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YPF S.A. Annual Report 2005
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Señores
Comisión Nacional de Valores
PRESENTE
Ref.: Exposiciones sobre petróleo y gas
Me dirijo a Uds. a los efectos de informar que en el Reporte Anual en formato 20F presentado el pasado 14 de julio en la Securities and Exchange Commision de Estados Unidos se incluyó una modificación en la nota de ”Exposiciones sobre petróleo y gas” respecto de la incluida en los Estados Contables al 31 de diciembre de 2005 presentados oportunamente. En la misma se exponen las conclusiones de la revisión independiente efectuada por el Comité de Auditoría de YPF sobre las reservas de petróleo y gas, hecho relevante comunicado el pasado 16 de junio de 2006. Uno de los efectos de la mencionada revisión resultó en la reexpresión de las reservas informadas en años anteriores. Se adjunta a la presente la nota correspondiente en idioma castellano y el Reporte Anual en formato 20F mencionado completo.
Sin otro particular, saludamos a Uds. muy atentamente.
Por YPF S.A.
Carlos Olivieri
Director Económico Financiero
- EXPOSICIONES SOBRE PETROLEO Y GAS (información no cubierta por el Informe del Auditor)
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".
Costos Activados
A continuación se exponen los costos activados, junto con las correspondientes depreciaciones acumuladas y previsiones al 31 de diciembre de 2005, 2004 y 2003:
| 2005 | 2004 | 2003 | |||||||||||||||
| Argentina | Resto del mundo | Consolidado | Argentina | Resto del mundo | Consolidado | Argentina | Resto del mundo | Consolidado | |||||||||
| Propiedades de petróleo y gas probadas | |||||||||||||||||
| Propiedad minera, pozos y equipos de explotación | 43.785 | 23 | 43.808 | 41.239 | 23 | 41.262 | 39.013 | 46 | 39.059 | ||||||||
| Equipos e instalaciones auxiliares | 1.000 | - | 1.000 | 863 | - | 863 | 782 | - | 782 | ||||||||
| Perforaciones, equipos e instalaciones en curso | 1.561 | 101 | 1.662 | 901 | 60 | 961 | 987 | 93 | 1.080 | ||||||||
| Propiedades de petróleo y gas no probadas | 136 | 56 | 192 | 65 | 45 | 110 | - | 50 | 50 | ||||||||
| Total costos activados | 46.482 | 180 | 46.662 | 43.068 | 128 | 43.196 | 40.782 | 189 | 40.971 | ||||||||
| Depreciación acumulada y previsiones que reducen valores de activos | (30.859) | (19) | (30.878) | (28.696) | (16) | (28.712) | (26.767) | (14) | (26.781) | ||||||||
| Costos netos activados | 15.623 | 161 | 15.784 | 14.372 | 112 | 14.484 | 14.015 | 175(1) | 14.190 | ||||||||
| Costos netos activados de sociedades vinculadas | 108 | - | 108 | 104 | - | 104 | 102 | - | 102 |
(1) Incluye costos activados en propiedades que fueron vendidas durante el ejercicio 2004, de acuerdo con lo mencionado en la Nota 12.
Costos incurridos
Los costos incurridos durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2005, 2004 y 2003 en las actividades de producción de petróleo y gas son los siguientes:
| 2005 | 2004 | 2003 | |||||||||||||||
| Argentina | Resto del mundo | Consolidado | Argentina | Resto del mundo | Consolidado | Argentina | Resto del mundo | Consolidado | |||||||||
| Adquisición de reservas | |||||||||||||||||
| No probadas | - | 15 | 15 | - | 6 | 6 | - | 20 | 20 | ||||||||
| Costos de exploración | 371 | 54 | 425 | 297 | 108 | 405 | 215 | 208 | 423 | ||||||||
| Costos de desarrollo | 3.236 | 37 | 3.273 | 2.235 | 12 | 2.247 | 1.900 | 2 | 1.902 | ||||||||
| Total de costos incurridos | 3.607 | 106 | 3.713 | 2.532 | 126(1) | 2.658 | 2.115 | 230(1) | 2.345 | ||||||||
| Total de costos incurridos por sociedades vinculadas | 12 | - | 12 | 11 | - | 11 | 6 | - | 6 |
- Incluye costos incurridos en propiedades que fueron vendidas durante el ejercicio 2004, de acuerdo con lo mencionado en Nota 12.
