YPF S.A. — Annual Report 2004

Mar 14, 2005

SOCIEDAD ANONIMA

Estados Contables al 31 de Diciembre
de 2004, 2003 y 2002

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 2004.

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 Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Consideraciones Generales

Situación Macroeconómica

La economía mundial continuó creciendo en forma significativa durante el 2004, impulsando el comercio internacional. Se estima un crecimiento mundial del Producto Interno Bruto (“PIB”) cercano al 5%, con China liderando la expansión en Asia, y los Estados Unidos creciendo al 4,4% anual. En América Latina, el hecho más significativo para la economía argentina fue la recuperación de Brasil, que logró superar el estancamiento del año anterior.

En el mercado petrolero, el año cerró con un descenso de los precios internacionales, luego de los máximos históricos alcanzados en octubre. En promedio, el barril WTI superó los 40 dólares durante el 2004, un 31% por encima del registro del año 2003.

En el marco de un contexto internacional y regional relativamente favorable, la economía argentina mantuvo la fuerte recuperación observada el año anterior, con un crecimiento anual del PIB que se estima en 8,8% para todo el 2004. La industria creció un 10,7%, y la construcción un 20,1%.

Aunque las exportaciones aumentaron un 16,5% (favorecidas por la mejoras en los precios), la recuperación de las importaciones (61,4%) redujo el superávit de la balanza comercial, que cayó de 15.731 millones de dólares en el 2003, a 12.131 millones en el 2004.

Pese a la reactivación del consumo y la inversión, y a la expansión monetaria derivada de la compra de divisas por parte del Banco Central, la inflación se mantuvo en niveles relativamente bajos -6,1% en el año- aunque superiores a los del 2003 (3,7%). En los primeros meses del 2005, el aumento mensual de los precios minoristas del 1,5% en enero y 1% en febrero, ha generado preocupación respecto a la evolución de la variable a lo largo de año.

Durante el último trimestre del año, la cotización del peso frente al dólar mostró una leve tendencia bajista, finalizando el año en torno a 2,98 pesos por dólar (vendedor). El tipo de cambio peso / dólar de cierre del año 2004 resultó un 1,4% superior al de finales del año 2003. Cabe consignar que durante el año el dólar mantuvo la tendencia a depreciarse frente a las principales monedas mundiales.

De la mano del crecimiento económico, la tasa de desocupación siguió cayendo, como consecuencia de aumentos en el empleo formal e informal. Los datos del tercer trimestre del año muestran como desempleada al 13,2% de la población activa, 3,1 puntos menos que en la medición de un año atrás.

Los ingresos fiscales nacionales crecieron un 36% en el 2004, y permitieron alcanzar un superávit fiscal primario nacional record de 3,9% del PIB, muy por encima de las metas acordadas con el Fondo Monetario Internacional (“FMI”). Durante los primeros meses del año 2004 la Argentina mantuvo un programa Stand By con el organismo internacional. El acuerdo, sin embargo, fue dejado en suspenso en la segunda mitad del año por pedido de las autoridades argentinas, que argumentaron la necesidad de evitar interferencias en el proceso de reestructuración de la deuda pública en default. Entretanto, la Argentina continuó pagando los vencimientos de la deuda con el FMI con recursos propios.

La primera etapa de la reestructuración de la deuda pública en default se ha completado con éxito en el inicio del 2005, al alcanzarse un 76% de aceptación de la oferta argentina. De esta forma, el país ha logrado reducir significativamente el nivel del endeudamiento, y las necesidades de financiamiento en los próximos años, ya que los nuevos títulos presentan características muy favorables en términos de plazos y tasas de interés.

Las autoridades argentinas han iniciado las discusiones para retomar el programa con el FMI, procurando refinanciar los fuertes vencimientos de deuda con los organismos de los próximos meses. Las negociaciones incluirán no solamente las cuestiones discutidas en ocasión de firmarse el acuerdo anterior (metas fiscales y monetarias, renegociación de contratos de servicios públicos, reformas al sistema impositivo, entre otras), sino también el problema de los acreedores que no ingresaron al canje.

El sector de los hidrocarburos debió enfrentar una crisis en el abastecimiento de gas natural durante el invierno, provocada por el fuerte aumento del consumo asociado a la vigencia de precios relativos sumamente distorsionados. La crisis fue superada coyunturalmente con un paquete de medidas que incluyó restricciones a las exportaciones y al consumo industrial, reanudación de las importaciones de gas desde Bolivia, un programa de estímulo al ahorro energético de las familias y la importación masiva de fuel oil para su utilización en las centrales térmicas de generación eléctrica.

En el caso del petróleo, el gobierno reaccionó a los incrementos internacionales de precios con mayores retenciones a las exportaciones. Los precios de los combustibles líquidos han quedado virtualmente congelados en el mercado local, en niveles por debajo de las cotizaciones internacionales.

La economía argentina comienza el año 2005 con perspectivas relativamente favorables en materia económica, alimentadas por el resultado positivo del canje de deuda. Los analistas privados estiman que el PIB crecería por encima del 6% anual, en un contexto de inflación en alza. La Sociedad, sin embargo, no puede predecir la evolución de los eventos macroeconómicos futuros.

Presentación de los estados contables

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

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 Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas (“F.A.C.P.C.E.”) y considerando lo establecido por la Resolución General Nº 441 de la CNV, que estableció la discontinuación de la reexpresión de los estados contables en moneda constante a partir del 1 de marzo de 2003.

Como consecuencia de la venta de las participaciones de la Sociedad en Global Companies LLC y afiliadas (“Global”) y en YPF Indonesia Ltd. (mencionadas en la Nota 11 a los estados contables), las cifras correspondientes a los activos, pasivos, resultados y operaciones de los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2002 y 2003 han sido modificadas para dar efecto retroactivo a la discontinuación de las mencionadas operaciones, mientras que los resultados generados durante el ejercicio 2004 hasta el momento de su discontinuación han sido expuestos netos en el rubro “Resultados de operaciones discontinuadas” del estado de resultados consolidado.

Características de la Sociedad

Las operaciones de YPF se vieron afectadas principalmente por los cambios en los precios internacionales del crudo. El precio promedio por barril exportado de crudo desde Argentina obtenido por YPF, neto de retenciones, fue de U$S 27,47, U$S 22,43 y U$S 18,97 en 2004 ,2003 y 2002, respectivamente. El precio de venta promedio por barril de crudo exportado obtenido por YPF durante el mes de enero de 2005 fue de U$S 25,93. Los precios promedios del WTI fueron U$S 41,40, U$S 31,07 y U$S 26,05 en 2004, 2003 y 2002, respectivamente. Los cambios futuros en el precio internacional del crudo y de los productos refinados continuarán afectando los resultados de YPF.

Los resultados de las operaciones de la Sociedad están influenciados por la estacionalidad, debido a que la demanda de gas natural y ciertos 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.

Debido a la venta de la participación en Global y de una subsidiaria de YPF Internacional SA, YPF Indonesia LTD, durante el ejercicio 2004 YPF desarrolla sus principales actividades en el territorio argentino.

Adicionalmente, el 28 de enero de 2005 YPF vendió su participación en PBBPolisur S.A. por U$S 97,5 millones y el 7 de marzo de 2005, firmó un acuerdo de venta de su participación en Petroken Petroquímica Ensenada S.A. por un valor de U$S 58 millones, operación que está sujeta a la aprobación de la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia.

Durante 2004 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

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, así como las ventas de petróleo crudo intersegmento y gas natural (“Exploración y Producción”); la refinación y comercialización de petróleo crudo a terceros y productos derivados del petróleo (“Refino y Marketing”); las operaciones petroquímicas (“Química”); la comercialización de ciertos derivados de gas natural 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 a los estados contables).

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 es 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 2004, 2003 y 2002. Las reservas estimadas que se muestran en el cuadro fueron preparadas de acuerdo con las normas de la SEC.

	Ejercicios finalizados el 31 de Diciembre de
	2004		2003		2002
	(millones de barriles)
Reservas probadas de petróleo, condensado y líquidos (1)(2)
Desarrolladas	908		1.047		1.136
No desarrolladas	200		222		251
Total	1.108		1.269		1.387

	Ejercicios finalizados el 31 de Diciembre de
	2004		2003		2002
	(miles de millones de pies cúbicos)
Reservas probadas de gas natural (1)(2)
Desarrolladas	5.041		5.609		6.801
No desarrolladas	1.775		2.371		2.173
Total	6.816		7.980		8.974

	Ejercicios finalizados el 31 de Diciembre de
	2004		2003		2002
	(millones de barriles)
Producción de petróleo, condensado y líquidos (1)(2)	146		157		160

	Ejercicios finalizados el 31 de Diciembre de
	2004		2003		2002
	(miles de millones de pies cúbicos)
Producción de gas natural (1)(2)	705		644	644	542

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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.

(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
	2004		2003		2002
	(% sobre ventas netas)
Ventas netas	100,0		100,0		100,0
Costo de ventas	(46,2)		(44,3)		(50,6)
Utilidad Bruta	53,8		55,7		49,4
Gastos administrativos	(2,3)		(2,2)		(2,4)
Gastos de comercialización	(7,0)		(6,6)		(6,3)
Gastos de exploración	(1,9)		(1,6)		(1,4)
Utilidad operativa	42,6		45,3		39,3

2004 Comparado con 2003

La Sociedad

Las ventas netas del ejercicio 2004 fueron de $ 19.931 millones comparados con $ 17.514 millones del mismo período de 2003, lo que representa un aumento del 14%, como consecuencia de la fuerte suba de los precios internacionales del crudo y, consecuentemente, de los productos comercializados en el mercado externo, aminorados por mayores retenciones a las exportaciones y mayores descuentos por calidad y flete, e incrementos en los precios locales del gas oil, propileno y gas natural. En cuanto a los volúmenes vendidos, se produjo una fuerte caída de las exportaciones de crudo, gas oil y naftas de exportación atenuada por mayores ventas de crudo y gas oil en el mercado interno.

El costo de ventas en el ejercicio 2004 fue de $ 9.212 millones, comparado con los $ 7.756 millones en igual período de 2003. El costo de ventas aumentó en $ 1.456 millones, lo que representa un aumento del 19%, principalmente por mayores compras, regalías, amortizaciones y otros gastos de producción.

La utilidad operativa del ejercicio 2004 fue de $ 8.471 millones comparada con los $ 7.955 millones del ejercicio anterior, lo que representa un aumento del 6% impulsado por los mayores precios internacionales que afectan las exportaciones.

La utilidad neta antes del impuesto a las ganancias y del resultado de venta y de operaciones discontinuadas en el ejercicio 2004 fue de $ 7.751 millones comparados con los $ 7.903 millones en igual período de 2003. Esta disminución fue como consecuencia de un fuerte incremento de otros egresos de $ 860 millones parcialmente compensados con mayores resultados operativos por $ 516 millones y menores pérdidas financieras de $ 188 millones originados principalmente por el impacto positivo en la tenencia de bienes de cambio debido a los incrementos que experimentaron los costos de producción.

En la línea de Otros Egresos, netos se registraron pérdidas por $ 1.012 millones durante el ejercicio 2004 respecto de una pérdida de $ 152 millones durante el mismo período de 2003. Los principales cargos registrados durante el año 2004 corresponden a previsiones por juicios, provisiones medioambientales y otras contingencias.

La Sociedad provisionó $ 3.017 millones por impuesto a las ganancias en comparación con los $ 3.290 millones correspondientes al mismo período de 2003.

Durante el ejercicio 2004, los resultados por las operaciones discontinuadas y por la venta de operaciones discontinuadas, correspondientes a Global e YPF Indonesia Ltd., aportaron $3 millones y $139 millones, respectivamente, por lo cual la utilidad neta del ejercicio 2004 fue de $ 4.876 millones en comparación con los $ 4.628 millones de 2003 lo que representa un incremento del 5%.

Exploración y Producción

Las ventas netas de Exploración y Producción en el ejercicio 2004 fueron de $ 13.796 millones que comparadas con los $ 12.138 millones del ejercicio anterior, representan un aumento del 14%. Las ventas netas de crudo aumentaron en $ 1.099 millones debido principalmente al aumento del precio internacional del crudo que determina los precios internos de transferencia entre segmentos de negocio, aminorado por un menor volumen vendido, producto de una menor producción, que parcialmente se compensó con mayores compras. Por otra parte, durante el ejercicio 2004 se incrementaron las ventas de gas en $ 480 millones como consecuencia del aumento del precio a industrias y de un incremento en la producción, mientras que las ventas de líquidos de gas natural aumentaron en $ 79 millones.

Como consecuencia de aumentos en los gastos de operativos, principalmente regalías, amortizaciones, gastos de conservación y mantenimiento, y compras, la utilidad operativa de Exploración y Producción solamente se ha incrementado en un 11%, de $ 6.182 millones en 2003 a $ 6.878 millones en igual período de 2004.

La producción consolidada de petróleo, condensado y líquidos bajó durante 2004 a 399 mil barriles diarios comparados con los 430 mil barriles diarios obtenidos en 2003 por una menor producción en Argentina. La producción de gas natural durante el ejercicio 2004 aumentó a 1.926 millones de pies cúbicos diarios respecto de los 1.767 millones de pies cúbicos diarios de igual período de 2003.

Gas natural y Electricidad

La utilidad operativa de Gas Natural y Electricidad fue de $ 262 millones en 2004, superando en $ 82 millones la utilidad generada en 2003, siendo la principal causa del incremento el mejor resultado de Compañía Mega como consecuencia de los mejores precios de etano, GLP y gasolina obtenidos durante el año 2004.

Refino y Marketing

Las ventas netas en el ejercicio 2004 fueron de $ 15.808 millones, aumentando un 8% respecto de los $ 14.667 millones vendidos el ejercicio anterior, como consecuencia de mejores precios en el mercado externo compensados con una caída de volúmenes exportados de gas oil y naftas y un incremento en las retenciones a las exportaciones, y en un aumento en los precios y volúmenes vendidos de gas oil en el mercado interno.

El resultado operativo de 2004 registró una ganancia de $ 1.324 millones, disminuyendo en un 13% respecto a los $ 1.527 millones del ejercicio anterior. Esta disminución fue como consecuencia de un incremento del costo de crudo comprado a la unidad Exploración y Producción, mayores gastos de refinación y mayores gastos de transportes originados por la modalidad “Costo y Fletes”.

El volumen procesado en las refinerías en Argentina durante 2004 alcanzó los 298 miles de barriles diarios, que equivale a una utilización del 93,2% de la capacidad teórica instalada que asciende a 319,5 miles de barriles diarios.

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 2004 fueron de $ 2.146 millones, superiores a los $ 1.553 millones del ejercicio 2003. La utilidad operativa del año 2004 ascendió a $ 564 millones, $ 177 millones superiores al del año 2003. Este mejor resultado se alcanzó a través de un fuerte incremento en los volúmenes vendidos, principalmente los exportados, como consecuencia de la producción record de metanol, siendo un 12% superior al del año 2003. Otra causa a destacar es el incremento de los resultados operativos de Profertil S.A. que ha mejorado el nivel de utilización de sus unidades llegando a 93,1% en el año 2004 con respecto al 91% del año 2003. Por otra parte este aumento de la producción se vio acompañado por un aumento de los precios internacionales de urea llegando en algunos meses a valores que no se alcanzaban desde el año 1995.

Corporación y otros

En el ejercicio 2004, se registraron cargos por $ 430 millones, 38% superiores a los del periodo anterior, siendo las principales causas las pérdidas registradas por Astra Evangelista y mayores gastos administrativos.

2003 Comparado con 2002

La Sociedad

Las ventas netas del ejercicio 2003 fueron de $ 17.514 millones comparados con $ 17.050 millones del mismo período de 2002, lo que representa un aumento del 3%, principalmente por una adecuación de precios de los productos comercializados en el mercado interno, a los efectos de la devaluación y el proceso inflacionario. 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 a 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.

El costo de ventas en el ejercicio 2003 fue de $ 7.756 millones, comparado con los $ 8.626 millones en igual período de 2002. El costo de ventas disminuyó en $ 870 millones, lo que representa una disminución del 10%.

La utilidad operativa del ejercicio 2003 fue de $ 7.955 millones comparada con los $ 6.696 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, del impuesto a las ganancias y del resultado de operaciones discontinuadas en el ejercicio 2003 fue de $ 7.903 millones comparados con los $ 2.997 millones en igual período de 2002. Las pérdidas financieras fueron de $ 50 millones en comparación con $ 2.991 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.

En la línea de Otros Egresos, netos se registraron pérdidas por $ 152 millones durante el ejercicio 2003 respecto de una pérdida de $ 245 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 $ 3.232 millones.

Durante el ejercicio 2003, la Sociedad provisionó $ 3.290 millones por impuesto a las ganancias en comparación con los $ 58 millones correspondientes al mismo período de 2002.

Exploración y Producción

Las ventas netas de Exploración y Producción en el ejercicio 2003 fueron de $ 12.138 millones que comparadas con los $ 13.002 millones del ejercicio anterior, representan una disminución del 7%. Las ventas netas de crudo disminuyeron en $ 1.167 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 $247 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 $ 484 millones, de $ 6.666 millones en 2002 a $ 6.182 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 S.A. como consecuencia de los mejores precios obtenidos durante el año 2003.

