YPF SOCIEDAD ANÓNIMA

PROGRAMA DE EMISIÓN DE OBLIGACIONES NEGOCIABLES

U$S 1.000.000.000

YPF Sociedad Anónima ("YPF" o la "Sociedad") podrá emitir periódicamente obligaciones negociables (las "Obligaciones" o las "ON") no convertibles en acciones, con o sin garantía, por un monto de hasta U$S 1.000.000.000 o su equivalente en otras denominaciones, siendo éste el monto máximo autorizado en circulación durante la vigencia del programa de emisión de obligaciones negociables (el "Programa"), de acuerdo a lo dispuesto en la Resolución Nº 290 y sus modificatorias, de la Comisión Nacional de Valores (la "CNV"). El Programa tendrá un plazo máximo de vigencia de 5 años. Los vencimientos de las Obligaciones no podrán ser inferiores a 30 días. Las Obligaciones podrán devengar interés, el cual podrá ser a tasa fija o flotante con descuento en su valor nominal.

En caso de emitirse sin garantía, las Obligaciones constituirán obligaciones no garantizadas de YPF y calificarán en un pie de igualdad con toda la deuda no garantizada y no subordinada de la Sociedad.

Las Obligaciones serán cartulares y nominativas o al portador. Podrán representarse por uno o más títulos globales depositados con un depositario, hasta tanto sean canjeados por títulos individuales. Los títulos globales se canjearán por títulos individuales por decisión de la Sociedad, por cese del Fiduciario sin que se lo reemplace dentro de un plazo de 90 días o si se produjera un Supuesto de Incumplimiento (ver "Descripción de las Obligaciones - Títulos Globales"). Los títulos se emitirán de acuerdo con la Ley Nº 24.587, en tanto la misma permanezca en vigencia.

Podrán realizarse emisiones o reemisiones de una o más clases y/o una o más series. En ningún caso, el monto máximo en circulación de todas las clases o series podrá exceder el máximo autorizado. Los términos generales de los Programas se describen en el presente Prospecto. Los términos y condiciones específicos de cada emisión, incluyendo el monto, el precio de colocación, la moneda de emisión, el vencimiento, la tasa y otros términos relacionados con la oferta y venta de las Obligaciones, se describe en los correspondientes suplementos al presente Prospecto.

Las Obligaciones constituyen obligaciones negociables bajo la Ley Nº 23.576, modificada por la Ley Nº 23.962 (la "Ley de Obligaciones Negociables"), y están sujetas a los requerimientos establecidos en la misma.

Oferta pública autorizada por Resolución Nº 12.570 de fecha 18 de febrero de 1999 de la Comisión Nacional de Valores de la República Argentina (“CNV”). Esta autorización sólo significa que se ha cumplido con los requisitos establecidos en materia de información. La CNV no ha emitido juicio sobre los datos contenidos en el Prospecto. La veracidad de la información contable financiera y económica, así como de toda otra información suministrada en el presente Prospecto, es exclusiva responsabilidad del Directorio de YPF y, en lo que les atañe, del órgano de fiscalización de la Sociedad y de los auditores en cuanto a sus respectivos informes sobre los Estados Contables que se acompañan. El Directorio manifiesta con carácter de declaración jurada, que el presente Prospecto contiene, a la fecha de su publicación, información veraz y suficiente sobre todo hecho relevante que pueda afectar la situación patrimonial, económica y financiera de YPF y de toda aquella que deba ser de conocimiento del público inversor con relación a la presente oferta, conforme las normas vigentes.

La fecha de este Prospecto es 14 de abril de 1999.

RESUMEN DEL PROSPECTO

El siguiente resumen está condicionado en su totalidad por referencia a la información más detallada y a los estados contables que se incluyen en este Prospecto.

La Sociedad

YPF Sociedad Anónima ("YPF" o la "Sociedad"), la empresa más grande de la Argentina, es una compañía petrolera y gasífera internacional integrada, dedicada a la exploración, explotación y producción de petróleo y gas natural y a la refinación, comercialización, transporte y distribución de petróleo y de una gran variedad de productos derivados del petróleo, petroquímicos y gas licuado de petróleo, así como a la generación de energía eléctrica a partir de hidrocarburos. Según estimaciones al 1º de enero de 1999, las reservas probadas de YPF y sus sociedades controladas eran de aproximadamente 1.500 millones de barriles (238 millones de m3) de crudo y 10.387 miles de millones de pies cúbicos (294 mil millones de m3) de gas natural localizadas en la Argentina, Indonesia, Estados Unidos, Ecuador, Bolivia y Venezuela. En 1998, las ventas netas de YPF y sus sociedades controladas ascendieron a $5.500 millones, el 62% de las cuales fueron ventas efectuadas en la Argentina. YPF ocupa el undécimo lugar entre las empresas petroleras y gasíferas que hacen oferta pública de sus acciones en los Estados Unidos, sobre la base de sus reservas probadas estimadas de gas natural y petróleo al 1° de enero de 1998.

En 1998, la producción de YPF en Argentina fue de 158 millones de barriles (25 millones de m3) de petróleo crudo (433 mil barriles diarios equivalentes a 68.840 m3 por día), lo que representa aproximadamente el 51% de la producción total de petróleo crudo en Argentina. La producción de gas natural de la Sociedad en Argentina alcanzó en 1998 los 446 miles de millones de pies cúbicos (15.750 millones de m3) mientras que las ventas de gas natural de YPF representaron aproximadamente el 58% de la venta total estimada de gas natural en la Argentina. La actividad de refinación de YPF se lleva a cabo en tres refinerías que cuentan con una capacidad de refinación combinada anual de aproximadamente 122 millones de barriles, representando aproximadamente el 51% de la capacidad de refinación total de la Argentina. La red de distribución minorista de YPF de productos derivados para el sector automotriz se compone de aproximadamente 2.253 estaciones de servicio con la bandera YPF, lo que representa aproximadamente el 37% de la totalidad de estaciones de servicio de la Argentina.

Las operaciones internacionales de YPF, canalizadas a través de su subsidiaria, YPF International Ltd. ("YPF International") y a través de Maxus Energy Corporation (“Maxus”) produjeron 31,3 millones de barriles (5,0 millones de m3) de petróleo crudo y 72 mil millones de pies cúbicos (2,0 mil millones de m3) de gas en 1998. Casi el 73% de la producción de petróleo neta total de YPF International durante 1998 provino de su participación en contratos de producción compartida celebrados con Pertamina, la empresa petrolera estatal de Indonesia, por la exploración, explotación y producción de petróleo y gas en dos áreas primarias en el Mar de Java. Asimismo, YPF International cuenta con áreas de producción más pequeñas en Ecuador, Bolivia y Venezuela. A fines de 1998, YPF International contaba con un total de reservas netas probadas desarrolladas y no desarrolladas de 371 millones de barriles de crudo y 1.176 miles de millones de pies cúbicos de gas natural.

YPF también participa en otras operaciones internacionales de exploración y producción en Bolivia y Rusia a través de ciertas sociedades vinculadas y desarrolla actividades internacionales de refinación y comercialización en Chile, Perú y Brasil.

Desde los años veinte hasta 1990, la industria del petróleo y del gas en la Argentina fue en la práctica un monopolio del gobierno federal de la República Argentina (el "Gobierno Argentino"). Durante dicho período, YPF y sus predecesoras fueron propiedad del Estado y gozaron de monopolios o de otra manera controlaron la exploración y explotación de petróleo y gas natural, así como la refinación del crudo y la comercialización de productos derivados del petróleo en Argentina. En agosto de 1989, el Gobierno Argentino promulgó leyes con el propósito de desregular la economía y privatizar las empresas estatales, incluida YPF. Luego de la adopción de dichas leyes, se promulgó una serie de decretos presidenciales (los "Decretos de Desregulación del Petróleo") que eliminaron las restricciones a la importación y exportación de crudo (sujeto a la aprobación de la Secretaría de Energía en el caso de las exportaciones) y desregularon la industria petrolífera local, incluyendo la desregulación de los precios del petróleo y sus derivados y la derogación de las restricciones a la instalación de estaciones de servicios.

Por otra parte, con el propósito de reducir el porcentaje de la producción de petróleo y gas controlada por YPF y para incrementar la competencia en la industria petrolífera y gasífera argentina, los Decretos de Desregulación del Petróleo obligaron a YPF a vender sus participaciones mayoritarias en los derechos de explotación sobre ciertas áreas productoras importantes, al igual que otros derechos de exploración y explotación, a ciertas compañías privadas que ahora compiten con YPF. Como consecuencia de ésta y otras transacciones, las reservas probadas de YPF disminuyeron en aproximadamente 1.800 millones (286,2 millones de m3) de barriles de petróleo equivalentes ("BPE") (lo cual representaba el 45% del total de reservas probadas de YPF y sus sociedades controladas al 1º de enero de 1991).

El plan de transformación comprendió un programa de reorganización de la administración de la Sociedad y de reducción de costos, incluyendo una disminución significativa de la nómina de personal. La nómina de personal de YPF se redujo de más de 51.000 empleados al 31 de diciembre de 1990 a menos de 10.000 en 1993. A partir de 1992, YPF reorganizó sus operaciones en dos unidades estratégicas de negocios (Upstream para exploración y producción y Downstream para refinación y comercialización). La separación de dichas funciones por primera vez en la historia de YPF le permitió a la Dirección, evaluar las actividades Upstream y Downstream sobre la base de sus respectivos resultados de operaciones y contribuciones a las utilidades.

En noviembre de 1992, se sancionó la ley 24.145 (la "Ley de Privatización") que fijó el procedimiento conforme al cual se privatizaría YPF. De conformidad con este procedimiento, en julio de 1993 YPF realizó una oferta a nivel mundial de 160 millones de Acciones Clase D, representativas aproximadamente del 45% de las acciones en circulación de YPF, que pertenecían hasta ese momento al Gobierno Argentino. Juntamente con la realización de dicha oferta, el Gobierno Argentino transfirió parte del capital accionario a cinco provincias productoras de petróleo y gas de la Argentina (las "Provincias"). Además, el Gobierno Argentino efectuó una oferta a los tenedores de Bonos de Consolidación de Deudas Previsionales ("BOCONES Previsionales") y titulares de algunos otros reclamos para canjear acciones de YPF por dichos BOCONES Previsionales y reclamos. Adicionalmente, el 10% del capital circulante de YPF fue ofertado a los empleados de la Sociedad en condiciones establecidas por el Gobierno Argentino de acuerdo con la ley argentina. Como resultado de estas transacciones, el porcentaje de participación del Gobierno Argentino en el capital accionario de YPF se redujo del 100% al 20,3% aproximadamente.

En julio de 1997, las acciones Clase C, que fueron reservadas al momento de la privatización para ser destinadas al Programa de Propiedad Participada (PPP), fueron vendidas a través de una oferta pública internacional (excluyendo aproximadamente 1,5 millones de acciones reservadas para responder a potenciales reclamos). Como resultado de esa venta, aproximadamente el 75% de las acciones en circulación de la Sociedad están en manos del público. Las ganancias netas derivadas de la mencionada venta fueron distribuidas entre los empleados adherentes del Programa de Propiedad Participada.

El 28 de enero de 1999, Repsol S.A. adquirió aproximadamente el 14,99% del capital de la Sociedad, con lo que se convirtió en el accionista con mayor participación de YPF. Ante declaraciones a la Comisión Nacional de Valores, Repsol expresó su intención de utilizar el derecho a voto de sus acciones para elegir la mayor cantidad posible de representantes en el Directorio de la Sociedad. Adicionalmente, Repsol manifestó su intención de negociar con el Directorio y la Gerencia de la Sociedad una serie de transacciones, entre las que se encuentra la compra o el control de YPF. Si Repsol adquiere el control de YPF pueden producirse cambios en los negocios o en el gerenciamiento, que la Sociedad no puede predecir.

En relación con la venta de las acciones del Estado Nacional, el Sr. Alfonso Cortina, presidente del directorio de Repsol, fue designado por el Gobierno Nacional como director por la clase "A", y se incorporó al directorio de YPF en la reunión efectuada el 2 de febrero de 1999. El Sr.Cortina ha sido nominado para ser electo como Director de la clase D en la Asamblea Anual de Accionistas de 1999.

La sede de la Sociedad está ubicada en Avenida Presidente Roque Sáenz Peña 777, Código Postal 1035 AAC, Buenos Aires, Argentina y su teléfono es (54-11) 4329-2000.

Resumen de los Términos y Condiciones del Programa

La descripción que se realiza a continuación, constituye un resumen de los términos y condiciones generales del Programa y de las Obligaciones y está condicionada en su totalidad por la información más completa contenida en el presente Prospecto y en el Convenio de Fideicomiso (según se lo define más abajo). La Sociedad podrá emitir Obligaciones que no estén sujetas a las disposiciones del Convenio de Fideicomiso y cuyos términos y condiciones serán establecidos en el correspondiente Suplemento del Prospecto. Dichos términos y condiciones estarán sujetos a la aprobación previa de la Comisión Nacional de Valores.

Emisor: YPF Sociedad Anónima.

Descripción: Programa de emisión de obligaciones negociables, no convertibles en acciones.

Monto: U$S 1.000.000.000, monto que será el máximo autorizado en circulación durante la vigencia del programa.

Plazo: El programa tendrá un plazo máximo de vigencia de cinco años.

Moneda de emisión: Las emisiones podrán realizarse en dólares o en cualquier otra moneda o combinación de monedas, a elección de la Sociedad.