Resultado de las operaciones de explotación de petróleo y gas
La tabla que se incluye a continuación resume sólo los ingresos y gastos asociados directamente con las actividades de explotación de petróleo y gas. Este cuadro no incluye ninguna apropiación de costos financieros ni gastos de estructura y, por lo tanto, no es necesariamente un indicativo de la contribución de las operaciones de explotación de petróleo y gas a los resultados netos.
Las diferencias entre las cifras de esta tabla y las expuestas en la Nota 8, "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.
| 2005 | 2004 | 2003 | |||||||||||||||
| Argentina | Resto del mundo | Consolidado | Argentina | Resto del mundo(1) | Consolidado | Argentina | Resto del mundo(1) | Consolidado | |||||||||
| Ventas netas a terceros | 2.366 | 14 | 2.380 | 2.234 | 10 | 2.244 | 1.411 | 21 | 1.432 | ||||||||
| Ventas netas intersegmentos | 11.467 | - | 11.467 | 10.790 | - | 10.790 | 10.092 | - | 10.092 | ||||||||
| Total ventas netas | 13.833 | 14 | 13.847 | 13.024 | 10 | 13.034 | 11.503 | 21 | 11.524 | ||||||||
| Costos de producción | (4.247) | (6) | (4.253) | (3.618) | (10) | (3.628) | (3.190) | (10) | (3.200) | ||||||||
| Gastos de exploración | (231) | (49) | (280) | (246) | (136) | (382) | (154) | (123) | (277) | ||||||||
| Depreciaciones y cargos a resultados por previsiones para reducir valores de activos(2) | (2.190) | (7) | (2.197) | (1.952) | (5) | (1.957) | (1.806) | (6) | (1.812) | ||||||||
| Otros | (44) | - | (44) | (9) | - | (9) | - | (3) | (3) | ||||||||
| Utilidad (pérdida) por actividades de producción antes de impuestos | 7.121 | (48) | 7.073 | 7.199 | (141) | 7.058 | 6.353 | (121) | 6.232 | ||||||||
| Impuesto a las ganancias | (2.740) | (2) | (2.742) | (2.786) | (1) | (2.787) | (2.520) | (4) | (2.524) | ||||||||
| Utilidad (pérdida) neta de las actividades de producción de petróleo y gas | 4.381 | (50) | 4.331 | 4.413 | (142) | 4.271 | 3.833 | (125) | 3.708 | ||||||||
| Resultados netos de las operaciones de sociedades vinculadas | 51 | - | 51 | 35 | - | 35 | 20 | - | 20 |
- Incluye los resultados de las operaciones de explotación de petróleo y gas relacionadas con las propiedades vendidas durante el ejercicio 2004, de acuerdo con lo mencionado en Nota 12.
- Los cargos por depreciaciones y amortizaciones no han sido modificados, de acuerdo a lo mencionado en Nota 18 “Hechos Subsecuentes”.
Reservas de petróleo y gas
Las reservas probadas de petróleo y gas representan cantidades estimadas de petróleo crudo, gas natural y líquidos 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, considerando los precios y costos vigentes a la fecha en la cual se efectúa la estimación. Las estimaciones de precios consideran los cambios en los precios provenientes de acuerdos contractuales, pero no aquellos incrementos basados en condiciones futuras. Las reservas probadas y desarrolladas de petróleo y gas 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. 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 a las provincias en las que las reservas se encuentran localizadas. 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.
Como consecuencia de la reestimación de las reservas probadas (ver Nota 18), la información originalmente reportada sobre dichas reservas al 31 de diciembre de 2003 y 2004 ha sido modificada de la siguiente manera:
Al 31 de diciembre de 2003, el efecto total de la reestimación de reservas sobre los volúmenes de las reservas probadas fue de 339 millones de barriles equivalentes, el cual comprende 67 millones de barriles de petróleo crudo, condensado y líquidos de gas natural y 1.531 billones de pies cúbicos de gas. Este monto representa el 13% del total de las reservas probadas originalmente presentadas a dicha fecha (2.690 millones de barriles equivalentes). Del total del efecto agregado, el 91% corresponde a reservas probadas desarrolladas y el 9% corresponde a reservas probadas no desarrolladas. La reestimación de reservas ocasionó una reducción estimada de 1.839 en la medida estándar de los flujos de fondos futuros descontados de YPF. Este efecto representa aproximadamente el 6% del total de la medida estándar originalmente presentada a dicha fecha.