Refino y Marketing

Las ventas netas en el ejercicio 2003 fueron de $ 14.667 millones, aumentando un 2% respecto de los $ 14.396 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 $ 1.527 millones, en contraste con la pérdida operativa de $ 126 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.

Liquidez y Recursos de Capital

El flujo neto de caja proveniente de las actividades operativas en 2004 fue de $ 8.515 lo que representa un aumento del 15% comparado con los $ 7.417 millones generados en 2003. Este incremento se debe principalmente a la mayor utilidad operativa excluida las amortizaciones y las perforaciones improductivas. Adicionalmente se produjo una variación en el capital de trabajo durante 2004 que sumó $ 332 millones a la generación de fondos por operaciones.

Las principales aplicaciones de fondos provenientes de las actividades de inversión y financiación en 2004 incluyeron $ 2.867 millones para la adquisición de activo fijo, $ 5.310 millones para el pago de dividendos y $ 980 millones para la cancelación neta de préstamos. En 2003 las principales aplicaciones de fondos provenientes de las actividades de inversión y financiación incluyeron $ 2.418 millones para la adquisición de activo fijo, $ 2.990 millones para el pago de dividendos y $1.516 millones para cancelación neta de préstamos.

De los aproximadamente $ 3.052 millones de inversiones de capital y en exploración en 2004, aproximadamente $ 2.477 millones representan inversiones del negocio de Exploración y Producción, correspondiendo $ 2.107 millones de inversiones en desarrollo y $ 370 millones en inversiones en exploración, aproximadamente $ 434 millones representan inversiones de capital de Refino y Marketing y GLP y aproximadamente $ 86 millones representan inversiones de capital en Química. Las inversiones de capital y en exploración en 2003 ascendieron a $ 2.608 millones, de las cuales aproximadamente $ 2.338 millones representan inversiones del negocio de Exploración y Producción, correspondiendo a $ 1.949 millones de inversiones en desarrollo y $ 389 millones en inversiones en exploración, aproximadamente $180 millones representan inversiones de capital de Refino y Marketing y GLP, aproximadamente $ 47 millones representan inversiones de capital en Química.

El presupuesto de inversiones de capital y en exploración para el año 2005 (incluidos gastos de exploración), oportunamente aprobado por la Dirección de la Sociedad, comprende aproximadamente U$S 788 millones de inversiones en el segmento de Exploración y Producción, aproximadamente U$S 195 millones en Refino, Marketing, Logística y GLP, aproximadamente U$S 60 millones en inversiones de capital previstas para el negocio de Química, y aproximadamente U$S 7 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 2005 a través del flujo de fondos generado por sus actividades operativas.

El Directorio de la Sociedad propondrá someter a consideración de la Asamblea de Accionistas, convocada para el 19 de abril de 2005, la distribución de un dividendo de $ 8 por acción y la constitución de una reserva para futuros dividendos de $ 1.730 millones.

El total de préstamos al 31 de diciembre de 2004 era de $ 1.930 millones, compuesto por deuda a corto plazo de $ 246 millones y por deuda a largo plazo de $ 1.684 millones. La mayor parte de los préstamos al 31 de diciembre de 2004 son en dólares.

Al 31 de diciembre de 2004, el patrimonio neto de la Sociedad ascendía a $ 22.087 millones, que incluye la reserva legal de $ 1.286 millones de acuerdo con lo establecido por la Ley Nº 19.550 de Sociedades Comerciales.

En virtud de lo requerido por la Resolución General Nº 466/04 de la CNV, la Sociedad transformó los aportes irrevocables en un pasivo subordinado, expuesto en el rubro “Préstamos” del balance general al 31 de diciembre de 2004. La cancelación del mencionado pasivo se efectuará a la totalidad de los accionistas de la Sociedad en proporción a sus respectivas tenencias accionarias.

Operaciones con sociedades relacionadas

Durante 2004 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 21 de Abril de 2004 aprobó una remuneración total para los miembros del Directorio de $1,6 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2003. Además, aprobó el pago a cuenta de honorarios del ejercicio 2004 de hasta un máximo de $15.660 mensuales cada uno. El monto total de honorarios por el ejercicio cerrado el 31 de diciembre de 2004 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.

• Incentivos permanencia

• El devengamiento de este incentivo está ligado a la permanencia del beneficiario al servicio de la Sociedad hasta el 31 de diciembre de 2006. Se calcula en base a la retribución del beneficio y un multiplicador variable en función del grado de consecución de los objetivos establecidos.

El cargo neto correspondiente a estos programas por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2004, 2003 y 2002 no ha sido significativo.

Organización empresarial

Hasta diciembre 2004, 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. Estos negocios son asistidos por unidades de servicios, 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 está 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 Enero 2005 se han producido cambios en Repsol YPF encaminados a obtener un modelo de gestión basado en los siguientes principios claves:

• Orientar y acercar la organización a los mercados
• Descentralizar y agilizar la toma de decisiones
• Establecer una responsabilidad directa de los gestores sobre los resultados
• Aumentar la eficiencia y reducir el peso de las áreas corporativas.

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 Auditoria Corporativa (que incluye procedimientos de auditoria operativas, de gestión, cumplimiento de procedimientos y de seguridad informática), la Dirección Económico-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.

Asimismo y a efectos de cumplimentar los requerimientos de la Ley Sarbanes-Oxley de EEUU, YPF ha puesto en marcha el "Proyecto Corporativo de Control Interno", que en esencia implica la documentación y evaluación de forma exhaustiva y detallada de todos los procesos y actividades de la Sociedad con impacto en la información financiera de acuerdo a una determinada metodología, estableciendo los mecanismos de control y revisión correspondientes.

La nueva legislación sobre gobierno corporativo, tanto en Argentina mediante el Decreto Nº 677 y las Resoluciones Nº 400/02 y 402/02, como en Estados Unidos de América mediante el Acta de Sarbanes-Oxley Act. y sus regulaciones y en Europa (Informe Aldama, Informe Winter), 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 (Febrero 2003) ha establecido el Comité interno de Transparencia o Disclosure Committee, en el que participan los máximos responsables de cada área de negocios y corporativas, cuyo objetivo fundamental es dirigir y coordinar el establecimiento y mantenimiento de: procedimientos para la elaboración de la información de carácter contable y financiero que la Sociedad debe aprobar y registrar conforme a las normas que le son de aplicación o que, en general, comunique a los mercados, sistemas de control interno suficientes, adecuados y eficaces que aseguren la corrección, fiabilidad, suficiencia y claridad de los estados financieros de la Sociedad contenidos en los Informes Anuales y Trimestrales, así como de la información contable y financiera que la Sociedad debe aprobar y registrar.

A su vez se ha conformado el Comité de Auditoría del Directorio, que fue creado el 6 de Mayo de 2004 y que asume las funciones asignadas por la mencionada legislación, entre otras: supervisar el funcionamiento de los sistemas de control interno y del sistema administrativo-contable, así como la fiabilidad de este último y de toda la información financiera o de otros hechos significativos a ser comunicados a los organismos de contralor y a los mercados, opinar respecto de la propuesta del directorio para la designación de los auditores externos a contratar por la Sociedad y velar por su independencia, verificar el cumplimiento de la normativa aplicable, de ámbito nacional o internacional, en asuntos relacionados con las conductas en los mercados de valores, Asegurarse de que los Códigos Éticos y de Conducta internos y ante los mercados de valores, aplicables al personal de la Sociedad y sus controladas, cumplen las exigencias normativas y son adecuados para la Sociedad.

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 2005, se ha establecido un programa de inversiones que supera los $ 1.068 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 Nº 19.550)

EL DIRECTORIO

Buenos Aires, 10 de marzo de 2005.

Informe del Auditor

A los Señores Directores de
YPF SOCIEDAD ANONIMA:

1. Hemos auditado los balances generales de YPF SOCIEDAD ANONIMA (la “Sociedad”) al 31 de diciembre de 2004, 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 los balances generales consolidados de YPF SOCIEDAD ANONIMA y sus sociedades controladas y en las que ejerce control conjunto al 31 de diciembre de 2004, 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.
2. 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.
3. En nuestra opinión, los estados contables de YPF SOCIEDAD ANONIMA al 31 de diciembre de 2004, 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 2004, 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.
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 2004, 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 2004, 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 94%,
   2. el total de los servicios profesionales de auditoría para la Sociedad y sus sociedades controladas y vinculadas (participadas), es el 67%,
   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 60%.
9. Al 31 de diciembre de 2004, 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 $ 5.649.613, no siendo exigible a esa fecha.

Buenos Aires, 10 de marzo de 2005

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 2004, 2003 Y 2002

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	19
* Balances generales	21
* Estados de resultados	22
* Estados de evolución del patrimonio neto	23
* Estados de flujo de efectivo	24
* Notas a los estados contables	25
* Anexos a los estados contables	61

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

EJERCICIOS ECONOMICOS Nº 28, 27 Y 26

INICIADOS EL 1º DE ENERO DE 2004, 2003 Y 2002

ESTADOS CONTABLES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2004, 2003 Y 2002

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: 10 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 2004

(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 2004, 2003 Y 2002

(cifras expresadas en millones de pesos – Nota 1 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 21 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 y los estados de resultados y de flujo de efectivo por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2004, 2003 y 2002, 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, resultados y, en caso de corresponder, diferencias transitorias, las que se agrupan con los de la Sociedad luego de realizar las eliminaciones de los saldos y operaciones con las mencionadas sociedades y otros ajustes de consolidación que correspondan. 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, resultados y, en caso de corresponder, diferencias transitorias, en proporción al porcentaje de tenencia y considerando las eliminaciones de los saldos y operaciones con las mencionadas sociedades y otros ajustes de consolidación que correspondan.

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 y las transacciones entre YPF y la sociedad relacionada, que hubieran modificado el patrimonio neto de la segunda.

• 1. Criterios de valuación:

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

Resultados de las operaciones discontinuadas y resultado por la venta de operaciones discontinuadas

Tal como se menciona en Nota 11 a los estados contables básicos, durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2004, YPF Holdings Inc. e YPF Internacional S.A. vendieron sus participaciones en Global Companies LLC y afiliadas (“Global”) y en YPF Indonesia Ltd., respectivamente. El resultado de dichas ventas se incluyó en el rubro “Resultado por la venta de las operaciones discontinuadas” del estado de resultados.

Los estados contables presentados con propósitos comparativos han sido modificados para dar efecto retroactivo a las ventas mencionadas. En tal sentido, los resultados de Global e YPF Indonesia Ltd. fueron expuestos en el rubro “Resultado de las operaciones discontinuadas” del estado de resultados. Los activos y pasivos de las mencionadas sociedades ascendían a 493 y 373, respectivamente, al 31 de diciembre de 2003, y a 507 y 375 al 31 de diciembre de 2002, respectivamente, y fueron expuestos netos en el rubro “Otros activos” del balance general.

Las ventas netas y el resultado operativo de estas operaciones correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2003 ascendían a 3.658 y 29, respectivamente, mientras que para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2002 ascendían a 2.695 y 29, respectivamente.

Bienes de uso

Propiedad minera en áreas del exterior con reservas no probadas: ha sido valuada al costo convertido a pesos de acuerdo con lo indicado en la Nota 2.e a los estados contables básicos. Los costos capitalizados relacionados con áreas con reservas no probadas son examinados periódicamente por la Gerencia de la Sociedad para asegurar que el valor registrado sea recuperable.

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 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 en el caso que la 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 actividades de construcción

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

Al 31 de diciembre de 2004 Profertil S.A. mantiene 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. Asimismo, los instrumentos de cobertura de obligaciones financieras mantenidos por Compañía Mega S.A. (“Mega”) fueron cancelados en diciembre de 2004. Los cambios en el valor corriente de estos instrumentos de cobertura de flujo de efectivo se registran en la línea “Diferencias transitorias - Medición de instrumentos derivados” del balance general y se cargan a los resultados financieros del estado de resultados a medida que las transacciones relacionadas son reconocidas. Los valores corrientes de estos instrumentos derivados ascendían a 4, 10 y 14 al 31 de diciembre de 2004, 2003 y 2002, respectivamente, y se exponen en el rubro “Préstamos” del balance general.

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:	2004				2003				2002
	Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente
Colocaciones transitorias y títulos públicos	408 (1)		4		952 (1)		9		512 (1)		12
Participación en sociedades	-		811		-		857		-		578
Previsión para desvalorización de participaciones en sociedades	-		(325)		-		(293)		-		(191)
	408		490		952		573		512		399

1. Incluye 395, 891 y 497 al 31 de diciembre de 2004, 2003 y 2002, respectivamente, que corresponden a inversiones con vencimiento originalmente pactado inferior a tres meses.

1. Créditos por ventas:	2004				2003				2002
	Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente
Deudores comunes	1.939		72		1.761		84		1.925		81
Sociedades relacionadas	469		-		428		-		477		-
	2.408		72		2.189		84		2.402		81
Previsión para deudores por ventas de cobro dudoso	(359)		-		(375)		-		(453)		-
	2.049		72		1.814		84		1.949		81

1. Otros créditos:	2004				2003				2002
	Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente
Impuesto diferido	-		422		-		203		-		444
Créditos de impuestos y reembolsos por exportaciones	348		24		285		106		311		191
Deudores por servicios	21		-		40		-		28		-
Gastos pagados por adelantado	52		139		46		251		69		341
Cánones y derechos	19		105		18		125		17		144
Sociedades relacionadas	3.110 (1)		617		5.906 (1)		615		4.571 (1)		447
Préstamos a clientes	10		87		9		87		11		92
Por reconversión de contratos	-		21		-		25		-		27
Uniones Transitorias de Empresas y Consorcios	6		-		29		-		38		-
Diversos	435		112		186		91		236		156
	4.001		1.527		6.519		1.503		5.281		1.842
Previsión para otros créditos de cobro dudoso	(130)		-		(122)		-		(105)		-
Previsión para valuar otros créditos a su valor recuperable	-		(70)		-		(80)		-		(97)
	3.871		1.457		6.397		1.423		5.176		1.745

• • • • 1. Incluye 1.739, los cuales devengan un interés anual de entre el 2,16% y el 3,10% al 31 de diciembre de 2004 y 4.393 y 2.716 al 31 de diciembre de 2003 y 2002, respectivamente, con Repsol International Finance B.V. (sociedad relacionada bajo control común).

1. Bienes de cambio:	2004		2003		2002
Productos destilados y otros procesados para la venta	617		413		362
Petróleo crudo	355		268		223
Productos en proceso de destilación y separación	13		16		14
Materia prima, envases y otros	149		109		144
	1.134		806		743

1. Bienes de uso:	2004		2003		2002
Valor residual de bienes de uso (Anexo A)	20.617		20.474		20.795
Previsión para perforaciones exploratorias improductivas	(16)		(39)		(44)
Previsión para obsolescencia de materiales	(25)		(26)		(26)
Previsión para bienes de uso a desafectar	(22)		(21)		(57)
	20.554		20.388		20.668

Pasivo

1. Cuentas por pagar:	2004				2003				2002
	Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente
Proveedores	1.628		32		1.367		37		1.393		4
Obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos	-		648		-		347		-		199
Sociedades relacionadas	172		-		144		-		118		-
Uniones Transitorias de Empresas y Consorcios	136		-		104		-		113		-
Diversas	89		174		62		70		113		85
	2.025		854		1.677		454		1.737		288

1. Préstamos:					2004				2003				2002
	Tasa de Interés(1)		Vencimiento del Capital		Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente
Obligaciones Negociables de YPF	7,75-10,00%		2007-2028		29		1.078		574		1.075		983		2.406
Sociedades relacionadas(2)	10,77%		2005-2014		2		71		48		-		378		5
Obligaciones Negociables de Mega	10,77%		2005-2014		3		116		29		409		34		503
Préstamo sindicado de Profertil	4,37-7,22%		2005-2010		56		261		41		366		34		451
Swaps de tasa de interés	-		-		-		4		1		9		2		12
Pasivo subordinado con accionistas	5,00%		2005		13		-		-		-		-		-
Otras deudas bancarias y otros acreedores	3,00-5,10%		2005-2007		143		154		214		226		275		379
Obligaciones Negociables de Maxus	-		-		-		-		6		-		86		4
					246		1.684		913		2.085		1.792		3.760

(1) Tasa de interés anual vigente al 31 de diciembre de 2004.

(2) Incluye 73 y 44 otorgados por Repsol Netherlands Finance B.V. al 31 de diciembre de 2004 y 2003, respectivamente, y 32 y 346 otorgados por Repsol Internacional Finance B.V. y Repsol Netherlands Finance B.V., respectivamente, al 31 de diciembre de 2002.