Vencimiento: Las Obligaciones tendrán un vencimiento no inferior a 30 días.

Forma de las Obligaciones: Las Obligaciones serán cartulares y podrán ser nominativas o al portador. Las Obligaciones podrán representarse en uno o más certificados globales, depositados con un depositario, hasta tanto se emitan certificados individuales. Los títulos globales se canjearán por títulos individuales por decisión de la Sociedad, por cese del Fiduciario sin que se lo reemplace dentro de un plazo de 90 días o si se produjera un Supuesto de Incumplimiento (ver "Descripción de las Obligaciones - Títulos Globales"). Los títulos se emitirán de acuerdo a la Ley Nº 24.587, en tanto la misma permanezca en vigencia.

Tasa: La tasa de interés podrá ser fija o variable o con descuento en su valor nominal.

Pago de montos adicionales: Sujeto a ciertas excepciones, todos los pagos que la Sociedad realice en concepto de capital e intereses, se efectuarán sin retención o deducción en concepto de impuestos, derechos, gravámenes u otras cargas presentes o futuras de cualquier naturaleza.

Rescate por razones impositivas: Las Obligaciones podrán rescatarse, a opción de YPF, en su totalidad a su valor a la par, con más los intereses devengados e impagos, en caso de que YPF se vea obligada a efectuar cualquier Pago Adicional (según se define en "Descripción de las Obligaciones") por retenciones impositivas en la República Argentina, como consecuencia de cualquier cambio en las normas fiscales argentinas o en su interpretación.

Rescate a opción del Tenedor: Las Obligaciones podrán rescatarse, a opción del Tenedor, a su valor a la par con más los intereses devengados e impagos a la fecha de rescate, si el Gobierno Nacional, directa o indirectamente, por medio o juntamente con sus afiliadas o personas que actúen concertadamente con él, adquiere la titularidad o el control de acciones de la Sociedad que representen al menos el 49% de su capital en circulación o adquiere la titularidad o el control de al menos el 8% de las acciones Clase D de la Sociedad y, al mismo tiempo, es titular o controla acciones Clase A que representen el 5% del capital de la Sociedad, como mínimo.

Cláusulas restrictivas: El Convenio de Fideicomiso contiene cláusulas que restringen, entre otras cosas, la constitución de gravámenes, compromisos de venta, transacciones de venta seguidas de alquiler, determinadas fusiones, consolidaciones y ventas de activos.

Destino del producido: Los fondos que se obtengan como consecuencia de la colocación de las Obligaciones se utilizarán para realizar inversiones en activos físicos dentro de la República Argentina, para la refinanciación de pasivos, para la integración de aportes de capital de trabajo o para la integración de aportes de capital en sociedades controladas o vinculadas a YPF, cuyo producido se aplique a los destinos antes especificados.

Calificación de riesgo: El programa de emisión ha sido calificado AAA por Duff & Phelps de Argentina Sociedad Calificadora de Riesgo S.A., AAA por Standard & Poor’s International Ratings Ltd., Suc. Argentina y AAA por Fitch IBCA Argentina Calificadora de Riesgo S.A. Para la primera de las calificadoras de riesgo citadas, la calificación otorgada implica que los bonos calificados en esa categoría presentan una extremadamente alta capacidad para pagar intereses y capital de acuerdo a las condiciones originalmente pactadas. Para Standard & Poor’s dicha calificación presupone que la capacidad del emisor de hacer frente a los compromisos financieros de la obligación analizada en relación con otros emisores argentinos es sumamente fuerte y para Fitch IBCA Argentina Calificadora de Riesgo S.A. la capacidad de pago en tiempo, del capital e intereses, es la más sólida respecto de otros emisores dentro del país.

Acción ejecutiva: Las Obligaciones otorgan a sus tenedores la acción ejecutiva individual de acuerdo con lo establecido por el art. 29 de la LON.

Ley Aplicable: La ley de Obligaciones Negociables establece los requisitos legales necesarios para que las Obligaciones constituyan obligaciones negociables. La capacidad de la Sociedad para emitir y las autorizaciones societarias se rigen por la ley argentina. Todo otro asunto vinculado con las Obligaciones se rige e interpreta de conformidad con las leyes del Estado de Nueva York, Estados Unidos de América. Ver "Descripción de las Obligaciones". Las Obligaciones que se emitan y que no estén sujetas a las disposiciones del Convenio de Fideicomiso, se regirán por la ley que determine la Sociedad al emitirlas.

CONSIDERACIONES PARA LA INVERSION

Los potenciales compradores de las Obligaciones deberían considerar detenidamente toda la información incluida en este Prospecto y, en particular, la información que se describe a continuación.

La Economía Argentina y otras economías

Durante varias décadas, la Argentina ha experimentado períodos de crecimiento lento o negativo, alta inflación, grandes devaluaciones de su moneda y controles cambiarios. La limitada disponibilidad de divisas requirió que el Gobierno Argentino y todas las entidades del sector público, incluida la predecesora de YPF, reestructuraran parte de su deuda en moneda extranjera con bancos comerciales. El actual Gobierno Argentino ha encarado una política económica de estabilización y reforma, incluyendo la reducción de la inflación y del gasto público. Desde la primera mitad de 1991, las tasas de inflación y el déficit presupuestario se han reducido substancialmente. Con relación a estas nuevas políticas económicas, en marzo de 1991, un plan económico reformador conocido como el Plan de Convertibilidad (el “Plan de Convertibilidad”) fue anunciado (ver “Convertibilidad y Riesgo del Tipo de Cambio”). Desde la adopción del Plan de Convertibilidad, la tasa de inflación anual, medida por el índice de precios al consumidor de la Argentina (“IPC”) se redujo del 200,7% en junio de 1991 al 0,5% en enero de 1999. El Plan de Convertibilidad ha demostrado ser un éxito a lo largo de estos ocho años desde su implementación. Sin embargo, el Gobierno continúa teniendo dificultades respecto del balanceo de sus cuentas corrientes.

YPF no puede predecir los eventos macroeconómicos futuros en la Argentina o en otras partes del mundo, pero sus operaciones locales continuarán viéndose afectadas por la dirección de la economía argentina.

La fluctuación de la moneda en Indonesia como resultado de la crisis financiera en Asia tuvo algunos efectos negativos en los resultados de las operaciones en dicho país. Por ejemplo, la demanda de gas natural fue menor en 1998, debido a la recesión económica que experimentó dicho país. Sin embargo las crisis económicas en Asia y Rusia no han tenido un impacto significativo sobre la economía argentina o sobre las operaciones locales de la Sociedad, aunque podrían afectar los planes de expansión en ciertos mercados externos en el corto plazo.

Brasil, donde YPF ha iniciado sus actividades a partir de 1997, está atravesando a la fecha una crisis financiera que se manifiesta principalmente por la devaluación de su moneda, el real, respecto del dólar estadounidense. A la fecha, no es posible estimar cómo evolucionará el tipo de cambio, ni la economía de ese país en relación con esta crisis, pero los efectos de la devaluación podrían impactar en los resultados por las operaciones que mantiene la Sociedad en Brasil.

Adicionalmente, la crisis económica en Brasil podría impactar en ciertos aspectos de la economía argentina, lo que podría afectar las operaciones locales de la Sociedad.

La futura relación entre la inflación argentina y la estadounidense y el valor del peso respecto del dólar podrían afectar la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Sociedad. Asimismo, no se puede garantizar que las acciones futuras del Gobierno o el desarrollo de la economía argentina u otras economías del mundo, factores sobre los cuales la Sociedad no tiene control, no puedan afectar negativamente la situación financiera de la Sociedad o el resultado de sus operaciones.

Convertibilidad y Riesgo del Tipo de Cambio

La moneda argentina ha sido devaluada en repetidas oportunidades a lo largo de las tres últimas décadas y las autoridades económicas en la Argentina han utilizado variados sistemas de tipo de cambio. Asimismo, la inestabilidad macroeconómica ha llevado a amplias fluctuaciones en el tipo de cambio real de la moneda argentina en relación al dólar. El mercado cambiario internacional argentino ha estado sujeto a controles cambiarios hasta diciembre de 1989, cuando se estableció una tasa de cambio flotante libre para todas las transacciones en moneda extranjera. Antes de diciembre de 1989, sin embargo, los dólares podían ser remitidos al exterior generalmente a través de la compra de bonos externos de la República Argentina en dólares con pesos y con la subsiguiente venta de dichos bonos por dólares. Aunque en la actualidad no hay controles al tipo de cambio que impidan o restrinjan la conversión de dólares a pesos, no se puede garantizar que dichos controles no serán implementados en el futuro.

El 1 de abril de 1991, la Ley No. 23.928 y el Decreto No. 529/91 (la “Ley de Convertibilidad”), que fueron los principales elementos del Plan de Convertibilidad entraron en vigencia. Bajo la Ley de Convertibilidad, el Banco Central de la República Argentina (i) se encuentra obligado a vender dólares a una tasa de $1,00/U$S1,00 (ii) debe mantener una reserva en moneda extranjera, oro y determinados títulos públicos en moneda extranjera igual a la cantidad de moneda argentina en circulación. Asimismo, el Banco Central ha adoptado la política de comprar moneda extranjera a una tasa equivalente a $1,00/U$S1,00.

El éxito del Plan de Convertibilidad conjuntamente con las privatizaciones de las empresas pertenecientes al Estado Nacional ha fortalecido la capacidad del Banco Central para respaldar la moneda argentina con reservas internacionales. La futura capacidad del Banco Central en este aspecto depende de la concreción de reformas estructurales, del establecimiento de un superávit fiscal, del mantenimiento de bajos niveles de inflación, de un crecimiento sostenido de la economía y del proceso de privatización.

No se puede garantizar que la Ley de Convertibilidad no sea modificada o derogada. En caso de que ocurra una gran devaluación del peso en relación a las monedas extranjeras, la condición financiera o los resultados de las operaciones de compañías argentinas (incluyendo a YPF) y la capacidad de las compañías argentinas (incluyendo a YPF) para cumplir con sus obligaciones en moneda extranjera pueden ser afectados desfavorablemente.

Variaciones de los Precios Mundiales del Petróleo; Posibles Reducciones del Presupuesto

Los precios del petróleo en la Argentina reflejan actualmente los precios del mercado mundial y ya no son fijados por el Gobierno Argentino. El precio del petróleo a nivel mundial ha fluctuado enormemente durante los diez últimos años y es determinado por factores de oferta y demanda global sobre los cuales la Sociedad no tiene ningún control. Durante 1998, el promedio del precio internacional del crudo fue de US$14,45, en comparación con los US$ 20,60 registrados en 1997. Las fluctuaciones en el precio de mercado del crudo pueden afectar el nivel y la oportunidad de las inversiones de capital proyectadas por la Sociedad. En vista de las condiciones actuales de la industria, incluyendo la reciente declinación en los precios internacionales del crudo, la gerencia de YPF ha llevado a cabo una revisión del presupuesto de inversiones de capital y podría posponer inversiones. Como resultado de esa revisión, el presupuesto de inversiones y exploración fue reducido a aproximadamente $1.200 millones . Ver "Análisis y explicaciones de la Dirección sobre la situación financiera y los resultados de las operaciones - Liquidez y recursos de capital".

La oferta actual de gas natural en la Argentina supera ampliamente su demanda. Aunque los proyectos de exportación de gas natural están mitigando parte de este margen, el precio del gas natural podría seguir bajo la presión del mercado.

Incertidumbres sobre las Estimaciones de las Reservas de Petróleo y Gas

Hay numerosas incertidumbres inherentes a la estimación de reservas probadas, la proyección futura de perfiles de producción y el momento en que deben realizarse inversiones de desarrollo de yacimientos. La exactitud de cualquier estimación de reservas está en función de la calidad de los datos disponibles y de las interpretaciones y evaluaciones geológicas y de ingeniería. Los resultados de la perforación, testeo y producción posteriores a la estimación pueden requerir revisiones substanciales en más o en menos. De conformidad con lo expuesto, las estimaciones de reservas incluidas en este Prospecto podrían ser substancialmente distintas a las cantidades de petróleo y de gas que sean finalmente recuperados.

Agotamiento de las Reservas

El nivel de producción derivado de las propiedades del petróleo y gas, generalmente disminuye cuando las reservas se van agotando. Sin una exploración y desarrollo exitosos y adquisiciones de reservas, las reservas probadas de la Sociedad declinarán a medida que el petróleo y el gas sean extraídos de sus reservas probadas y desarrolladas. No puede garantizarse que las actividades de exploración, desarrollo y adquisición de reservas de la Sociedad, resultarán en reservas adicionales significativas o que la Sociedad continuará siendo capaz de perforar pozos productivos a costos aceptables.

Riesgos Operativos y de Perforación

La perforación de gas y de petróleo se encuentra sujeta a numerosos riesgos, varios de los cuales se encuentran más allá del control de la Sociedad. Las operaciones de la Sociedad pueden ser restringidas, demoradas o canceladas como resultado de las condiciones climáticas, dificultades mecánicas, escasez o demoras en la entrega de equipos y cumplimiento de requerimientos gubernamentales. La perforación puede implicar esfuerzos no rentables, no solamente respecto a los pozos secos, sino también con respecto a los pozos que son productivos pero que no producen suficientes utilidades para ser rentables, luego de afrontar los costos de perforación, operación y otros costos. La finalización de un pozo no asegura una ganancia sobre la inversión ni la recuperación de los costos de perforación, finalización y operación. Los riesgos operativos de la industria incluyen el riesgo de incendio, explosiones, fallas en las cañerías, formaciones anormales debido a la presión y amenazas ambientales, como derrames de petróleo, escapes de gas, rupturas o descargas de gases tóxicos. El acontecimiento de cualquiera de ellos puede causar un daño significativo a la Sociedad debido a una lesión, muerte, daño grave o destrucción de propiedad, recursos naturales y equipos, contaminación u otro daño ambiental, responsabilidades derivadas de la limpieza, investigación de organismos de control y sanciones y suspensión de operaciones.