Al 31 de diciembre de 2004, el efecto total de la reestimación de reservas sobre los volúmenes de las reservas probadas fue de 254 millones de barriles equivalentes, el cual comprende 50 millones de barriles de petróleo crudo, condensado y líquidos de gas natural y 1.144 billones de pies cúbicos de gas. Este monto representa el 11% del total de las reservas probadas originalmente presentadas a dicha fecha (2.330 millones de barriles equivalentes). Del total del efecto agregado, el 87% corresponde a reservas probadas desarrolladas y el 13% corresponde a reservas probadas no desarrolladas. La reestimación de reservas ocasionó una reducción estimada de 1.132 en la medida estándar de los flujos de fondos futuros descontados de YPF. Este efecto representa aproximadamente el 3% del total de la medida estándar originalmente presentada a dicha fecha.
El siguiente cuadro refleja la conciliación entre las reservas probadas reestimadas y las reservas probadas originalmente reportadas por los ejercicios 2003 y 2004:
| Petróleo crudo, condensado y líquidos de gas natural (millones de barilles) | |||||||
| Reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas | Reservas probadas desarrolladas | ||||||
| 2004 | 2003 | 2004 | 2003 | ||||
| Reportadas originalmente al 31 de diciembre | 1.114 | 1.269 | 908 | 1.047 | |||
| Efecto del cambio en la estimación de reservas | |||||||
| Al inicio del ejercicio | (67) | - | (63) | - | |||
| Movimientos durante el ejercicio | 17 | (67) | 18 | (63) | |||
| Total | (50) | (67) | (45) | (63) | |||
| Modificadas al 31 de diciembre | 1.064 | 1.202 | 863 | 984 |
| Gas Natural (miles de millones pies cúbicos) | |||||||
| Reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas | Reservas probadas desarrolladas | ||||||
| 2004 | 2003 | 2004 | 2003 | ||||
| Reportadas originalmente al 31 de diciembre | 6.820 | 7.980 | 5.041 | 5.609 | |||
| Efecto del cambio en la estimación de reservas | |||||||
| Al inicio del ejercicio | (1.531) | - | (1.383) | - | |||
| Movimientos durante el ejercicio | 387 | (1.531) | 387 | (1.383) | |||
| Total | (1.144) | (1.531) | (996) | (1.383) | |||
| Modificadas al 31 de diciembre | 5.676 | 6.449 | 4.045 | 4.226 |
El siguiente cuadro refleja las reservas estimadas de petróleo crudo, condensado y líquidos de gas natural y gas natural al 31 de diciembre de 2005, 2004 y 2003, modificadas de acuerdo a lo mencionado anteriormente, y los cambios correspondientes:
| Petróleo crudo, condensado y líquidos de gas natural (millones de barriles) | |||||||||||||||||
| 2005 | 2004 | 2003 | |||||||||||||||
| Argentina | Resto del mundo | Consolidado | Argentina | Resto del mundo | Consolidado | Argentina | Resto del mundo | Consolidado | |||||||||
| Reservas probadas, desarrolladas y no desarrolladas | |||||||||||||||||
| Saldos al inicio del ejercicio | 1.058 | 6 | 1.064 | 1.197 | 5 | 1.202 | 1.381 | 6 | 1.387 | ||||||||
| Revisiones de estimaciones anteriores | (175) | - | (175) | (21) | - | (21) | (85) | (1) | (86) | ||||||||
| Extensiones, descubrimientos y recuperación secundaria | 22 | - | 22 | 28 | 6 | 34 | 58 | - | 58 | ||||||||
| Venta de reservas in situ (Nota 12) | - | - | - | - | (5) | (5) | - | - | - | ||||||||
| Producción del ejercicio | (134) | - | (134) | (146) | - | (146) | (157) | - | (157) | ||||||||
| Saldos al cierre del ejercicio | 771(1) | 6 | 777 | 1.058(1) | 6 | 1.064 | 1.197(1) | 5 | 1.202 | ||||||||
| Reservas probadas y desarrolladas | |||||||||||||||||
| Comienzo del ejercicio | 863 | - | 863 | 984 | - | 984 | 1.135 | 1 | 1.136 | ||||||||
| Cierre del ejercicio | 604(2) | - | 604 | 863(2) | - | 863 | 984(2) | - | 984 | ||||||||
| Reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de sociedades vinculadas | 3(3) | - | 3 | 7 | - | 7 | 10 | - | 10 |
- Incluye líquidos de gas natural por 150, 181 y 188 al 31 de diciembre de 2005, 2004 y 2003, respectivamente.
- Incluye líquidos de gas natural por 108, 138 y 142 al 31 de diciembre de 2005, 2004 y 2003, respectivamente.