Estados de Resultados Consolidados

1. Otros egresos, netos:	Ingresos (Egresos)
	2004		2003		2002
Previsión para juicios pendientes y otros reclamos	(541)		(140)		(118)
Remediación medioambiente	(333)		(72)		(72)
Diversos	(138)		60		(55)
	(1.012)		(152)		(245)

1. COMPROMISOS Y CONTINGENCIAS DE SOCIEDADES CONTROLADAS

Las leyes y reglamentaciones relacionadas con la calidad de la salud y el medio ambiente en los Estados Unidos de América afectan a la mayoría de las operaciones de YPF Holdings Inc. Estas leyes y reglamentaciones establecen varias normas que rigen ciertos aspectos de la salud y la calidad del medio ambiente, establecen penalidades y otras responsabilidades por la violación de tales normas, y establecen en ciertas circunstancias obligaciones de remediación.

YPF Holdings Inc. considera que sus políticas y procedimientos en el área de control de la contaminación, seguridad de productos e higiene laboral son adecuados para prevenir en forma razonable riesgos en materia ambiental u otros tipos de daños y del resultante perjuicio financiero en relación con sus actividades. Sin embargo, existen ciertos riesgos ambientales y otro tipo de daños inherentes a operaciones particulares de YPF Holdings Inc. y como se señala en párrafos siguientes, Maxus Energy Corporation (“Maxus”) y Tierra Solutions, Inc. (“TS”) tienen ciertas obligaciones potenciales relacionadas con antiguas operaciones de una ex subsidiaria de Maxus, Diamond Shamrock Chemicals Company (“Chemicals”). YPF Holdings Inc. 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. El cumplimiento de leyes y reglamentaciones más exigentes, como así también políticas de aplicación más rigurosas por parte de las entidades regulatorias, podrían requerir en el futuro gastos significativos por parte de YPF Holdings Inc. para la instalación y operación de sistemas y equipos para tareas de remediación, posibles obligaciones de dragado y en ciertos otros aspectos. Asimismo, ciertas leyes contemplan la recuperación de los daños a los recursos naturales por las partes responsables y establecen la implementación de medidas provisorias que mitiguen los riesgos inminentes y sustanciales para el medio ambiente. Tales gastos potenciales no pueden ser estimados razonablemente.

Al 31 de diciembre de 2004, el total de previsiones para contingencias medioambientales asciende a aproximadamente 289. La Gerencia considera que ha previsionado adecuadamente todas las contingencias medioambientales, que son probables y que pueden ser razonablemente estimadas, sin embargo, cambios en la situación actual, podrían provocar variaciones, incluso aumentos, de tales previsiones en el futuro.

En relación con la venta por parte de Maxus de Chemicals a Occidental Petroleum Corporation (“Occidental”) en 1986, Maxus acordó indemnizar a Chemicals y Occidental por ciertas responsabilidades relacionadas con el negocio o las actividades de Chemicals anteriores al 4 de septiembre de 1986 (“Fecha de Cierre”), incluyendo ciertas responsabilidades ambientales relacionadas con ciertas plantas químicas y emplazamientos de descarga de residuos utilizados por Chemicals antes de la Fecha de Cierre.

Asimismo, bajo el acuerdo donde Maxus le vendió Chemicals a Occidental, Maxus se obligó a indemnizar a Chemicals y Occidental por el 50% de ciertos costos ambientales incurridos por Chemicals en los proyectos que impliquen actividades de remediación relacionadas con emplazamientos de plantas químicas u otras propiedades utilizadas en el transcurso de los negocios de Chemicals a la Fecha de Cierre y durante cualquier período posterior a la Fecha de Cierre, que se relacionen o surjan de condiciones, hechos o circunstancias descubiertas por Chemicals y donde la misma haya notificado por escrito antes del 4 de septiembre de 1996, independientemente de cuándo Chemicals incurra y notifique tales costos, limitándose la exposición total de Maxus por esta participación en los costos a U$S 75 millones. El total incurrido por YPF Holdings Inc. conforme a este acuerdo de participación de costos fue de aproximadamente U$S 70 millones al 31 de diciembre de 2004. Los costos remanentes (16 al 31 de diciembre de 2004) han sido previsionados. TS acordó asumir todas las indemnizaciones antes mencionadas de Maxus con Occidental respecto de Chemicals. En las siguientes discusiones concernientes a emplazamientos de plantas y emplazamientos de terceros, las referencias a YPF Holdings Inc. incluyen, según corresponda y al sólo efecto de información, referencias a Maxus y TS. Como se indica precedentemente, TS es una subsidiaria de YPF Holdings Inc. y ha asumido ciertas obligaciones de Maxus.

Newark, New Jersey. Un acuerdo homologado, previamente acordado por la Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos de América (“EPA”), el Departamento de Protección Ambiental y Energía de New Jersey, el (“DEP”) y Occidental, como sucesora de Chemicals, fue emitido en 1990 por el Tribunal de Distrito de New Jersey de los Estados Unidos de América, el cual requiere la implementación de un plan de remediación en la antigua planta de agroquímicos de Chemicals en Newark, New Jersey. En 1998, la EPA aprobó el plan de remediación. TS considera que el plan de remediación aprobado ha sido completado y ha sometido el informe relacionado con la fase de optimización requerida, la cual incluye pruebas y operaciones relacionadas, a consideración de la EPA. TS se encuentra a la espera de una respuesta de la EPA sobre el referido informe a fin de que pueda avanzar en la fase de optimización. Este trabajo fue supervisado y pagado por TS conforme a lo descripto en párrafos anteriores respecto de la obligación de indemnizar a Occidental. YPF Holdings Inc. ha previsionado aproximadamente U$S 1 millón promedio por año por 10 años a partir del 1 de enero de 2005, correspondientes a la totalidad de los costos necesarios para continuar con la operación y mantenimiento de dicha remediación.

Río Passaic, New Jersey. Ciertos estudios indican que los sedimentos de los bajos de la Bahía de Newark, incluido el río Passaic adyacente a la planta de Newark, están contaminados con sustancias químicas peligrosas provenientes de varias fuentes. Los estudios sugieren que los sedimentos adyacentes a la planta de Newark que son más antiguos y están más contaminados se encuentran sepultados generalmente bajo depósitos de sedimentos más recientes. Maxus, en nombre de Occidental, negoció un acuerdo con la EPA conforme al cual TS está realizando más pruebas y estudios para caracterizar el sedimento y la flora y fauna contaminados en una porción de seis millas del río Passaic cerca del emplazamiento de la planta. La estabilidad de los sedimentos en la totalidad de la porción de seis millas del río Passaic bajo estudio también está siendo analizada como parte de los estudios de TS. Actualmente YPF Holdings Inc. espera que tales pruebas y estudios sean finalizados en 2005 y que el costo a incurrir con posterioridad al 31 de diciembre de 2004 sea aproximadamente de 9, el cual se encuentra totalmente previsionado. Maxus y TS han estado realizando estudios similares bajo su propio patrocinio durante varios años. Asimismo, la EPA y otros organismos, se pronunciaron acerca de los bajos del río Passaic en un esfuerzo cooperativo llamado Iniciativa de Restauración de los Bajos del Río Passaic (“IRRP”). TS acordó participar, junto con aproximadamente otras treinta compañías, en un análisis de factibilidad propuesto en relación con la IRRP. Otras compañías están actualmente negociando colaborar conjuntamente con las actividades de la EPA, ocho compañías más han enviado cartas de intención a fin de participar. La EPA ha accedido a modificar la orden referente al mencionado estudio cuando nueve compañias más acepten colaborar en el plan (haciendo un total de cuarenta entidades). La participación estimada de TS en estos trabajos asciende a 1 para los próximos tres años, monto que ha sido totalmente previsionado. Al 31 de diciembre de 2004, se ha previsionado un importe total de 35 a efectos de continuar con estos estudios y otros asuntos relacionados al río Passaic y a la Bahía de Newark (ver más adelante lo referente a la Directiva N° 1 del DEP y la Orden Administrativa de Consentimiento (la “AOC”)). Se continúa efectuando estudios relacionados con el río Passaic y la cuenca de la Bahía de Newark. Hasta tanto no se terminen y evalúen tales estudios, YPF Holdings Inc. no se encuentra en condiciones de estimar qué costos adicionales, si los hubiere, sería necesario incurrir. Sin embargo, es posible que trabajos adicionales, incluso medidas de remediación provisorias, sean requeridos con relación al río Passaic y/o la Bahía de Newark.

El 19 de septiembre de 2003, el DEP emitió la Directiva Nº 1 para la Valuación de daños a los Recursos Naturales y la compensación interina de Recursos Naturales del bajo Río Passaic (Directiva Nº 1). La Directiva Nº 1 fue notificada a sesenta y seis compañías, incluidas Occidental y Maxus y algunas de sus compañías relacionadas, y busca identificar responsables de los daños a los recursos naturales, ocasionados por casi 200 años de desarrollo de actividad industrial y comercial a lo largo de 17 millas en el bajo río Passaic y en una parte de su cuenca. La Directiva Nº 1 asegura que las compañías notificadas son conjuntamente responsables por los daños a los recursos naturales mencionados, sin admitir prueba en contrario. El DEP está asumiendo la jurisdicción en este asunto, a pesar de que todo o parte de los bajos del río Passaic está sujeto a la IRRP, que dirige las iniciativas de remediación relacionadas a los ríos urbanos como el río Passaic, por medio de un esfuerzo conjunto de la nación, del estado, del gobierno local y del sector privado. La Directiva Nº 1 solicita las siguientes acciones: compensación interina para la restauración, identificación y cuantificación del daño y determinación del valor del mismo. Maxus y TS han preparado una respuesta a la Directiva Nº 1, en nombre de ellos mismos y de Occidental, como sucesor de Chemicals, orientado a demostrar cómo ambas empresas están cumpliendo con la Directiva Nº 1, así como también ha presentado ciertas defensas. Se han mantenido negociaciones entre el DEP y las mencionadas entidades, no obstante, no se ha logrado ni se asegura llegar a un acuerdo.

El 13 de febrero de 2004, la EPA y Occidental firmaron la AOC, 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. TS presentó una propuesta de plan de trabajo inicial a la EPA. TS anticipa que el plan de trabajo inicial, un estudio que incluiría toma de muestras de la Bahía de Newark, será aprobado a principios del 2005. Los planes actuales de TS para llevar a cabo este estudio en el 2005 tienen un costo estimado de 13. Dicho monto ha sido completamente previsionado. Una vez que se hayan recolectado los datos del estudio inicial, se determinará qué trabajos adicionales, en caso de ser necesarios, se requerirán. En enero de 2005, algunos grupos medioambientales demandaron al Cuerpo Armado de Ingenieros de los Estados Unidos de América (el “Cuerpo Armado”) por la falta de preparación de un informe adicional de impacto medioambiental, que los demandantes alegan que es requerido en relación con el proyecto de dragado propuesto para el puerto de New York-New Jersey. Aunque ni YPF Holdings Inc. ni otras subsidiarias son parte de este pleito, podría tener impacto en los tiempos, costos y en la aprobación de la propuesta de plan de trabajo inicial.

Condado de Hudson, New Jersey. Hasta 1972, Chemicals operó una planta de procesamiento de cromato ferroso en Kearny, New Jersey (la “Planta de Kearny”). De acuerdo con el DEP, los residuos provenientes de las operaciones de procesamiento de este mineral fueron utilizados como material de relleno en diversos emplazamientos en y próximos al Condado de Hudson. Como resultado de las negociaciones entre Occidental (en nombre de Chemicals) y el DEP, Occidental firmó una orden administrativa de consentimiento con el DEP en 1990 para la investigación y realización de trabajos de saneamiento en emplazamientos de residuos minerales de cromato ferroso en Kearny y Secaucus, New Jersey. TS, en representación de Occidental, está proporcionando una garantía financiera por un monto de U$S 20 millones para la ejecución del trabajo. Esta garantía financiera podrá reducirse con la aprobación del DEP luego de revisiones anuales de costos. Aunque TS ha participado en el costo de los estudios y está implementando acciones de saneamiento provisorias y realizando investigaciones de saneamiento, el costo final de los trabajos de saneamiento no puede ser determinado. TS entregó el informe de su investigación sobre saneamiento y estudio de factibilidad al DEP a fines del 2001 y actualmente el DEP continúa revisándolo. El resultado de la revisión de dicho informe por parte del DEP podría aumentar los costos de los trabajos de saneamiento adicionales que pudieran ser requeridos. 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 aproximadamente a 75 al 31 de diciembre de 2004. Adicionalmente, el DEP ha manifestado que espera que Occidental y Maxus participen con los otros productores de cromo en el suministro de fondos para ciertas actividades de saneamiento con respecto a un número de los denominados emplazamientos “huérfanos” de cromo ubicados en el Condado de Hudson, New Jersey. Occidental y Maxus han negado su participación con respecto a esos emplazamientos en los cuales no existen pruebas de la presencia de residuos generados por Chemicals. El Estado de Nueva Jersey ha expresado la posibilidad de iniciar acciones legales a los efectos de recuperar los gastos incurridos en relación con estos lugares. Las partes han llegado a un acuerdo en relación a los reclamos por los daños al medio ambiente provocados por los residuos de cromato ferroso, tanto en algunos sitios huérfanos como en otros sitios conocidos y desconocidos en los condados de Hudson y Essex, New Jersey. Si bien Maxus y TS esperan que las negociaciones con el DEP continúen sobre otros aspectos de las demandas, a la fecha no se conoce la resolución de dicha negociación. Adicionalmente, en junio de 2004, el DEP manifestó su intención de llevar a cabo un programa de pruebas de sedimentos en una parte del Río Hackensack, cerca de la anterior Planta de Kearny. TS, en representación de Occidental, y otros grupos están comprometidos en negociaciones con el DEP sobre esta cuestión. El Gobernador de New Jersey emitió un Decreto Ejecutivo en el que se requiere a los organismos estatales proporcionar justificativos específicos para cualquier requisito del estado más exigente que los requisitos federales. En 1998, el DEP propuso nuevos niveles de acción de suelos para el cromo. Mientras que la propuesta continúa incompleta en ciertos aspectos, el DEP actualmente está revisando los niveles de acción propuestos.

Painesville, Ohio. Desde aproximadamente 1912 hasta 1976, Chemicals operó instalaciones de fabricación en Painesville, Ohio. Las operaciones durante estos años implicaron varios emplazamientos separados pero contiguos en una superficie de aproximadamente 1.300 acres. El área principal en cuestión fue históricamente la antigua planta de procesamiento de cromato ferroso de Chemicals (la “Planta de Cromo”). Durante varios años, el emplazamiento de la Planta de Cromo estuvo bajo el control administrativo de la EPA conforme a una orden administrativa de consentimiento, en virtud de la cual Chemicals está obligada a mantener una capa de arcilla sobre la Planta de Cromo y realizar ciertos monitoreos de agua subterránea y de superficie. Muchos otros lugares fueron cubiertos con arcilla anteriormente y un sitio específico, que fue un lugar de descarga de residuos desde mediados de la década del 60 hasta la década del 70, fue cercado y está siendo controlado. En 1995, la Agencia de Protección Ambiental de Ohio (la “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 remediación ambiental en el área de la antigua planta de Painesville. TS ha acordado participar en la realización de las investigaciones y estudios de factibilidad como ha sido requerido en la Orden de los Directores. TS entregó a la OEPA un informe sobre la investigación ambiental de toda la planta, finalizado en el año 2003. TS entregará los estudios de factibilidad requeridos separadamente. Al 31 de diciembre de 2004 el costo total estimado para la realización de las investigaciones y estudios de factibilidad será de aproximadamente 2. Adicionalmente, en el tercer trimestre del 2004 y primer trimestre del 2005, la OEPA aprobó ciertos trabajos, incluyendo la remediación del emplazamiento de una antigua planta de cemento, la remediación de una antigua planta de fundición de aluminio y trabajo asociado con los planes de desarrollo que se discuten a continuación. TS piensa comenzar con estos trabajos en el 2005 y estima su participación en los costos asociados a estos proyectos en aproximadamente 26. En tanto que la OEPA apruebe proyectos adicionales para el emplazamiento de la antigua planta de Painesville, será necesario previsionar montos adicionales. A pesar de las muchas actividades de saneamiento, mantenimiento y monitoreo realizadas, el emplazamiento de la ex planta de Painesville fue propuesto para ser incluido en la lista de prioridades nacionales conforme a la Ley Integral de Responsabilidad, Compensación y Respuesta Ambiental de 1980, y modificatorias (“CERCLA”); sin embargo, la EPA ha manifestado que no se incluirá el emplazamiento en la lista en caso de cumplirse satisfactoriamente la Orden de los Directores y los programas de la OEPA. YPF Holdings Inc. ha previsionado un monto total de 28 al 31 de diciembre de 2004 de su participación estimada en los costos de realización de las investigaciones y estudios de factibilidad, el trabajo de remediación y otras operaciones y actividades de mantenimiento en este emplazamiento. A la fecha, no puede determinar el alcance y naturaleza de otras investigaciones o saneamientos que pudieran ser requeridos; no obstante, con el avance de las investigaciones y estudios de factibilidad, YPF Holdings Inc. evaluará continuamente el estado del emplazamiento de la planta de Painesville y efectuará todas las modificaciones, incluyendo aumentos de la previsión que puedan ser necesarios. TS ha llegado a un acuerdo con un especialista para el posible desarrollo y uso de toda o parte de la planta. Sin embargo, no se puede asegurar que la misma pueda ser utilizada productivamente en forma parcial o íntegra.