Además, las exploraciones de petróleo, desarrollo y actividades de producción de la Sociedad en el extranjero se encuentran sujetas a incertidumbres políticas y económicas, expropiación y cancelación o modificación de los derechos contractuales, restricciones al tipo de cambio y otros riesgos derivados de la soberanía de estados extranjeros sobre las áreas en las cuales la Sociedad opera, como así también los riesgos de pérdida en determinados países debido a cambios en el gobierno, revueltas, actos de guerra, actividades guerrilleras e insurrecciones.

Cuestiones Ambientales

La Dirección de la Sociedad estima que sus actuales operaciones cumplen substancialmente con las leyes y normas aplicables en cuanto a la protección del medio ambiente, tal como se las interpreta y aplica actualmente. Sin embargo, las autoridades municipales, provinciales y nacionales están tendiendo a exigir un cumplimiento más estricto de las leyes aplicables. Argentina ha aprobado normas que requieren que las operaciones de la Sociedad alcancen estándares comparables, en muchos aspectos, a los que se aplican en los Estados Unidos de América y en países de la Comunidad Europea. Dichas normas establecen el marco general para los requisitos de protección ambiental, incluyendo multas y sanciones penales en caso de violación. La Sociedad ha comenzado a realizar estudios para determinar qué es lo que presumiblemente se le requerirá para cumplir tales estándares. Aunque la Sociedad considera que sus inversiones de capital estimadas y la reserva actual para gastos de recuperación ambiental deberían ser suficientes para permitirle cumplir con las normas ambientales en continua evolución, los cambios que se produzcan en el futuro en las leyes ambientales o la tecnología pueden causar una revisión de las estimaciones. Los cambios en las inversiones proyectadas como resultado de los cambios en los planes de la Dirección o en las leyes y reglamentaciones podrían afectar los resultados de las operaciones en cualquier ejercicio.

Asimismo, las leyes y normas municipales, estaduales y federales relacionadas con la salubridad y calidad del ambiente en los Estados Unidos como así también las leyes y normas ambientales en otros países donde opera YPF International afectan casi todas las operaciones de YPF International. Dichas leyes y reglamentaciones determinan ciertos niveles regulando ciertos aspectos de salubridad y la calidad del ambiente, imponen multas y otras sanciones en caso de violación de dichos niveles y establecen obligaciones reparatorias en ciertos casos. Asimismo, medidas especialmente estrictas y normas especiales pueden ser adecuadas o requeridas en áreas de operaciones extranjeras que resulten ambientalmente sensibles, como es el caso de aquellas en Ecuador. Muchas de las operaciones de YPF International en Estados Unidos se encuentran sometidas a los requisitos del Safe Drinking Water Act, la Clean Water Act, la Clean Air Act (como ha sido reformada en 1990), la Occupational Safety and Health Act, la Comprehensive Environmental Response, Compensation and Liability Act de 1980, y sus modificaciones, y demás leyes federales y estaduales. Dichas leyes se refieren, entre otras cosas, a los límites en la descarga de los deshechos relacionados con operaciones de petróleo y gas, investigación y limpieza de substancias peligrosas, y seguridad laboral y salud. Asimismo, estas leyes requieren que se cumpla con lo dispuesto en regulaciones relacionadas y permisos y disponen la imposición de sanciones en caso de incumplimiento.

La Sociedad considera que sus políticas y procedimientos en el área de control de contaminación, seguridad del producto y salud ocupacional son adecuados para prevenir en forma razonable riesgos en materia ambiental o de otra naturaleza y la responsabilidad financiera resultante del mismo. Ciertos riesgos derivados de cuestiones ambientales y daños de otra naturaleza son, sin embargo, inherentes a operaciones particulares de la Sociedad, y la Sociedad es responsable por ciertos pasivos sustanciales por operaciones anteriores. Específicamente, Chemical Land Holdings, Inc. (“CLH”), una subsidiaria indirecta de YPF International, ha asumido ciertos pasivos potenciales asociados con operaciones anteriores de Maxus. YPF se ha comprometido a contribuir capital a CLH que le permitirá satisfacer sus compromisos asumidos y determinados gastos operativos de CLH presupuestados de tanto en tanto. La Sociedad no puede predecir qué leyes o reglamentaciones ambientales serán sancionadas en el futuro o cómo se aplicarán dichas leyes o reglamentaciones. El cumplimiento con leyes y reglamentaciones más exigentes, como así también la implementación más estricta de las mismas por parte de las autoridades de aplicación, podrían, en el futuro, requerir gastos substanciales por parte de la Sociedad para la instalación y operación de sistemas y equipos de remediación, entre otros.

Modificaciones a la legislación impositiva argentina

Recientemente en Argentina se ha aprobado una reforma a la legislación impositiva que impacta en el costo de emisión de deuda y otras formas de financiamiento de las empresas en la Argentina. Entre otros aspectos, la nueva ley :

crea una imposición a cargo de los emisores de obligaciones negociables y tomadores de préstamos en entidades financieras locales. Este impuesto se aplica sobre los pagos de los intereses generados por los endeudamientos antes mencionados.
establece ciertas limitaciones a la deducción de los intereses de ciertas obligaciones negociables, y
eleva la alícuota de impuesto a las ganancias aplicable a empresas.

Esta reforma ha incrementado significativamente el costo financiero de la Sociedad, como así también ha aumentado sus deudas impositivas. La Sociedad prevé que el impacto del nuevo impuesto al endeudamiento empresario generará un mayor pago de impuestos por $25 millones durante el año 1999, por lo que la Sociedad estima que su utilidad neta disminuirá en $16 millones.

Repsol

El 28 de enero de 1999, Repsol S.A. adquirió aproximadamente el 14,99% del capital de la Sociedad, con lo que se convirtió en el accionista con mayor participación de YPF. Ante declaraciones a la Comisión Nacional de Valores, Repsol expresó su intención de utilizar los derechos a voto que tienen sus acciones para elegir la mayor cantidad posible de representantes en el Directorio de la Sociedad. Adicionalmente, Repsol manifestó su intención de negociar con el Directorio de la Sociedad y su Gerencia una serie de transacciones, entre las que se encuentra la compra o el control de YPF. Si Repsol adquiere el control de YPF, pueden producirse cambios en los negocios o en el gerenciamiento de la Sociedad que no se pueden predecir.

Litigios con ciertos ex-empleados

Como consecuencia de la transformación de la Sociedad, se realizó una importante reducción del personal y actualmente la Sociedad es parte en juicios entablados por algunos de sus ex-empleados. Una considerable mayoría de dichos juicios han sido iniciados por ex-empleados que alegan diversas enfermedades profesionales y que por lo general intentan una compensación indefinida o que alegan haber recibido indemnizaciones insuficientes relacionadas con sus despidos. La Sociedad ha establecido una previsión para afrontar situaciones contingentes que podrían originar obligaciones para la Sociedad relacionadas con dichos juicios, la cual se incluye en previsiones no corrientes para contingencias varias. Ver Nota 11 a los estados contables por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 1998, 1997 y 1996. Basado en los principios legales involucrados en los juicios y en las reservas efectuadas en los estados contables, la dirección de la Sociedad estima que el resultado de estos juicios no tendrá un efecto significativamente adverso sobre la condición financiera de la Sociedad o el resultado de sus operaciones.

Ausencia de Mercado Público para las Obligaciones

Las Obligaciones son una nueva oferta de títulos-valores sin previa cotización en el mercado. El Agente Colocador le ha informado a la Sociedad que tiene el propósito de establecer un mercado para las Obligaciones, pero no está obligado a hacerlo y podrá discontinuar dicha actividad en cualquier momento y sin aviso previo. No puede darse seguridad alguna con relación a la liquidez del mercado de tales Obligaciones.

DESTINO DEL PRODUCIDO

Los fondos que se obtengan como consecuencia de la colocación de las Obligaciones se utilizarán para realizar inversiones en activos físicos dentro de la República Argentina, para la refinanciación de pasivos, para la integración de aportes de capital de trabajo o para la integración de aportes de capital en sociedades controladas o vinculadas a YPF, cuyo producido se aplique a los destinos antes especificados.

RESUMEN DE LA INFORMACIÓN CONTABLE CONSOLIDADA SELECCIONADA


	Ejercicios finalizados el 31 de diciembre de

	1998	1997	1996

	(en millones de pesos, excepto las cifras por acción y por ADS) (1)

DATOS DEL ESTADO DE RESULTADOS

Ventas netas (2)	5.500	6.144	5.937
Utilidad bruta	1.906	2.414	2.321
Utilidad operativa	1.146	1.632	1.539
Otros ingresos (egresos), netos	(44)	(50)	(93)
Intereses generados por pasivos	(247)	(274)	(318)
Otros resultados financieros y por tenencia	(17)	35	72
Impuesto a las ganancias	(264)	(479)	(369)

Utilidad neta	580	877	817
Utilidad neta por acción y por ADS (3) (4)	1,64	2,48	2,31
Dividendos por acción y por ADS (3) (4)	0,88	0,88	0,80


DATOS DEL BALANCE GENERAL
(al cierre de cada ejercicio)

Caja y bancos	70	142	90
Capital de trabajo	(867)	(1.372)	(806)
Total activos	13.146	12.761	12.084
Total de préstamos (5)	3.830	3.638	3.408
Total pasivos	5.786	5.668	5.560

Patrimonio neto	7.209	6.940	6.374

Total de resultados no asignados	2.277	2.052	1.548


OTROS DATOS CONTABLES

Indice de liquidez (activo corriente/pasivo corriente)	0,64	0,54	0,66
Indice de solvencia (patrimonio neto/pasivo)	1,25	1,22	1,15
Indice de inmovilización (activo no corriente/total del activo)	0,88	0,87	0,87
Indice de rentabilidad (resultado neto/(patrimonio neto al inicio más patrimonio neto al cierre excluido el resultado final del ejercicio) /2)	0,09	0,14	0,14

Depreciación	1.061	1.093	1.065
Fondos usados para adquisiciones de activos fijos	1.351	1.593	1.817
Utilidad antes de impuestos, resultados financieros y por tenencia, depreciación y gastos de exploración	2.358	2.890	2.747

_______________________

(1) Bajo la ley argentina, el Banco Central de la República Argentina esta obligado a vender dólares al tipo de cambio de un peso por dólar.

(2) Las ventas netas representan el neto para YPF después del pago del Impuesto a la Transferencia de Combustibles y del Impuesto a los Ingresos Brutos. Las regalías se consideran dentro del costo de producción y no se deducen al determinar las ventas netas. Ver Nota 2.f a los Estados Contables. Las regalías en YPF International son deducidas para determinar las ventas netas.

(3) Los datos de las utilidades por acción y por ADS y de los dividendos por acción y por ADS han sido calculados en base a las 353.000.000 de acciones que estaban en circulación durante cada uno de los períodos para los cuales se presenta la información proforma. Ver Notas 1 y 6 de los Estados Contables.

(4) Cada ADS representa una Acción Clase D.

(5) Incluye préstamos a largo plazo por $ 2.578 millones, $2.145 millones y $ 2.566 millones al 31 de diciembre de 1998, 1997 y 1996, respectivamente.

RESUMEN DE LA INFORMACIÓN OPERATIVA

Reservas en Argentina

El siguiente cuadro exhibe información relativa a las reservas probadas de petróleo y gas de la Sociedad existentes en Argentina al 31 de diciembre de 1998.


	Crudo	Gas	Combinado(1)

	(millones de barriles)	(miles de millones de pies cúbicos)	(BPE en millones)
Reservas Probadas Desarrolladas y No Desarrolladas
Cuenca
Neuquina	571	7.354	1.797
Golfo San Jorge	374	361	434
Cuyana(2)	139	37	145
Noroeste	30	874	176
Austral	32	585	129

Total	1.146	9.211	2.681

Reservas Probadas Desarrolladas
Cuenca
Neuquina	489	6.142	1.513
Golfo San Jorge	287	289	335
Cuyana(2)	127	37	133
Noroeste	20	552	112
Austral	26	365	87

Total	949	7.385	2.180

___________

(1) Los volúmenes de gas natural indicados en el cuadro anterior y en otras secciones de este Prospecto han sido convertidos en BPE a razón de 6.000 pies cúbicos (169,9 m3) por barril.

(2) Las reservas atribuibles al área Malargüe, ubicada en el extremo norte de la cuenca Neuquina, se incluyen en las reservas que se detallan para la cuenca Cuyana.

Producción

El cuadro siguiente indica el promedio de producción de crudo y gas natural neta diaria por cuenca en Argentina, los precios de venta promedio y los costos de producción relativos a la producción total correspondientes a los ejercicios económicos finalizados el 31 de diciembre de 1998, 1997 y 1996 respectivamente.