- En diciembre de 2005 YPF realizó una revisión a la baja de estimaciones anteriores de reservas probadas de 3 millones de barriles.
| Gas natural (miles de millones de pies cúbicos) | |||||||||||||||||
| 2005 | 2004 | 2003 | |||||||||||||||
| Argentina | Resto del mundo | Consolidado | Argentina | Resto del mundo | Consolidado | Argentina | Resto del mundo | Consolidado | |||||||||
| Reservas probadas, desarrolladas y no desarrolladas | |||||||||||||||||
| Saldos al inicio del ejercicio | 5.668 | 8 | 5.676 | 6.400 | 49 | 6.449 | 8.919 | 55 | 8.974 | ||||||||
| Revisiones de estimaciones anteriores | (356) | 1 | (355) | (138) | 1 | (137) | (1.892) | (5) | (1.897) | ||||||||
| Extensiones y descubrimientos | 30 | - | 30 | 111 | 4 | 115 | 16 | - | 16 | ||||||||
| Venta de reservas in situ (Nota 12) | - | - | - | - | (45) | (45) | - | - | - | ||||||||
| Producción del ejercicio (1) | (667) | (1) | (668) | (705) | (1) | (706) | (643) | (1) | (644) | ||||||||
| Saldos al cierre del ejercicio | 4.675 | 8 | 4.683 | 5.668 | 8 | 5.676 | 6.400 | 49 | 6.449 | ||||||||
| Reservas probadas y desarrolladas | |||||||||||||||||
| Comienzo del ejercicio | 4.041 | 4 | 4.045 | 4.219 | 7 | 4.226 | 6.793 | 8 | 6.801 | ||||||||
| Cierre del ejercicio | 3.197 | 4 | 3.201 | 4.041 | 4 | 4.045 | 4.219 | 7 | 4.226 | ||||||||
| Reservas probadas, desarrolladas y no desarrolladas de sociedades vinculadas | 97(2) | - | 97 | 200 | - | 200 | 297 | - | 297 |
- Excluye las cantidades venteadas.
- En diciembre de 2005 YPF realizó una revisión a la baja de estimaciones anteriores de reservas probadas de 78 miles de millones de pies cúbicos.
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 3,03, 2,98 y 2,93 pesos argentinos por dólar estadounidense, al 31 de diciembre de 2005, 2004 y 2003, respectivamente.
El método de medición estándar no pretende ser una estimación del valor corriente de las reservas 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.
Debido a la modificación de la información presentada en ejercicios anteriores sobre reservas probadas, los flujos futuros de fondos netos descontados correspondientes a los ejercicios 2003 y 2004 han sido también modificados. El siguiente cuadro refleja la conciliación entre el valor presente de los flujos futuros de fondos netos reestimados y el valor presente de los flujos futuros de fondos netos originalmente reportados de los ejercicios 2003 y 2004:
| 2004 | 2003 | ||
| Reportadas originalmente al 31 de diciembre | 35.614 | 31.915 | |
| Efecto del cambio en la estimación de reservas | |||
| Al inicio del ejercicio | (1.839) | - | |
| Movimientos durante el ejercicio | 707 | (1.839) | |
| Total | (1.132) | (1.839) | |
| Modificaciones al 31 de diciembre | 34.482 | 30.076 |
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.
| 2005 | 2004 | 2003 | |||||||||||||||
| Argentina | Resto del mundo | Consolidado | Argentina | Resto del mundo | Consolidado | Argentina | Resto del mundo | Consolidado | |||||||||
| Ingresos futuros de fondos | 123.963 | 109 | 124.072 | 120.580 | 67 | 120.647 | 104.274 | 998 | 105.272 | ||||||||
| Costos futuros de producción | (28.701) | (12) | (28.713) | (29.222) | (8) | (29.230) | (26.318) | (289) | (26.607) | ||||||||
| Costos futuros de desarrollo | (9.054) | - | (9.054) | (7.239) | - | (7.239) | (4.345) | (168) | (4.513) | ||||||||
| Flujos futuros de fondos netos, antes de impuesto a las ganancias | 86.208 | 97 | 86.305 | 84.119 | 59 | 84.178 | 73.611 | 541 | 74.152 | ||||||||
| Descuento por efecto tiempo de los flujos de fondos futuros | (28.082) | (42) | (28.124) | (33.243) | (26) | (33.269) | (29.111) | (273) | (29.384) | ||||||||
| Impuesto a las ganancias, descontado al 10%(1) | (18.757) | (19) | (18.776) | (16.415) | (12) | (16.427) | (14.594) | (98) | (14.692) | ||||||||
| Medida estándar de los flujos de fondos futuros | 39.369 | 36 | 39.405 | 34.461 | 21 | 34.482 | 29.906 | 170(2) | 30.076 | ||||||||
| Medida estándar de los flujos de fondos futuros de sociedades vinculadas | 215 | - | 215 | 323 | - | 323 | 374 | - | 374 |
- El impuesto a las ganancias, sin descontar, asciende a 27.280 (27.245 en Argentina y 35 en Resto del mundo), 26.517 (26.495 en Argentina y 22 en Resto del mundo) y 23.822 (23.631 en Argentina y 191 en Resto del mundo) al 31 de diciembre de 2005, 2004 y 2003, respectivamente.