Emplazamientos de terceros. Chemicals fue designada también como parte potencialmente responsable (“PPR”) por la EPA conforme al CERCLA con relación a un número de emplazamientos de terceros, donde supuestamente se han descargado o localizado las sustancias peligrosas provenientes de las operaciones de la planta de Chemicals. Se han nombrado numerosos PPRs en casi todos estos emplazamientos. En varios de estos, Chemicals no ha tenido vinculación. Aunque los PPRs son por lo general solidariamente responsables por el costo de las investigaciones, limpieza y otros costos, cada uno de ellos tiene el derecho de contribución por parte de los otros PPRs y, en la práctica, la participación en los costos por parte de los PPRs generalmente se efectúa por acuerdo entre los mismos. Al 31 de diciembre de 2004, YPF Holdings Inc. ha previsionado aproximadamente 11 por su participación en los costos estimados para ciertos emplazamientos, mientras que el costo final de otros emplazamientos no puede estimarse a la fecha.

La Autoridad del Puerto de Houston (“Puerto”) ha demandado a una serie de compañías, incluyendo a Occidental (como sucesor de Chemicals) y Maxus, alegando daños a su propiedad por más de U$S 25 millones, como así también la necesidad de realizar los trabajos de remediación en ciertos lugares de la misma, como resultado de la contaminación presuntamente emanada de una instalación lindera a Greens Bayou que anteriormente había pertenecido a Chemicals y en la cual se producía DDT y otros químicos. En 1983 Chemicals incorporó a una compañía en la que tenía una participación del 50% la mencionada instalación y posteriormente, en 1985, vendió toda su participación en dicha compañía. Luego, en 1985, Maxus adquirió la totalidad de la compañía, vendiéndola posteriormente a terceros. TS está conduciendo esta cuestión en nombre de Occidental y considera que cualquier contaminación a la propiedad del Puerto de Houston que haya emanado de la instalación lindera a Greens Bayou tuvo lugar con posterioridad a la transferencia de la compañía o ha sido remediada. Los reclamos del Puerto fueron resueltos mediante un pago inicial de U$S 30 millones y otros compromisos, incluyendo un convenio para remediar ciertas propiedades en las cercanías a la instalación de Greens Bayou, un convenio efectuado por otro demandado para adquirir una parcela de tierra por U$S 5 millones, y un convenio para indemnizar al Puerto hasta U$S 20 millones. Basado en las estimaciones actuales, el costo de tal remediación se estima no superará un total de U$S 44 millones. Conforme al acuerdo de distribución de costos firmado por los demandados, TS, en representación de Occidental, contribuyó con U$S 6 millones para cancelar la obligación, sujeto al acuerdo entre los demandados que establece que las respectivas obligaciones serán determinadas por un arbitraje. La audiencia de arbitraje fue efectuada el 14 de octubre de 2004, y el Tribunal Arbitral se pronunció el 7 de enero de 2005 después de haberse pronunciado en una primera instancia en noviembre de 2004. De prosperar el laudo se requerirá a TS (en nombre de Occidental) que pague a los demás demandados un total de aproximadamente 76 y posiblemente intereses (el “Monto Actual del Pago”), y que asuma el 70% de los costos de remediación antes mencionados. Maxus y TS depositaron aproximadamente 82 en una cuenta en fideicomiso en diciembre de 2004, el cual está disponible para cubrir el Monto Actual del Pago en caso de que se requiera. Mientras que las partes del arbitraje han comenzado las negociaciones preliminares concernientes al posible acuerdo, el 7 de febrero de 2005, Maxus y TS han apelado a un segundo arbitraje conforme al acuerdo de arbitraje de las compañias. No hay seguridad del éxito de dicha apelación o de que las negociaciones resulten en un acuerdo. Al 31 de diciembre de 2004, YPF Holdings Inc. ha previsionado un total de 92 en relación con esta contingencia.

Acción Legal. En 1998, una subsidiaria de Occidental entabló un juicio en un tribunal del Estado de Ohio para obtener una declaración de los derechos de las partes con respecto a obligaciones por ciertos costos relacionados con la planta de Chemicals situada en Ashtabula, Ohio, y así como también por otros costos. Maxus y Occidental han presentado peticiones al tribunal para que dicte sentencia de pleno derecho sobre ciertos hechos en controversia. En 2002, la Corte concedió a Occidental y denegó a Maxus las respectivas mociones. A fines del 2004, la Corte de Apelaciones revocó la decisión del tribunal en ciertos aspectos y el proceso continúa entonces en el tribunal.

En 2001, el Auditor General del Estado de Texas determinó a Midgard Energy Company, subsidiaria de YPF Holdings Inc., una deuda por un impuesto estatal (“franchise tax”) de aproximadamente 76 en impuestos de franquicias del Estado de Texas, más los intereses y las multas (estimadas en 150) por el período comprendido entre 1984 y 1997. La base de este reclamo esencialmente obedecía al intento del Auditor de caracterizar ciertas deudas como aportes de capital. Este asunto fue concluido en diciembre de 2004 por un pago total de aproximadamente 15.

En 2001, la autoridad de contralor del Estado de Texas determinó a Maxus Corporate Company, una ex subsidiaria de YPF Holdings Inc., que fue fusionada con Maxus en diciembre de 1998, una deuda por el impuesto estatal de ventas por aproximadamente 4, por el período comprendido entre el 1 de septiembre de 1995 y el 31 de diciembre de 1998, más intereses y multas. El 19 de agosto de 2004, el juez administrativo se expidió ratificando aproximadamente 3 para dicho impuesto más intereses y multas. YPF Holdings Inc, considera que tal decisión es errónea, pero ha pagado la estimación del impuesto, las multas y los intereses (un total aproximado de 5) bajo protesta. Maxus presentó un proceso legal en el tribunal del estado de Texas en diciembre de 2004 objetando la decisión administrativa. El asunto será revisado en un nuevo proceso en la corte.

En 2002, Occidental demandó a Maxus y a TS en la Corte de la ciudad de Dallas del Estado de Texas a efectos de obtener una declaración de la corte que obligue a Maxus y a TS, conforme al acuerdo de venta mediante el cual Maxus vendió Chemical a Occidental, a participar en la defensa e indemnización que correspondiera a Occidental, en obligaciones anteriores de Chemicals relativas al “Agente Naranja” y el monómero vinílico clorhídrico (“VCM”), no obstante, el hecho que, a) dicho acuerdo tiene una cláusula que limita esa obligación de defensa e indemnización a 12 años con respecto a la mayoría de los juicios, y b) TS no es parte interesada en dicho acuerdo. Este litigio se resolverá en un juicio que está establecido para fines del 2005. En junio de 2003 la Corte Suprema de Justicia confirmó, con una votación de 4 a favor y 4 en contra, la decisión de la Corte de Segunda Instancia de Apelaciones, que sostenía que la negociación de 1984 de los reclamos de los veteranos de Vietnam no impide que ciertos veteranos de Vietnam efectúen reclamos alegando daños producidos por la exposición al “Agente Naranja”. Maxus cree que existen varias defensas para cada reclamo de los veteranos de Vietnam, que no están ligados a los términos de la negociación de 1984, y además, cree que Occidental es responsable por cualquier juicio presentado después del 4 de septiembre de 1986.

En mayo de 2003, la autoridad fiscal en Estados Unidos de América (“IRS”) le efectuó una liquidación a Maxus, por los años 1994, 1995 y 1996 y a YPF Holdings Inc. por el año 1997 de aproximadamente 71 en concepto de impuesto a las ganancias adicional. Maxus e YPF Holdings Inc. consideran que la mayoría de las afirmaciones carecen de mérito y han apelado esta afirmación. El 30 de enero de 2004, la IRS reclamó a YPF Holdings Inc. 23 relacionados con el impuesto a las ganancias que ésta debiera haber retenido de ciertos pagos de intereses a YPF Internacional Ltd. en 1997. YPF Holdings Inc. considera que este reclamo carece de mérito y lo ha objetado.

Maxus ha acordado defender a Occidental, como sucesor de Chemicals, respecto del emplazamiento de Malone Services Company en Galveston County, Texas. Este emplazamiento es un ex-emplazamiento de descarga de residuos donde Chemicals supuestamente ha enviado residuos con fecha previa a septiembre de 1986. Está sujeto a actividades de contralor de la EPA y a un proceso por daños iniciado por algunas compañías privadas. Con respecto a las actividades de contralor de la EPA, Occidental es una de las tantas PRPs que han sido identificadas, y TS (que está conduciendo este asunto en nombre de Maxus) actualmente desconoce el grado de participación atribuido a Occidental como sucesor de Chemicals. Adicionalmente, Occidental en la actualidad no es demandado en el proceso privado. Maxus es demandado en este proceso, sin embargo, considera que es incorrecta la acusación.

YPF Holdings Inc., incluyendo sus subsidiarias, es parte de otros procesos legales los cuales, se estiman, no tendrán ningún efecto adverso significativo en su posición financiera. YPF Holdings Inc. previsiona las contingencias legales en la medida que la pérdida es probable y puede ser estimada razonablemente.

YPF Holdings Inc. ha celebrado varios acuerdos operativos y de inversión asociados con la exploración y desarrollo de sus propiedades de petróleo y gas. Tales compromisos contractuales, financieros y/o de nivel de actividad, no son significativos.

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, así como las ventas de petróleo crudo intersegmento y gas natural (“Exploración y Producción”); la refinación y comercialización de petróleo crudo a terceros y productos derivados del petróleo (“Refino y Marketing”); las operaciones petroquímicas (“Química”); la comercialización de ciertos derivados de gas natural 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 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 2004
Ventas netas a terceros	1.829		13.144		1.958		335		140		-		17.406
Ventas netas a sociedades relacionadas	510		1.773		-		242		-		-		2.525
Ventas netas intersegmentos	11.457		891		188		-		126		(12.662)		-
Ventas netas	13.796		15.808		2.146		577 (1)		266		(12.662)		19.931
Utilidad (Pérdida) operativa	6.878		1.324		564		262		(430)		(127)		8.471
Resultado de inversiones no corrientes	7		11		102		34		-		-		154
Depreciación	1.957		371		82		29		31		-		2.470
Inversión en bienes de uso	2.599		434		86		3		52		-		3.174
Activos	15.778		8.244		2.143		984		4.616		(843)		30.922
Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2003
Ventas netas a terceros	1.208		11.856		1.369		267		119		-		14.819
Ventas netas a sociedades relacionadas	383		2.161		-		151		-		-		2.695
Ventas netas intersegmentos	10.547		650		184		-		117		(11.498)		-
Ventas netas	12.138		14.667		1.553		418 (1)		236		(11.498)		17.514
Utilidad (Pérdida) operativa	6.182		1.527		387		180		(311)		(10)		7.955
Resultado de inversiones no corrientes	17		15		69		49		-		-		150
Depreciación	1.812		367		72		27		29		-		2.307
Inversión en bienes de uso	2.281		180		47		4		39		-		2.551
Activos	15.508		7.240		1.985		1.018		7.788		(595)		32.944
Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2002
Ventas netas a terceros	1.427		11.663		1.216		240		205		-		14.751
Ventas netas a sociedades relacionadas	253		1.955		-		91		-		-		2.299
Ventas netas intersegmentos	11.322		778		367		16		258		(12.741)		-
Ventas netas	13.002		14.396		1.583		347(1)		463		(12.741)		17.050
Utilidad (Pérdida) operativa	6.666		(126)		340		137		(300)		(21)		6.696
Resultado de inversiones no corrientes	(7)		64		-		(507)		-		-		(450)
Depreciación	1.643		333		128		78		32		-		2.214
Inversión en bienes de uso	2.255		298		148		150		47		-		2.898
Activos	17.393		8.563		1.877		772		3.828		(677)		31.756

1. Las ventas de gas natural son registradas en el segmento Exploración y Producción.

Las ventas por exportaciones por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2004, 2003 y 2002 fueron 7.875, 7.422 y 8.605, respectivamente. 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 2004, 2003 Y 2002

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

1. BASES DE PRESENTACION 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”).

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, que estableció la discontinuación de la reexpresión de los estados contables en moneda constante a partir del 1 de marzo de 2003.

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 crediticia 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 colocaciones 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 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 2004, 2003 y 2002.

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. Las inversiones en títulos públicos han sido valuadas a su valor de cotización al cierre del 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, que no difiere significativamente de su costo de reposición al cierre de cada ejercicio.

El valor de los bienes de cambio no supera su valor recuperable.

d) Otros activos:

Corresponde a las participaciones en PBBPolisur S.A. y Petroken Petroquímica Ensenada S.A. (“Petroken”), valuadas a su valor patrimonial proporcional, el cual no supera su valor recuperable (Nota 11).

e) Inversiones no corrientes:

Las mismas comprenden participaciones en sociedades en las que se ejerce control, control conjunto e influencia significativa y las 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.

Las participaciones en Gasoducto del Pacífico (Argentina) S.A., Gasoducto del Pacífico (Cayman) Ltd., Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A., A&C Pipeline Holding Company y Petróleos Trasandinos YPF S.A., en las cuales YPF mantiene una participación directa o indirecta inferior al 20%, han sido valuadas a su valor patrimonial proporcional, dado que YPF ejerce influencia significativa en las decisiones financieras y operativas de estas sociedades sobre la base de la representación de YPF en los Directorios de estas sociedades y/o de las transacciones significativas entre YPF y dichas sociedades.

Las inversiones incluyen, en los casos que corresponda, una previsión por desvalorización de la participación en sociedades. Los principales factores que incidieron en el reconocimiento de la mencionada previsión fueron la devaluación del peso argentino, el incumplimiento de los servicios de ciertas deudas financieras y la pesificación de los precios del gas natural y de las tarifas de los servicios públicos (Anexo E).

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 en 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 - Conversión de participaciones en sociedades del exterior”, que se mantendrá hasta que se produzca la venta de la inversión neta o el reembolso total o parcial del capital.

Las participaciones en acciones preferidas han sido valuadas según las disposiciones estatutarias respectivas.

Las participaciones en sociedades con patrimonio neto negativo se exponen en el rubro “Cuentas por pagar” en la medida que sea intensión de la Sociedad proveer el correspondiente apoyo financiero.

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. Dichas adecuaciones corresponden principalmente a la aplicación de las normas contables profesionales vigentes en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina, a las inversiones del exterior y a la eliminación de revalúos técnicos de bienes de uso.

Para la valuación 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 del ejercicio, considerando los hechos y las operaciones significativas subsecuentes y/o información de gestión disponible y las transacciones entre YPF y la sociedad relacionada que hubieran modificado el patrimonio de la segunda (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.

f) Bienes de uso:

Al costo de adquisición reexpresado de acuerdo con lo indicado en la Nota 1, menos las correspondientes depreciaciones acumuladas. Las tasas de depreciación representativas de la vida útil asignada por grupo homogéneo de bienes se detallan en el Anexo A.

Actividades de producción de petróleo y gas

• La Sociedad utiliza el método del esfuerzo exitoso para contabilizar las operaciones relacionadas con las actividades de exploración y producción de petróleo y gas. En consecuencia, los costos de exploración, excluidos los costos de los pozos exploratorios, han sido imputados a resultados 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. Si no se encuentran tales reservas, los mencionados costos de perforación se imputan a resultados. Ocasionalmente al momento de finalizar la perforación de un pozo exploratorio se puede determinar la existencia de reservas que no pueden ser clasificadas como reservas probadas. En esas situaciones, el costo del pozo exploratorio se mantiene activado si el mismo ha descubierto un volumen de reservas que justifique el desarrollo del mismo como pozo productivo y si la Sociedad está logrando un progreso sustancial en la evaluación de las reservas y de la viabilidad económica y operativa del proyecto. Si alguna de estas condiciones no se cumple y ha transcurrido más de un año desde el completamiento de la perforación del pozo exploratorio, el costo del mismo es imputado al resultado del ejercicio. Al 31 de diciembre de 2004, la Sociedad no mantiene activado ningún pozo exploratorio cuya perforación haya finalizado hace más de un año.
• 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 descontados por obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos, son activados junto con los activos que le dieron origen, y son depreciados utilizando el método de unidades de producción. Como contrapartida, un pasivo es reconocido por dicho concepto al valor estimado de las sumas a pagar descontadas.

Otros bienes de uso

• Los bienes no afectados a la producción de petróleo y gas han sido depreciados siguiendo el método de depreciación de la línea recta sobre la base de porcentajes de depreciación 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 depreciaciones 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.

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 2004, 2003 y 2002, 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”.

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 y almacenamiento. 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 al 31 de diciembre de 2004 ascienden a 20% para el gas natural y gas licuado de petróleo, 5% para las naftas, gasoil y otros productos derivados y entre 25% y 45% para el petróleo en función del precio del West Texas Intermediate.

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 Gerencia 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 por parte 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 2004, 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 (“ítem protegido”). 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 2004, aproximadamente 22 millones de barriles de crudo se encuentran protegidos bajo dichos contratos.