	Por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de

	1998	1997	1996
	(miles de barriles por día)
Producción de crudo(1)
Neuquina	244	230	209
Golfo San Jorge	127	140	143
Noroeste	5	5	4
Austral	21	17	16
Cuyana (2)	36	39	40

Producción total de petróleo	433	431	412


	(millones de pies cúbicos diarios)
Producción de gas natural(1)
Neuquina	976	872	899
Golfo San Jorge	127	130	74
Noroeste	23	24	24
Austral	85	73	41
Cuyana(2)	11	9	12

Producción total de gas	1.222	1.108	1.050


Precios Promedio de Ventas
Petróleo (U$S/barril)(3)	10,70	16,95	18,21
Gas (U$S/MMbtu)	1,27	1,28	1,30
Costo promedio de extracción (U$S/BPE)(4)	2,29	2,55	2,56

_______________

(1) Los montos de la producción de crudo y gas se exponen sin considerar el pago de regalías. Las regalías se imputan al costo de producción del petróleo y gas y no han sido deducidas para determinar el monto de las ventas netas. Ver Nota 2.f de los Estados Contables.

(2) La producción atribuible al área Malargüe, ubicada en el extremo norte de la cuenca Neuquina, se incluye en las reservas que se detallan para la Cuenca Cuyana.

(3) El precio de venta promedio por barril de crudo representa el precio de transferencia utilizado por YPF, que refleja el precio de mercado.

(4) Incluye el costo del crudo y gas bajo ciertos contratos a precios más altos que los costos de producción de la Sociedad.

LA SOCIEDAD

YPF Sociedad Anónima ("YPF" o la "Sociedad"), la empresa más grande de la Argentina, es una compañía petrolera y gasífera internacional integrada, dedicada a la exploración, explotación y producción de petróleo y gas natural y a la refinación, comercialización, transporte y distribución de petróleo y de una gran variedad de productos derivados del petróleo, petroquímicos y gas licuado de petróleo, así como a la generación de energía eléctrica a partir de hidrocarburos. Según estimaciones al 1º de enero de 1999, las reservas probadas de YPF y sus sociedades controladas eran de aproximadamente 1.500 millones de barriles (238 millones de m3) de crudo y 10.387 miles de millones de pies cúbicos (294 mil millones de m3) de gas natural localizadas en la Argentina, Indonesia, Estados Unidos, Ecuador, Bolivia y Venezuela. En 1998, las ventas netas de YPF y sus sociedades controladas ascendieron a $ 5.500 millones, el 62% de las cuales fueron ventas efectuadas en la Argentina. YPF ocupa el undécimo lugar entre las empresas petroleras y gasíferas que hacen oferta pública de sus acciones en los Estados Unidos, sobre la base de sus reservas probadas estimadas de gas natural y petróleo al 1° de enero de 1998.

En 1998, la producción de YPF en Argentina fue de 158 millones de barriles (25 millones de m3) de crudo (433 mil barriles diarios equivalentes a 68.840 m3 por día), lo que representa aproximadamente el 51% de la producción total de petróleo crudo en Argentina. La producción de gas natural de YPF en Argentina alcanzó en 1998 los 446 miles de millones de pies cúbicos (15.750 millones de m3) mientras que las ventas de gas natural de YPF representaron aproximadamente el 58% de la venta total estimada de gas natural en la Argentina. La actividad de refinación de YPF se lleva a cabo en tres refinerías que cuentan con una capacidad de refinación combinada anual de aproximadamente 122 millones de barriles, representando aproximadamente el 51% de la capacidad de refinación total de la Argentina. La red de distribución minorista de YPF de productos derivados para el sector automotriz se compone de aproximadamente 2.253 estaciones de servicio con la bandera YPF, lo que representa aproximadamente el 37% de la totalidad de estaciones de servicio de la Argentina.

Desde los años veinte hasta 1990, la industria del petróleo y del gas en la Argentina fue en la práctica un monopolio del Gobierno Argentino. Durante dicho período, YPF y sus predecesoras fueron propiedad del Estado y gozaron de monopolios o de otra manera controlaron la exploración y explotación de petróleo y gas natural, así como la refinación del crudo y la comercialización de productos derivados del petróleo en Argentina. En agosto de 1989, el Gobierno Argentino promulgó leyes con el propósito de desregular la economía y privatizar las empresas estatales, incluida YPF. Luego de la adopción de dichas leyes, se promulgó una serie de decretos presidenciales (los "Decretos de Desregulación del Petróleo") que eliminaron las restricciones a la importación y exportación de crudo (sujeto a la aprobación de la Secretaría de Energía en el caso de las exportaciones) y desregularon la industria petrolífera local, incluyendo la desregulación de los precios del petróleo y sus derivados y la derogación de las restricciones a la instalación de estaciones de servicios.

Por otra parte, con el propósito de reducir el porcentaje de la producción de petróleo y gas controlada por YPF y para incrementar la competencia en la industria petrolífera y gasífera argentina, los Decretos de Desregulación del Petróleo obligaron a YPF a vender sus participaciones mayoritarias en los derechos de explotación sobre ciertas áreas productoras importantes, al igual que otros derechos de exploración y explotación, a ciertas compañías privadas que ahora compiten con YPF. Como consecuencia de ésta y otras transacciones, las reservas probadas de YPF disminuyeron en aproximadamente 1.800 millones (286,2 millones de m3) de barriles de petróleo equivalentes ("BPE") (lo cual representa el 45% del total de reservas probadas de YPF y sus sociedades controladas al 1º de enero de 1991).

En respuesta a los desafíos creados por la desregulación, la Dirección de YPF inició un plan de reestructuración que incluyó enajenaciones adicionales de activos, tales como las actividades de perforación de YPF y la mayoría de su flota naviera, los cuales se consideraron de escaso valor estratégico y sin potencial de rentabilidad. Otros activos no estratégicos, pero que cuentan con un potencial de rentabilidad significativo, fueron reorganizados en emprendimientos comunes con terceros. Estos sustanciales desprendimientos de activos y alianzas con terceros, previstos por el Plan de Transformación, esencialmente se completaron a mediados de 1993.

El Plan de Transformación también comprendió un programa de reorganización de la administración de la Sociedad y de reducción de costos, incluyendo una disminución significativa de la nómina de personal. La nómina de personal de YPF se redujo de más de 51.000 empleados al 31 de diciembre de 1990 a menos de 10.000 en 1993. A partir de 1992, YPF reorganizó sus operaciones en dos unidades estratégicas de negocios (Upstream para exploración y producción y Downstream para refinación y comercialización). La separación de dichas funciones por primera vez en la historia de YPF le permitió a la Dirección, evaluar las actividades Upstream y Downstream sobre la base de sus respectivos resultados de operaciones y contribuciones a las utilidades.

En julio de 1997, las acciones Clase C, que fueron reservadas al momento de la privatización para ser destinadas al Programa de Propiedad Participada, fueron vendidas a través de una oferta pública internacional (excluyendo aproximadamente 1,5 millones de acciones reservadas para responder a potenciales reclamos). Como resultado de esa venta, aproximadamente el 75% de las acciones en circulación de la Sociedad están en manos del público. Las ganancias netas derivadas de la mencionada venta fueron distribuidas entre los empleados adherentes del Programa de Propiedad Participada.

El 28 de enero de 1999, Repsol S.A. adquirió aproximadamente el 14,99% del capital de la Sociedad, con lo que se convirtió en el accionista con mayor participación de YPF. Ante declaraciones a la Comisión Nacional de Valores, Repsol expresó su intención de utilizar los derechos a voto que tienen sus acciones para elegir la mayor cantidad posible de representantes en el Directorio de la Sociedad. Adicionalmente, Repsol manifestó su intención de negociar con el Directorio de la Sociedad y su Gerencia una serie de transacciones, entre las que se encuentra la compra o el control de YPF. Si Repsol adquiere el control de YPF, pueden producirse cambios en los negocios o en el gerenciamiento de la Sociedad que no se pueden predecir.

El Sr. Alfonso Cortina, presidente del directorio de Repsol, fue designado por el gobierno nacional como director por la clase “A” , y se incorporó al directorio de YPF en la reunión efectuada el 2 de febrero de 1999.

INFORMACION CONTABLE CONSOLIDADA SELECCIONADA

La información contable seleccionada que se detalla más abajo debe ser leída en conjunto con los Estados Contables y Notas incluidos en el Prospecto y está sujeta en su totalidad a los términos de los mismos. La información contable seleccionada para cada uno de los tres años finalizados el 31 de diciembre de 1998, 1997 y 1996 detallada más adelante surge de los Estados Contables de la Sociedad, auditados por Pistrelli, Díaz y Asociados, miembros de Arthur Andersen, contadores públicos independientes según se indica en sus informes incluidos en este Prospecto.


	Ejercicios finalizados el 31 de diciembre de

	1998	1997	1996

	(en millones de pesos, excepto las cifras por acción y por ADS)(1)

Datos del Estado de Resultados

Ventas netas (2)	5.500	6.144	5.937
Utilidad bruta	1.906	2.414	2.321
Gastos de administración	(141)	(173)	(185)
Gastos de comercialización	(458)	(435)	(390)
Gastos de exploración	(161)	(174)	(207)
Utilidad operativa	1.146	1.632	1.539
Otros ingresos (egresos), netos	(44)	(50)	(93)
Intereses generados por pasivos	(247)	(274)	(318)
Otros resultados financieros y por tenencia	(17)	35	72
Utilidad neta antes de impuestos a las ganancias, participación de terceros en los resultados de sociedades controladas y dividendos al capital preferido	864	1.380	1.225
Impuesto a las ganancias	(264)	(479)	(369)
Participación de terceros en los resultados de sociedades controladas	(11)	(15)	(12)
Dividendos al capital preferido de sociedades controladas	(9)	(9)	(27)
Utilidad neta	580	877	817
Utilidad antes de impuesto a las ganancias, de participación de terceros en los resultados de sociedades controladas y de dividendos al capital preferido por acción y por ADS (3)(4)	2,45	3,91	3,47
Utilidad neta por acción y por ADS (3)(4).	1,64	2,48	2,31
Dividendos por acción y por ADS (3)(4)	0,88	0,88	0,80


	Ejercicios finalizados el 31 de diciembre de
	1998	1997	1996
	(en millones de pesos, excepto las cifras por acción y por ADS)(1)

Datos del Balance General
(al cierre de cada ejercicio)

Caja y bancos	70	142	90
Capital de trabajo	(867)	(1.372)	(806)
Total activos	13.146	12.761	12.084
Total préstamos (5)	3.830	3.638	3.408
Total pasivos	5.786	5.668	5.560

Patrimonio neto	7.209	6.940	6.374

Total de resultados no asignados	2.277	2.052	1.548


OTROS DATOS CONTABLES

Indice de liquidez (activo corriente/pasivo corriente)	0,64	0,54	0,66
Indice de solvencia (patrimonio neto/pasivo)	1,25	1,22	1,15
Indice de inmovilización (activo no corriente/total del activo)	0,88	0,87	0,87
Indice de rentabilidad (resultado neto/(patrimonio neto al inicio más patrimonio neto al cierre excluido el resultado final del ejercicio) /2)	0,09	0,14	0,14

Depreciación	1.061	1.093	1.065
Fondos usados para adquisiciones de activos fijos	1.351	1.593	1.817

Relación utilidad/(intereses generados por pasivos más cargos fijos generados por préstamos)	3,42	5,02	3,71
Utilidad neta antes de impuestos, deducidos resultados financieros y por tenencia, depreciación y gastos de exploración	2.358	2.890	2.747

________________________

(1) Bajo la ley argentina, el Banco Central de la República Argentina está obligado a vender dólares al tipo de cambio de un peso por dólar.

(2) Las ventas netas representan el neto para YPF después del pago del Impuesto a la Transferencia de Combustibles y del Impuesto a los Ingresos Brutos. Las regalías se consideran dentro del costo de producción y no se deducen al determinar las ventas netas. Ver Nota 2.f de los Estados Contables. Las regalías en YPF International son deducidas para determinar las ventas netas.

(4) Cada ADS representa una Acción Clase D.

(5) Incluye préstamos a largo plazo por $2.578 millones, $2.145 millones y $2.566 millones al 31 de diciembre de 1998, 1997 y 1996, respectivamente.

Relación Utilidad/Intereses Generados por Pasivos

Más Cargos Fijos Generados por Préstamos

El siguiente cuadro muestra la relación utilidad/intereses generados por pasivos más cargos fijos generados por préstamos de la Sociedad por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 1998, 1997 y 1996 de conformidad con principios contables profesionales argentinos. Las ganancias a estos fines representan la suma de (a) utilidad antes de resultados inusuales y antes del impuesto a las ganancias, (b) cargos fijos (según se definen más adelante), y (c) dividendos de compañías vinculadas sobre las cuales se tiene menos del 50% de participación, menos la participación en los resultados de dichas compañías. Las ganancias son ajustadas para excluir intereses capitalizados que fueron incluidos en los cargos fijos pero no deducidos en la determinación del resultado antes del impuesto a las ganancias. Los cargos fijos comprenden cargos por intereses, intereses capitalizados, amortización de gastos de emisión por préstamos y dividendos al capital preferido de sociedades controladas (los cuales se incrementan para representar el monto antes de impuestos que sería requerido para cubrir dichos dividendos).

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de

1998 1997 1996

Relación Utilidad/Intereses

Generados por pasivos más

cargos fijos generados

por préstamos 3,67 5,02 3,71

ANÁLISIS Y EXPLICACIONES DE LA DIRECCIÓN SOBRE LA SITUACIÓN

FINANCIERA Y LOS RESULTADOS CONSOLIDADOS DE LAS OPERACIONES

Por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 1998, 1997 y 1996.

