)		-		(105)		-		(229)		-
Previsión para valuar otros créditos a su valor recuperable (Anexo E)	-		(80)		-		(97)		-		(79)
	5.627		1.184		3.532		1.424		976		1.563

(1) Incluye 9 de plazo vencido a menos de tres meses, 127 de plazo vencido a más de tres meses y 5.613 a vencer de acuerdo al siguiente detalle: 380 de uno a tres meses, 5.127 de tres a seis meses, 70 de seis a nueve meses y 36 de nueve a doce meses.

(2) Incluye 584 a vencer de uno a dos años, 408 a vencer de dos a tres años y 272 a vencer a más de tres años.

1. Bienes de cambio:	2003		2002		2001
Productos destilados para la venta	352		307		310
Petróleo crudo	262		218		192
Productos en proceso de destilación	14		10		13
Materias primas y envases	47		59		37
	675		594		552

1. Bienes de uso:	2003		2002		2001
Valor residual de bienes de uso (Anexo A)	18.788		19.037		18.636
Previsión para perforaciones exploratorias improductivas (Anexo E)	(39)		(44)		(4)
Previsión para obsolescencia de materiales (Anexo E)	(26)		(26)		(26)
Previsión para bienes de uso a desafectar (Anexo E)	(21)		(57)		(57)
	18.702		18.910		18.549

Pasivo

1. Cuentas por pagar:	2003				2002				2001
	Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente
Proveedores	1.237		27		1.238		4		1.468		7
Obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos	-		347		-		199		-		248
Sociedades relacionadas (Nota 7)	240		-		208		-		226		-
Uniones Transitorias de Empresas y Consorcios	104		-		113		-		143		-
Concesiones de explotación (Nota 9.b)	-		-		-		-		264		220
Diversas	37		62		44		70		18		57
	1.618(1)		436(2)		1.603		273		2.119		532

1. Incluye 1.598 a vencer dentro de los próximos tres meses, 8 a vencer de tres a seis meses y 12 a vencer a más de seis meses.
2. Incluye 49 a vencer de uno a dos años y 387 a vencer a más de dos años.

1. Préstamos:					2003				2002				2001
	Tasa de Interés(1)		Vencimiento del Capital		Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente
Obligaciones Negociables	7,75-10,00%		2004-2028		574		1.075		983		2.406		200		2.157
Sociedades relacionadas (Nota 7)	-		-		-		-		-		-		1.070		-
Otras deudas bancarias y otros acreedores	3,66%		2004-2007		76		220		91		340		908		314
					650		1.295		1.074		2.746		2.178		2.471

(1) Tasa de interés anual vigente al 31 de diciembre de 2003.

Al 31 de diciembre de 2003, 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	610		3		37		650

	De 1 a 2 años		De 2 a 3 años		De 3 a 4 años		A más de 5 años		Total
Préstamos no corrientes	73		73		591		558		1.295

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)										2003				2002				2001
		Año		Valor nominal						Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente
- -		1994		U$S 350		8,00%		2004		544		-		31		1.026		20		666
U$S 1.000		1997		U$S 300		7,75%		2007		15		517		20		717		13		464
U$S 1.000		1998		U$S 100		10,00%		2028		3		190		4		221		2		143
U$S 1.000		1999		U$S 225		9,13%		2009		12		368		14		442		9		286
U$S 1.000		1998		U$S 350		-		-		-		-		914		-		13		598
U$S 500		1995		U$S 400		-		-		-		-		-		-		26		-
U$S 500		1997		U$S 100		-		-		-		-		-		-		26		-
U$S 700		1995		U$S 400		-		-		-		-		-		-		91		-
										574		1.075		983		2.406		200		2.157

1. Tasa de interés anual vigente al 31 de diciembre de 2003.

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.

1. Anticipo de clientes, netos:	2003				2002				2001
	Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente
Anticipo de clientes	432		1.276		625		1.560		362		1.190
Instrumentos financieros derivados de cobertura - Swaps de precio de hidrocarburos	(172)		(395)		(224)		(233)		(30)		(72)
	260		881 (1)		401		1.327		332		1.118

(1) Incluye 260 a vencer de uno a dos años, 260 a vencer de dos a tres años y 361 a vencer a más de tres años.

1. Diferencias transitorias de conversión:	2003		2002		2001
Saldo al inicio del ejercicio	-		-		-
Disminuciones	(115)		-		-
Saldo al cierre del ejercicio	(115)		-		-

Estados de Resultados

1. Otros egresos, netos:	Ingresos (Egresos)
	2003		2002		2001
Previsión para juicios pendientes	(140)		(115)		(98)
Diversos	(21)		(73)		(67)
	(161)		(188)		(165)

1. Impuesto a las ganancias:	2003		2002		2001
Impuesto a las ganancias corriente	(2.993)		(375)		(1.391)
Impuesto diferido	(248)		332		127
	(3.241)		(43)		(1.264)

La conciliación entre el cargo a resultados por impuesto a las ganancias correspondiente a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2003, 2002 y 2001 y el que resultaría de aplicar la tasa impositiva vigente sobre la utilidad neta antes de impuesto a las ganancias que surge de los estados de resultados de cada ejercicio, es la siguiente:

	2003		2002		2001
Utilidad neta antes de impuesto a las ganancias	7.869		3.659		3.183
Tasa impositiva vigente	35%		35%		35%
Tasa impositiva vigente aplicada a la utilidad neta antes de impuesto a las ganancias	(2.754)		(1.281)		(1.114)
Diferencias permanentes:
Reexpresión en moneda constante	(485)		132		-
Resultado de inversiones no corrientes y amortización de llave de negocio	136		(255)		(263)
Diferencia de cambio nominal por conversión de inversiones no corrientes	-		1.051		(21)
Diferencia de cambio no gravada (no deducible)	(18)		219		-
Diversas	(120)		91		134
	(3.241)		(43)		(1.264)

Asimismo, la composición del impuesto diferido al 31 de diciembre de 2003, 2002 y 2001, es la siguiente:

	2003		2002		2001
Activos impositivos diferidos
Diferencias de cambio generadas por la devaluación inicial del peso (2)	151		202		-
Previsiones no deducibles	250		275		432
Diversos	51		101		105
Total activo impositivo diferido	452		578		537
Pasivos impositivos diferidos
Bienes de uso	(235)		(115)		(251)
Diversos	(51)		(46)		(106)
Total pasivo impositivo diferido	(286)		(161)		(357)
Total impuesto diferido	166		417 (1)		180 (1)

1. Incluye 3 y 98 de reexpresión a moneda constante al 31 de diciembre de 2002 y 2001, respectivamente (Nota 1.a).
2. Según lo establecido por la Ley Nº 25.561 de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario, sancionada en enero de 2002, la pérdida resultante de la aplicación del tipo de cambio oficial, establecido en 1,40 pesos por dólar estadounidense, 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 cinco ejercicios cerrados con posterioridad a la fecha de vigencia de dicha ley.
3. CAPITAL SOCIAL

Al 31 de diciembre de 2003, 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. El 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 2003, 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 2003, 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 2003, YPF ha garantizado acuerdos de comercialización suscriptos por ciertas subsidiarias por un monto de U$S 41 millones. Adicionalmente, YPF ha otorgado garantías en relación con las actividades de financiación de las sociedades Pluspetrol Energy S.A., Central Dock Sud S.A. y PBBPolisur S.A. por un monto de aproximadamente U$S 65 millones, U$S 70 millones y U$S 13 millones, respectivamente. Asimismo, YPF ha firmado garantías en relación con la financiación de la expansión de la planta de PBBPolisur S.A. por un monto de aproximadamente U$S 149 millones.

La Sociedad ha prendado la totalidad de sus acciones de Mega y Profertil S.A. por requerimiento de los respectivos acuerdos de financiación y se ha comprometido, entre otras cosas, a mantener su participación en dichas sociedades hasta el 31 de diciembre 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.

1. PARTICIPACION EN UNIONES TRANSITORIAS DE EMPRESAS Y CONSORCIOS

Al 31 de diciembre de 2003, las Uniones Transitorias de Empresas ("UTEs") y los principales Consorcios de exploración y explotación en las que la Sociedad participa son las siguientes:

Nombre y Ubicación		Participación		Operador		Ultimos Estados Contables Emitidos		Actividad
Acambuco Salta		22,50%		Pan American Energy LLC		30/09/03		Exploración y producción
Aguada Pichana Neuquén		27,28%		Total Austral S.A.		30/09/03		Producción
Aguaragüe Salta		30,00%		Tecpetrol S.A.		30/11/03		Exploración y producción
Bandurria Neuquén		37,50%		YPF S.A.		-		Exploración
CAM-2/A SUR Tierra del Fuego y Santa Cruz		50,00%		Sipetrol S.A.		-		Exploración y producción
CAM-3 Santa Cruz		50,00%		Sipetrol S.A.		-		Exploración y producción
Campamento Central / Cañadón Perdido Chubut		50,00%		YPF S.A.		31/12/02		Producción
CCA-1 GAN GAN Chubut		50,00%		Wintershall Energía S.A.		-		Exploración
CGSJ - V/A Chubut		50,00%		Wintershall Energía S.A.		-		Exploración
Corralera Neuquén		40,00%		Chevron San Jorge S.R.L.		-		Exploración
El Tordillo Chubut		12,20%		Tecpetrol S.A.		30/09/03		Producción
Filo Morado Neuquén		50,00%		YPF S.A.		31/12/02		Generación de energía eléctrica
La Tapera y Puesto Quiroga Chubut		12,20%		Tecpetrol S.A.		30/09/03		Exploración
Llancanelo Mendoza		51,00%		YPF S.A.		31/12/02		Exploración y producción
Magallanes "A" Santa Cruz		50,00%		Sipetrol S.A.		31/12/02		Producción
Palmar Largo Formosa		30,00%		Pluspetrol S.A.		30/09/03		Producción
Puesto Hernández Neuquén y Mendoza		61,55%		Pecom Energía S.A.		30/09/03		Producción
Ramos Salta		15,00% (1)		Pluspetrol Energy S.A.		31/12/02		Producción
San Roque Neuquén		34,11%		Total Austral S.A.		30/09/03		Exploración y producción
Tierra del Fuego Tierra del Fuego		30,00%		Pan American Fueguina S.R.L.		30/09/03		Producción

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

Hasta el 31 de diciembre de 2003, 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:

	2003		2002		2001
Activo corriente	79		110		125
Activo no corriente	1.792		1.658		1.500
Total del activo	1.871		1.768		1.625
Pasivo corriente	152		192		134
Pasivo no corriente	133		44		20
Total del pasivo	285		236		154
Costos de producción	665		663		534

Para la determinación de la participación en UTEs 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 2003, 2002 y 2001, los principales saldos pendientes por operaciones con sociedades controladas, bajo control conjunto, influencia significativa, la sociedad controlante y otras sociedades relacionadas bajo control común son los siguientes:

	2003								2002								2001
	Créditos por ventas		Otros créditos				Cuentas por pagar		Créditos por ventas		Otros créditos				Cuentas por pagar		Créditos por ventas		Otros créditos				Cuentas por pagar		Préstamos
	Corriente		Corriente		No Corriente		Corriente		Corriente		Corriente		No Corriente		Corriente		Corriente		Corriente		No Corriente		Corriente		Corriente
Sociedades controladas:
Operadora de Estaciones de Servicios S.A.	9		-		-		5		6		2		-		6		26		-		-		20		-
A - Evangelista S.A.	-		1		-		18		-		1		-		28		9		7		-		26		-
Otras	-		-		-		44		-		-		-		44		-		-		-		97		-
	9		1		-		67		6		3		-		78		35		7		-		143		-
Sociedades bajo control conjunto:
Petroken	35		-		-		-		26		-		-		-		13		2		-		-		-
Profertil S.A.	11		37		-		14		8		109		-		7		-		26		52		-		-
Mega	112		30		-		21		228		1		30		-		137		-		-		-		-
Refinería del Norte S.A. ("Refinor")	57		-		-		43		89		2		-		22		22		4		-		17		-
	215		67		-		78		351		112		30		29		172		32		52		17		-
Sociedades bajo influencia significativa:	73		22		-		28		31		45		-		64		24		19		18		57		-
Sociedad controlante y otras sociedades relacionadas bajo control común:
Repsol YPF	-		1.385		-		33		-		1.394		-		26		-		7		-		7		-
Repsol YPF Transporte y Trading S.A.	132		-		-		-		146		-		-		-		246		-		-		2		-
Repsol YPF Gas S.A.	10		22		48		2		10		30		63		-		24		35		130		-		-
Repsol YPF Gas Chile Ltda.	-		8		299		-		-		-		365		-		-		48		214		-		-
Repsol YPF Brasil S.A.	21		25		256		14		18		313		-		-		11		209		-		-		-
Repsol International Finance B.V.	-		3.699		-		-		-		1.172		-		-		-		-		-		-		-
Repsol Netherlands Finance B.V.	-		-		-		-		-		-		-		-		-		-		-		-		1.070
Empresa Petrolera Andina S.A. ("Andina")	-		-		-		-		-		1-		-		-		-		101		-		-		-
Otras	31		6		-		18		13		13		-		11		7		-		-		-		-
	194		5.145		603		67		187		2.923		428		37		288		400		344		9		1.070
	491		5.235		603		240		575		3.083		458		208		519		458		414		226		1.070

La Sociedad efectúa operaciones de compra, de venta y financieras con sociedades relacionadas. Los precios y tasas de estas operaciones se aproximan a los correspondientes a operaciones con terceros. Adicionalmente, las operaciones de venta de participaciones en sociedades de YPF a otras sociedades relacionadas se detallan en la Nota 11. Las principales operaciones de compra, de venta y financieras con estas sociedades por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2003, 2002 y 2001, son las siguientes:

	2003								2002								2001
	Ventas		Compras y servicios		Operaciones de préstamos (débitos) créditos		Intereses ganancia (pérdida)		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)
Sociedades controladas:
Operadora de Estaciones de Servicios S.A.	9		80		-		-		8		85		-		-		15		-		125		-		-
A - Evangelista S.A.	1		117		-		-		-		258		2		1		-		-		123		-		-
Otras	-		-		-		-		-		-		-		-		-		-		11		-		13
	10		197		-		-		8		343		2		1		15		-		259		-		13
Sociedades bajo control conjunto:
Petroken	143		1		-		-		123		1		-		-		106		-		2		-		-
Profertil S.A.	48		72		50		5		64		29		20		8		37		-		22		(80)		2
Mega	413		-		-		1		294		-		(34)		1		314		-		22		-		-
Refinor	263		126		-		-		212		86		-		-		205		-		165		-		-
	867		199		50		6		693		116		(14)		9		662		-		211		(80)		2
Sociedades bajo influencia significativa:	310		230		-		-		191		245		-		-		224		-		284		-		2
Sociedad controlante y otras sociedades relacionadas bajo control común:
Repsol YPF	-		19		(134)		49		1		19		(83)		34		4		842		-		(325)		-
Repsol YPF Transporte y Trading S.A.	1.225		34		-		-		1.412		377		-		-		2.242		-		88		-		-
Repsol YPF Brasil S.A.	64		2		-		16		55		-		25		20		41		-		-		(195)		7
Repsol YPF Gas S.A.	170		1		27		5		116		-		28		6		136		-		-		(41)		13
Repsol International Finance B.V.	-		-		(2.644)		28		-		-		(1.212)		5		-		-		-		-		(93)
Repsol Netherlands Finance B.V.	-		-		-		-		-		-		(1.899)		(76)		-		-		-		1.071		(138)
Otras	291		10		25		11		48		11		207		25		384		-		95		37		18
	1.750		66		(2.726)		109		1.632		407		(2.934)		14		2.807		842		183		547		(193)
	2.937		692		(2.676)		115		2.524		1.111		(2.946)		24		3.708		842		937		467		(176)

1. BENEFICIOS SOCIALES Y OTROS BENEFICIOS PARA EL PERSONAL

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

Alcanzan a ciertos empleados de la Sociedad y sus sociedades controladas. Se basan en el cumplimiento de los objetivos corporativos, de unidad de negocio e individuales y en la evaluación de desempeño. Se determinan a partir de la remuneración anual de cada empleado, del cálculo de ciertos indicadores y se abonan en efectivo.

El cargo a resultados relacionado con los programas de bonificación descriptos fue 23, 25 y 35 por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2003, 2002 y 2001, 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 5, 4 y 7 por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2003, 2002 y 2001, 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 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 343.110 derechos de apreciación accionaria cuyo valor base es de 16,40 y 24,60 euros por acción.
• Programa de Apreciación Accionaria con vencimiento en 2006, 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 649.425 derechos de apreciación accionaria cuyo valor base es de 13 y 18 euros por acción.
• Programa de Opciones para la Adquisición de Acciones con vencimiento en 2005. Bajo este programa, Repsol YPF tenía previsto emitir obligaciones convertibles en acciones ordinarias, de carácter subordinado, de dos series diferentes con un valor nominal de 15 y 22 euros, respectivamente. Durante 2003, Repsol YPF definió la cancelación de este programa en efectivo.

El cargo neto correspondiente a estos programas asciende a aproximadamente 4 por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2003. El cargo neto correspondiente a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2002 y 2001 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 Gerencia 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 442, para las cuales no se ha constituido previsión debido a que la Gerencia 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:

En 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$S 315 millones y U$S 400 millones, respectivamente. Bajo los términos de estos contratos la Sociedad acordó vender y entregar a los compradores aproximadamente 23,9 millones y 24,1 millones de barriles de petróleo crudo durante el término de 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, netos" 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 netos asciende a 1.141, 1.728 y 1.450 al 31 de diciembre de 2003, 2002 y 2001, respectivamente. Al 31 de diciembre de 2003, aproximadamente 28 millones de barriles de crudo se encuentran pendientes de entrega.

Reclamos fiscales:

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 noviembre de 1996, que se encuentran totalmente cancelados, y los recibidos en junio de 1998, mencionados en el párrafo anterior, deberían estar sujetos a una retención por impuesto a las ganancias de aproximadamente 70, más intereses y multas. Asimismo, con fecha 17 de diciembre de 2003, la Sociedad recibió una nueva notificación de la AFIP con la pretensión de gravar los servicios relativos a estos contratos con el Impuesto al Valor Agregado. La Gerencia de la Sociedad considera, basada en la opinión de sus asesores legales, que por tratarse de anticipos recibidos por exportaciones comprometidas de petróleo crudo, los reclamos carecen de fundamentos.

La AFIP ha iniciado un reclamo respecto de la liquidación de las tasas de Infraestructura Hídrica y Gasoil respecto de las exportaciones de nafta y gasoil, por los períodos comprendidos entre enero y diciembre de 2002 y junio de 2001 y marzo de 2002, respectivamente, por un monto total de 176, más intereses. YPF considera, basada en la opinión de sus asesores legales externos, que existen sólidas razones legales y constitucionales para sostener que los reclamos no resultan válidos. En consecuencia, ha hecho una presentación judicial cuestionando dicha situación y ha obtenido una medida cautelar de prohibición de innovar a fin de que el organismo fiscal se abstenga de perseguir el cobro de dichos tributos.

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 2003, 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 Gerencia 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 2003, 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. 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 y por ello podrían, al igual que los estudios en realización, afectar los resultados de las operaciones en el largo plazo.

Pasivos ambientales de Maxus:

Ciertos pasivos ambientales relacionados con operaciones de Productos Químicos fueron asumidos por parte de TS y Maxus, subsidiarias controladas indirectamente a través de YPF Holdings Inc. YPF se comprometió a contribuir con fondos hasta un monto que permita 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 Nº 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 a granel del gas licuado de petróleo ("GLP"), debido a la existencia de diferencia de precios entre las exportaciones de GLP respecto de las ventas en el mercado interno, durante el período comprendido entre 1993 y 1997. En julio de 2002, la Corte Suprema confirmó la multa e YPF efectivizó el pago reclamado.

Asimismo, la Resolución Nº 189/99 ordenó iniciar una investigación para comprobar si la conducta de abuso de posición dominante sancionada ocurrida durante el período comprendido entre 1993 y 1997, se repitió en el período comprendido entre octubre de 1997 y marzo de 1999. Con fecha 19 de diciembre de 2003, la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia (“CNCD”) dio por concluida la investigación e imputó a YPF la conducta de abuso de posición dominante durante el período mencionado previamente. Con fecha 20 de enero de 2004, YPF presentó un descargo: (i) oponiendo las defensas previas de prescripción y defectos en la forma de la imputación (ausencia de mayoría en la resolución que decidió la imputación y pre-juzgamiento por parte de los firmantes de la misma); (ii) argumentando la ausencia de abuso de posición dominante; y (iii) ofreciendo la prueba correspondiente. Entre los argumentos de peso vertidos en el descargo, YPF sostuvo, ofreciendo pruebas al respecto, que no hubo restricción de la oferta de GLP en el mercado interno por parte de YPF y que, durante el período investigado, la totalidad de la demanda interna de GLP podría haber sido abastecida por la producción de los competidores de YPF, por lo que la participación de mercado de YPF no puede calificarse de posición dominante.

En cuanto a la defensa de prescripción, cabe mencionar que la misma debería prosperar conforme el criterio sentado por la Corte Suprema de Justicia de la Nación en la causa seguida contra YPF por abuso de posición dominante en el mercado del GLP durante el período comprendido entre 1993 y 1997, de acuerdo al cual el plazo de prescripción de las infracciones administrativas (investigadas en el marco de la Ley Nº 22.262) como las imputadas a YPF, es de dos años. YPF sostiene que la ley aplicable a la causa es la Ley Nº 22.262, y no la nueva Ley de Defensa de la Competencia (Nº 25.156), ya que la conducta imputada tuvo lugar antes del 29 de septiembre de 1999, fecha en que comenzó a tener vigencia esta última.