Estos instrumentos derivados de cobertura de riesgos a los cambios en el valor corriente del ítem protegido, se valúan a valor corriente en el rubro “Anticipo de clientes, netos” del balance general y se cargan a resultados junto con las variaciones en el valor corriente del ítem protegido, por causa del riesgo objeto de la cobertura. Debido a que la cobertura es eficaz, la variación en el valor corriente de estos instrumentos derivados y del ítem protegido no tiene efecto neto en resultados.

k) Cuentas del patrimonio neto:

Se reexpresaron de acuerdo con lo indicado en la Nota 1, excepto las cuentas “Capital suscripto” y “Aportes irrevocables”, las cuales se han mantenido por su valor de origen. El ajuste derivado de su reexpresión se expone en la cuenta “Ajuste del capital y 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, reexpresadas, de corresponder, de acuerdo a lo mencionado en la Nota 1:

• Las cuentas que acumulan operaciones monetarias a su valor nominal.
• El costo de ventas ha sido calculado computando las unidades vendidas en cada mes al costo de reproducción de dicho mes.
• Los cargos por consumos de activos no monetarios valuados al costo de adquisición, se calcularon en función de los importes ajustados de tales activos.
• El resultado por tenencia correspondiente a los bienes de cambio valuados a su costo de reproducción, 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 y se incluyeron en el rubro “Resultados de inversiones no corrientes”.

• Los resultados financieros por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2003 y 2002 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:	2004				2003				2002
	Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente
Colocaciones transitorias y títulos públicos	180(1)(2)		-		673(1)		-		374(1)		8
Participación en sociedades (Anexo C)	-		2.669		-		2.826		-		2.445
Previsión para desvalorización de participaciones en sociedades (Anexo E)	-		(325)		-		(293)		-		(191)
	180		2.344		673		2.533		374		2.262

1. Incluye 167, 631 y 358 al 31 de diciembre de 2004, 2003 y 2002, respectivamente, correspondientes a inversiones con vencimiento originalmente pactado inferior a tres meses.
2. Devengan interés a tasas anuales de entre 4,10% y 4,50%.

1. Créditos por ventas:	2004				2003				2002
	Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente
Deudores comunes	1.779		71		1.554		80		1.766		81
Sociedades relacionadas (Nota 7)	510		-		491		-		575		-
	2.289(1)		71		2.045		80		2.341		81
Previsión para deudores por ventas de cobro dudoso (Anexo E)	(347)		-		(358)		-		(433)		-
	1.942		71		1.687		80		1.908		81

1. Incluye 288 en gestión judicial, 94 de plazo vencido a menos de tres meses, 155 de plazo vencido a más de tres meses, 1.727 a vencer dentro de los próximos tres meses y 25 a vencer a más de tres meses.

1. Otros créditos:	2004				2003				2002
	Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente
Impuesto diferido (Nota 3.l)	-		405		-		166		-		417
Créditos de impuestos y reembolsos por exportaciones	299		17		254		18		257		70
Deudores por servicios	20		-		39		-		26		-
Gastos pagados por adelantado	42		128		35		156		56		201
Cánones y derechos	19		105		18		125		17		144
Sociedades relacionadas (Nota 7)	2.516 (3)		617 (3)		5.235		603		3.083		458
Préstamos a clientes	10		87		9		87		11		92
Por reconversión de contratos	-		21		-		25		-		27
Uniones Transitorias de Empresas y Consorcios	6		-		29		-		38		-
Diversos	286		103		130		84		149		112
	3.198 (1)		1.483 (2)		5.749		1.264		3.637		1.521
Previsión para otros créditos de cobro dudoso (Anexo E)	(122)		-		(122)		-		(105)		-
Previsión para valuar otros créditos a su valor recuperable (Anexo E)	-		(70)		-		(80)		-		(97)
	3.076		1.413		5.627		1.184		3.532		1.424

(1) Incluye 21 de plazo vencido a menos de tres meses, 111 de plazo vencido a más de tres meses y 3.066 a vencer de acuerdo al siguiente detalle: 1.642 de uno a tres meses, 32 de tres a seis meses, 9 de seis a nueve meses y 1.383 de nueve a doce meses.

(2) Incluye 960 a vencer de uno a dos años, 348 a vencer de dos a tres años y 175 a vencer a más de tres años.

(3) Devengan interés a tasas anuales de entre 2,51% y 6,67%.

1. Bienes de cambio:	2004		2003		2002
Productos destilados para la venta	558		352		307
Petróleo crudo	346		262		218
Productos en proceso de destilación	9		14		10
Materias primas y envases	92		47		59
	1.005		675		594

1. Bienes de uso:	2004		2003		2002
Valor residual de bienes de uso (Anexo A)	19.141		18.788		19.037
Previsión para perforaciones exploratorias improductivas (Anexo E)	(16)		(39)		(44)
Previsión para obsolescencia de materiales (Anexo E)	(25)		(26)		(26)
Previsión para bienes de uso a desafectar (Anexo E)	(22)		(21)		(57)
	19.078		18.702		18.910

Pasivo

1. Cuentas por pagar:	2004				2003				2002
	Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente
Proveedores	1.417		22		1.237		27		1.238		4
Obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos	-		648		-		347		-		199
Sociedades relacionadas (Nota 7)	330		-		240		-		208		-
Inversión en sociedad controlada – YPF Holdings Inc.	102		-		-		-		-		-
Uniones Transitorias de Empresas y Consorcios	136		-		104		-		113		-
Diversas	50		98		37		62		44		70
	2.035 (1)		768 (2)		1.618		436		1.603		273

1. Incluye 2.001 a vencer dentro de los próximos tres meses, 11 a vencer de tres a seis meses y 23 a vencer a más de seis meses.
2. Incluye 159 a vencer de uno a dos años y 609 a vencer a más de dos años.

1. Préstamos:					2004				2003				2002
	Tasa de Interés(1)		Vencimiento del Capital		Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente
Obligaciones Negociables(2)	7,75-10,00%		2007-2028		29		1.078		574		1.075		983		2.406
Pasivo subordinado con accionistas (Nota 4)	5,00%		2005		13		-		-		-		-		-
Otras deudas bancarias y otros acreedores	3,53%		2005-2007		85		154		76		220		91		340
					127		1.232		650		1.295		1.074		2.746

1. Tasa de interés anual vigente al 31 de diciembre de 2004.
2. Se exponen netas de 784, 1.253 y 1.200 de Obligaciones Negociables propias en cartera, recompradas mediante operaciones en el mercado abierto, al 31 de diciembre de 2004, 2003 y 2002, respectivamente.

Al 31 de diciembre de 2004, los vencimientos de los préstamos corrientes y no corrientes, son los siguientes:

	De 1 a 3 meses		De 3 a 6 meses		De 6 a 9 meses		De 9 a 12 meses		Total
Préstamos corrientes	68		18		39		2		127

	De 1 a 2 años		De 2 a 3 años		De 4 a 5 años		A más de 5 años		Total
Préstamos no corrientes	79		593		366		194		1.232

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

Programa Global		Emisión				Tasa de Interés Fija		Vencimiento del Capital		Valor Registrado
(en millones)										2004				2003				2002
		Año		Valor nominal						Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente
U$S 1.000		1997		U$S 300		7,75%		2007		14		518		15		517		20		717
U$S 1.000		1998		U$S 100		10,00%		2028		3		194		3		190		4		221
U$S 1.000		1999		U$S 225		9,13%		2009		12		366		12		368		14		442
U$S 1.000		1998		U$S 350		-		-		-		-		-		-		914		-
- -		1994		U$S 350		-		-		-		-		544		-		31		1.026
										29		1.078		574		1.075		983		2.406

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:	2004				2003				2002
	Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente
Anticipo de clientes	644		1.466		432		1.276		625		1.560
Instrumentos financieros derivados de cobertura - Swaps de precio de hidrocarburos	(380)		(832)		(172)		(395)		(224)		(233)
	264		634(1)		260		881		401		1.327

(1) Incluye 264 a vencer de uno a dos años, 264 a vencer de dos a tres años y 106 a vencer a más de tres años.

Diferencias transitorias

1. Conversión de participaciones en sociedades del exterior:	2004		2003		2002
Saldo al inicio del ejercicio	(115)		-		-
Aumentos (disminuciones)	8		(115)		-
Saldo al cierre del ejercicio	(107)		(115)		-

Estados de Resultados

1. Ventas netas:	Ingresos (Egresos)
	2004		2003		2002
Ventas	19.350		17.242		16.044
Impuesto sobre los ingresos brutos	(286)		(245)		(173)
Retención a las exportaciones	(616)		(541)		(443)
	18.448		16.456		15.428

1. Otros egresos, netos:	2004		2003		2002
Previsión para juicios pendientes y otros reclamos	(534)		(140)		(115)
Remediación medioambiente	(69)		(34)		-
Diversos	(62)		13		(73)
	(665)		(161)		(188)

1. Impuesto a las ganancias:	2004		2003		2002
Impuesto a las ganancias corriente	(3.091)		(2.993)		(375)
Impuesto diferido	239		(248)		332
	(2.852)		(3.241)		(43)

La conciliación entre el cargo a resultados por impuesto a las ganancias correspondiente a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2004, 2003 y 2002 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:

	2004		2003		2002
Utilidad neta antes de impuesto a las ganancias	7.728		7.869		3.659
Tasa impositiva vigente	35%		35%		35%
Tasa impositiva vigente aplicada a la utilidad neta antes de impuesto a las ganancias	(2.705)		(2.754)		(1.281)
Diferencias permanentes:
Reexpresión en moneda constante	(353)		(485)		132
Resultado de inversiones no corrientes y amortización de llave de negocio	71		136		(255)
Diferencia de cambio nominal por conversión de inversiones no corrientes	-		-		1.051
Diferencia de cambio no gravada (no deducible)	5		(18)		219
Diversas	130		(120)		91
	(2.852)		(3.241)		(43)

Asimismo, la composición del impuesto diferido al 31 de diciembre de 2004, 2003 y 2002, es la siguiente:

	2004		2003		2002
Activos impositivos diferidos
Diferencias de cambio generadas por la devaluación inicial del peso - Ley Nº 25.561	99		151		202
Previsiones no deducibles	425		250		275
Quebrantos específicos	174		-		-
Diversos	84		51		101
Total activo impositivo diferido	782		452		578
Pasivos impositivos diferidos
Bienes de uso	(258)		(235)		(115)
Diversos	(119)		(51)		(46)
Total pasivo impositivo diferido	(377)		(286)		(161)
Total impuesto diferido	405		166		417(1)

(1) Incluye 3 de reexpresión a moneda constante al 31 de diciembre de 2002 (Nota 1).

1. CAPITAL SOCIAL

Al 31 de diciembre de 2004, el capital suscripto es de 3.933 y está representado por 393.312.793 acciones ordinarias, escriturales, divididas en cuatro clases de acciones (A, B, C y D) de valor nominal $ 10 con derecho a un voto por acción que se encuentra totalmente suscripto, integrado y autorizado a la oferta pública.

Al 31 de diciembre de 2004, Repsol YPF, S.A. (“Repsol YPF”) controla la Sociedad, mediante una participación directa e indirecta 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 2004, 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.

En virtud de lo requerido por la Resolución General N° 466/04 de la CNV, la Sociedad transformó los aportes irrevocables en un pasivo subordinado, expuesto en el rubro “Préstamos” del balance general al 31 de diciembre de 2004. La cancelación del mencionado pasivo se efectuará a la totalidad de los accionistas de la Sociedad en proporción a sus respectivas tenencias accionarias.

1. ACTIVOS DE DISPONIBILIDAD RESTRINGIDA Y GARANTIAS OTORGADAS

Al 31 de diciembre de 2004, YPF ha otorgado garantías en relación con las actividades de financiación de las sociedades Pluspetrol Energy S.A. y Central Dock Sud S.A. por un monto de aproximadamente
U$S 54 millones y U$S 65 millones, respectivamente. Los préstamos relacionados tienen vencimiento final en 2011.

La Sociedad ha prendado la totalidad de sus acciones de Profertil S.A. por requerimiento del acuerdo de financiación y se ha comprometido, entre otras cosas, a mantener su participación en dicha sociedad hasta el 31 de diciembre de 2010.

1. PARTICIPACION EN UNIONES TRANSITORIAS DE EMPRESAS Y CONSORCIOS

Al 31 de diciembre de 2004, las Uniones Transitorias de Empresas (“UTEs”) y los principales Consorcios de exploración y producción en los 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		30/09/04		Exploración y producción
Aguada Pichana Neuquén		27,28%		Total Austral S.A.		30/09/04		Producción
Aguaragüe Salta		30,00%		Tecpetrol S.A.		31/12/04		Exploración y producción
Bandurria Neuquén		27,30%		YPF S.A.		31/12/03		Exploración
CAM-1 Tierra del Fuego y Santa Cruz		50,00%		Sipetrol S.A.		-		Exploración y producción
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.		31/12/03		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.		30/09/04		Producción
Filo Morado Neuquén		50,00%		YPF S.A.		31/12/03		Generación de energía eléctrica
La Tapera y Puesto Quiroga Chubut		12,20%		Tecpetrol S.A.		30/09/04		Exploración
Llancanelo Mendoza		51,00%		YPF S.A.		31/12/03		Exploración y producción
Magallanes “A” Santa Cruz		50,00%		Sipetrol S.A.		31/12/03		Producción
Palmar Largo Formosa		30,00%		Pluspetrol S.A.		31/12/04		Producción
Puesto Hernández Neuquén y Mendoza		61,55%		Pecom Energía S.A.		30/09/04		Producción
Ramos Salta		15,00% (1)		Pluspetrol Energy S.A.		31/12/03		Producción
San Roque Neuquén		34,11%		Total Austral S.A.		30/09/04		Exploración y producción
Tierra del Fuego Tierra del Fuego		30,00%		Pan American Fueguina S.R.L.		30/09/04		Producción

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

Hasta el 31 de diciembre de 2004, 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 30% y el 100%.

Los activos y pasivos y los costos de producción por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2004, 2003 y 2002 de las UTEs y consorcios que se incluyen en cada rubro de los estados contables son los siguientes:

	2004		2003		2002
Activo corriente	84		79		110
Activo no corriente	1.912		1.792		1.658
Total del activo	1.996		1.871		1.768
Pasivo corriente	197		152		192
Pasivo no corriente	137		133		44
Total del pasivo	334		285		236
Costos de producción	775		665		663

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 2004, 2003 y 2002, 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:

		2004									2003										2002
	Créditos por ventas			Otros créditos				Cuentas por pagar				Créditos por ventas		Otros créditos				Cuentas por pagar				Créditos por ventas		Otros créditos				Cuentas por pagar
	Corriente			Corriente		No Corriente		Corriente				Corriente		Corriente		No Corriente		Corriente				Corriente		Corriente		No Corriente		Corriente
Sociedades controladas:
Operadora de Estaciones de Servicios S.A.	16			-		-		10				9		-		-		5				6		2		-		6
A - Evangelista S.A.	-			7		-		41				-		1		-		18				-		1		-		28
Otras	-			-		-		44				-		-		-		44				-		-		-		44
	16			7		-		95				9		1		-		67				6		3		-		78
Sociedades bajo control conjunto:
Petroken	38			-		-		1				35		-		-		-				26		-		-		-
Profertil S.A.	6			1		-		34				11		37		-		14				8		109		-		7
Mega	157			2		-		-				112		30		-		21				228		1		30		-
Refinería del Norte S.A. (“Refinor”)	72			-		-		26				57		-		-		43				89		2		-		22
	273			3		-		61				215		67		-		78				351		112		30		29
Sociedades bajo influencia significativa:	114			1		-		46				73		22		-		28				31		45		-		64
Sociedad controlante y otras sociedades relacionadas bajo control común:
Repsol YPF	-			1.305		-		26				-		1.385		-		33				-		1.394		-		26
Repsol YPF Transporte y Trading S.A.	30			-		-		28				132		-		-		-				146		-		-		-
Repsol YPF Gas S.A.	16			21		32		-				10		22		48		2				10		30		63		-
Repsol YPF Gas Chile Ltda.	-			4		323		-				-		8		299		-				-		-		365		-
Repsol YPF Brasil S.A.	11			18		262		18				21		25		256		14				18		313		-		-
Repsol International Finance B.V.	-			1.137		-		-				-		3.699		-		-				-		1.172		-		-
Otras	50			20		-		56				31		6		-		18				13		14		-		11
	107			2.505		617		128				194		5.145		603		67				187		2.923		428		37
	510			2.516		617		330				491		5.235		603		240				575		3.083		458		208

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. Las principales operaciones de compra, de venta y financieras con estas sociedades por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2004, 2003 y 2002, son las siguientes:

	2004								2003								2002
	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		Compras y servicios		Operaciones de préstamos (débitos) créditos		Intereses ganancia (pérdida)
Sociedades controladas:
Operadora de Estaciones de Servicios S.A.	15		96		-		-		9		80		-		-		8		85		-		-
A - Evangelista S.A.	-		131		-		-		1		117		-		-		-		258		2		1
	15		227		-		-		10		197		-		-		8		343		2		1
Sociedades bajo control conjunto:
Petroken	181		5		-		-		143		1		-		-		123		1		-		-
Profertil S.A.	67		130		35		-		48		72		50		5		64		29		20		8
Mega	611		-		25		(1)		413		-		-		1		294		-		(34)		1
Refinor	266		140		-		-		263		126		-		-		212		86		-		-
	1.125		275		60		(1)		867		199		50		6		693		116		(14)		9
Sociedades bajo influencia significativa:	564		244		-		-		310		230		-		-		191		245		-		-
Sociedad controlante y otras sociedades relacionadas bajo control común:
Repsol YPF	-		20		185		51		-		19		(134)		49		1		19		(83)		34
Repsol YPF Transporte y Trading S.A.	636		155		-		-		1.225		34		-		-		1.412		377		-		-
Repsol YPF Brasil S.A.	70		5		-		14		64		2		-		16		55		-		25		20
Repsol YPF Gas S.A.	193		2		17		7		170		1		27		5		116		-		28		6
Repsol International Finance B.V.	-		-		2.602		31		-		-		(2.644)		28		-		-		(1.212)		5
Repsol Netherlands Finance B.V.	-		-		-		-		-		-		-		-		-		-		(1.899)		(76)
Otras	185		170		-		18		291		10		25		11		48		11		207		25
	1.084		352		2.804		121		1.750		66		(2.726)		109		1.632		407		(2.934)		14
	2.788		1.098		2.864		120		2.937		692		(2.676)		115		2.524		1.111		(2.946)		24

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 29, 23 y 25 por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2004, 2003 y 2002, 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, 5 y 4 por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2004, 2003 y 2002, respectivamente.

c) Programas de incentivo a directivos:

Están dirigidos a directivos y otras personas de alta responsabilidad en YPF y sus sociedades controladas. El objetivo de estos programas consiste en fortalecer los vínculos entre los ejecutivos anteriormente mencionados con los intereses de los accionistas, en tanto que al mismo tiempo se favorece la continuidad del personal más destacado. Los programas son los siguientes:

• Programa de Apreciación Accionaria 2000: 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. Al 31 de diciembre de 2004, los derechos accionarios de este programa han sido totalmente ejercidos y cancelados en efectivo.
• Programa de Apreciación Accionaria 2002: 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. Al 31 de diciembre de 2004 existen 583.282 derechos de apreciación accionaria cuyo valor base es de 13 euros por acción y 641.072 derechos de apreciación accionaria cuyo valor base es de 18 euros por acción.