Esta información debe ser leída en forma conjunta con los Estados Contables de la Sociedad y sus notas. Dichos Estados Contables y sus notas han sido preparados de acuerdo con los principios contables vigentes en la Argentina.

Consideraciones Generales

Las operaciones de YPF están afectadas principalmente por los cambios en los precios internacionales del crudo y en menor medida en las economías en los que la Sociedad tiene actividades, fundamentalmente Argentina y en menor escala Estados Unidos, Indonesia, Federación Rusa, Venezuela, Chile, Perú, Bolivia, Ecuador y Brasil. El precio promedio por barril exportado de crudo desde Argentina obtenido por YPF fue de U$S18,81, U$S17,77 y U$S11,12 en 1996, 1997 y 1998, respectivamente. El mismo precio de venta promedio por barril de crudo, obtenido por YPF durante el mes de enero de 1999 fue de U$S9,24. Los cambios futuros en el precio internacional del crudo continuarán afectando los resultados de YPF relacionados con las exportaciones.

La economía argentina ha sufrido cambios drásticos en los años recientes. Desde la implementación del “Plan de Convertibilidad” en 1991 con la fijación del tipo de cambio de un peso por un dólar, la inflación se redujo significativamente y se ha mantenido a una tasa del 6% anual o menos desde entonces. Durante este período, los movimientos cíclicos de la economía mundial no han afectado significativamente este contexto de estabilidad, más allá de coyunturales períodos de recesión. YPF no puede predecir los eventos macroeconómicos futuros en Argentina o en otras partes del mundo, pero sus operaciones locales continuarán viéndose afectadas por la dirección de la economía Argentina. Las crisis financieras en el sudeste de Asia y en Rusia no han tenido un impacto significativo sobre la economía Argentina o sobre las operaciones locales de la Sociedad, aunque podría afectar los planes de expansión en ciertos mercados externos en el corto plazo. La reciente crisis económica en Brasil podría impactar en ciertos aspectos de la economía Argentina, lo que podría afectar a las operaciones de la Sociedad.

Los resultados de las operaciones de la Sociedad están influenciados por la estacionalidad, debido a que la demanda de gas natural y productos refinados es típicamente más baja en el primer trimestre, que incluye los meses de verano en la Argentina, y es generalmente más alta en el tercer trimestre, que comprende los meses de invierno. Las condiciones climáticas también tienen incidencia en los resultados de YPF, particularmente sobre las ventas de gas natural. Los muy bajos niveles de precipitaciones registrados durante los primeros seis meses de 1997 redujeron la energía hidroeléctrica disponible en Argentina en ese período, lo que resultó en ventas de gas natural para generación de energía eléctrica en volúmenes superiores a los usuales en el primer semestre del año. Los mayores niveles de precipitaciones registrados durante los primeros seis meses de 1998 asociados al fenómeno de la corriente del “Niño”, incrementaron la disponibilidad de energía hidroeléctrica y, por consiguiente, repercutió negativamente en las ventas de gas natural para la generación de energía eléctrica en ese período.

Desde 1995, YPF ha estado avanzando en la internacionalización de sus actividades. Actualmente tiene operaciones de exploración y producción de crudo y gas natural en Indonesia, América del Sur y en la región central de los Estados Unidos de Norteamérica a través de su sociedad controlada YPF International Ltd. (“YPF International”). Además, la unidad de negocios de exploración y producción en Argentina conduce las operaciones de Andina S.A. (“Andina”) en Bolivia y Bitech Petroleum Corporation (“Bitech”) en la Federación Rusa. Adicionalmente, la unidad de negocios Downstream mantiene operaciones de distribución de combustibles y lubricantes en Chile y Perú, donde opera un total de 151 estaciones de servicio, de refinación en Perú con su participación en la refinería La Pampilla y de refinación y distribución de combustibles y lubricantes en Brasil a través de YPF S.A. (Brasil) y su participación en Manguinhos y, más recientemente, de importación y distribución de hidrocarburos en Estados Unidos. Desde que está presente en el mercado internacional, la Sociedad ha sido exitosa en la reducción de costos y aumento de eficiencias operativas.

Indonesia, donde operan dos subsidiarias de YPF International, ha atravesado una profunda crisis económica, la cual se ha caracterizado por las oscilaciones significativas de la rupia, moneda local de dicho país. Se estima que los resultados de dichas operaciones seguirán siendo afectados en el futuro inmediato por la inestabilidad económica en Indonesia. La mayoría de las operaciones de la Sociedad en Indonesia están pactadas en dólares estadounidenses y, por consiguiente, el efecto de la fluctuación en sus resultados no ha sido muy significativo. Los efectos más visibles de esta crisis se verificaron en la demanda de gas natural, que disminuyó respecto de los niveles de 1997.

Brasil, donde YPF ha iniciado sus actividades a partir de 1997, está atravesando en los primeros meses del año 1999, una crisis financiera que se manifiesta principalmente por la devaluación de su moneda, el real, respecto del dólar estadounidense. A la fecha, no es posible estimar cómo evolucionará el tipo de cambio, ni la economía de ese país en relación con esta crisis, pero los efectos de la devaluación podrían impactar en los resultados por las operaciones que mantiene la Sociedad en Brasil.

Las operaciones de YPF están organizadas en la Unidad de Negocios Upstream para las actividades de exploración y producción en Argentina, las operaciones en Bolivia llevadas a cabo a través de Andina y las operaciones en la Federación Rusa llevadas a cabo por Bitech, la Unidad de Negocios Upstream Internacional para el resto de las actividades de exploración y producción internacionales y la Unidad de Negocios Downstream para las actividades de refinación y comercialización (incluyendo transporte y petroquímicos). A partir del 1° de enero de 1999 se creó la Unidad de Negocios YPF Brasil, la cual conducirá todas las operaciones en ese país. Las ventas del Upstream a terceros en Argentina incluyen ventas de gas natural, gas licuado de petróleo (“LPG”) y tarifas por servicios (principalmente transporte, almacenamiento y tratamiento). Todo el petróleo crudo producido por YPF o adquirido a terceros bajo contratos de servicio o de riesgo en Argentina es transferido del Upstream al Downstream a un precio de transferencia que refleja el precio de mercado argentino, el cual fluctúa de acuerdo con los precios internacionales. La Unidad de Negocios Downstream realiza todas las compras en Argentina y exportaciones de crudo desde Argentina en forma directa.

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 1998, 1997 y 1996. Las reservas estimadas que se muestran en el cuadro fueron preparadas de acuerdo con la Norma 4-10 de la Regulación S-X de la Securities and Exchange Commission de los Estados Unidos de Norteamérica (la “SEC”).

Ejercicios finalizados

el 31 de diciembre de

1998 1997 1996

(millones de barriles)


Reservas estimadas y probadas de petróleo (1) (2)
Desarrolladas	1.205	1.100	1.055
No desarrolladas	312	350	353
Total	1.517	1.450	1.408

(miles de millones de pies cúbicos)


Reservas estimadas y probadas de gas natural (1) (2)
Desarrolladas	8.137	8.200	8.015
No desarrolladas	2.250	1.536	1.297
Total	10.387	9.736	9.312

(millones de barriles)

Producción de petróleo (1) (2) 190 182 173

(miles de millones de pies cúbicos)

Producción de gas natural (1) (2) 518 485 467

______________________________

(1) Ver Nota 14 a los estados contables " Exposiciones sobre Petróleo y Gas (Información no cubierta por el Informe del Auditor)”. Las reservas de petróleo (incluyendo condensado y líquidos derivados del gas) y gas y la producción se expresan antes del pago de regalías. Las regalías en YPF S.A. se imputan al costo de producción y no han sido deducidas para determinar las ventas netas. Ver nota 2.f. a los estados contables. Las regalías en YPF International son deducidas para determinar las ventas netas.

(2) Toda la información relacionada con la producción de petróleo y gas natural ha sido preparada de acuerdo con la Norma 4-10 de la Regulación S-X de la SEC y del SFAS 69 y dichos montos pueden diferir de las cantidades totales de producción y entregas de petróleo o gas natural.

Reservas y producciones en Argentina.

El siguiente cuadro presenta información relativa a las reservas y producción de petróleo y gas en Argentina para los años finalizados el 31 de diciembre de 1998, 1997 y 1996. Este cuadro fue desarrollado según datos de reservas preparadas de acuerdo con la Norma 4-10 de la Regulación S-X de la SEC.

Ejercicios finalizados

el 31 de diciembre de

1998 1997 1996

(millones de barriles)


Reservas estimadas y probadas de petróleo (1) (2)
Desarrolladas	949	915	912
No desarrolladas	197	278	290
Total	1.146	1.193	1.202

(miles de millones de pies cúbicos)


Reservas estimadas y probadas de gas natural (1) (2)
Desarrolladas	7.385	7.403	7.306
No desarrolladas	1.826	1.295	1.003
Total	9.211	8.698	8.309

(millones de barriles)

Producción de petróleo (1) (2) 158 157 151

(miles de millones de pies cúbicos)

Producción de gas natural (1) (2) 446 405 384

(1) Ver Nota 14 a los estados contables "Exposiciones sobre Petróleo y Gas (Información no cubierta por el Informe del Auditor)”. 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 se imputan al costo de producción y no han sido deducidas para determinar las ventas netas. Ver nota 2.f. a los estados contables.

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
	1998	1997	1996
	(% sobre ventas netas)
Ventas netas	100,0	100,0	100,0
Costo de ventas	(65,3)	(60,7)	(60,9)
Utilidad Bruta	34,7	39,3	39,1
Gastos administrativos	(2,6)	(2,8)	(3,1)
Gastos de comercialización	(8,3)	(7,1)	(6,6)
Gastos de exploración	(2,9)	(2,8)	(3,5)
Utilidad operativa	20,9	26,6	25,9

1998 Comparado con 1997

La Sociedad

Las ventas netas del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1998 fueron $5.500 millones que, comparados con los $6.144 millones de 1997, representan una disminución del 10%. Las ventas netas del Upstream en Argentina disminuyeron a $2.540 millones en 1998 (incluyendo $1.739 millones transferidos al Downstream, principalmente petróleo crudo) de los $3.536 millones en 1997 (incluyendo $2.724 millones transferidos al Downstream, principalmente petróleo crudo), reflejando fundamentalmente los menores precios internacionales del petróleo crudo. Las ventas netas del Downstream en 1998 fueron $4.126 millones (incluyendo $5 millones transferidos al Upstream en Argentina), un 11% inferiores a las ventas netas de 1997 de $4.616 millones (incluyendo $8 millones transferidos al Upstream en Argentina). Esta disminución neta resulta de la baja en los precios del petróleo crudo y de los productos refinados en los mercados locales y de exportación, lo cual fue parcialmente compensado por un mayor volumen de productos refinados. Las ventas de la Sociedad además incluyen en 1998 $578 millones de ventas netas de YPF International en comparación con los $724 millones registrados en 1997.

El costo de ventas en 1998 fue $3.594 millones lo que implica una disminución del 4% comparados con los $3.730 millones en 1997 a pesar del mayor nivel de actividad. La disminución en el costo de ventas estuvo impulsada principalmente por la reducción del costo de extracción, regalías y amortizaciones.

La utilidad operativa de 1998 fue de $1.146 millones comparado con los $1.632 millones de 1997, lo que representa una disminución del 30%. Esta disminución se debió principalmente a la reducción del 30% en los precios internacionales del crudo que pasaron de $20,60 por barril durante 1997 a $14,45 por barril durante 1998.

La ganancia neta antes del impuesto a las ganancias, participación minoritaria de terceros en sociedades controladas y de dividendos al capital preferido en 1998 fue de $864 millones comparados con los $1.380 millones en 1997, lo que representa una disminución del 37%. La ganancia neta antes del impuesto a las ganancias se vio beneficiada con la reducción de los intereses pagados, los cuales fueron de $247 millones en 1998 comparados con $274 millones en 1997, reflejando la reestructuración de la deuda de Maxus Energy Corporation (“Maxus”), subsidiaria de YPF International, lo que dio como resultado la disminución en el promedio del costo de financiamiento. El resultado de inversiones permanentes en 1998 fue de $26 millones comparado con $37 millones de 1997. Los resultados financieros y por tenencia netos, excluidos los intereses generados por pasivos, registraron un cargo negativo de $17 millones en 1998 comparados con el cargo positivo de $35 millones en 1997 principalmente debido a una mayor pérdida por tenencia de los bienes de cambio, como consecuencia de la menor valuación de inventarios a los costos de producción corrientes, lo que pone de manifiesto el mejoramiento en la eficiencia operativa. Los otros ingresos (egresos) netos registraron una pérdida de $44 millones comparados con la pérdida de $50 millones registrada durante 1997.

La utilidad neta de 1998 fue $580 millones en comparación con los $877 millones de 1997. Durante 1998 la Sociedad provisionó $264 millones por impuesto a las ganancias el cual fue 45% menor a los $479 millones provisionados en 1997. Esta disminución se debió principalmente a la menor utilidad neta antes de impuestos. Otros factores que contribuyeron a esta reducción fueron el impacto de la deducción impositiva de ciertas cuentas por reclamos dudosos previsionados contablemente en ejercicios anteriores, la diferencia en el cálculo contable e impositivo de la depreciación de bienes de uso en relación con las actividades de producción de crudo y gas, el cambio en un contrato del Sudeste de Sumatra que determinó una baja en la tasa aplicable y los ahorros resultantes de la reestructuración del Grupo YPF los cuales fueron completados a fines de 1997.