YPF presentó recursos de queja ante la Cámara Nacional de Apelaciones en lo Penal Económico: (i) el 29 de julio de 2003, ante el rechazo por parte de la CNDC del pedido de nulidad de la resolución que dispuso la apertura del sumario, sin resolver con carácter previo la prescripción opuesta por YPF; y (ii) el 4 de febrero de 2004, ante el rechazo por parte de la CNDC del pedido de nulidad de la resolución que dispuso la imputación por falta de mayoría y pre-juzgamiento. Asimismo, YPF volvió a agraviarse por la no resolución de la cuestión previa de prescripción oportunamente planteada.

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 Nº 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$S 300 millones por la obtención de la prórroga antes mencionada en tres cuotas anuales, los cuales fueron registrados en el rubro bienes de uso; a definir un programa de inversiones de U$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. Las obligaciones mencionadas fueron alcanzadas por la normativa económica establecida en la Ley Nº 25.561 de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario.

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 Gerencia de la Sociedad, basada en la opinión de sus asesores legales externos, considera que la Ley de Convertibilidad Nº 23.928 fue derogada a partir de la entrada en vigencia de la Ley Nº 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.

Disponibilidad de divisas por exportaciones:

El Decreto Nº 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 Nº 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.

El 9 de diciembre de 2002, YPF promovió ante el Juzgado Federal Nº 9, con asiento en la Provincia de Salta, una acción declarativa de certeza a los fines de que se despejara el estado de incertidumbre respecto de las interpretaciones de diferentes organismos de asesoramiento del Estado Nacional que consideran derogado implícitamente el Decreto Nº 1.589/89 en lo que respecta a la libre disponibilidad de divisas. Asimismo, solicitó una medida cautelar que fue concedida por el Juez interviniente ordenando al Poder Ejecutivo Nacional, al Banco Central de la República Argentina y al Ministerio de Economía que se abstengan de dictar cualquier acto que afecte la libre disponibilidad de las divisas que goza YPF S.A. en los términos y alcances previstos en el artículo 5 del Decreto Nº 1.589/89 y normas concordantes, en particular de obligarla a ingresar las divisas provenientes de operaciones de exportación por encima del porcentaje previsto en esas normas. Asimismo, ordenó suspender los efectos de cualquier acto administrativo que se hubiere dictado en afectación de la libre disponibilidad de las divisas referidas. Tal medida fue notificada a los involucrados el 10 de diciembre de 2002 y se mantiene en aplicación pese a la apelación interpuesta por el Poder Ejecutivo Nacional.

Con fecha 31 de diciembre de 2002, fue publicado en el Boletín Oficial el Decreto Nº 2.703/02, que tiene vigencia a partir de dicha fecha y que estipula que los productores de petróleos crudos, gas natural y gases licuados deberán ingresar como mínimo el 30% de las divisas provenientes de la exportación de petróleo crudo de libre disponibilidad o de sus derivados, gozando de la libre disponibilidad del porcentaje restante. Dicha norma deja subsistente el problema en relación a las divisas provenientes de las exportaciones realizadas durante el año 2002, con posterioridad a la entrada en vigencia del Decreto Nº 1.606/01.

El 25 de marzo de 2003, la Cámara Federal de Salta hizo lugar a la excepción de incompetencia opuesta por la parte demandada, por lo que las actuaciones se han radicado ante los Tribunales Federales con asiento en la Ciudad de Buenos Aires, jurisdicción en la que se resolverá la medida cautelar que se mantiene vigente y que se ha declarado competente.

El 1 de diciembre de 2003, la Cámara Nacional en lo Contencioso Administrativa resolvió que en virtud del Decreto Nº 2.703 del 27 de diciembre de 2002, se habían tornado abstractos los recursos de apelación deducidos contra las medidas cautelares, en razón de que a su criterio, había cesado el estado de incertidumbre que había dado origen al proceso judicial.

Ante esta resolución, el 15 de diciembre de 2003, se interpuso recurso de aclaratoria a fin de que: (i) se aclare con qué alcance el Decreto Nº 2.703/02 habría hecho cesar el estado de incertidumbre, dado que tal decreto comenzó a tener vigencia a partir del día siguiente a su publicación, por lo que media un período (entre el dictado del Decreto Nº 1.606/01 y la entrada en vigencia del Decreto Nº 2.703/02) que no se encuentra alcanzado por dicho régimen; (ii) en caso de que se resuelva que existe falta de certeza respecto al régimen aplicable en el período entre el dictado del Decreto Nº 1.606/01 y la entrada en vigencia del Decreto Nº 2.703/02, corresponde se examinen los recursos deducidos en relación a dicho período, solicitando el rechazo de tales recursos.

Mediante decisión del 6 de febrero de 2004, la Cámara Nacional en lo Contencioso Administrativo decidió desestimar el pedido de aclaratoria, sosteniendo que: (i) la resolución era suficientemente clara y que los argumentos utilizados planteaban cuestiones vinculadas al fondo de la cuestión a ser resueltas al dictarse la sentencia definitiva, y (ii) la medida cautelar no puede ser mantenida porque el dictado del Decreto Nº 2.703/03 modificó la situación existente.

En razón de que dicho recurso de aclaratoria no fue acogido, el 19 de febrero de 2004 YPF interpuso un recurso extraordinario, con el objeto de que se deje sin efecto la resolución del 1 de diciembre de 2003 y se mantenga vigente la medida precautoria oportunamente decretada.

Liquidación de regalías hidrocarburíferas:

A partir de la sanción de la Ley Nº 25.561 de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario que, entre otras medidas, modificó la Ley de Convertibilidad, se produjo una discrepancia con las provincias en relación al tipo de cambio a utilizar para liquidar las regalías hidrocarburíferas, debido a que las mismas consideraron que las liquidaciones practicadas por la producción destinada al mercado interno no se ajustaban a lo dispuesto por las Resoluciones Nº 155/92 y 188/93 de la Secretaría de Energía, en cuanto a la utilización del tipo de cambio libre. La Gerencia de la Sociedad consideró 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 Nº 17.319 y en el Art. 110 del Decreto 1.757/90. Durante noviembre de 2003, se resolvió la discrepancia sobre las regalías hidrocarburíferas con la mayoría de las provincias productoras.

Modificaciones en la normativa económica de la República Argentina:

Durante el año 2002 se implementó en el país un profundo cambio del modelo económico para superar la crisis económica en el mediano plazo. A tales efectos, el Gobierno Nacional abandonó el modelo de paridad del peso con el dólar estadounidense vigente desde el mes de marzo de 1991 y adoptó diversas medidas de carácter monetario, financiero, fiscal y cambiario. Los presentes estados contables contemplan todos los efectos significativos derivados de las medidas económicas conocidas a la fecha de la emisión de los mismos. Los efectos de las medidas adicionales que sean implementadas por el Gobierno Nacional serán reconocidos en el momento en que la Dirección de la Sociedad tome conocimiento de los mismos.

1. RESTRICCIONES A LOS RESULTADOS NO ASIGNADOS

De acuerdo con las disposiciones de la Ley Nº 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 231.

De acuerdo con la Ley Nº 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.

1. PRINCIPALES CAMBIOS EN EL CONJUNTO ECONOMICO

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2002:

• En enero de 2002, YPF a través de YPF International Ltd., vendió a valores de mercado 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 poseían activos en Indonesia, por un monto total de aproximadamente U$S 174 millones, registrando una ganancia de 114.
• En marzo de 2002, el Directorio aprobó la transferencia de Repsol YPF Chile Ltda. y Repsol YPF Gas Chile Ltda., sociedades surgidas de la escisión de YPF Chile S.A., a Repsol YPF y a Repsol Butano S.A., respectivamente. Con fecha 28 de marzo de 2002, se transfirió Repsol YPF Gas Chile Ltda. a Repsol Butano S.A. por un monto de U$S 45 millones, registrando una pérdida neta de 25. 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 605. Repsol YPF Santa Cruz S.A. posee las inversiones en Andina y Maxus Bolivia Inc.

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$S 435 millones. La ganancia neta registrada por la operación mencionada anteriormente ascendió a 211.
• En febrero de 2001, se firmó el Acuerdo Definitivo de Fusión entre YPF Gas S.A. y Repsol Gas S.A. Como consecuencia de dicho acuerdo, YPF Gas S.A. fue absorbida por Repsol Gas S.A., con fecha efectiva a partir del 1 de enero de 2001, correspondiéndole a YPF el 85% del capital accionario de Repsol Gas S.A. En diciembre de 2001, la Sociedad vendió su participación en Repsol Gas S.A. a Repsol Butano S.A. a valor de mercado por U$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$S 195 millones. La ganancia neta registrada por esta transacción ascendió a 275.
• En junio de 2001, YPF completó el segundo tramo de la venta de su participación del 21% en Inversora en Distribución de Entre Ríos S.A. a PSEG Américas Ltd., registrando una ganancia neta de 7.
• En junio de 2001, el Directorio aprobó la disolución de Enerfin S.A. y de Argentina Private Development Company Ltd. (Cayman Islands) y la transferencia de la participación de YPF en Apex Petroleum Inc. a YPF International Ltd.
• En julio de 2001, YPF International Ltd. vendió, a valores de mercado, su participación del 100% en Repsol YPF Venezuela S.A. a Repsol Exploración S.A., por un monto de U$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$S 47 millones. Como consecuencia de estas transacciones, YPF International Ltd. registró una pérdida de 206.
• En julio de 2001, la Sociedad vendió, a valores de mercado, su participación en Astra Producción Petrolera S.A. a Repsol Exploración Venezuela B.V. por U$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 554 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.

• 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 Nº 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 2003, 2002 y 2001:

	2003
	Argentina		Resto del mundo		Consolidado
Propiedades de petróleo y gas probadas
Propiedad minera, pozos y equipos de explotación	39.013		46		39.059
Equipos e instalaciones auxiliares	782		-		782
Perforaciones, equipos e instalaciones en curso	987		93		1.080
Propiedades de petróleo y gas no probadas	-		50		50
Total costos activados	40.782		189		40.971
Depreciación acumulada y previsiones que reducen valores de activos	(26.767)		(14)		(26.781)
Costos netos activados	14.015		175		14.190
Costos netos activados de sociedades vinculadas	102		-		102

	2002
	Argentina		Resto del mundo		Consolidado
Propiedades de petróleo y gas probadas
Propiedad minera, pozos y equipos de explotación	37.084		55		37.139
Equipos e instalaciones auxiliares	740		3		743
Perforaciones, equipos e instalaciones en curso	988		14		1.002
Propiedades de petróleo y gas no probadas	-		39		39
Total costos activados	38.812		111		38.923
Depreciación acumulada y previsiones que reducen valores de activos	(25.004)		(20)		(25.024)
Costos netos activados	13.808		91		13.899
Costos netos activados de sociedades vinculadas	135		-		135

	2001
	Argentina		Resto de Sudamérica		Resto del mundo		Consolidado
Propiedades de petróleo y gas probadas
Propiedad minera, pozos y equipos de explotación	35.178		437		2.550		38.165
Equipos e instalaciones auxiliares	820		4		42		866
Perforaciones, equipos e instalaciones en curso	747		29		169		945
Propiedades de petróleo y gas no probadas	97		-		29		126
Total costos activados	36.842		470		2.790		40.102
Depreciación acumulada y previsiones que reducen valores de activos	(23.492)		(136)		(1.339)		(24.967)
Costos netos activados	13.350		334 (1)		1.451 (1)		15.135
Costos netos activados de sociedades vinculadas	114		1.200 (1)		-		1.314

1. Corresponde principalmente a costos activados en propiedades que fueron vendidas durante el ejercicio 2002, de acuerdo con lo mencionado en la Nota 11.