En relación con los derechos de cada tramo, los beneficiarios podrán ejercitar hasta 1/3 de los títulos a partir del 1 marzo de 2004, hasta 2/3 a partir del 1 de marzo de 2005 y desde el 1 de marzo hasta diciembre de 2006, los beneficiarios podrán ejercitar la totalidad de los derechos no ejercitados anteriormente. Durante 2004, Repsol YPF ha adquirido opciones con el objeto de cubrir las erogaciones correspondientes al presente programa.

• Incentivo por permanencia: el devengamiento de este incentivo está ligado a la permanencia del beneficiario al servicio de la Sociedad hasta el 31 de diciembre de 2006. Se calcula en base a la retribución del beneficiario y un multiplicador variable en función del grado de consecución de los objetivos establecidos.

El cargo neto correspondiente a estos programas por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2004, 2003 y 2002 no ha sido significativo.

1. COMPROMISOS Y CONTINGENCIAS

a) Previsión para juicios pendientes:

Se constituye para afrontar juicios cuantificables con perspectiva desfavorable. En opinión de la Gerencia de la Sociedad y en la de sus asesores legales externos, el monto registrado en la previsión para juicios pendientes constituye la mejor estimación, sobre la base de la información disponible a la fecha de emisión de los presentes estados contables, del posible impacto futuro de los mencionados juicios (Anexo E).

Adicionalmente, existen causas en las que YPF es demandada por aproximadamente 592, 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. Asimismo, existen 148 causas con perspectiva desfavorable en las que YPF es demandada para las cuales no se han 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 razonablemente el monto 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. Al 31 de diciembre de 2004, aproximadamente 22 millones de barriles de crudo se encuentran pendientes de entrega.

Arrendamientos operativos:

Al 31 de diciembre de 2004, los principales contratos de arrendamiento que han comenzado a ejecutarse a partir del 1 de enero de 2003, corresponden principalmente a alquileres de equipamiento de instalaciones de producción en yacimientos. Los cargos por estos contratos por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2004 ascendieron a 46.

Al 31 de diciembre de 2004, los pagos futuros estimados relacionados con estos contratos, ascienden a 59 hasta 1 año, 141 de 1 a 5 años y 1 a más de 5 años.

Reclamos fiscales:

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 entre 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 y ha hecho una presentación judicial cuestionando dichos reclamos.

Adicionalmente, la Sociedad ha recibido diversos reclamos por parte de la AFIP y los fiscos provinciales y municipales. En opinión de la Gerencia de la Sociedad y sus asesores legales, basada en la información disponible, no se espera que en el futuro estos reclamos tengan efectos adversos significativos en los resultados de las operaciones de la Sociedad.

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. En ciertos juicios relacionados con eventos o actos que ocurrieron con anterioridad a dicha fecha, YPF ha sido requerido a anticipar el pago establecido en ciertas decisiones judiciales. YPF posee el derecho a reclamar el reintegro de las sumas abonadas en función a la mencionada indemnidad.

Hasta el 31 de diciembre de 2004, 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 2004, se han provisionado las obligaciones ambientales cuyas evaluaciones y/o saneamientos son probables, 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 Chemicals 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 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 (“CNDC”) 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.

YPF presentó el 4 de febrero del 2004 un recurso de queja ante la Cámara Nacional de Apelaciones en lo Penal Económico, 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. La Cámara Nacional de Apelaciones en lo Penal Económico rechazó el pedido de nulidad en cuanto a la integración del Tribunal (falta de mayoría) mediante resolución de fecha 9 de noviembre de 2004, ante la cual YPF interpuso un recurso extraordinario y un recurso de casación.

Asimismo, el 31 de agosto del 2004 YPF apeló la resolución de la CNDC que rechazó el planteo de prescripción. La CNDC concedió el recurso y remitió las actuaciones a la Sala II de la Cámara Nacional de Apelaciones en lo Civil y Comercial Federal para su trámite. A la fecha de emisión de los presentes estados contables, la mencionada Cámara no ha resuelto el recurso interpuesto.

A pesar de los sólidos argumentos de YPF, las circunstancias expuestas dan cuenta que, en principio, la CNDC ignora las defensas esgrimidas por YPF y que no estaría dispuesta a modificar la doctrina sentada por la Resolución Nº 189/99, y a su vez, las decisiones de la Cámara Nacional de Apelaciones en lo Penal Económico muestran una tendencia proclive a confirmar las decisiones de la CNDC.

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.

Durante el año 2002, diferentes organismos de asesoramiento del Estado Nacional emitieron interpretaciones que consideraban derogado implícitamente el Decreto N° 1.589/89 en lo que respecta a la libre disponibilidad de las divisas como consecuencia de la emisión del Decreto N° 1.606/01.

El Decreto Nº 2.703/02, que entró en vigencia el 31 de diciembre de 2002, estipula que los productores de petróleo crudo, 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.

En el supuesto de un eventual pedido de liquidación de divisas por parte del Banco Central, por exportaciones de hidrocarburos realizadas desde la vigencia del Decreto N° 1.606/01 hasta que entrara en vigencia el Decreto N° 2.703/02, YPF S.A. podrá cuestionar administrativamente tal decisión, así como plantear medidas cautelares.

Exportaciones de gas natural:

Como consecuencia de las medidas adoptadas por el Estado Nacional tendientes a racionalizar las exportaciones y garantizar el abastecimiento del mercado argentino de gas natural, YPF, argumentando razones de fuerza mayor, debió incumplir con ciertos compromisos de suministro de gas natural a clientes del exterior. Ciertos clientes han rechazado la fuerza mayor alegada, haciendo responsable a YPF por el incumplimiento de la obligación contractual de suministro.

En enero de 2005, Empresa Nacional de Electricidad S.A. (“ENDESA”) notificó a YPF sobre el inicio de un procedimiento de arbitraje a fin de resolver la controversia planteada por el supuesto incumplimiento de una cláusula de ampliación de la cantidad de gas natural a entregar, dispuesta por el contrato de exportación firmado en junio de 2000 y reclamando el pago de la penalidad contractual. A la fecha de emisión de estos estados contables, la Gerencia de la Sociedad, en conjunto con sus asesores legales externos, se encuentra analizando los antecedentes y méritos del mencionado reclamo, por lo que no ha podido establecer con razonable certeza la perspectiva del mismo.

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 económico, 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 244.

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 y los dividendos o utilidades provenientes de otras sociedades en Argentina.

1. PRINCIPALES CAMBIOS EN EL CONJUNTO ECONOMICO

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2004:

• En julio de 2004, YPF, a través de YPF Holdings Inc., vendió por un valor de U$S 43 millones su participación en Global Companies LLC y afiliadas (“Global”), sociedades bajo control conjunto con operaciones en el segmento de Refino y Marketing en los Estados Unidos de América, registrando una ganancia de 47.
• En octubre de 2004, YPF, a través de YPF Internacional S.A. vendió su participación en
  YPF Indonesia Ltd., sociedad controlada con operaciones de exploración y producción en Indonesia por un valor de U$S 41 millones, registrando una ganancia de 92.

Adicionalmente, con posterioridad al 31 de diciembre de 2004, YPF vendió sus participaciones en PBBPolisur S.A. y Petroken por un valor de U$S 97,5 millones y U$S 58 millones, respectivamente
(Nota 2.d). A la fecha de emisión de los presentes estados contables, el perfeccionamiento de la venta de la participación en Petroken está sujeto a la aprobación de la CNDC.

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2002:

• En enero de 2002, YPF a través de YPF International Ltd., vendió 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$S 174 millones, registrando una ganancia de 114.
• En marzo de 2002, el Directorio de la Sociedad aprobó la transferencia de Repsol YPF Chile Ltda. y Repsol YPF Gas Chile Ltda., sociedades surgidas de la escisión de YPF Chile S.A., a Repsol YPF y a Repsol Butano S.A., respectivamente. Con fecha 28 de marzo de 2002, se transfirió Repsol YPF Gas Chile Ltda. a Repsol Butano S.A. por un monto de U$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.

• EXPOSICIONES SOBRE PETROLEO Y GAS (información no cubierta por el Informe del Auditor ni por el Informe de la Comisión Fiscalizadora)

La información que sigue se presenta de acuerdo con el Statement of Financial Accounting Standards 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 2004, 2003 y 2002:

	2004
	Argentina		Resto del mundo		Consolidado
Propiedades de petróleo y gas probadas
Propiedad minera, pozos y equipos de explotación	41.239		23		41.262
Equipos e instalaciones auxiliares	863		-		863
Perforaciones, equipos e instalaciones en curso	901		60		961
Propiedades de petróleo y gas no probadas	65		45		110
Total costos activados	43.068		128		43.196
Depreciación acumulada y previsiones que reducen valores de activos	(28.696)		(16)		(28.712)
Costos netos activados	14.372		112		14.484
Costos netos activados de sociedades vinculadas	104		-		104

	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(1)		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(1)		13.899
Costos netos activados de sociedades vinculadas	135		-		135

(1) Incluye costos activados en propiedades que fueron vendidas durante el ejercicio 2004, de acuerdo con lo mencionado en la Nota 11.

Costos incurridos

Los costos incurridos durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2004, 2003 y 2002 en las actividades de producción de petróleo y gas son los siguientes:

	2004
	Argentina		Resto del mundo		Consolidado
Adquisición de reservas
No probadas	-		6		6
Costos de exploración	297		108		405
Costos de desarrollo	2.235		12		2.247
Total de costos incurridos	2.532		126(1)		2.658
Total de costos incurridos por sociedades vinculadas	11		-		11

	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(1)		2.345
Total de costos incurridos por sociedades vinculadas	6		-		6

	2002
	Argentina		Resto de Sudamérica		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(1)		2.296
Total de costos incurridos por sociedades vinculadas	27		79(1)		-		106

1. Incluye costos incurridos en propiedades que fueron vendidas durante los ejercicios 2004 y 2002, de acuerdo con lo mencionado en 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.

	2004
	Argentina		Resto del mundo(1)		Consolidado
Ventas netas a terceros	2.234		10		2.244
Ventas netas intersegmentos	10.790		-		10.790
Total ventas netas	13.024		10		13.034
Costos de producción	(3.618)		(10)		(3.628)
Gastos de exploración	(246)		(136)		(382)
Depreciaciones y cargos a resultados por previsiones para reducir valores de activos	(1.952)		(5)		(1.957)
Otros	(9)		-		(9)
Utilidad (pérdida) por actividades de producción antes de impuestos	7.199		(141)		7.058
Impuesto a las ganancias	(2.786)		(1)		(2.787)
Utilidad (pérdida) neta de las actividades de producción de petróleo y gas	4.413		(142)		4.271
Resultados de las operaciones de sociedades vinculadas	35		-		35

	2003
	Argentina		Resto del mundo(1)		Consolidado
Ventas netas a terceros	1.411		21		1.432
Ventas netas intersegmentos	10.092		-		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) (1)		3.708
Resultados de las operaciones de sociedades vinculadas	20		-		20

	2002
	Argentina		Resto de Sudamérica		Resto del mundo(1)		Consolidado
Ventas netas a terceros	905		84		17		1.006
Ventas netas intersegmentos	10.935		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		(66)		4.489
Resultados de las operaciones de sociedades vinculadas	50		22 (1)		-		72

1. Incluye los resultados de las operaciones de explotación de petróleo y gas relacionadas con las propiedades vendidas durante los ejercicios 2004 y 2002, de acuerdo con lo mencionado en Nota 11.

Reservas de petróleo y gas

Las reservas probadas representan cantidades estimadas de petróleo crudo (incluyendo condensados y 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 2004, 2003 y 2002 y los cambios correspondientes:

	Petróleo crudo, condensado y líquidos de gas natural (millones de barriles)
	2004
	Argentina		Resto del mundo		Consolidado
Reservas probadas, desarrolladas y no desarrolladas
Saldos al inicio del ejercicio	1.264		5		1.269
Revisiones de estimaciones anteriores	(38)		-		(38)
Extensiones, descubrimientos y recuperación secundaria	28		-		28
Venta de reservas in situ (Nota 11)	-		(5)		(5)
Producción del ejercicio	(146)		-		(146)
Saldos al cierre del ejercicio	1.108 (1)		-		1.108
Reservas probadas y desarrolladas			-
Comienzo del ejercicio	1.047		-		1.047
Cierre del ejercicio	908 (2)		-		908
Reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de sociedades vinculadas	7		-		7

	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

1. Incluye líquidos de gas natural por 236, 275 y 368 al 31 de diciembre de 2004, 2003 y 2002, respectivamente.
2. Incluye líquidos de gas natural por 186, 222 y 274 al 31 de diciembre de 2004, 2003 y 2002, respectivamente.

	Gas natural (miles de millones de pies cúbicos)
	2004
	Argentina		Resto del mundo		Consolidado
Reservas probadas, desarrolladas y no desarrolladas
Saldos al inicio del ejercicio	7.930		50		7.980
Revisiones de estimaciones anteriores	(524)		-		(524)
Extensiones y descubrimientos	111		-		111
Venta de reservas in situ (Nota 11)	-		(46)		(46)
Producción del ejercicio (1)	(705)		-		(705)
Saldos al cierre del ejercicio	6.812		4		6.816
Reservas probadas y desarrolladas
Comienzo del ejercicio	5.602		7		5.609
Cierre del ejercicio	5.037		4		5.041
Reservas probadas, desarrolladas y no desarrolladas de sociedades vinculadas	200		-		200

	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

1. Excluye las cantidades venteadas.

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 2,98, 2,93 y 3,37 pesos argentinos por dólar estadounidense, al 31 de diciembre de 2004, 2003 y 2002, 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.

	2004
	Argentina		Resto del mundo		Consolidado
Ingresos futuros de fondos	126.217		67		126.284
Costos futuros de producción	(30.070)		(8)		(30.078)
Costos futuros de desarrollo	(7.101)		-		(7.101)
Flujos futuros de fondos netos, antes de impuesto a las ganancias	89.046		59		89.105
Descuento por efecto tiempo de los flujos de fondos futuros	(36.388)		(26)		(36.414)
Impuesto a las ganancias, descontado al 10%(1)	(17.065)		(12)		(17.077)
Medida estándar de los flujos de fondos futuros	35.593		21		35.614
Medida estándar de los flujos de fondos futuros de sociedades vinculadas	323		-		323

	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(2)		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(2)		38.919
Medida estándar de los flujos de fondos futuros de sociedades vinculadas	732		-		732

1. El impuesto a las ganancias, sin descontar, asciende a 28.143 (28.121 en Argentina y 22 en Resto del mundo), 25.599 (25.408 en Argentina y 191 en Resto del mundo) y 30.988 (30.763 en Argentina y 225 en Resto del mundo) al 31 de diciembre de 2004, 2003 y 2002, respectivamente.
2. Incluye los flujos de fondos relacionados con las propiedades vendidas en los ejercicios 2004 y 2002, de acuerdo a lo mencionado en la Nota 11.