Exploración y Producción en Argentina

Las ventas netas del Upstream en Argentina en 1998 fueron de $2.540 millones comparadas con los $3.536 millones de 1997, lo que representa una disminución del 28%. Las ventas netas de crudo y LPG disminuyeron aproximadamente $1.000 millones (de alrededor de $2.800 millones en 1997 a aproximadamente $1.800 millones en 1998) debiéndose básicamente a la baja del precio del crudo internacional, a pesar del incremento en los volúmenes de crudo producido. Las ventas de gas natural permanecieron relativamente constantes en ambos años rondando los $700 millones.

La producción de crudo, condensado y líquidos derivados del gas alcanzó los 433 miles de barriles diarios en 1998 comparados con los 431 miles de barriles diarios en 1997. El incremento se produjo como consecuencia del programa de recuperación secundaria principalmente en la cuenca Neuquina, y el mejoramiento de la producción del área El Portón-Buta Ranquil, donde YPF aumentó su participación de 50% a 66,75% en el segundo trimestre de 1997. La producción de gas natural en Argentina durante 1998 se incrementó a 1.222 millones de pies cúbicos por día comparados con los 1.108 millones de pies cúbicos por día en 1997 básicamente debido a la mayor demanda de los clientes industriales y a los menores volúmenes de gas comprado, parcialmente compensado con la menor demanda de las plantas generadoras de energía las cuales contaron con mayor capacidad hidroeléctrica. Adicionalmente la producción de crudo, condensado y líquidos derivados del gas de Andina se mantuvo constante durante 1998 en 2 mil barriles diarios, mientras que la producción de gas natural se incrementó de 14 mil pies cúbicos por día en 1997 a 19 mil pies cúbicos por día en 1998.

La utilidad operativa del Upstream en Argentina fue $502 millones en 1998 comparada con $1.286 millones obtenidos en 1997, lo que representa una disminución del 61%. La menor utilidad operativa es atribuible a los menores ingresos por ventas por los menores precios internacionales del crudo. El costo de ventas en 1998 disminuyó $199 millones a $1.921 millones respecto de los $2.120 millones registrados el año anterior, principalmente debido a menores regalías y depreciaciones y a reducciones de costos logradas en los campos productivos.

Exploración y Producción Internacional

Los volúmenes de ventas de crudo en 1998 crecieron 28% a 86 miles de barriles por día en comparación a los 67 miles de barriles por día registrados en 1997, debido al incremento en los volúmenes de producción bruta principalmente en el Sudeste de Sumatra, Bolivia y Venezuela y mayores entregas (debido a la reducción de los precios del crudo) en Indonesia. Las ventas de crudo disminuyeron 16% a $361 millones de $ 428 millones durante 1997 debido a los menores precios.

En 1998 las ventas del Upstream Internacional disminuyeron 20% a $578 millones de $724 millones en 1997, básicamente debido a los menores precios del crudo internacional y de líquidos derivados del gas. En línea con las tendencias internacionales, el precio promedio obtenido disminuyó 34% a $11,55 por barril de $ 17,55 por barril en 1997, impactando negativamente en los ingresos en aproximadamente $188 millones.

Las ventas de gas natural declinaron 19% a $165 millones durante 1998 de $203 millones durante 1997. Los volúmenes de venta disminuyeron a 208 millones de pies cúbicos diarios de los 238 millones de pies cúbicos diarios alcanzados en 1997, básicamente por la disminución de los volúmenes de venta en el Noroeste de Java debido a la menor demanda en Indonesia. Los precios promedio de gas obtenidos en 1998 disminuyeron 7% a $2,18 por mil pies cúbicos de $2,34 por mil pies cúbicos en 1997.

La utilidad operativa de 1998 disminuyó $82 millones, de $202 millones durante 1997 a $120 millones en 1998, principalmente como resultado de la caída en los precios del crudo, parcialmente compensado por la reducción de los costos de extracción. El costo de extracción bruto disminuyó 8% por barril de crudo equivalente.

YPF International tuvo en 1998 una utilidad neta de $22 millones comparada con la pérdida neta de $3 millones reportada en 1997. Esto se debió principalmente a los menores intereses pagados (debido a la reestructuración de la deuda de Maxus) y al menor impuesto a las ganancias. Los cargos por medio ambiente produjeron en 1998 una disminución adicional a la utilidad neta, siendo de $37 millones en 1998 en comparación con $10 millones en 1997. Los $27 millones de diferencia se debieron básicamente a una decisión judicial desfavorable por reclamos relacionados con gastos de remediación en plantas químicas que pertenecían a Maxus con anterioridad a ser parte de YPF.

Industrialización y Comercialización (Downstream)

Las ventas netas en 1998 fueron de $4.126 millones comparadas con los $4.616 millones de 1997. Esta disminución neta fue producida por una disminución en las exportaciones de $503 millones debido a menores precios del crudo y productos refinados, parcialmente compensado por mayores volúmenes de naftas y gasoil. Estas exportaciones se realizaron, principalmente a países limítrofes, incluyendo Brasil, Chile, y Paraguay. Las otras ventas en el exterior se incrementaron $115 millones reflejando el crecimiento del volumen vendido por la red de estaciones de servicio establecidas por YPF en Chile y Perú como así también por la actividad iniciada en 1998 en Brasil. Las ventas locales disminuyeron aproximadamente un 4% o $100 millones básicamente debido a los menores precios parcialmente compensados por mayores volúmenes.

La utilidad operativa de 1998 fue de $650 millones, lo que representa un aumento del 110% sobre los $309 millones registrados en el año anterior, como resultado de los mayores márgenes y volúmenes vendidos de productos refinados en el mercado local y de exportación. La exportación de productos de alto valor agregado, la disminución de los costos por el crudo transferido del Upstream y la reducción en los costos operativos unitarios como consecuencia del incremento de los volúmenes procesados, contribuyeron al incremento del margen de utilidad en 1998 comparado con 1997.

La corrida de refinería alcanzó en 1998 los 288 miles de barriles por día, con un índice de utilización del 88% reflejando la mayor demanda de productos en el mercado local tales como gas oil, LPG y lubricantes y, el incremento de la demanda de gas oil y naftas en el mercado externo. Durante 1997 la corrida de refinería alcanzó 270 miles de barriles por día, con un índice de utilización del 83%. Estas mejoras llevaron a disminuir el costo de refinación por barril aproximadamente un 7%.

Como consecuencia del mayor procesamiento y las mejoras operativas en las dos principales refinerías, la Sociedad exportó volúmenes récord de productos refinados durante 1998. Dado que la calidad de las naftas alto octanaje permiten su exportación en forma rentable, YPF mantiene sus expectativas de continuar vendiendo importantes volúmenes en otros países.

Continuando con la estrategia de expansión regional, durante 1998, YPF adquirió un 29,52% de Refinaría de Petróleos de Manguinhos S.A. Esta adquisición marca el ingreso dentro del mercado del Downstream Brasileño, el más grande en la región. Manguinhos tiene una capacidad de refinación de 13.000 barriles por día, medios de distribución de productos refinados, una red de aproximadamente 60 estaciones de servicio y capacidad de almacenaje en el estado de Rio de Janeiro

1997 Comparado con 1996

La Sociedad

Las ventas netas del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1997 fueron $6.144 millones que, comparados con los $5.937 millones de 1996, representan un incremento del 3%. Las ventas netas del Upstream en Argentina disminuyeron a $3.536 millones en 1997 (incluyendo $2.724 millones transferidos al Downstream, principalmente petróleo crudo) de los $3.616 millones en 1996 (incluyendo $2.816 millones transferidos al Downstream, principalmente petróleo crudo), reflejando fundamentalmente un menor precio del petróleo crudo parcialmente compensado por mayores volúmenes de crudo vendidos. Las ventas netas del Downstream en 1997 fueron $4.616 millones (incluyendo $8 millones transferidos al Upstream en Argentina), un 4% superiores a las ventas netas de 1996 de $4.418 millones (incluyendo $13 millones transferidos al Upstream en Argentina). Este incremento neto resulta del aumento en los volúmenes vendidos de gas oil en el mercado local y en exportaciones, mayores exportaciones de naftas, mejores precios para el gas oil, naftas, otros productos refinados y LPG en el mercado interno y un aumento del volumen de lubricantes y petroquímicos, todo esto parcialmente compensado por un menor volumen de exportación de petróleo crudo, la caída en los precios del petróleo y la disminución de los volúmenes de naftas colocados en el mercado local. Las ventas de la Sociedad además incluyen en 1997 $724 millones de ventas netas de YPF International en comparación con los $732 millones registrados en 1996.

El costo de ventas en 1997 fue $3.730 millones lo que implica un incremento en valores absolutos comparados con los $3.616 millones en 1996 pero una disminución del 0,2% medido como porcentaje de las ventas netas.

La utilidad operativa de 1997 fue de $1.632 millones comparado con los $1.539 millones de 1996, lo que representa un incremento del 6%. Este aumento se obtuvo a través de una mayor producción de crudo, mayores volúmenes de gas oil y otros productos refinados y la reducción de los costos unitarios de producción y de los gastos de exploración. La utilidad operativa también estuvo beneficiada por el reemplazo de ventas de productos primarios por productos de mayor valor agregado y de mejor margen económico. Estas mejoras se vieron parcialmente compensadas por mayores gastos de comercialización y menores precios del petróleo.

La ganancia neta antes del impuesto a las ganancias de participación de terceros en los resultados de sociedades controladas y de dividendos al capital preferido en 1997 fue de $1.380 millones comparados con los $1.225 millones en 1996, lo que representa un incremento del 13%. Este incremento está afectado por una disminución de $43 millones en Otros Egresos, netos, principalmente por menores bajas de activos no productivos y la ausencia en 1997 de ciertos cargos por incobrabilidad no recurrentes reconocidos en 1996. Los intereses generados por pasivos disminuyeron a $274 millones en comparación de los $318 millones del año anterior como consecuencia del menor nivel de endeudamiento promedio y un menor costo promedio de financiamiento resultante de las mejores calificaciones de deuda obtenidas en 1997, que le otorgó a los instrumentos de deuda de YPF nivel de inversión institucional (“investment grade”), y al rescate de la deuda pública de Maxus.

La utilidad neta de 1997 fue $877 millones en comparación con los $817 millones de 1996. Durante 1996 la Sociedad provisionó $369 millones por impuesto a las ganancias, neto del efecto del quebranto impositivo originado hasta esa fecha. Durante 1997, YPF y sus sociedades controladas excluyendo YPF International, provisionaron $413 millones para el pago del impuesto a las ganancias e YPF International provisionó $66 millones principalmente por sus operaciones en Indonesia. Adicionalmente, durante 1997 se incluyeron $9 millones de dividendos preferidos de Maxus en comparación con los $27 millones registrados en 1996, disminución relacionada con el rescate de las acciones preferidas llevado a cabo a mediados de 1996 y en el primer trimestre de 1997.

Exploración y Producción en Argentina

Las ventas netas del Upstream en Argentina en 1997 fueron de $3.536 millones comparadas con los $3.616 millones de 1996, lo que representa una disminución de sólo el 2% a pesar de la caída de los precios del petróleo crudo del 9%. La variación negativa es el resultado de una disminución de $82 millones en las ventas de crudo y de $4 millones en las ventas de gas natural, parcialmente compensadas por un aumento de $6 millones en ventas de líquidos del gas natural. Las menores ventas de crudo se debieron básicamente a la baja del precio promedio del crudo de transferencia, reflejando menores precios internacionales. Las menores ventas de gas natural responden a la menor demanda industrial en el segundo semestre del año derivada de inusuales condiciones climáticas.

La producción de crudo, condensado y líquidos derivados del gas creció un 5%, alcanzando los 431 miles de barriles diarios en 1997 comparados con los 412 miles de barriles diarios en 1996. El incremento se produjo como consecuencia del intenso programa de recuperación secundaria implementado en Chihuido de la Sierra Negra-Lomita, el principal campo petrolero de YPF, y la creciente producción en áreas no operadas en las cuencas Austral y Neuquina. Además, durante 1997, YPF incrementó su participación en el área El Portón-Buta Ranquil en la cuenca Neuquina a través de la adquisición de un 16,75% adicional al 50% que ya poseía. En 1997, YPF completó 650 pozos de desarrollo de reservas en áreas en las cuales tiene participación, menor cantidad en comparación con los 1.024 pozos de desarrollo de reservas en dichas áreas perforados en 1996, como consecuencia de la focalización de esfuerzos en los exitosos programas de recuperación secundaria y a la compra de reservas, lo que permitió a la Sociedad reemplazar en 1,2 veces la producción combinada de petróleo y gas de 1997, medida en barriles equivalentes de petróleo (“BOE”).

Las ventas de gas natural fueron de $724 millones en 1997, manteniéndose relativamente estables comparadas con los $728 millones de 1996. Los mayores volúmenes entregados a las plantas generadoras de energía eléctrica durante los primeros seis meses de 1997 fueron compensados por una caída de los mismos en la segunda parte del año, habida cuenta de las fuertes lluvias registradas que posibilitaron el aumento de la energía hidroeléctrica disponible en el sistema. Por otra parte, durante 1997, YPF concretó la primera exportación de gas natural de Argentina a Chile, a la planta de Methanex, que significó ventas por $10 millones en dicho período. El precio promedio del gas natural en 1997 fue de $1,28 por cada mil pies cúbicos comparado con $1,30 por cada mil pies cúbicos en 1996.