Costos incurridos

Los costos incurridos durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2003, 2002 y 2001 en las actividades de producción de petróleo y gas son los siguientes:

	2003
	Argentina		Resto del mundo		Consolidado
Adquisición de reservas
No probadas	-		20		20
Costos de exploración	215		208		423
Costos de desarrollo	1.900		2		1.902
Total de costos incurridos	2.115		230		2.345
Total de costos incurridos por sociedades vinculadas	6		-		6

	2002
	Argentina		Resto de Sudamérica(1)		Resto del mundo		Consolidado
Adquisición de reservas
No probadas	-		-		4		4
Costos de exploración	147		5		73		225
Costos de desarrollo	2.040		24		3		2.067
Total de costos incurridos	2.187		29		80		2.296
Total de costos incurridos por sociedades vinculadas	27		79 (1)		-		106

	2001
	Argentina		Resto de Sudamérica(1)		Resto del mundo		Consolidado
Adquisición de reservas
Probadas	1.934 (2)		-		-		1.934
No probadas	97 (3)		-		2		99
Costos de exploración	180		18		35		233
Costos de desarrollo	1.706		123		189		2.018
Total de costos incurridos	3.917		141 (1)		226		4.284
Total de costos incurridos por sociedades vinculadas	11		976 (1)		-		987

1. Incluye costos incurridos en propiedades que fueron vendidas durante el ejercicio 2002 y 2001, de acuerdo con lo mencionado en Nota 11.
2. Incluye 1.840 correspondientes a la fusión con Astra y Repsol Argentina S.A., de acuerdo con lo mencionado en la Nota 11.
3. Corresponden a la fusión con Astra y Repsol Argentina S.A., de acuerdo con lo mencionado en la Nota 11.

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 4 a los estados contables consolidados "Información consolidada 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.

	2003
	Argentina		Resto del mundo		Consolidado
Ventas netas a terceros	1.411 (1)		21		1.432
Ventas netas intersegmentos	10.092 (1)		-		10.092
Total ventas netas	11.503		21		11.524
Costos de producción	(3.190)		(10)		(3.200)
Gastos de exploración	(154)		(123)		(277)
Depreciaciones y cargos a resultados por previsiones para reducir valores de activos	(1.806)		(6)		(1.812)
Otros	-		(3)		(3)
Utilidad (pérdida) por actividades de producción antes de impuestos	6.353		(121)		6.232
Impuesto a las ganancias	(2.520)		(4)		(2.524)
Utilidad (pérdida) neta de las actividades de producción de petróleo y gas	3.833		(125)		3.708
Resultados de las operaciones de sociedades vinculadas	20		-		20

	2002
	Argentina		Resto de Sudamérica(2)		Resto del mundo		Consolidado
Ventas netas a terceros	905 (1)		84		17		1.006
Ventas netas intersegmentos	10.935 (1)		10		-		10.945
Total ventas netas	11.840		94		17		11.951
Costos de producción	(3.139)		(50)		(6)		(3.195)
Gastos de exploración	(145)		(4)		(93)		(242)
Depreciaciones y cargos a resultados por previsiones para reducir valores de activos	(1.569)		(23)		(9)		(1.601)
Otros	-		1		(3)		(2)
Utilidad (pérdida) por actividades de producción antes de impuestos	6.987		18		(94)		6.911
Impuesto a las ganancias	(2.446)		(4)		28		(2.422)
Utilidad (pérdida) neta de las actividades de producción de petróleo y gas	4.541		14 (2)		(66)		4.489
Resultados de las operaciones de sociedades vinculadas	50		22 (2)		-		72

	2001
	Argentina		Resto de Sudamérica(2)		Resto del mundo		Consolidado
Ventas netas a terceros	4.049 (1)		204		899		5.152
Ventas netas intersegmentos	4.693 (1)		18		-		4.711
Total ventas netas	8.742		222		899		9.863
Costos de producción	(2.655)		(106)		(387)		(3.148)
Gastos de exploración	(165)		(21)		(38)		(224)
Depreciaciones y cargos a resultados por previsiones para reducir valores de activos	(1.484)		(59)		(255)		(1.798)
Otros	-		20		(11)		9
Utilidad (pérdida) por actividades de producción antes de impuestos	4.438		56		208		4.702
Impuesto a las ganancias	(1.553)		(18)		(86)		(1.657)
Utilidad (pérdida) neta de las actividades de producción de petróleo y gas	2.885		38 (2)		122 (2)		3.045
Resultados de las operaciones de sociedades vinculadas	42		64 (2)		-		106

1. Tal como se menciona en Nota 4 a los estados contables consolidados, 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 1.762 y 6.980, para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2001.
2. Incluye los resultados de las operaciones de explotación de petróleo y gas relacionadas con las propiedades vendidas durante el ejercicio 2002 y 2001, de acuerdo con lo mencionado en Nota 11.

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 2003, 2002 y 2001 y los cambios correspondientes:

	Petróleo crudo, condensado y líquidos de gas natural (millones de barriles)
	2003
	Argentina		Resto del mundo		Consolidado
Reservas probadas, desarrolladas y no desarrolladas
Saldos al inicio del ejercicio	1.381		6		1.387
Revisiones de estimaciones anteriores	(18)		(1)		(19)
Extensiones, descubrimientos y recuperación secundaria	58		-		58
Producción del ejercicio	(157)		-		(157)
Saldos al cierre del ejercicio	1.264 (1)		5		1.269
Reservas probadas y desarrolladas
Comienzo del ejercicio	1.135		1		1.136
Cierre del ejercicio	1.047 (2)		-		1.047
Reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de sociedades vinculadas	10		-		10

	Petróleo crudo, condensado y líquidos de gas natural (millones de barriles)
	2002
	Argentina		Resto de Sudamérica		Resto del mundo		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 11)	-		(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		Resto del mundo		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 (3)		-		-		195
Ventas de reservas in situ (Nota 11)	(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)(4)		10		150		1.343
Reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de sociedades vinculadas	21		60		-		81

1. Incluye líquidos de gas natural por 275, 368 y 316 al 31 de diciembre de 2003, 2002 y 2001, respectivamente.
2. Incluye líquidos de gas natural por 222, 274 y 237 al 31 de diciembre de 2003, 2002 y 2001, respectivamente.
3. 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 11.
4. Incluye 143 relacionados con la fusión con Astra y Repsol Argentina S.A., de acuerdo con lo mencionado en la Nota 11.

	Gas natural (miles de millones de pies cúbicos)
	2003
	Argentina		Resto del mundo		Consolidado
Reservas probadas, desarrolladas y no desarrolladas
Saldos al inicio del ejercicio	8.919		55		8.974
Revisiones de estimaciones anteriores	(362)		(4)		(366)
Extensiones y descubrimientos	16		-		16
Producción del ejercicio (1)	(643)		(1)		(644)
Saldos al cierre del ejercicio	7.930		50		7.980
Reservas probadas y desarrolladas
Comienzo del ejercicio	6.793		8		6.801
Cierre del ejercicio	5.602		7		5.609
Reservas probadas, desarrolladas y no desarrolladas de sociedades vinculadas	297		-		297

	Gas natural (miles de millones de pies cúbicos)
	2002
	Argentina		Resto de Sudamérica		Resto del mundo		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 11)	-		(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		Resto del mundo		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 (2)		-		-		693
Ventas de reservas in situ (Nota 11)	(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 (3)		45		127		7.512
Reservas probadas, desarrolladas y no desarrolladas de sociedades vinculadas	554		2.618		-		3.172

1. Excluye las cantidades venteadas.
2. 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 11.
3. Incluye 467 relacionados con la fusión con Astra y Repsol Argentina S.A., de acuerdo con lo mencionado en la Nota 11.

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 convertidos al tipo de cambio vendedor de 2,93, 3,37 y 1,7 pesos argentinos por dólar estadounidense, al 31 de diciembre de 2003, 2002 Y 2001, 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.

	2003
	Argentina		Resto del mundo		Consolidado
Ingresos futuros de fondos	109.099		998		110.097
Costos futuros de producción	(27.141)		(289)		(27.430)
Costos futuros de desarrollo	(2.944)		(168)		(3.112)
Flujos futuros de fondos netos, antes de impuesto a las ganancias	79.014		541		79.555
Descuento por efecto tiempo de los flujos de fondos futuros	(31.915)		(273)		(32.188)
Impuesto a las ganancias, descontado al 10%(1)	(15.354)		(98)		(15.452)
Medida estándar de los flujos de fondos futuros	31.745		170		31.915
Medida estándar de los flujos de fondos futuros de sociedades vinculadas	374		-		374

	2002
	Argentina		Resto del mundo		Consolidado
Ingresos futuros de fondos	134.406		1.574		135.980
Costos futuros de producción	(29.486)		(712)		(30.198)
Costos futuros de desarrollo	(4.671)		(223)		(4.894)
Flujos futuros de fondos netos, antes de impuesto a las ganancias	100.249		639		100.888
Descuento por efecto tiempo de los flujos de fondos futuros	(42.123)		(309)		(42.432)
Impuesto a las ganancias, descontado al 10%(1)	(19.418)		(119)		(19.537)
Medida estándar de los flujos de fondos futuros	38.708		211		38.919
Medida estándar de los flujos de fondos futuros de sociedades vinculadas	732		-		732

	2001
	Argentina		Resto de Sudamérica		Resto del mundo		Consolidado
Ingresos futuros de fondos	111.486		2.093		15.058		128.637
Costos futuros de producción	(31.489)		(701)		(8.870)		(41.060)
Costos futuros de desarrollo	(6.724)		(345)		(1.176)		(8.245)
Flujos futuros de fondos netos, antes de impuesto a las ganancias	73.273		1.047		5.012		79.332
Descuento por efecto tiempo de los flujos de fondos futuros	(31.749)		(690)		(1.996)		(34.435)
Impuesto a las ganancias, descontado al 10%(1)	(12.703)		(108)		(1.231)		(14.042)
Medida estándar de los flujos de fondos futuros	28.821		249 (2)		1.785 (2)		30.855
Medida estándar de los flujos de fondos futuros de sociedades vinculadas	752		2.148		-		2.900

1. El Impuesto a las ganancias, sin descontar, asciende a 25.599 (25.408 en Argentina y 191 en Resto del mundo), 30.988 (30.763 en Argentina y 225 en Resto del mundo) y 19.733 (17.434 en Argentina, 264 en Resto de Sudamérica y 2.035 en Resto del mundo) al 31 de diciembre de 2003, 2002 y 2001, respectivamente.
2. Incluye flujos de fondos relacionados con las propiedades vendidas en 2002, de acuerdo con lo mencionado en la Nota 11.