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

Los estados contables por los ejercicios terminados al 31 de diciembre de 2003 y 2002 que se presentan con propósitos comparativos, fueron modificados para dar efecto retroactivo a las modificaciones introducidas por el ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2004. Los principales cambios de criterios son: la exposición del efecto descuento en cada una de las líneas y un nuevo agrupamiento de las causas de la variación de la medición estándar de los flujos netos de fondos.

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 2004, 2003 y 2002:

	2004		2003		2002
Saldos al inicio del ejercicio	31.915		38.919		30.855
Ventas y transferencias, netas de costos de producción	(8.921)		(9.405)		(7.267)
Cambio neto de precios de venta y transferencia, neto de costos futuros de producción	12.445		839		20.632
Cambios en las reservas y en los perfiles de producción	(2.641)		(5.725)		9.247
Cambios netos por extensiones, descubrimientos y mejora de la recuperación secundaria	1.796		4.728		(3.230)
Cambios en costos estimados futuros de desarrollo y abandono	(3.244)		56		(118)
Costos de desarrollo del ejercicio que redujeron costos de desarrollo futuros	634		1.059		1.154
Efecto financiero	2.689		2.901		3.272
Cambio neto de impuesto a las ganancias	(181)		3.099		(6.707)
Ventas de reservas in situ	(146)		-		(1.735)
Otros	1.268		(4.556)		(7.184)
Saldos al cierre del ejercicio	35.614		31.915		38.919

Anexo C

YPF SOCIEDAD ANONIMA

BALANCES GENERALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2004, 2003 Y 2002

INVERSIONES EN ACCIONES Y PARTICIPACION EN OTRAS SOCIEDADES

(expresados en millones de pesos, excepto en donde se indica en forma expresa – Nota 1)

		2004																												2003		2002
																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				429			1.392		Inversión		Av. José Estenssoro 100, Santa Cruz de la Sierra, República de Bolivia		31/12/04		-	(2)	(37)		(305)		99,99%		335		425
YPF Holdings Inc.		Ordinarias		U$S	0,01		100				-	(8)		421		Inversión y financiera		717 North Harwood Street, Dallas, Texas, U.S.A.		30/09/04		1.602		(298)		(173)		100,00%		321		485
Operadora de Estaciones de Servicios S.A.		Ordinarias		$	1		11.880				258			258		Gestión comercial de estaciones de servicios de propiedad de YPF S.A.		Av. Roque Sáenz Peña 777, Buenos Aires, Argentina		31/12/04		244		14		258		99,99%		244		240
A-Evangelista S.A.		Ordinarias		$	1		8.683.498				53			31		Servicios de ingeniería y construcción		Tucumán 744, P. 12º, Buenos Aires, Argentina		31/12/04		9		(39)		53		99,91%		93		72
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		44
											784			2.186																1.037		1.266
Control conjunto:
Compañía Mega S.A.(6)		Ordinarias		$	1		77.292.000				427			169		Separación, fraccionamiento y transporte de líquidos de gas natural		Av. Roque Sáenz Peña 777, P. 7º, Buenos Aires, Argentina		30/09/04		203		261		1.035		38,00%		279		148
Petroken Petroquímica Ensenada S.A.		Ordinarias		$	1		40.602.826				-	(7)		88		Petroquímica		Sarmiento 1230, P. 6º, Buenos Aires, Argentina		30/09/04		81		61		354		50,00%		151		124
Profertil S.A.		Ordinarias		$	1		1.000.000				479			391		Producción y venta de fertilizantes		Alicia Moreau de Justo 750, P. 1º, Of. 11, Buenos Aires, Argentina		30/09/04		2		241		958		50,00%		319		174
Refinería del Norte S.A.		Ordinarias		$	1		45.803.655				169			39		Refinación		Maipú 1, P. 2º, Buenos Aires, Argentina		30/09/04		92		99		389		50,00%		184		155
											1.075			687																933		601
Influencia significativa:
Oleoductos del Valle S.A.		Ordinarias		$	10		4.072.749				105	(1)		23		Transporte de petróleo por ducto		Florida 1, P. 10º, Buenos Aires, Argentina		30/09/04		110		26		353		37,00%		103		112
PBBPolisur S.A.		Ordinarias		$	1		12.838.664				-	(7)		236		Petroquímica		Av. Eduardo Madero 900, P. 7º, Buenos Aires, Argentina		30/09/04		46		273		668		28,00%		100		30
Terminales Marítimas Patagónicas S.A.		Ordinarias		$	10		476.034				47			-		Almacenamiento y despacho de petróleo		Av. Leandro N. Alem 1180, P. 11º, Buenos Aires, Argentina		30/09/04		14		15		140		33,15%		47		45
Oiltanking Ebytem S.A.		Ordinarias		$	10		351.167				36			7		Transporte y almacenamiento de hidrocarburos		Alicia Moreau de Justo 872, P. 4º, Of. 7, Buenos Aires, Argentina		30/09/04		12		5		120		30,00%		29		9
Gasoducto del Pacífico (Argentina) S.A.		Preferidas		$	1		12.298.800				26			21		Transporte de gas por ducto		San Martín 323, P. 19º, Buenos Aires, Argentina		30/09/04		87		17		257		10,00%		29		28
Central Dock Sud S.A.		Ordinarias		$	0,01		3.847.189.961				21	(3)		46		Generación de energía eléctrica y su comercialización en bloque		Reconquista 360, P. 6º, Buenos Aires, Argentina		30/09/04		65		(15)		270		9,98%	(5)	29		16
Gas Argentino S.A.		Ordinarias		$	1		104.438.182				129			338		Inversión en MetroGas S.A.		Gregorio Araoz de Lamadrid 1360, Buenos Aires, Argentina		30/09/04		309		(31)		285		45,33%		93		22
Inversora Dock Sud S.A.		Ordinarias		$	1		40.291.975				150	(3)		193		Inversión y financiera		Reconquista 360, P. 6º, Buenos Aires, Argentina		30/09/04		94		(9)		255		42,86%		158		139
Pluspetrol Energy S.A.		Ordinarias		$	1		30.006.540				263			121		Exploración y explotación de hidrocarburos y generación, producción y comercialización de energía eléctrica		Lima 339, Buenos Aires, Argentina		30/09/04		67		51		585		45,00%		229		141
Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A.		Preferidas		$	1		8.099.280				19			-		Transporte de petróleo por ducto		Esmeralda 255, P. 5º, Buenos Aires, Argentina		30/09/04		45		(19)		106		18,00%		24		22
Otras Sociedades:
Diversas(4)		-			-		-				14			13		-		-		-		-		-		-		-		15		14
											810			998																856		578
											2.669			3.871																2.826		2.445

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.
5. Adicionalmente, la Sociedad posee un 29,93% de participación indirecta en el capital a través de Inversora Dock Sud S.A.
6. En función de lo estipulado en el convenio de accionistas, existe control conjunto de parte de los accionistas en esta sociedad.
7. El valor patrimonial proporcional al 31 de diciembre de 2004 correspondiente a las inversiones en PBBPolisur S.A. y Petroken Petroquímica Ensenada S.A. se encuentra expuesto en el rubro “Otros activos” (Nota 11).
8. El valor patrimonial proporcional negativo al 31 de diciembre de 2004, luego de adecuar el patrimonio neto a los criterios de YPF S.A., se encuentra expuesto en el rubro “Cuentas por pagar”.

Informe de la Comisión 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 2004 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 2004 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 10 de marzo de 2005, 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.

En nuestra opinión, basados en el trabajo realizado:

1. Los estados contables de YPF SOCIEDAD ANONIMA al 31 de diciembre de 2004 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 2004 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.
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, 10 de marzo de 2005

Por Comisión Fiscalizadora

MARIO E. VAZQUEZ

Síndico

Contador Público U.C.A.

C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 27 – Fº 126

Informe del Auditor sobre la Reseña
Informativa e Información Adicional a las
Notas a los Estados Contables - Art. Nº 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 terminados el 31 de diciembre de 2004, 2003 y 2002 (que no se presentan en este documento), sobre los cuales emitimos nuestro informe, sin salvedades, de fecha 10 de marzo de 2005, 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 2004, 2003 y 2002, y en la "Información adicional a las notas a los estados contables - Art. Nº 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 2004, 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 vigentes en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires a partir del 1 de enero de 2003, las cuales no se encuentran cubiertas por el informe de los otros auditores y no incluye la adecuación de saldos como consecuencia de la discontinuación de operaciones mencionada en la Nota 1.c a los estados contables consolidados.
4. La información contenida en la "Reseña Informativa" correspondiente al ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2000 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 vigentes en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires a partir del 1 de enero de 2003 ni por el efecto de la discontinuación de operaciones mencionada en la Nota 1.c a los estados contables consolidados.

Buenos Aires, 10 de marzo de 2005

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 Nº 28 iniciado el 1° de enero de 2004

Reseña Informativa al 31 de diciembre de 2004

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

Contenido

1.- Comentarios Generales (*)

2.- Síntesis de la Estructura Patrimonial

3.- Síntesis de la Estructura de Resultados

4.- Datos Estadísticos (*)

5.- Índices

6.- Perspectivas (*)

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

1. Comentarios Generales

Durante el tercer trimestre de 2004 se concretó la venta de la totalidad de las participaciones en Global Companies LLC y Afiliadas (“Global”) cuyas actividades principales son el abastecimiento, comercialización y distribución de hidrocarburos en la costa este de los Estados Unidos de Norteamérica. Por otra parte, en octubre se perfeccionó la venta de la participación en YPF Indonesia Ltd. (“Indonesia”), discontinuándose las actividades de exploración y perforación en Oriente.

Con motivo de las ventas mencionadas, los resultados de Global e Indonesia se exponen en el rubro “Resultados de las operaciones en discontinuación” del estado consolidado de resultados. La información correspondiente los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2003 y 2002, con propósito comparativo, ha sido modificada para dar efecto retroactivo a la determinación de las mencionadas ventas. Como consecuencia de ello, las ventas netas y el resultado operativo por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2003 se muestran disminuidas en $3.659 millones y $30 millones, respectivamente.

Respecto de las variables externas que inciden directamente sobre los resultados de la Sociedad, cabe destacar la evolución del precio del crudo intermedio del Oeste de Texas – WTI. El precio promedio del año 2004 fue U$S41,4 por barril, un 33% superior al del año anterior. Por otra parte la cotización promedio del dólar apenas incrementó un 1% durante el año 2004, mientras que la inflación interna mayorista fue del 6%.

Por último cabe mencionar que durante los meses de mayo y agosto de 2004 el Gobierno Nacional ha introducido modificaciones al régimen de retenciones a las exportaciones, extendiéndolas a las naftas y al gas natural e incrementando las alícuotas del crudo y gas licuado de petróleo.

Adicionalmente, con posterioridad al 31 de diciembre de 2004, YPF vendió sus participaciones en PBBPolisur S.A. y Petroken Petroquímica Ensenada S.A. (“Petroken”) por un valor de U$S97,5 millones y U$S58 millones, respectivamente. Los activos y pasivos netos fueron expuestos en el rubro “Otros activos” del balance general al 31 de diciembre de 2004. A la fecha de emisión de la presente Reseña Informativa, el perfeccionamiento de la venta de la participación en Petroken está sujeto a la aprobación de la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia.

• 1. AÑO 2004 VS. AÑO 2003

Las ventas del año 2004 ascendieron a $19.931 millones, 13,8% superiores a las del año 2003, como consecuencia de la fuerte suba de los precios internacionales del crudo y de los productos comercializados en el mercado externo aminorados por mayores retenciones a las exportaciones y mayores descuentos por calidad y flete e incrementos en los precios locales del gas oil, propileno y gas natural. En cuanto a los volúmenes vendidos, se produjo una fuerte caída de las exportaciones de crudo, gas oil y naftas de exportación atenuada por mayores ventas de crudo y gas oil en el mercado interno.

La principal causa de esta disminución está asociada a la caída del 8% de la producción de crudo durante el año 2004, que por otra parte trajo aparejado un importante incremento de las compra de crudo, gas oil, GLP y gas natural para cumplir con compromisos contractuales externos.

Por otra parte se produjeron importantes aumentos en los gastos operativos. En lo que respecta a gastos de producción, se registraron aumentos de amortizaciones como consecuencia de mayores inversiones, regalías por aumento del precio empleado en su determinación, mayores gastos de mantenimiento y conservación como así también mayores costos en contrataciones de servicios, tales como energía, producto de mayores costos que reflejan la evolución de la inflación interna. En relación a los gastos comerciales se observa un importante aumento de fletes originados en exportaciones puntuales efectuadas bajo la modalidad Costo y Flete e incrementos en el monto correspondiente al impuesto a las transacciones bancarias. Por último cabe mencionar los mayores gastos por exploración originados en incrementos en los costos de las perforaciones improductivas.

Como consecuencia de estos mayores gastos y compras, que netos de la variación de stock representaron un incremento del 20%, el resultado operativo ascendió a $8.471 millones, arrojando un margen operativo del 43%.

El resultado neto antes del impuesto a las ganancias y del resultado de operaciones discontinuadas y por la venta de operaciones discontinuadas fue de $7.751 millones como consecuencia de otros egresos, principalmente por juicios y remediación ambiental, que redujeron el resultado en $1.012 millones, compensados con las ganancias provenientes de sociedades vinculadas por $154 millones e ingresos financieros netos por $138 millones.

Este resultado antes de impuestos y del resultado de operaciones discontinuadas y por venta de operaciones discontinuadas fue inferior al del año anterior en $152 millones como consecuencia de un mayor resultado operativo por $516 millones, que quedo totalmente compensado con el mayor cargo de los otros egresos registrados durante el 2004 por $860 millones, parcialmente compensados con mejores resultados financieros por $188 millones originados principalmente por mayores ganancias por tenencia de bienes de cambio como consecuencia del incrementos que experimentaron los costos de producción.

El cargo por impuesto a las ganancias del año ascendió a $3.017 millones, $273 millones menor al del año anterior, por lo que el resultado neto de las operaciones continuas fue de $4.734 millones, $121 millones mayor que el del año 2003, lo que equivale a un incremento del 2,6%.

Durante el año 2004 los resultados de las operaciones discontinuadas, Global e Indonesia, y por su respectiva venta, aportaron $3 millones y $139 millones respectivamente, por lo que la utilidad neta ascendió a $4.876 millones, superior a la del año 2003 en $248 millones, lo que representa un aumento del 5%.

El nivel de producción total del año 2004 fue similar al del año anterior, observándose un incremento de la producción de gas natural del 9% que compensó la caída del 8% en la producción de crudo y líquidos.

CUARTO TRIMESTRE 2004 VS. CUARTO TRIMESTRE 2003

Si bien el WTI promedio del cuarto trimestre de 2004 fue 55% superior al de igual período del año anterior, el precio promedio del crudo exportado sólo aumentó un 32% como consecuencia del incremento que el Gobierno Nacional aplicó a las retenciones a las exportaciones a partir de agosto de 2004. Por otra parte el tipo de cambio promedio del cuarto trimestre de 2004 fue mayor al de igual período del año anterior en un 3%.

El resultado operativo del cuarto trimestre de 2004 fue de $2.172 millones, un 13% superior al de igual período del año anterior, arrojando un margen operativo del 40%, un 2% menor al del cuarto trimestre de 2003.

Las ventas del cuarto trimestre de 2004 ascendieron a $5.409 millones, lo que refleja un incremento del 19% respecto al cuarto trimestre de 2003, como consecuencia del incremento generalizado de los precios en el mercado externo y del gas oil en el local, que compensaron la fuerte caída de los volúmenes exportados de crudo y naftas.

Respecto de los costos las principales variaciones se registraron en un fuerte aumento de las compras de crudo y gas natural, acompañado por mayores gastos de producción, principalmente regalías, amortizaciones, gastos de mantenimiento y energía, como así también comerciales por mayores impuestos e incobrables y gastos de exploración por incremento en los costos de perforaciones improductivas.

La utilidad neta ascendió a $980 millones, un 23% inferior a la del año anterior a causa de la variación experimentada en los otros egresos, como consecuencia de los mayores cargos por juicios pendientes y remediación ambiental, compensados parcialmente con el resultado obtenido por la venta de Indonesia por $92 millones y un menor cargo por impuesto a las ganancias por $131 millones.

• • 1. Exploración y Producción

En el cuarto trimestre de 2004, el segmento Exploración y Producción registró una utilidad operativa de $1.840 millones, lo que representa un aumento de $353 millones respecto de los $1.487 millones del cuarto trimestre de 2003. Este mejor resultado estuvo originado en los mejores precios de referencia para la venta de crudo que compensó ampliamente las mayores compras, gastos operativos y mayores descuentos por calidad y flete.

Las ventas de crudo netas de retenciones a las exportaciones del cuarto trimestre de 2004 ascendieron a $3.072 millones, 29% superiores a las del cuarto trimestre de 2003, como consecuencia del incremento de los precios de transferencia de crudo a la unidad de Refino y Marketing que aumentaron un 37% que acompañaron la variación de los precios de exportación.