La ganancia operativa del Upstream en Argentina fue $1.286 millones en 1997 comparada con $1.321 millones obtenidos en 1996, lo que representa una disminución del 3%. La menor ganancia operativa es atribuible a menores ventas por $80 millones, por los menores precios, parcialmente compensados por una reducción de los gastos de exploración de $42 millones. El costo de ventas en 1997 permaneció estable en $2.120 millones respecto de los $2.119 millones registrados el año anterior. Sin embargo, el costo de extracción unitario medido en BOE, se redujo levemente, situándose en $2,55 por BOE. Además, los costos de extracción en 1997 incluyen gastos relacionados con el programa de reinyección de gas natural que no se incurrían en 1996.

Durante 1997, YPF continuó desarrollando sus inversiones en la cuenca Noroeste, donde existen áreas gasíferas de gran potencial. En enero de 1998, YPF reestructuró su participación en la Unión Transitoria de Empresas (“UTE”) Acambuco con la cesión de la mitad de su participación en dicha UTE al socio original, manteniendo un 22,5% de participación, a cambio de la liberación de ciertas obligaciones de YPF relacionadas con la realización de inversiones mínimas en trabajos de exploración, la financiación de las operaciones conjuntas de exploración y desarrollo y el pago de dos bonos en el supuesto que se descubrieran determinados niveles de reservas de hidrocarburos. El objetivo de esta cesión fue la optimización de la rentabilidad de las inversiones de la Sociedad a través de la reducción del riesgo, rediseñando los proyectos en esta cuenca en su conjunto. YPF confía en que los campos gasíferos del noroeste argentino, basado en parte en los resultados en el área Acambuco, tienen el potencial para asegurar el volumen de gas natural necesario para el gasoducto a Brasil.

Durante la segunda mitad de 1997, Andina S.A., una de las dos compañías del Upstream que resultaron de la privatización de YPFB en Bolivia, comenzó las operaciones con el gerenciamiento del Upstream local. La producción que corresponde a YPF por su participación en la sociedad, que es del 20,25%, fue de 2 mil barriles de crudo por día y 14 millones de pies cúbicos de gas natural por día. La Sociedad ha centrado sus esfuerzos e inversiones en el descubrimiento de reservas para abastecer la demanda de gas a Brasil.

Exploración y Producción Internacional

Las ventas netas de YPF International en 1997 ascendieron a $724 millones en comparación a los $732 millones registrados en 1996, lo que representa una disminución del 1%. Los menores precios de crudo obtenidos en todas las áreas, en línea con la tendencia internacional fueron compensados por el incremento en los volúmenes de venta, principalmente en Ecuador y Sudeste de Sumatra.

La utilidad operativa de 1997 fue de $202 millones en comparación con los $222 millones de 1996. Esta baja es el resultado de la caída del 8% en los precios del crudo, los menores volúmenes obtenidos en el Noroeste de Java y un aumento de $9 millones en los gastos de exploración, principalmente en Venezuela, parcialmente compensado por un incremento del 1% en los volúmenes de venta y una reducción del 2% en los costos de extracción unitarios.

La producción bruta creció 7% en 1997 respecto del año anterior, fundamentalmente por la flexibilización de ciertas restricciones al transporte de crudo en Ecuador, lo que permitió un aumento de la producción. Aunque PetroEcuador, la compañía petrolera estatal, había disminuido temporariamente su cuota de transporte a través del oleoducto en 1997, recientemente ha retomado la utilización del mismo, causando una disminución de la capacidad disponible del oleoducto y, consecuentemente, una limitación a la producción. Las ventas de crudo de YPF International en 1997 alcanzaron los 63 miles de barriles por día, lo que es levemente superior a los 61miles de barriles por día reportados en 1996. Las ventas de 1996 incluían el reconocimiento del Gobierno de Bolivia de aproximadamente 3 miles de barriles por día de producción obtenida en 1995.

Los volúmenes vendidos de gas natural declinaron a 238 millones de pies cúbicos diarios (“Mpcd”) de los 251 Mpcd alcanzados en 1996, básicamente por la disminución de los volúmenes de reventa eliminados en Estados Unidos, dadas las economías de escala logradas con el establecimiento del joint venture entre Maxus y Amoco Corporation. Adicionalmente se obtuvieron menores volúmenes en las explotaciones del Noroeste de Java en relación con la renegociación del contrato de operación que entró en vigencia a partir del 1° de enero de 1997. Los precios promedio obtenidos en 1997 aumentaron comparados con los de 1996, principalmente en Estados Unidos donde crecieron un 13%.

Luego de deducir los costos financieros, otros gastos no operativos, el impuesto a las ganancias y antes de los dividendos al capital preferido, YPF International tuvo una utilidad de $7 millones comparado con $1 millón reportado en 1996.

Industrialización y Comercialización (Downstream)

Las ventas netas en 1997 fueron de $4.616 millones comparadas con los $4.418 millones de 1996. Este incremento neto fue producido por un aumento en las ventas locales de $177 millones y de $55 millones de otras ventas en el exterior y una disminución de las exportaciones de $34 millones. El incremento de las ventas locales fue el resultado de los mayores volúmenes de gas oil a mejores precios, un incremento en los volúmenes de lubricantes y la firmeza de los precios de la mayoría de los productos refinados (excluyendo lubricantes), todo esto parcialmente compensado por una caída de los volúmenes de naftas y de los precios del crudo. A pesar que las ventas de naftas en el mercado local se retrajeron, reflejando la tendencia de todo el mercado argentino, la participación de mercado de YPF se incrementó levemente. Las otras ventas en el exterior reflejan las crecientes ventas hechas por las estaciones de servicio adquiridas por YPF en Chile en los primeros meses de 1995, y en Perú en 1996 y el servicio de transporte realizado por el Oleoducto Transandino en Chile. Las exportaciones disminuyeron por el efecto del precio y volumen del petróleo crudo, parcialmente compensado por mayores volúmenes de gas oil, naftas y petroquímicos. Estas ventas se realizaron, principalmente a países limítrofes, incluyendo Brasil, Chile, Paraguay y Uruguay

La puesta en marcha de las nuevas plantas de alquilación e isomerización en las dos principales refinerías de la Sociedad se completó a fines de 1996. Ambas plantas incrementaron substancialmente la capacidad de YPF para producir naftas y gas oil de alto octanaje. Dado que las naftas de alto octanaje podrían ser rentablemente exportadas, YPF espera colocar mayores volúmenes de combustibles líquidos refinados de alto octanaje en otros países. Los primeros embarques de naftas de alto octanaje a Brasil, Chile y los Estados Unidos fueron realizados en el segundo semestre de este año.

A pesar de que los precios internacionales del crudo, cayeron sólo un 7% de $22,11 durante 1996 a $20,60 por barril en 1997, la utilidad operativa de 1997 fue de $309 millones, lo que representa un incremento del 140% sobre los $129 millones registrados en el año anterior. El significativo crecimiento de los volúmenes de gas oil demandados tanto en el mercado local como en mercados de exportación, los que aumentaron aproximadamente un 14%, impulsaron un mayor volumen procesado en refinerías. La utilidad operativa también estuvo positivamente afectada por una reducción en los costos operativos unitarios. Estas mejoras fueron parcialmente compensadas por un incremento en los gastos de comercialización principalmente debido a los mayores gastos de transporte, de mantenimiento, mayores amortizaciones y gastos de publicidad.

Impuestos

En diciembre de 1998, la ley N°25.063 cambió la tasa impositiva vigente del 33% al 35%. La Sociedad entiende que la nueva tasa no es aplicable al ejercicio cerrado al 31 de diciembre de 1998. Dado que la posición de las autoridades impositivas es la opuesta, la Sociedad, para evitar posibles contingencias, decidió calcular el impuesto a la nueva tasa, pero interpondrá los recursos administrativos a su alcance en defensa de su posición. La tasa de impuesto a las ganancias para los ejercicios cerrados el 31 de diciembre de 1997 y 1996 fue del 33%.

El impuesto a la ganancia mínima presunta fue establecida por la misma ley mencionada en el párrafo anterior por el término de diez ejercicios anuales. Este impuesto es complementario del impuesto a las ganancias, dado que, mientras este último grava la utilidad impositiva del ejercicio, el impuesto a la ganancia mínima presunta constituye una imposición mínima que grava la renta potencial de ciertos activos productivos a la tasa del 1%, de modo que la obligación fiscal de la Sociedad coincidirá con el mayor de ambos impuestos. Sin embargo, si el impuesto a la ganancia mínima presunta excede en un ejercicio fiscal al impuesto a las ganancias, dicho exceso podrá computarse como pago a cuenta de cualquier excedente del impuesto a las ganancias sobre el impuesto a la ganancia mínima presunta que pudiera producirse en cualquiera de los cuatro ejercicios siguientes.

La nueva ley impone también un impuesto sobre los intereses relacionados con cierto tipo de deuda financiera y ciertas limitaciones a la deducibilidad impositiva de dichos intereses. Como resultado de este cambio la Sociedad estima que deberá pagar $25 millones de impuestos adicionales en el año 1999 en relación a los intereses generados por las Obligaciones Negociables en vigencia. El impacto en la utilidad neta, después de impuestos será de aproximadamente $16 millones.

Liquidez y Recursos de Capital

El flujo neto de caja proveniente de las actividades operativas en 1998 fue de $1.640 millones, lo que representa una disminución del 20% comparado con los $2.045 millones en 1997. Esta disminución se debe principalmente a la disminución de la utilidad neta y a los cambios en ciertos activos y pasivos, parcialmente compensados por el anticipo neto por compras de crudo recibido durante 1998.

Los orígenes de fondos más importantes provenientes de las actividades de inversión y financiación en 1998, incluyen $2.253 millones de nuevos préstamos en comparación con $2.923 millones en 1997.

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. Adicionalmente, en relación con la emisión de Obligaciones negociables por U$S200 millones emitida en 1997, la Sociedad ha acordado mantener un endeudamiento sobre bases consolidadas inferior al 55% del total del endeudamiento más patrimonio neto. En caso de incumplimiento de alguna cláusula pactada, 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.

Algunos de los acuerdos de préstamos de la Sociedad contienen cláusulas por las cuales debe informar previamente a sus prestamistas respecto de todo cambio significativo en el curso de su actividad, toda disposición o venta de activos o cualquier otro hecho que pudiera modificar significativamente su posición económica o financiera. El incumplimiento de estas disposiciones faculta a los prestamistas a suspender los desembolsos, dar por terminado el acuerdo y/o reclamar el inmediato reembolso del capital e intereses devengados pendientes de cancelación. También pueden actuar de ese modo en el caso que el Gobierno Argentino, como garante del préstamo, se atrase o deje de cumplir con sus obligaciones. La Sociedad no ha recibido ningún reclamo por falta de cumplimiento de alguno de sus acuerdos de préstamos.

De los aproximadamente $1.500 millones de inversiones de capital y en exploración en 1998, aproximadamente $800 millones representan inversiones de capital y en exploración del Upstream en Argentina, aproximadamente $300 representan inversiones de capital del Downstream y aproximadamente $400 millones representan inversiones de capital y en exploración del Upstream Internacional. Las inversiones de capital y en exploración del Upstream en Argentina están relacionadas principalmente con los costos de exploración y desarrollo, la mayoría de los cuales estuvieron originados en la intensa actividad de perforación de pozos de desarrollo y reacondicionamientos en las cuencas del Golfo de San Jorge y Neuquina y en la adquisición de una participación adicional en el área Puesto Hernández. Las inversiones de capital y exploración internacionales incluyeron $200 millones en perforación de desarrollo principalmente en Sumatra, Venezuela, Midgard y Ecuador. En exploración, aproximadamente 50% de los $100 millones invertidos fueron destinados a nuevos proyectos. Las inversiones de capital del Downstream incluyen aproximadamente $48 millones destinados al proyecto de mejoramiento de imagen de EESS de la marca YPF y renovación de tanques y surtidores,$30 millones en la división Petroquímicos para la adquisición de una planta de Polibutenos, $26 millones invertidos en la automatización y adecuación de infraestructura en terminales de despacho y ductos, $25 millones en la ampliación y adecuación de las instalaciones de almacenamiento y envasado de gas licuado, a través de la sociedad controlada YPF Gas S.A., $25 millones en mejorar la eficiencia operativa, proyectos ambientales y otros conceptos en la Refinería La Plata, fundamentalmente destinados al incremento de la capacidad de procesamiento de la refinería adicionando 9 mil barriles diarios de procesamiento, $23 millones destinados a la construcción de nuevas estaciones de servicio, $11 millones tendientes a mejorar la eficiencia operativa y otros conceptos en la Refinería Luján de Cuyo, $12 millones para el desarrollo de la marca YPF en la red de estaciones de servicio instaladas en Chile y $6 millones para el desarrollo de la marca YPF en la red de estaciones de servicio instaladas en Perú.

Las principales aplicaciones de fondos en 1998 incluyen $1.351 millones para la adquisición de activo fijo, $2.138 millones para la cancelación de préstamos, $326 millones para el pago de dividendos y $122 millones para la adquisición de inversiones permanentes, los cuales incluyen $27 millones relacionados con la compra de Manguinhos, $15 millones para la inversión en Bitech y $28 millones relacionados con la inversión en Global. Las principales aplicaciones de fondos en 1997 incluyeron $1.593 millones para la adquisición de activo fijo, $2.871 millones para la cancelación de préstamos, $151 millones para adquirir inversiones permanentes, $319 millones para el pago de dividendos y $63 millones para el rescate de una parte del capital preferido de Maxus.