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 2003, 2002 y 2001:

	2003		2002		2001
Saldos al inicio del ejercicio	38.919		30.855		25.800
Ventas y transferencias, netas de costos de producción	(8.324)		(8.756)		(6.715)
Cambio neto de precios de venta y transferencia, neto de costos futuros de producción	(9.529)		18.166		4.359
Extensiones, descubrimientos y recuperación secundaria netas de costos futuros de producción y desarrollo	1.833		2.312		2.159
Cambios en costos estimados futuros de desarrollo	18		(241)		(1.581)
Costos de desarrollo incurridos durante el ejercicio que redujeron costos de desarrollo futuros	1.902		2.067		2.018
Revisiones de estimaciones de volúmenes	(1.238)		(165)		743
Efecto financiero	5.846		4.490		3.750
Cambio neto de impuesto a las ganancias	4.085		(5.495)		(2.352)
Compras de reservas in situ	-		-		2.838 (1)
Ventas de reservas in situ	-		(1.735)		(1.732)
Cambio en el perfil de producción y otros	(1.597)		(2.579)		1.568
Saldos al cierre del ejercicio	31.915		38.919		30.855

1. Incluye 336 relacionados con la compra de reservas y 2.502 incorporados como consecuencia de la fusión con Astra y Repsol Argentina S.A., de acuerdo con lo mencionado en la Nota 11.

Anexo C

YPF SOCIEDAD ANONIMA

BALANCES GENERALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2003, 2002 Y 2001

INVERSIONES EN ACCIONES Y PARTICIPACION EN OTRAS SOCIEDADES

(expresados en millones de pesos – Nota 1.a)

		2003																									2002		2001
													Información sobre el ente emisor
		Características de los valores															Ultimos 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
Controladas:
YPF International S.A.		Ordinarias		Bs.	100		147.695		335		1.392		Inversión		Av. José Estenssoro 100, Santa Cruz de la Sierra, República de Bolivia		31/12/03		-	(2)	(40)		335		99,99%		425		1.831
YPF Holdings Inc.		Ordinarias		U$S	0,01		100		321	(3)	424		Inversión y financiera		717 North Harwood Street, Dallas, Texas, U.S.A.		31/09/03		1.540		(116)		219		100,00%		485		378
Operadora de Estaciones de Servicios S.A.		Ordinarias		$	1		11.880		244		258		Gestión comercial de estaciones de servicios de propiedad de YPF S.A.		Av. Roque Sáenz Peña 777, Buenos Aires, Argentina		31/12/03		-	(2)	2		244		99,00%		240		266
A-Evangelista S.A.		Ordinarias		$	1		8.683.498		93		31		Servicios de ingeniería y construcción		Tucumán 744, P. 12º, Buenos Aires, Argentina		31/12/03		9		8		93		99,91%		72		55
Argentina Private Development Company Limited (en liquidación)		Ordinarias		U$S	0,01		769.414		44		84		Inversión y financiera		P.O. Box 1109, Gran Caimán, British West Indies		31/12/01		-	(2)	3		44		100,00%		44		97
YPF Chile S.A.		-		-	-		-		-		-		-		-		-		-		-		-		-		-		343
									1.037		2.189																1.266		2.970
Control conjunto:
Compañía Mega S.A.		Ordinarias		$	1		77.292.000		279		169		Separación, fraccionamiento y transporte de líquidos de gas natural		Av. Roque Sáenz Peña 777, P. 7º, Buenos Aires, Argentina		30/09/03		203		200		612		38,00%		148		176
Petroken Petroquímica Ensenada S.A.		Ordinarias		$	1		40.602.826		151		103		Petroquímica		Sarmiento 1230, P. 6º, Buenos Aires, Argentina		30/09/03		81		56		302		50,00%		124		121
Profertil S.A.		Ordinarias		$	1		1.000.000		319		391		Producción y venta de fertilizantes		Alicia Moreau de Justo 750, P. 1º, Of. 11, Buenos Aires, Argentina		30/09/03		2		287		638		50,00%		174		356
Refinería del Norte S.A.		Ordinarias		$	1		45.803.655		184		110		Refinación		Maipú 1, P. 2º, Buenos Aires, Argentina		31/03/03		92		36		321		50,00%		155		141
									933		773																601		794
Influencia significativa:
Oleoductos del Valle S.A.		Ordinarias		$	10		4.072.749		103	(1)	33		Transporte de petróleo por ducto		Florida 1, P. 10º, Buenos Aires, Argentina		30/09/03		110		7		344		37,00%		112		95
PBBPolisur S.A.		Ordinarias		$	1		12.838.664		100		236		Petroquímica		Av. Eduardo Madero 900, P. 7º, Buenos Aires, Argentina		30/09/03		46		183		357		28,00%		30		105
Terminales Marítimas Patagónicas S.A.		Ordinarias		$	10		476.034		47	(1)	-		Almacenamiento y despacho de petróleo		Av. Leandro N. Alem 1180, P. 11º, Buenos Aires, Argentina		30/09/03		14		19		142		33,15%		45		24
Oiltanking Ebytem S.A.		Ordinarias		$	10		351.167		29	(1)	7		Transporte y almacenamiento de hidrocarburos		Alicia Moreau de Justo 872, P. 4º, Of. 7, Buenos Aires, Argentina		30/09/03		12		27		115		30,00%		9		4
Gasoducto del Pacífico (Argentina) S.A.		Preferidas		$	1		12.298.800		29		26		Transporte de gas por ducto		San Martín 323, P. 19º, Buenos Aires, Argentina		30/09/03		124		9		289		10,00%		28		29
Central Dock Sud S.A.		Ordinarias		$	0,01		86.799.282		29	(3)	52		Generación de energía eléctrica y su comercialización en bloque		Reconquista 360, P. 6º, Buenos Aires, Argentina		30/09/03		9		45		272		9,98%	(5)	16		7
Gas Argentino S.A.		Ordinarias		$	1		104.438.182		93	(3)	338		Inversión en MetroGas S.A.		Gregorio Araoz de Lamadrid 1360, Buenos Aires, Argentina		30/09/03		230		48		347		45,33%		22		336
Inversora Dock Sud S.A.		Ordinarias		$	1		40.291.975		158	(3)	193		Inversión y financiera		Reconquista 360, P. 6º, Buenos Aires, Argentina		30/09/03		94		33		269		42,86%		139		240
Pluspetrol Energy S.A.		Ordinarias		$	1		30.006.540		229		121		Exploración y explotación de hidrocarburos y generación, producción y comercialización de energía eléctrica		Lima 339, Buenos Aires, Argentina		30/09/03		67		54		510		45,00%		141		242
Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A.		Preferidas		$	1		8.099.280		24		1		Transporte de petróleo por ducto		Esmeralda 255, P. 5º, Buenos Aires, Argentina		30/09/03		45		26		134		18,00%		22		26
Otras Sociedades:
Diversas(4)		-			-		-		15		13		-		-		-		-		-		-		-		14		16
									856		1.020																578		1.124
									2.826		3.982																2.445		4.888

Ver información adicional sobre los principales cambios en el conjunto económico en Nota 11.

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. Incluye Enerfin S.A. (en liquidación), A-Evangelista Construções e Serviços Ltda., Gasoducto del Pacífico (Cayman) Ltd., A&C Pipeline Holding Company, Poligás Luján S.A.C.I., Petróleos Transandinos YPF S.A. y Mercobank S.A. al 31 de diciembre de 2003 y 2002, y las antes mencionadas y Apex Petroleum Inc. al 31 de diciembre de 2001.
5. Adicionalmente, la Sociedad posee un 29,93% de participación indirecta en el capital a través de Inversora Dock Sud S.A.

INFORME DE LA COMISION FISCALIZADORA

A los Señores Accionistas de

YPF SOCIEDAD ANONIMA:

De nuestra consideración:

De acuerdo con lo requerido por el inciso 5º del artículo Nº 294 de la Ley Nº 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 balance general de YPF SOCIEDAD ANONIMA al 31 de diciembre de 2003 y los correspondientes estados de resultados, de evolución del patrimonio neto y de flujo de efectivo por el ejercicio terminado en esa fecha, las notas 1 a 11 y los anexos A, 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 y en las que ejerce control conjunto al 31 de diciembre de 2003 y los correspondientes estados consolidados de resultados y de flujo de efectivo por el ejercicio terminado en esa fecha, las notas 1 a 4 y los anexos A 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. Nº 68 del Reglamento de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires", cuya presentación no es requerida por las normas contables profesionales vigentes en Argentina. La preparación y emisión de dichos documentos es 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 4 de marzo de 2004, 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 de los auditores externos nos brindan una base razonable para fundamentar nuestro informe.

Como se describe en la Nota 9 a los estados contables básicos adjuntos, durante el año 2002 se implementó en el país un profundo cambio del modelo económico para superar la crisis económica en el mediano plazo. A tales efectos, el Gobierno Nacional abandonó el modelo de paridad del peso con el dólar estadounidense vigente desde el mes de marzo de 1991 y adoptó diversas medidas de carácter monetario, financiero, fiscal y cambiario. Los estados contables deben ser leídos tomando en cuenta las cuestiones previamente mencionadas. La evolución futura de la crisis económica podría requerir de medidas adicionales del Gobierno Nacional.

En nuestra opinión, basados en el trabajo realizado:

1. Los estados contables de YPF SOCIEDAD ANONIMA al 31 de diciembre de 2003 mencionados en el primer párrafo presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación patrimonial de YPF SOCIEDAD ANONIMA y la situación patrimonial consolidada de YPF SOCIEDAD ANONIMA y sus sociedades controladas y en las que ejerce control conjunto al 31 de diciembre de 2003 y los respectivos resultados de sus operaciones y su flujo de efectivo por el ejercicio terminado en dicha fecha, de conformidad con las normas contables profesionales vigentes en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, la Ley de Sociedades Comerciales y las normas pertinentes de la Comisión Nacional de Valores. Dichas normas contables han sido aplicadas sobre bases uniformes con el ejercicio anterior, luego de dar efecto retroactivo a las modificaciones por la aplicación de los nuevos principios contables, tal como se menciona en la Nota 1 a los estados contables básicos adjuntos, con las que estamos de acuerdo.
2. La "Información adicional a las notas a los estados contables - Art. Nº 68 del Reglamento de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires" está razonablemente presentada, en todos sus aspectos significativos, con relación a los estados contables mencionados en el primer párrafo tomados en su conjunto.

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

1. El inventario y los estados contables adjuntos se encuentran asentados 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 Nº 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 la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.
4. En ejercicio del control de legalidad que nos compete, hemos aplicado durante el ejercicio los restantes procedimientos descriptos en el artículo Nº 294 de la Ley Nº 19.550, que consideramos necesarios de acuerdo con las circunstancias, no teniendo observaciones que formular al respecto.

Buenos Aires, 4 de marzo de 2004

Por Comisión Fiscalizadora

HOMERO BRAESSAS

Síndico

Contador Público U.B.A.