Los volúmenes totales vendidos cayeron un 7% como consecuencia de la menor producción, que trajo aparejado una baja del 26% de los volúmenes de crudo vendido a terceros.

La venta de gas natural del cuarto trimestre de 2004 ascendió a $654 millones, un 11% mayor a las de igual ejercicio de 2003 como consecuencia de un mayor volumen. El efecto de los mejores precios internacionales quedó compensado con la retención a las exportaciones de gas natural que comenzó a aplicarse a partir del segundo semestre de este año.

Para cumplir con compromisos contractuales, el negocio se vio obligado a incrementar sus compras de crudo y gas en $97 millones, mientras que los gastos operativos aumentaron en $346 millones. Los principales incrementos se produjeron en gastos por contrataciones y servicios, regalías por aumento de los precios en boca de pozo y amortizaciones por mayores inversiones. Por otra parte los gastos de exploración aumentaron en $26 millones por mayores costos en perforaciones improductivas llevadas a cabo tanto en Argentina como en el Golfo de México.

La producción total de líquidos y gas natural medidos en barriles equivalentes de petróleo cayó un 2% durante el cuarto trimestre de 2004 respecto de igual período de 2003, como consecuencia de la caída de producción de crudo en un 8% y un incremento de la producción de gas natural en un 8%.

• • 1. Gas Natural y Electricidad

Los resultados operativos del cuarto trimestre de 2004 ascendieron a $73 millones, $19 millones superiores a los del cuarto trimestre de 2003, siendo la principal causa de esta variación los mayores resultados obtenidos por Compañía Mega S.A., quien incrementó su resultado operativo en $18 millones, como consecuencia de los incrementos de precios registrados por el etano, el GLP y la gasolina.

• • 1. Refino y Marketing

En el cuarto trimestre de 2004, el segmento de Refino y Marketing registró una ganancia operativa de $273 millones, 1% inferior a la obtenida en el cuarto trimestre del año anterior, como consecuencia principalmente mayores costos en materia prima, que no pudieron ser trasladados en su totalidad a los precios de venta del mercado local.

El costo del crudo comprado a la unidad de Exploración y Producción se incrementó un 37%. Los precios obtenidos en el mercado externo absorbieron el incremento del costo del crudo, mediante fuertes subas en los precios del LPG, las naftas de exportación, gas oil y aerokerosene. En cambio, el mercado local sólo se trasladó parcialmente el incremento de los costos a los precios del gas oil y aerokerosene, y en menor medida a las naftas.

Durante el cuarto trimestre de 2004 también se observan mayores retenciones a las exportaciones como consecuencia de la entrada en vigencia de retenciones sobre los productos refinados.

Respecto de los volúmenes comercializados, se observa una mayor demanda interna de gas oil, que consecuentemente redujo los volúmenes disponibles para la exportación. En el mercado externo también se observa una fuerte caída de las ventas de naftas y en menor medida de aerokerosene.

En relación a los costos, se registraron mayores compras a terceros de crudo y productos, como así también mayores gastos de producción asociados a mayores cargos por contratación de servicios, mantenimiento y conservación y mayor consumo de materiales.

Como consecuencia de estos mayores costos, el costo de refinación aumentó un 19%, siendo el actual de $6,9 por barril.

También se incrementaron los gastos de comercialización, a causa de mayores gastos de transportes, originados por la modalidad “Costo y Fletes”, asimismo se produjo un incremento en el monto del impuesto a las transferencias bancarias y mayores cargos por incobrables.

El nivel de procesamiento en refinerías fue de 298 miles de barriles diarios, nivel similar al del año anterior y que equivale a una utilización del 93% de la capacidad teórica instalada que asciende a 319,5 miles de barriles diarios.

1.1.4. Química

Los resultados operativos del cuarto trimestre de 2004 ascendieron a $174 millones, $57 millones superiores a los del cuarto trimestre de 2003, como consecuencia de un fuerte incremento que experimentaron los precios, principalmente en el mercado externo.

• • 1. Corporación y Otros

En el cuarto trimestre de 2004 la pérdida operativa ascendió a $147 millones, $54 millones mayor al cuarto trimestre de 2003, siendo la principal causa la pérdida operativa reconocida por A-Evangelista S.A.

• • 1. Otros y Egresos Netos

En el cuarto trimestre de 2004 el rubro Otros Egresos Netos registró un resultado negativo de $816 millones, que implica un incremento de $787 millones respecto de igual trimestre del año anterior, originados principalmente en cargos por juicios y remediaciones medioambientales registrados durante el cuarto trimestre de 2004.

• • 1. Resultados financieros y por tenencia

Durante el cuarto trimestre de 2004 los resultados financieros y por tenencia arrojaron una ganancia neta de $50 millones, $22 millones menores a la del cuarto trimestre de 2003, de la cual $32 millones corresponden a menores resultados por tenencia de bienes de cambio, $3 millones de menores intereses generados por activos, compensados por $13 millones de menores intereses generados por pasivos.

• • 1. Impuesto a las Ganancias

El cargo a resultados por impuesto a las ganancias del cuarto trimestre de 2004 fue $552 millones, lo que representa una disminución de $131 millones respecto al cuarto trimestre de 2003 como consecuencia de los menores resultados obtenidos.

1. Síntesis de la Estructura Patrimonial

Balances Generales Consolidados al 31 de Diciembre de 2004, 2003, 2002, 2001 y 2000.

(Cifras expresadas en millones de pesos)

	31/12/04(2)	31/12/03(2)	31/12/02(2)	31/12/01	31/12/00(1)
Activo
Activo Corriente	8.334	10.444	8.821	5.608	5.244
Activo No Corriente	22.588	22.500	22.935	25.248	23.861
Total del Activo	30.922	32.944	31.756	30.856	29.105
Pasivo
Pasivo Corriente	4.785	6.443	4.758	6.473	6.025
Pasivo No Corriente	4.161	4.092	6.116	5.526	4.710
Total del Pasivo	8.946	10.535	10.874	11.999	10.735
Diferencias Transitorias Medición de Instrumentos Derivados	(4)	(10)	(14)	(4)	-
Conversión de participaciones en sociedades del exterior	(107)	(115)	-	-	-
Participación de Terceros en Sociedades Controladas	-	-	-	-	143
Patrimonio Neto	22.087	22.534	20.896	18.861	18.227
Total del Pasivo, Diferencias Transitorias, Participación de Terceros en Sociedades Controladas y Patrimonio Neto	30.922	32.944	31.756	30.856	29.105

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.
2. Incluye las modificaciones correspondientes a la exposición de las operaciones discontinuadas (acápite 1).

Firmado a los efectos de su identificación

con nuestro informe de fecha 10 - MARZO - 2005

DELOITTE & Co. S.R.L.

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RICARDO C. RUIZ

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Contador Público U.B.A.

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1. Síntesis de la Estructura de Resultados

Estados de Resultados Consolidados por los ejercicios finalizados el 31 de Diciembre de 2004, 2003, 2002, 2001 y 2000.

	31/12/04(2)	31/12/03(2)	31/12/02(2)		31/12/01		31/12/00(1)
Ventas Netas	19.931	17.514	17.050	17.942		19.035
Costo de Ventas	(9.212)	(7.756)	(8.626)	(10.741)		(10.957)
Utilidad Bruta	10.719	9.758	8.424	7.201		8.078
Gastos de Administración	(463)	(378)	(411)	(480)		(400)
Gastos de Comercialización	(1.403)	(1.148)	(1.077)	(1.721)		(1.268)
Gastos de Exploración	(382)	(277)	(240)	(224)		(317)
Utilidad Operativa	8.471	7.955	6.696	4.776		6.093
Resultado de Inversiones No Corrientes	154	150	(450)	(227)		37
Amortización Llave de Negocio	-	-	(13)	(42)		-
Otros Egresos, Netos	(1.012)	(152)	(245)	(206)		(615)
Resultados Financieros y por Tenencia	138	(50)	(2.991)	(682)		(345)
Resultado por la Venta de Activos No Corrientes y Bienes de Uso a Desafectar	-	-	690	(274)		(429)
Utilidad Neta antes de Impuesto a las Ganancias	7.751	7.903	3.687	3.345		4.741
Impuesto a las Ganancias	(3.017)	(3.290)	(58)	(1.424)		(2.013)
Utilidad Neta de las Operaciones Continuas	4.734	4.613	3.629	1.921		2.728
Resultados de las Operaciones Discontinuadas	3	15	(13)	-		-
Resultados por la Venta de las Operaciones Discontinuadas	139	-	-	-		-
Participación de Terceros en los Resultados de Sociedades Controladas	-	-	-	(2)		(26)
Utilidad Neta	4.876	4.628	3.616	1.919		2.702

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.
2. Incluye las modificaciones correspondientes a la exposición de las operaciones discontinuadas (acápite 1).

Firmado a los efectos de su identificación

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1. Datos Estadísticos

		Ene/ Dic	Ene/ Dic	Ene/ Dic	Ene/ Dic	Ene/ Dic
	Unidad	2004	2003	2002	2001	2000
Entregas de crudo	mbd	531	430	442	501	454
Producción neta de gas natural	Mpcd	1.929	1.767	1.545	1.731	1.681
Ventas de crudo a terceros	mbd	69	99	136	196	187
Ventas de gas natural	Mpcd	1.885	1.821	1.639	1.726	1.760
Crudo procesado	bd	310.932	306.267	303.701	298.108	290.639
Subproductos Vendidos
Naftas	bd	75.822	92.994	87.056	87.908	81.309
Gas Oil	bd	125.084	131.710	125.519	138.474	132.442
JP1 y Kerosén	bd	14.034	14.350	17.982	17.388	21.024
Fuel Oil	bd	13.470	12.661	6.924	11.155	6.504
LPG y NGL	bd	36.848	43.337	40.288	39.891	46.597
Otros	bd	65.391	58.446	46.566	40.596	43.829
TOTAL	bd	330.649	353.498	324.335	335.412	331.705
Crudo Vendido
En el mercado local	mbd	19	15	30	19	18
En el exterior	mbd	50	84	106	177	169
Subproductos Vendidos
En el mercado local	mbd	197	198	194	206	224
En el exterior	mbd	133	156	130	129	108
TOTAL CRUDO Y SUBPRODUCTOS VENDIDOS	mbd	399	453	460	531	519
POLÍMEROS
En el mercado local	Tnd	146	138	120	100	139
En el exterior	Tnd	135	115	117	93	81
FERTILIZANTES
Urea	Tnd	1.275	975	574	606	-
Otros	Tnd	51	52	43	149	-
TOTAL FERTILIZANTES VENDIDOS EN EL MERCADO LOCAL	Tnd	1.326	1.027	617	755	-
Urea	Tnd	345	580	643	301	-
Otros	Tnd	100	200	122	71	-
TOTAL FERTILIZANTES VENDIDOS EN EL MERCADO EXTERIOR	Tnd	445	780	765	372	-

1. Índices

	31/12/04(2)	31/12/03(2)	31/12/02(2)	31/12/01	31/12/00(1)
Liquidez corriente (Activo Corriente sobre Pasivo Corriente)	1,742	1,621	1,854	0,866	0,870
Solvencia (Patrimonio Neto sobre Pasivo Total)	2,469	2,139	1,922	1,572	1,698
Inmovilizado del Capital (Activo no Corriente sobre Activo Total)	0,730	0,683	0,722	0,818	0,820
Rentabilidad	0,219	0,213	0,181	0,103	0,296

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.
2. Incluye las modificaciones correspondientes a la exposición de las operaciones discontinuadas (acápite 1).

Firmado a los efectos de su identificación

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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 2004 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.

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 2004, dado que los precios internacionales de metanol y urea seguirán manteniéndose atractivos al menos durante el primer semestre del año 2005. 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 DOLARES por acción
	2003	2002	2001	2000	2003	2002	2001	2000
Cotización del último día de enero	47,50	41,50	30,50	35,85	13,79	17,48	30,00	35,13
Cotización del último día de febrero	50,25	41,25	29,00	36,00	15,75	17,10	30,35	35,56
Cotización del último día de marzo	54,50	59,00	28,55	35,50	18,78	18,05	28,95	35,50
Cotización del último día de abril	54,50	58,00	27,50	32,75	19,61	14,90	28,00	32,38
Cotización del último día de mayo	71,00	43,50	29,00	33,50	24,65	11,01	29,00	33,44
Cotización del último día de junio	76,00	44,50	23,00	39,00	26,60	10,52	23,00	38,81
Cotización del último día de julio	76,00	38,00	22,00	37,00	25,86	10,05	21,80	37,12
Cotización del último día de agosto	74,00	45,00	20,45	32,00	24,60	12,20	19,80	35,69
Cotización del último día de septiembre	79,00	46,00	17,20	31,00	26,80	10,50	16,50	31,75
Cotización del último día de octubre	95,00	38,00	16,00	31,10	33,01	10,05	16,45	30,75
Cotización del último día de noviembre	98,00	43,00	16,00	31,00	33,56	11,25	17,90	30,88
Cotización del último día de diciembre	109,00	44,50	23,60	29,40	37,02	12,17	19,65	29,94

Cotización del último día de enero de 2004	113,00	37,04
Cotización del último día de febrero de 2004	112,00	38,10
Cotización del último día de marzo de 2004	114,00	39,79
Cotización del último día de abril de 2004	109,00	39,50
Cotización del último día de mayo de 2004	111,00	38,88
Cotización del último día de junio de 2004	116,00	39,01
Cotización del último día de julio de 2004	120,00	40,39
Cotización del último día de agosto de 2004	119,00	39,25
Cotización del último día de septiembre de 2004	124,00	41,50
Cotización del último día de octubre de 2004	122,00	41,50
Cotización del último día de noviembre de 2004	123,50	42,79
Cotización del último día de diciembre de 2004	130,00	44,00
Cotización del último día de enero de 2005	138,00	46,80
Cotización del último día de febrero de 2005	176,10	61,68
Cotización del 9 de marzo de 2005	161,00	55,20

	ENRIQUE LOCUTURA RUPEREZ
	Vicepresidente

YPF SOCIEDAD ANONIMA

ESTADOS CONTABLES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2004

INFORMACION ADICIONAL A LAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES

ART. N° 68 DEL REGLAMENTO DE LA BOLSA DE COMERCIO DE BUENOS AIRES

(cifras en millones de pesos - Nota 1 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 2004.
3. a. No existen deudas de plazo vencido. Los créditos de plazo vencido son los siguientes:

	Créditos Corrientes
Vencidos entre octubre y diciembre de 2004	117
Vencidos entre julio y septiembre de 2004	107
Vencidos entre abril y junio de 2004	6
Vencidos entre enero y marzo de 2004	15
Vencidos entre enero y diciembre de 2003	36
Vencidos con anterioridad a enero de 2003	383
	664

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 2005	3.370		3.867		-		-
A vencer entre abril y junio de 2005	48		364		-		-
A vencer entre julio y septiembre de 2005	16		123		-		-
A vencer entre octubre y diciembre de 2005	1.389		85		-		-
A vencer entre enero y diciembre de 2006	-		-		978		504
A vencer entre enero y diciembre de 2007	-		-		361		927
A vencer con posterioridad a diciembre de 2007	-		-		215		1.218
	4.823 (1)		4.439		1.554 (2)		2.649

1. Del total de créditos vencidos detallados en el punto 3.a. anterior y de los créditos corrientes a vencer aquí detallados, 288 se encuentran en gestión judicial y 469 se encuentran cubiertos por las previsiones para deudores por ventas de cobro dudoso y para otros créditos de cobro dudoso.
2. De este total 70 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 898, 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 de créditos y deudas que devengan intereses son los siguientes:

Créditos Corrientes:	2.488
Créditos No corrientes:	643
Deudas Corrientes:	88
Deudas No corrientes:	1.243

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 las notas 3.b), 3.c) y 3.f) o en el Anexo G a los estados contables básicos, 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 2004.

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 25, 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 y de otros activos, que son utilizados como límite para sus respectivas valuaciones contables, se determinaron en función de su valor neto de realización y/o de su valor de utilización económica, 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)(2)	Valor contable
Equipamiento y demás activo fijo en general, utilizado en explotación, destilación, transporte, y demás actividades	Todo riesgo (Primer riesgo absoluto)	701	19.230
Mercaderías	Todo riesgo de transporte	90
Pozos	Control, reperforación, derrame y polución	250

(1) Cifras expresadas en millones de 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 incluyen, entre otras cuestiones, las situaciones contingentes no contabilizadas que pudieran tener cierto grado de significación presente o futuro, junto con las razones que motivaron su falta de contabilización.

Aportes irrevocables a cuenta de futuras suscripciones:

1. En virtud de lo requerido por la Resolución General N° 466/04 de la Comisión Nacional de Valores, la Sociedad transformó los aportes irrevocables en un pasivo subordinado, expuesto en el rubro “Préstamos” del balance General al 31 de diciembre de 2004. La cancelación del mencionado pasivo se efectuará a la totalidad de los accionistas de la Sociedad en proporción a sus respectivas tenencias accionarias.
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.

ENRIQUE LOCUTURA RUPEREZ
Vicepresidente