- Incluye los flujos de fondos relacionados con las propiedades vendidas en el ejercicio 2004, de acuerdo a lo mencionado en la Nota 12.
Cambios en la medición estándar de flujos futuros de fondos netos descontados
La tabla siguiente refleja los cambios en la medición estándar de los flujos netos de fondos futuros descontados reestimados para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2005, 2004 y 2003:
| 2005 | 2004 | 2003 | |||
| Saldos al inicio del ejercicio | 34.482 | 30.076 | 38.919 | ||
| Ventas y transferencias, netas de costos de producción | (10.753) | (8.918) | (9.405) | ||
| Cambio neto de precios de venta y transferencia, neto de costos futuros de producción | 20.505 | 11.385 | 839 | ||
| Cambios en las reservas y en los perfiles de producción | (10.223) | (1.470) | (7.270) | ||
| Cambios netos por extensiones, descubrimientos y mejora de la recuperación secundaria | 1.776 | 1.787 | 4.728 | ||
| Cambios en costos estimados futuros de desarrollo y abandono | (2.269) | (2.502) | (998) | ||
| Costos de desarrollo del ejercicio que redujeron costos de desarrollo futuros | 1.485 | 845 | 1.059 | ||
| Efecto financiero | 3.105 | 2.527 | 2.901 | ||
| Cambio neto de impuesto a las ganancias | 678 | (369) | 3.859 | ||
| Ventas de reservas in situ | - | (146) | - | ||
| Otros | 619 | 1.267 | (4.556) | ||
| Saldos al cierre del ejercicio | 39.405 | 34.482 | 30.076 |
- HECHOS SUBSECUENTES
El 26 de enero de 2006, YPF anunció una revisión a la baja de sus reservas probadas de petróleo y gas por 509 millones de barriles equivalentes de petróleo (55% gas natural), incluyendo 493 millones de barriles equivalentes correspondientes a reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de YPF y 16 millones de barriles equivalentes correspondientes a reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de sociedades vinculadas. La Comisión de Auditoría y Control de Repsol YPF, sociedad controlante de YPF, efectuó una revisión independiente sobre los hechos y circunstancias de dicha reducción de reservas probadas, con la colaboración de un asesor legal independiente, King & Spalding LLP. El 27 de enero de 2006, el Comité de Auditoría de YPF determinó que en el marco de sus obligaciones podía utilizar la investigación conducida por la Comisión de Auditoría y Control de Repsol YPF. La Comisión de Auditoría y Control presentó las conclusiones y recomendaciones finales de la revisión independiente a la Dirección de Repsol YPF en su reunión de fecha 15 de junio de 2006. En la misma fecha, el Comité de Auditoría de YPF evaluó dichas conclusiones y recomendaciones, informando las mismas al Directorio de YPF y proponiendo que dichas recomendaciones sean implementadas por YPF.
Basado en la aplicación de los criterios de la SEC respecto de la información sobre reservas probadas a ser incluida en estados contables, en Nota 16 “Exposiciones sobre Petróleo y Gas (Información no cubierta por el Informe del Auditor)”, se efectúa una conciliación entre las reservas probadas originalmente reportadas y las reservas probadas reestimadas, junto con la información adicional requerida por el SFAS 69 para las reservas probadas reestimadas. La reestimación de reservas probadas de petróleo y gas se originó en el procesamiento de información técnica existente a dicha fecha referente al yacimiento de gas condensado Loma La Lata y a cambios en la metodología utilizada para la estimación de las reservas probadas.
Los balances generales y estados de resultados incluidos en los presentes estados contables no fueron modificados dado que la reestimación de las reservas probadas no ha modificado las conclusiones determinadas respecto del análisis de recuperabilidad de bienes de uso efectuado al 31 de diciembre de 2003 y 2004, ni genera un efecto significativo en la depreciaciones de los bienes de uso por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2005, 2004 y 2003, bajo normas contables profesionales vigentes en Argentina y en los Estados Unidos de América.