C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 14 – Fº 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:

1. En relación con nuestra auditoría de los estados contables de YPF SOCIEDAD ANONIMA correspondientes a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2003 y 2002 (que no se presentan en este documento), sobre los cuales emitimos nuestro informe, sin salvedades, de fecha 4 de marzo de 2004, que debe ser leído juntamente con este informe, se nos ha requerido auditar ciertos datos contenidos en la "Reseña Informativa" por los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2003 y 2002, 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", 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 la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, 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.
2. 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 su conjunto. La información incluida en la "Reseña Informativa" por los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2003 y 2002, excepto por los datos indicados como “Información no cubierta por el informe del auditor” sobre los cuales no emitimos opinión, 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", también ha estado sujeta a los procedimientos aplicados en nuestra auditoría de los estados contables mencionados en el primer párrafo y, en nuestra opinión, está razonablemente presentada, en todos sus aspectos significativos, con relación a los mencionados estados contables tomados en su conjunto.
3. La información contenida en la “Reseña Informativa” correspondiente al ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2001 fue auditada por otros auditores, quienes emitieron su informe del auditor, sin salvedades, de fecha 8 de marzo de 2002, e incluye las modificaciones por la aplicación de los nuevos principios contables mencionados en la Nota 1 a los estados contables básicos, las cuales no se encuentran cubiertas por el informe de los otros auditores.
4. La información contenida en la "Reseña Informativa" correspondiente a los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2000 y 1999 fue auditada por otros auditores, quienes emitieron su informe del auditor, sin salvedades, de fecha 27 de febrero de 2001, y no incluye el efecto de la adecuación de los saldos como consecuencia de la aplicación de los nuevos principios contables mencionados en la Nota 1 a los estados contables básicos.

Buenos Aires, 4 de marzo de 2004

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° 27 Iniciado el 1° de enero de 2003

Reseña Informativa al 31 de diciembre de 2003

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

Contenido

1.- Comentarios Generales [1](*)

2.- Síntesis de la Estructura Patrimonial

3.- Síntesis de la Estructura de Resultados

4.- Datos Estadísticos [2](*)

5.- Índices

6.- Perspectivas (*)

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

1. Comentarios Generales

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 Nº 6 de la F.A.C.P.C.E. y considerando lo establecido por la Resolución General Nº 441 de la CNV.

La Resolución General Nº 441, aprobada por la CNV en abril de 2003, establece la discontinuación de la reexpresión de los estados contables en moneda constante a partir del 1 de marzo de 2003. Dicha discontinuación también fue aprobada por el Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires ("C.P.C.E.C.A.B.A.") mediante las resoluciones M.D. Nº 41/2003 y C.D. Nº 190/2003, discontinuando la reexpresión en moneda constante a partir del 1 de octubre de 2003. Los efectos de no haber aplicado el método de reexpresión en moneda constante requerido por el C.P.C.E.C.A.B.A. entre el 1 de marzo y el 30 de septiembre de 2003 no son significativos.

Los estados contables que se presentan con propósitos comparativos fueron reexpresados a moneda de 28 de febrero de 2003 para reconocer las variaciones en el poder adquisitivo de la moneda a esa fecha.

Por otra parte, a partir del 1° de enero de 2003, la Sociedad aplicó las disposiciones de los nuevos principios contables (Resoluciones Técnicas N° 16 a 20 de la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas -"F.A.C.P.C.E."-, según fueron adoptados por el C.P.C.E.C.A.B.A.), que introdujeron modificaciones a las anteriormente vigentes en cuanto a ciertos criterios de valuación de activos y pasivos y nuevos requerimientos de exposición a los fines de la preparación de los estados contables. La aplicación de las disposiciones de los nuevos principios contables ha originado la adecuación de los saldos al comienzo del ejercicio y el consiguiente ajuste a los resultados no asignados al inicio del mismo. Asimismo, los estados contables que se presentan con propósitos comparativos, han sido modificados para dar efecto retroactivo a la aplicación de dichas disposiciones. La modificación de la información comparativa no implica la modificación de las decisiones tomadas en base a ella. Dichas normas han sido adoptadas por la CNV mediante la Resolución General N° 434, con ciertas modificaciones que no afectan significativamente a la Sociedad.

Los principales cambios originados por los nuevos principios contables están detallados en la nota 1 b) a los estados contables básicos de YPF Sociedad Anónima.

La Sociedad no se ha adherido al Régimen Estatutario Optativo de Oferta Pública de Adquisición Obligatoria previsto en el artículo 24 del Decreto 677/2001.

1.1. AÑO 2003 VS AÑO 2002

Durante el año 2003, el precio promedio del crudo intermedio del Oeste de Texas – WTI – alcanzó el valor de U$S 31,07 por barril, registrando un aumento del 19,3% respecto del año anterior. Sin embargo, los equivalentes en pesos de estos precios, expresados en moneda homogénea por aplicación del ajuste por inflación hasta el 28 de febrero de 2003, fueron $ 90,37 y $ 98,02 para los años 2003 y 2002, respectivamente, por lo que, medido en pesos, el valor de referencia del crudo registra una baja del 7,8%, como consecuencia de la evolución del tipo de cambio y del índice de reexpresión de los períodos mencionados.

El resultado neto del año 2003 ascendió a $4.628 millones, $1.012 millones superior al del año 2002. Este incremento del 28% se originó principalmente en un mejor resultado operativo por $1.259 millones y menores pérdidas financieras netas por $2.941 millones, efectos que se vieron compensados por un aumento del impuesto a las ganancias por $3.233 millones.

El resultado operativo del año 2003 arrojó una utilidad de $7.984 millones, 19% superior a la del año 2002. Las ventas incrementaron en $1.427 millones, principalmente por la adecuación de precios de los productos comercializados en el mercado interno a los efectos de la devaluación y el proceso inflacionario. Las ventas de Global Companies en Estados Unidos también contribuyeron significativamente a este incremento, aunque su impacto en el resultado operativo no es significativo. Por otra parte las exportaciones disminuyeron por la caída de los precios en pesos, como consecuencia de la baja experimentada por el tipo de cambio real. Respecto de los volúmenes vendidos, se registraron menores ventas de gasoil en el mercado local, compensadas parcialmente con mayores exportaciones de productos, principalmente petroquímicos, gasoil y fuel oil. Las ventas de crudo bajaron en ambos mercados.

Los gastos operativos incrementaron en tan solo $168 millones, incremento que se compone principalmente de mayores compras de Global, mayores amortizaciones y mayores costos de fletes, compensadas con ahorros en gastos vinculados a la contratación de obras y otros servicios, consumo de materiales y otros gastos de energía.

La pérdida financiera neta del año 2003 fue de $53 millones, menor a la del año 2002 en $2.941 millones. Las pérdidas por diferencias de cambio y ajuste por inflación registradas durante el año 2002 son las principales causas de esta variación. También merece ser destacada la disminución en $428 millones de intereses generados por pasivos, como consecuencia de la cancelación de deudas a lo largo del año 2003 y la caída del tipo de cambio.

Por ultimo cabe mencionar que la reversión de los resultados negativos registrados en 2002 en sociedades vinculadas y los menores egresos netos no operativos por $121 millones lograron compensar las ganancias obtenidas por venta de activos durante el año 2002, que habían aportado $690 millones.

La producción de crudo, condensado y líquidos y gas en su conjunto aumentó un 4% por el incremento del 19% de la producción de gas en la Argentina, el cual compensó holgadamente las producciones de gas aportadas por Bolivia durante el año 2002 hasta el momento de la venta de esas propiedades. La producción diaria de crudo, condensado y líquidos del año 2003 fue un 2,6% inferior a la del año anterior, como consecuencia de la venta de las propiedades en Bolivia y una menor producción en Argentina.

Exploración y Producción

Durante el año 2003, el segmento Exploración y Producción registró una utilidad operativa de $ 6.184 millones, lo que representa un menor resultado de $ 492 millones respecto de los $ 6.676 millones obtenidos en el año 2002.

La causa de este descenso se encuentra asociada a las menores ventas de crudo, tanto en volumen como en precios, expresados en pesos, por $1.114 millones. Las menores cantidades vendidas se deben a menores compras y a una menor producción. La baja en los precios fue consecuencia de la revalorización del peso respecto del dólar y de la evolución de los índices de precios durante el año 2002, efectos que absorbieron el incremento experimentado por el WTI durante el año 2003.

Por otra parte, durante el año 2003 se incrementaron las ventas de gas en $433 millones. Los precios pesificados de este producto contribuyeron a un mayor consumo residencial e industrial, un crecimiento del consumo de GNC automotriz y una caída de la oferta hidráulica favoreció la generación térmica de electricidad. Por otra parte se firmaron acuerdos con determinadas industrias que incrementaron los precios de venta.

Con relación a los gastos operativos se registraron disminuciones en las regalías petroleras de crudo por efecto de la menor producción y la baja del precio en pesos del crudo de referencia aplicable al cálculo del valor boca de pozo. También disminuyeron las compras de crudo y gas. Asimismo, se produjeron incrementos en los cargos por agotamiento de activos fijos derivados de un incremento de inversiones y la mayor producción gasífera.

La producción conjunta de petróleo, condensado y líquidos y gas consolidada aumentó levemente a pesar de la venta de las propiedades de Bolivia durante el año 2002. La producción en Argentina incrementó un 6%, impulsada por el aumento de la producción de gas del 19 %.

Durante el año 2003 se cumplieron con todos los compromisos de exploración correspondientes a las áreas adquiridas durante los años 2002 y 2003, registrando una cifra récord para Argentina de km2 de sísmica 3D y 2D.

Los nuevos proyectos que merecen ser destacados son la puesta en marcha de la planta de GLP en El Portón, con una capacidad de procesamiento de 3.5 millones de m3 por día y el inicio de la producción offshore de la plataforma Poseidón, en la zona austral.

• • 1. Gas Natural y Electricidad

Los resultados del año 2003 ascendieron a $180 millones, $43 millones superiores a los del año 2002. La principal causa de este incremento fue el mejor resultado de Compañía Mega como consecuencia de los mejores precios obtenidos durante el año 2003.

• • 1. Refino y Marketing

En el año 2003, el segmento de Refino y Marketing registró una ganancia operativa de $1.554 millones, lo que representa un mayor resultado por $1.661 millones respecto de la pérdida por $107 millones registrada en el año 2002. Este aumento del resultado se genera como consecuencia del mejoramiento de los márgenes en el mercado interno, principalmente gasoil, naftas y LPG. Distinto comportamiento tuvieron los precios en el mercado externo, los que bajaron como consecuencia de la evolución del tipo de cambio real. Respecto de los volúmenes vendidos, las ventas de naftas y gasoil en el mercado local se redujeron en un 10% y 4% respectivamente, pero quedaron parcialmente compensadas con mayores exportaciones de gasoil y fuel oil.

El precio de transferencia del crudo, pactado entre la unidad de Exploración y Producción y la unidad de Refinación, no registró variaciones significativas de un año a otro.

Respecto de los gastos, se registran incrementos en transporte y publicidad, mientras que disminuyeron las contrataciones de obras y consumo de materiales.

El volumen procesado en las refinerías en Argentina en el año 2003 fue de 306 mil barriles diarios (mbd), este nivel de procesamiento es levemente superior a la carga diaria de 304 mbd, correspondientes al año 2002.

Respecto a la utilización de la capacidad teórica instalada por parte de YPF, el crudo procesado representa un 93,1% de la capacidad teórica instalada en el año 2003, mostrando un incremento con relación a la utilización del 92% durante el año 2002.

Respecto del costo promedio de refinación durante el año 2003, fue de $ 5.6 por barril, registrando una reducción de costos respecto del año anterior del 8%. Esta reducción en los costos de refinación se genera principalmente por menores cargos en concepto de contrataciones de obras y servicios, menor consumo de materiales y gastos de energía.

• • 1. Química

El resultado operativo del año 2003 ascendió a $ 387 millones, $47 millones superior al del año 2002. Este mejor resultado se alcanzó a través de un fuerte incremento en los volúmenes vendidos, principalmente los exportados, como consecuencia de la consolidación del funcionamiento de la planta de Metanol que obtuvo un récord de producción durante el año 2003. Otra causa a destacar es el incremento de los resultados operativos de Profertil S.A. Estos se lograron a través de una sustancial mejora en su operación, que permitió incrementar la producción de urea y amoníaco, y disminuir los consumos específicos de gas. Por otra parte este aumento de la producción se vio acompañado por un aumento de los precios internacionales de urea.

Corporación y Otros

En el año 2003 se registraron cargos por $311 millones, 3% superiores a los del periodo anterior.

• • 1. Otros Ingresos y Egresos Netos

Los otros egresos del año 2003 totalizaron $156 millones, $121 millones menores a los del año 2002. Los principales cargos registrados durante el año 2003 corresponden a previsiones por juicios y otras contingencias.

• • 1. Diferencias de cambio

Durante el año 2003 la posición en moneda extranjera de la sociedad pasó a ser activa, principalmente por la cancelación de préstamos. Esta posición financiera ante la evolución de la cotización del peso respecto del dólar generó una pérdida neta por $ 83 millones al 31 de diciembre de 2003. La pérdida por diferencia de cambio neta del resultado por exposición a la inflación registrada durante el año 2002 ascendió a $2.146 millones.

• • 1. Intereses generados por Pasivos

La baja del tipo de cambio real, asociada a una importante disminución del endeudamiento, permitió reducir el cargo por intereses en un 63%, lo que representa un ahorro de $ 428 millones.

• • 1. Impuesto a las Ganancias

Durante el año 2003 se registró un cargo por impuesto de $3.293 millones, superior en $3.233 millones al del año 2002.

• 1. CUARTO TRIMESTRE 2003 VS CUARTO TRIMESTRE 2002

El precio promedio del crudo intermedio del Oeste de Texas – WTI – del cuarto trimestre de 2003 fue de US$ 31,17 por barril, superior en un 10,6% respecto de igual periodo de 2002. Sin embargo, los equivalentes en pesos de estos precios, expresados en moneda homogénea por aplicación del ajuste por inflación hasta el 28 de febrero de 2003, fueron $ 89,05 y $ 98,78 para el cuarto trimestre de 2003 y 2002, respectivamente, por lo que, medido en pesos, el valor de referencia del crudo registra una baja del 9,8%, como consecuencia de la revalorización del peso entre ambos trimestres.

El resultado operativo del cuarto trimestre de 2003 ascendió a $1.930 millones, menor al de igual trimestre del año anterior en $238 millones.

Esta disminución del resultado operativo se debe a una caída en los volúmenes vendidos en el mercado interno y externo, principalmente crudo, gasoil y naftas de exportación. La caída de los precios en pesos en el mercado externo también contribuyó a disminuir los ingresos operativos del cuarto trimestre de 2003.

El resultado neto del cuarto trimestre de 2003 fue de $1.280 millones, inferior al de igual trimestre del año anterior en $481 millones. Las principales causas de esta variación son el menor resultado operativo y el mayor cargo por impuesto a las ganancias por $332 millones.

Adicionalmente, el cuarto trimestre de 2003 registra menores egresos netos no operativos por $153 millones, debido a que no se registraron cargos por previsiones por juicios y otras contingencias durante los últimos tres meses del año 2003.

Por último cabe mencionar que los resultados de compañías vinculadas del cuarto trimestre del año 2003 fueron menores a los del 2002 en $51 millones.

1. Síntesis de la Estructura Patrimonial

Balances Generales Consolidados al 31 de Diciembre de 2003, 2002, 2001, 2000 y 1999.

(Cifras expresadas en millones de pesos)

	31/12/03	31/12/02	31/12/01	31/12/00(1)	31/12/99(1)
Activo
Activo Corriente	10.717	9.073	5.608	5.244	5.422
Activo No Corriente	22.600	23.058	25.248	23.861	22.971
Total del Activo	33.317	32.131	30.856	29.105	28.393
Pasivo
Pasivo Corriente	6.800	5.112	6.473	6.025	6.146
Pasivo No Corriente	4.108	6.137	5.526	4.710	5.906
Total del Pasivo	10.908	11.249	11.999	10.735	12.052
Diferencias Transitorias de Conversión	(115)	-	-	-	-
Diferencias Transitorias de Medición de Instrumentos Derivados	(10)	(14)	(4)	-	-
Participación de Terceros en Sociedades Controladas	-	-	-	143	132
Patrimonio Neto	22.534	20.896	18.861	18.227	16.209
Total del Pasivo, Diferencias Transitorias, Participación de Terceros en Sociedades Controladas y Patrimonio Neto	33.317	32.131	30.856	29.105	28.393

(1) No incluye el efecto de la adecuación de los saldos como consecuencia de la aplicación de los nuevos principios contables vigentes en la Argentina (acápite 1).

Firmado a los efectos de su identificación

con nuestro informe de fecha 04 - MARZO - 2004

DELOITTE & Co. S.R.L.

C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 - Fº 3

RICARDO C. RUIZ

Socio

Contador Público U.B.A.

C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 156 - Fº 159

1. Síntesis de la Estructura de Resultados

Estados de Resultados Consolidados por los ejercicios finalizados el 31 de Diciembre de 2003, 2002, 2001, 2000 y 1999.

	31/12/03	31/12/02	31/12/01	31/12/00(1)	31/12/99(1)
Ventas Netas	21.172	19.745	17.942	19.035	14.502
Costo de Ventas	(11.323)	(11.228)	(10.741)	(10.957)	(9.249)
Utilidad Bruta	9.849	8.517	7.201	8.078	5.253
Gastos de Administración	(404)	(435)	(480)	(400)	(352)
Gastos de Comercialización	(1.184)	(1.115)	(1.721)	(1.268)	(1.143)
Gastos de Exploración	(277)	(242)	(224)	(317)	(385)
Utilidad Operativa	7.984	6.725	4.776	6.093	3.373
Resultado de Inversiones No Corrientes	150	(450)	(227)	37	44
Amortización de Llave de Negocio	(4)	(18)	(42)
Otros Egresos, Netos	(156)	(277)	(206)	(615)	(224)
Resultados Financieros y por Tenencia	(53)	(2.994)	(682)	(345)	(631)
Resultado por la Venta de Activos No Corrientes y Bienes de Uso a Desafectar	-	690	(274)	(429)	(637)
Utilidad Neta antes de Impuesto a las Ganancias, Participación de Terceros en los Resultados de Sociedades Controladas y Dividendos al Capital Preferido	7.921	3.676	3.345	4.741	1.925
Impuesto a las Ganancias	(3.293)	(60)	(1.424)	(2.013)	(840)
Participación de Terceros en los Resultados de Sociedades Controladas	-	-	(2)	(26)	(29)
Utilidad Neta antes de Dividendos al Capital Preferido	4.628	3.616	1.919	2.702	1.056
Dividendos al Capital Preferido de Sociedades Controladas	-	-	-	-	(9)
Utilidad Neta	4.628	3.616	1.919	2.702	1.047

(1) No incluye el efecto de la adecuación de los saldos como consecuencia de la aplicación de los nuevos principios contables vigentes en la Argentina (acápite 1).

Firmado a los efectos de su identificación

con nuestro informe de fecha 04 - MARZO - 2004

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1. Datos Estadísticos

		Ene/ Dic	Ene/ Dic	Ene/ Dic	Ene/ Dic	Ene/ Dic
	Unidad	2003	2002	2001	2000	1999
Entregas de Crudo	mbd	430	442	501	454	482
Producción neta de gas natural	Mpcd	1.767	1.545	1.731	1.681	1.767
Ventas de crudo a terceros	mbd	99	136	196	187	212
Ventas de gas natural	Mpcd	1.821	1.639	1.726	1.760	1.916
Crudo procesado	bd	306.267	303.701	298.108	290.639	303.470
Subproductos Vendidos
Naftas	bd	92.994	87.056	87.908	81.309	92.023
Gas Oil	bd	131.710	125.519	138.474	132.442	132.849
JP1 y Kerosén	bd	14.350	17.982	17.388	21.024	21.756
Fuel Oil	bd	12.661	6.924	11.155	6.504	12.666
LPG y NGL	bd	43.337	40.288	39.891	46.597	59.959
Otros	bd	58.446	46.566	40.596	43.829	55.981
TOTAL	bd	353.498	324.335	335.412	331.705	375.234
Crudo Vendido
En el mercado local	mbd	15	30	19	18	20
En el exterior	mbd	84	106	177	169	192
Subproductos Vendidos
En el mercado local	mbd	198	194	206	224	237
En el exterior	mbd	156	130	129	108	138
TOTAL CRUDO Y SUBPRODUCTOS VENDIDOS	mbd	453	460	531	519	587
POLÍMEROS
En el mercado local	Tnd	138	120	100	139	123
En el exterior	Tnd	115	117	93	81	38
FERTILIZANTES
Urea	Tnd	975	574	606	-	-
Otros	Tnd	52	43	149	-	-
TOTAL FERTILIZANTES VENDIDOS EN EL MERCADO LOCAL	Tnd	1027	617	755	-	-
Urea	Tnd	580	643	301	-	-
Otros	Tnd	200	122	71	-	-
TOTAL FERTILIZANTES VENDIDOS EN EL MERCADO EXTERIOR	Tnd	780	765	372	-	-

1. Índices

	31/12/03	31/12/02	31/12/01	31/12/00(1)	31/12/99(1)
Liquidez corriente (Activo Corriente sobre Pasivo Corriente)	1,576	1,775	0,866	0,870	0,882
Solvencia (Patrimonio Neto sobre Pasivo Total)	2,066	1,858	1,572	1,698	1,345
Inmovilizado del Capital (Activo no Corriente sobre Activo Total)	0,678	0,718	0,818	0,820	0,809
Rentabilidad (Resultado del ejercicio sobre Patrimonio Neto Promedio)	0,213	0,182	0,103	0,157	0,065

(1) No incluye el efecto de la adecuación de los saldos como consecuencia de la aplicación de los nuevos principios contables vigentes en la Argentina (acápite 1).

Firmado a los efectos de su identificación

con nuestro informe de fecha 04 - MARZO - 2004

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1. PERSPECTIVAS

Siguiendo los lineamientos del plan estratégico de Repsol YPF, la compañía definió un presupuesto de inversiones similar a los de los últimos años, orientado a mantener la capacidad de producción de hidrocarburos, reafirmando su compromiso productivo de mediano plazo en el país, en un contexto que se prevé mantendrá precios en rangos similares a los del año 2003 para el petróleo crudo.

Respecto del mercado de gas natural, el desarrollo futuro de las reservas esta condicionado a la evolución de las condiciones comerciales y de rentabilidad de este producto.

A partir 2004, la unidad de Refinación y Marketing realizará inversiones para adaptar el esquema productivo a las nuevas especificaciones de calidad de los mercados exportadores y domestico. También se continuará haciendo énfasis en la minimización de los impactos ambientales, para lo cual comenzará a ejecutarse el Proyecto de Tratamiento Integral de Efluentes en las Refinerías de La Plata y Luján de Cuyo.

La unidad de Química mantendrá los niveles de producción alcanzados durante el año 2003, dado que los precios internacionales de metanol y urea seguirán manteniéndose atractivos al menos durante el primer semestre del año 2004. Por otra parte espera una recuperación de los precios internacionales de los productos aromáticos para fines de año.

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

	COTIZACIÓN DE CIERRE
	Bolsa de Buenos Aires en PESOS por acción		Bolsa de Nueva York en DÓLARES 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 último día de marzo de 2003	54,50	18,78
Cotización del último día de abril de 2003	54,50	19,61
Cotización del último día de mayo de 2003	71,00	24,65
Cotización del último día de junio de 2003	76,00	26,60
Cotización del último día de julio de 2003	76,00	25,86
Cotización del último día de agosto de 2003	74,00	24,60
Cotización del último día de septiembre de 2003	79,00	26,80
Cotización del último día de octubre de 2003	95,00	33,01
Cotización del último día de noviembre de 2003	98,00	33,56
Cotización del último día de diciembre de 2003	109,00	37,02
Cotización del último día de enero de 2004	113,00	37,40
Cotización del último día de febrero de 2004	112,00	38,10
Cotización del día 3 de marzo de 2004	117,00	39,35

	JOSÉ MARÍA RANERO DÍAZ
	Director

YPF S.A.

ESTADOS CONTABLES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2003

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 - Nota 1.a a los estados contables básicos,
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 2003, sin embargo, tal como se menciona en la Nota 1.b a los estados contables básicos, a partir del 1° de enero de 2003, la Sociedad aplicó las disposiciones de los nuevos principios contables, originando la adecuación de los saldos al comienzo del ejercicio y el consiguiente ajuste a los resultados no asignados al inicio del mismo. Asimismo, los estados contables que se presentan con propósitos comparativos han sido modificados para dar efecto retroactivo a la aplicación de dichas modificaciones.
3. a. No existen deudas de plazo vencido. Los créditos de plazo vencido son los siguientes:

	Créditos Corrientes
Vencidos entre octubre y diciembre de 2003	176
Vencidos entre julio y septiembre de 2003	65
Vencidos entre abril y junio de 2003	29
Vencidos entre enero y marzo de 2003	99
Vencidos entre enero y diciembre de 2002	52
Vencidos con anterioridad a enero de 2002	412
	833

3.b. y 3.c. Los créditos y las deudas a vencer son los siguientes:

	Corriente				No Corriente
	Créditos		Deudas		Créditos		Deudas
A vencer entre enero y marzo de 2004	1.693		2.778		-		-
A vencer entre abril y junio de 2004	5.149		2.974		-		-
A vencer entre julio y septiembre de 2004	78		113		-		-
A vencer entre octubre y diciembre de 2004	41		83		-		-
A vencer entre enero y diciembre de 2005	-		-		605		384
A vencer entre enero y diciembre de 2006	-		-		426		364
A vencer con posterioridad a diciembre de 2006	-		-		313		1.877
	6.961(1)		5.948		1.344 (2)		2.625

1. Del total de créditos vencidos detallados en el punto 3.a. anterior y de los créditos corrientes a vencer aquí detallados, 298 se encuentran en gestión judicial y 480 se encuentran cubiertos por las previsiones para deudores por ventas de cobro dudoso y para otros créditos de cobro dudoso.
2. De este total 80 se encuentran cubiertos por la previsión para valuar otros créditos a su valor recuperable.

4.a., 4.b. y 4.c. 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 netos, relacionados con compromisos futuros de entrega de petróleo por 1.141, los cuales se detallan en la Nota 3.h a los estados contables básicos. 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:	5.169
Créditos No corrientes:	675
Pasivos Corrientes:	601
Pasivos No corrientes:	1.323

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. 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 ejercicio, 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 2003.

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 principalmente 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 considerados al nivel de cada segmento de negocio, que son utilizados como límite para sus respectivas valuaciones contables, se determinaron en función de su valor neto de realización y de su valor de uso, definido como la suma de los flujos netos de fondos esperados que deberían surgir del uso de los bienes y de su disposición al final de su vida útil.

Seguros:

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

Bienes cubiertos	Riesgo cubierto	Monto cubierto (1)	Valor contable
Equipamiento y demás activo fijo en general, utilizado en explotación, destilación, transporte, y demás actividades.	Todo riesgo (Primer riesgo absoluto)	600	18.857
Mercaderías	Todo riesgo de transporte	25
Pozos	Control, reperforación, derrame y polución	250(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 (Notas 2.h y 9 a los estados contables básicos).
2. En las Notas 5 y 9 a los estados contables básicos y en la Nota 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.

Aportes irrevocables a cuenta de futuras suscripciones:

1. Los aportes irrevocables tienen origen en la absorción por parte de YPF S.A. de Astra C.A.P.S.A. y de Repsol Argentina S.A. con motivo de la fusión de dichas sociedades.
2. No existen dividendos acumulativos impagos de acciones preferidas.
3. En la Nota 10 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

Acta Nº 235

En la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, a los 4 días del mes de marzo de 2003, en la sede social sita en Avda. Pte. Roque Sáenz Peña 777, se reúne el Directorio de YPF Sociedad Anónima presidido por su titular Sr. ALFONSO CORTINA de ALCOCER y con la presencia de los Directores Titulares Sres. RAMÓN BLANCO, CARLOS DE LA VEGA, ANTONIO HERNÁNDEZ-GIL ÁLVAREZ-CIENFUEGOS, ALEJANDRO MACFARLANE, MIGUEL MADANES, CARLOS A. OLIVIERI, DANTE RUBÉN PATRITTI, JOSÉ MARÍA RANERO DÍAZ, MIGUEL ANGEL REMÓN GIL, CARLOS OSCAR TEMPONE y CARLOS MARÍA TOMBEUR, y de los Síndicos Sres. HOMERO BRAESSAS, MARIO E. VÁZQUEZ y JAVIER SIÑERIZ.

Asimismo, se deja constancia que el Sr. Presidente Alfonso Cortina de Alcocer y los Sres. Directores Ramón Blanco, Antonio Hernández-Gil Álvarez-Cienfuegos y Miguel Ángel Remón Gil, se encuentran presentes mediante videoteleconferencia desde la ciudad de Madrid, España y han delegado su firma en el acta de la presente reunión en el Sr. Director José María Ranero Díaz, de lo que se toma nota.

Siendo las 9:30 horas y habiendo quórum, el Sr. Presidente declara abierta la sesión y somete a consideración EL PRIMER PUNTO DEL ORDEN DEL DÍA: “Memoria y Estados Contables del Ejercicio 2003”.

El Sr. Presidente cede la palabra al Director de Finanzas y Administración, Sr. Carlos Olivieri, quien hace presente que de acuerdo con las normas vigentes de la Comisión Nacional de Valores y de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, es necesario que el Directorio apruebe la Memoria del Directorio y los Estados Contables de la Sociedad correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2003. En virtud de ello, pone a consideración el Balance General correspondiente al ejercicio económico Nº 27 juntamente con el resto de los Estados Contables Auditados y demás documentación conexa correspondientes al ejercicio iniciado el 1 de enero de 2003 y finalizado el 31 de diciembre de 2003. Continúa manifestando el Sr. Carlos Olivieri que la información que se presenta está preparada de acuerdo con lo dispuesto por la Ley de Sociedades Comerciales y las normas de la Comisión Nacional de Valores de la República Argentina y de acuerdo con parámetros internacionales conforme a las exigencias de la Securities and Exchange Commission (SEC) de los Estados Unidos de América que resulten aplicables a la Sociedad y, en tal sentido, se presenta la información comparativa con los dos ejercicios anteriores. Por otra parte, el Sr. Olivieri señala que los estados contables correspondientes a los ejercicios anuales finalizados el 31 de diciembre de 2002 y 31 de diciembre de 2001 fueron aprobados por la Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria del 9 de abril de 2003 y por la Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria del 10 de abril de 2002, respectivamente. Se deja constancia que los estados contables que incluyen la Reseña Informativa se encuentran transcriptos en el libro copiativo de Inventario y Balances N° 82, Rúbrica N° 0100485-03 de fecha 19 de noviembre de 2003. Finaliza diciendo el Sr. Olivieri que se han tenido a la vista los correspondientes informes del Auditor y de la Comisión Fiscalizadora. Luego de un intercambio de opiniones EL DIRECTORIO RESUELVE:

1°) Aprobar la Memoria del Directorio, Inventario, Balance General, Estado de Resultados, Estado de Evolución del Patrimonio Neto, Estado de Flujo de Efectivo y demás documentación conexa y la Reseña Informativa correspondientes al Ejercicio Económico Anual Nº 27 finalizado el 31 de diciembre de 2003, cuya copia se archiva en el registro especial de anexos de actas de Directorio suscripta por los Directores Sres. Carlos de la Vega y Carlos Tempone, tomándose conocimiento de los Informes del Auditor y de la Comisión Fiscalizadora, correspondientes a dichos estados contables. La información comparativa que se presenta, corresponde a los estados contables de los ejercicios anuales finalizados el 31 de diciembre de 2002 y 31 de diciembre de 2001, los que fueron aprobados por la Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria del 9 de abril de 2003 y por la Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria del 10 de abril de 2002, respectivamente.

2°) Aprobar las comunicaciones a la Comisión Nacional de Valores y a la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, incluyendo la información requerida por el artículo Nº 68 del Reglamento de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, cuyas copias se archivan en el registro especial de anexos de actas de Directorio suscriptas por los Directores citados precedentemente.

3°) Delegar la firma de los estados contables correspondientes al Ejercicio Económico Anual N° 27 finalizado el 31 de diciembre de 2003 en el Sr. Director José María Ranero Díaz....

...Por último, los miembros de la Comisión Fiscalizadora dejan constancia de la regularidad de las decisiones adoptadas por el Directorio.

A continuación el Sr. Presidente propone pasar a cuarto intermedio para que se proceda a redactar el acta de la presente reunión, lo cual se aprueba por unanimidad. Siendo las 10:15 horas, se reanuda la sesión con la presencia de las personas nombradas al comienzo y se procede a dar lectura al acta de la reunión. Concluida la misma y no habiendo observaciones, se la aprueba por unanimidad, procediendo los presentes a firmarla. No habiendo más asuntos que tratar se levanta la sesión siendo las 10:50 horas

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

4 de marzo de 2004 ↑
2. ( ↑