El presupuesto preliminar de inversiones de capital y en exploración para 1999 incluye aproximadamente $420 millones de inversiones de capital y en exploración en el Upstream de Argentina, aproximadamente $290 millones en el Upstream Internacional, aproximadamente $340 millones en inversiones de capital en el Downstream y aproximadamente $110 millones de inversiones de capital en Brasil, de los cuales se destinaran en partes iguales a proyectos de exploración y producción y de refinación y comercialización. Comparadas con 1998, las inversiones de capital proyectadas para 1999 son menores, en respuesta a las actuales condiciones de la industria, incluyendo los precios internacionales del crudo. El nivel real de inversiones de capital para el año, por lo tanto, podría diferir de los montos presupuestados. La Sociedad estima que financiará su presupuesto de inversiones de capital para 1999 a través del flujo de fondos generado por sus actividades operativas, la emisión de deuda y préstamos bancarios.

El presupuesto de capital y exploración del Upstream en Argentina para 1999 incluye $340 millones destinados a mejorar la producción a través de nuevas perforaciones de desarrollo y reservorios, participación en joint ventures, reacondicionamientos y proyectos de recuperación secundaria y aproximadamente $80 millones en exploración (de los cuales, basados en la experiencia, se estima que aproximadamente $15 millones serán capitalizados).

Las inversiones de capital y exploración proyectadas para1999 incluyen aproximadamente $140 millones en perforaciones de desarrollo e inversiones en equipos de producción y aproximadamente $40 millones para la compra de nuevas propiedades. Siguiendo la estrategia de expandir sus actividades fuera del territorio argentino, el presupuesto de exploración de la Sociedad para 1999 incluye $90 millones para el Upstream Internacional.

Los principales proyectos de inversiones de capital en el Downstream para 1999 incluyen aproximadamente $40 millones para los proyectos de mejoramiento de imagen de la marca YPF en las estaciones de servicios y renovación de tanques y surtidores, aproximadamente $57 millones destinados a mejorar la eficiencia operativa y proyectos ambientales en las refinerías y plantas, aproximadamente $52 en nuevos proyectos de la división Petroquímicos, aproximadamente $42 millones destinados a la construcción de nuevas estaciones de servicio y aproximadamente $18 millones para continuar con los proyectos de adecuación de infraestructura en terminales. Se estima a su vez que se invertirán aproximadamente $23 millones, $16 millones y $6 millones en el desarrollo de YPF Gas, YPF Chile e YPF Perú respectivamente.

En muchos proyectos de inversión se incluyen inversiones asociadas con proyectos ambientales tanto en el Upstream como en el Downstream, incluidos en el presupuesto de capital para 1999. Adicionalmente, la Sociedad tiene constituida una provisión para remediar todo daño ambiental que pudiera ser causado por las operaciones. El saldo de dicha provisión al 31 de diciembre de 1998 es de $11 millones.

Adicionalmente, una sociedad controlada por YPF International, Chemical Land Holdings, Inc. (“CLH”) tiene ciertas contingencias ambientales relacionadas con ciertos negocios discontinuados, entre ellas la relacionada con la venta de una ex subsidiaria química de Maxus, Diamond Shamrock Chemicals Company (“Chemicals”), a Occidental Petroleum Corporation (“Occidental”) en 1986. Occidental Chemical Corporation (“Oxychem”), subsidiaria de Occidental, y Henkel Corporation (“Henkel”), beneficiaria de ciertos derechos y obligaciones de Occidental, buscaron obtener una declaración en la que se obligue a Maxus a indemnizarlos por el 50% de ciertos costos ambientales incurridos en los proyectos que involucraban actividades de saneamiento relacionadas con emplazamientos de plantas químicas u otras propiedades utilizadas en relación con los negocios de Productos Químicos. El tribunal dictó sentencia haciendo lugar al pedido conjunto de Oxychem y Henkel, con lo cual se les otorgó a éstas la declaración judicial solicitada. Maxus apeló y en mayo de 1998, la Cámara de Apelaciones confirmó la sentencia del Tribunal. En julio de 1998, la Cámara rechazó el recurso de reconsideración presentado. Maxus presentó una solicitud de revisión ante la Corte Suprema de Texas que fue denegada en diciembre de 1998. Posteriormente, Maxus solicitó a la Corte Suprema de Texas que reconsiderara esta decisión, pero el tribunal rechazó dicha solicitud en enero de 1999. Actualmente, el caso se encuentra cerrado.

Oxychem y Henkel han manifestado ante el tribunal que se incurrirá la totalidad de los U$S 75 millones objeto de la disputa. Hasta el 31 de diciembre de 1998, Maxus había abonado aproximadamente U$S 42 millones de los U$S 75 millones y Oxychem y Henkel facturaron a Maxus aproximadamente U$S 24 millones en relación a los costos en disputa. Dado el resultado adverso de la acción ante la Corte Suprema de Texas, se le requerirá a Maxus que abone por lo menos parte de dichos U$S 24 millones y los costos adicionales que correspondan hasta el límite de los U$S 75 millones, asumiendo que Oxychem y Henkel utilicen ese monto o más como sostuvieron que lo harán. Durante 1998, la Sociedad incrementó su previsión aproximadamente U$S 30 millones como consecuencia de la resolución adversa de la acción legal ante la Corte Suprema de Texas.

Al 31 de diciembre de 1998 la previsión contabilizada en los libros de CLH por contingencias ambientales, incluyendo la mencionada precedentemente, totalizaba U$S123 millones con los cuales la Sociedad estima que se cubren razonablemente todas estas contingencias ambientales; no obstante, cambios en las circunstancias actuales podrían resultar en incrementos de tales previsiones en el futuro.

Durante 1998, YPF International realizó coberturas de aproximadamente el 80% de su producción anual de gas natural en Estados Unidos mediante contratos de collar. Dichas coberturas no afectaron significativamente los resultados de las operaciones de YPF International durante ese período.

YPF ha lanzado un programa de bonificación con base accionaria que alcanza a los ejecutivos principales de YPF y sus subsidiarias. YPF registra una deuda por dicha bonificación basándose en la diferencia entre el precio concedido de la acción y el precio de mercado corriente de la acción al finalizar el ejercicio. YPF International ha realizado contratos de opciones y depósitos indexables en base a la evolución de la acción de YPF, con la intención de tener una cobertura de los incrementos de la acción en relación al programa de bonificación descripto. Al 31 de diciembre de 1998, International:

mantenía depósitos por aproximadamente U$S 59 millones en plazos fijos, que era un monto suficiente como para cubrir la provisión correspondiente por determinadas bonificaciones con base accionaria otorgadas a la fecha del depósito. International recibirá una tasa de interés variable por este depósito equivalente al movimiento de precio de la acción de YPF.
tiene cubierta una porción del programa de bonificación con base accionaria en base a opciones de compra por aproximadamente U$S 2 millones para ser canceladas en efectivo por determinadas bonificaciones con base accionaria. Estas opciones de compra le permitirán a International recibir la diferencia entre el precio concedido de dichas bonificaciones con base accionaria y el precio mercado de las acciones. Si el precio de las acciones de YPF cae por debajo de un cierto precio de referencia, International puede perder el monto de su depósito.

Durante 1998 YPF International registro un cargo negativo de $12 millones en relación con las operaciones de cobertura antes descriptas.

Según lo resuelto por la Asamblea de Accionistas del 29 de abril de 1997, la Sociedad pagó cuatro dividendos trimestrales de $0,22 por acción cada uno a todos los accionistas registrados al cierre de las operaciones del 28 de mayo de 1997, 27 de agosto de 1997, 26 de noviembre de 1997 y 25 de febrero de 1998, respectivamente.

Según lo resuelto por la Asamblea de Accionistas del 28 de abril de 1998, la Sociedad pagó cuatro dividendos trimestrales de $0,22 por acción cada uno a todos los accionistas registrados al cierre de las operaciones del 27 de mayo de 1998, 26 de agosto de 1998, 26 de noviembre de 1998 y 24 de febrero de 1999, respectivamente.

Adicionalmente, de acuerdo a lo resuelto por esa Asamblea, la Sociedad estableció una reserva para futuros dividendos de $0,06 por acción. El Directorio de la Sociedad fue autorizado a utilizar dicha reserva a fin de incrementar los dividendos trimestrales en el 2do, 3er y 4to pago, teniendo en cuenta las disponibilidades de caja, planes de inversión, resultados operativos y el consecuente flujo de fondos futuro y otros factores que resultaran relevantes, como la evolución de los precios internacionales de los productos básicos. El Directorio de la Sociedad no ha utilizado dicha reserva, revirtiéndose a Resultados Acumulados el saldo de la misma quedando a consideración de la Asamblea de Accionistas a celebrarse en abril de 1999.

Según lo resuelto por el Directorio de la Sociedad en su reunión del 2 de marzo de 1999, el destino propuesto para las utilidades acumuladas al 31 de diciembre de 1998 (que incluye la reversión del saldo de la reserva para futuros dividendos aprobada por la Asamblea de Accionistas del 28 de abril de 1998) es el siguiente (en millones de pesos):

Constitución de reserva legal 29
Dividendo en efectivo, de $0,88 por acción (dividendo trimestral de

$0,22 por acción) 311

A nuevo ejercicio 1.958

El total de préstamos al 31 de diciembre de 1998, era de $3.830 millones, compuesto por deuda a corto plazo (incluyendo la porción corriente de la deuda a largo plazo) por $1.252 millones y por deuda a largo plazo de $2.578 millones. Del total de préstamos al 31 de diciembre de 1998, $513 millones son en yenes, $181 millones en liras $24 millones en marcos alemanes y la mayor parte del resto de los préstamos son en dólares. La Sociedad habitualmente contrata seguros de cambio con la intención de limitar su exposición a las fluctuaciones de los tipos de cambio de las monedas distintas del dólar. Las principales operaciones con instrumentos derivados se detallan en Nota 1 a) de los Estados Contables. Del total de $2.578 millones de préstamos a largo plazo al 31 de diciembre de 1998, aproximadamente $1.826 millones vencen en los próximos cinco años. La tasa de interés promedio ponderada del total de deuda al 31 de diciembre de 1998 era de aproximadamente 7,5%.

Al 31 de diciembre de 1998, el patrimonio neto de la Sociedad ascendía a $7.209 millones, que incluye la reserva legal de $220 millones de acuerdo con lo establecido por la Ley N°19.550 de sociedades Comerciales.

Año 2000

Con la aproximación del año 2000 se plantean ciertos problemas por la incapacidad de muchos sistemas para reconocer ciertas fechas. La Compañía puede ser afectada por las dificultades de sus sistemas o los de terceros con los que opera (clientes, proveedores, bancos, etc.). Los riesgos abarcan los sistemas correspondientes al área de tecnología de la información (“IT”) y a los procesos de negocios y operativos (“no IT”) habida cuenta de la existencia de “tecnología embebida” en los mismos.

Proyecto Año 2000

YPF S.A. desde 1997 está llevando a cabo un proyecto específico para minimizar su exposición a los riesgos del año 2000. En el mismo participa personal de la Sociedad y consultores externos internacionales de reconocido prestigio quienes proveen una metodología acorde a las mejores prácticas internacionales y desde la posición de un tercero independiente, colaboran en la supervisión y seguimiento general del proyecto. El proyecto abarca las siguientes fases:

Análisis de impacto: Esta fase incluye:

relevar todos los sistemas, IT y no IT, para determinar si los mismos serán impactados directamente por los problemas del año 2000,
preparar un inventario de riesgos potenciales,
consultar a los terceros (clientes, proveedores y bancos) con los que la Sociedad mantiene relaciones comerciales significativas para evaluar su estado de situación respecto al año 2000,
determinar el impacto potencial sobre la Compañía en el caso que los terceros no estén adecuadamente preparados para el año 2000 y
estimar los costos y el tiempo a incurrir para reducir los riesgos del año 2000 (conversión de sistemas de información y “embebidos”, Plan de Contingencia, etc).

A la fecha YPF completó los pasos 1; 2 y 3 y está trabajando en los pasos 4 y 5. Se estima que en diciembre de 1998 esta fase estará totalmente concluida.

Adaptación de las aplicaciones de IT: Esta fase abarca:

los cambios sobre los sistemas existentes para hacerlos compatibles al año 2000 ó
en el caso que la Sociedad determine que no es posible, deseable o conveniente llevar a cabo los cambios mencionados en el punto precedente; reemplazar sus sistemas actuales de IT por otros compatibles con el año 2000.

YPF está en el proceso de adaptación y/o reemplazo de sus sistemas de IT para hacerlos compatibles con el año 2000. Adicionalmente la Compañía está implementando SAP R/3, un sistema de información integral compatible con el año 2000, actualmente en funcionamiento en muchas compañías internacionales de la industria petrolera. La implementación de SAP es parte del plan estratégico de IT y si bien no fue decidida en el marco del proyecto año 2000 soluciona gran parte de la problemática de YPF al respecto.

La Sociedad estima que esta fase estará completa y SAP en pleno funcionamiento en el primer trimestre de 1999.

Planes de contingencia: El objetivo de esta fase es la definición de planes de contingencia que minimicen los efectos negativos que podría producirse en el caso que los esfuerzos propios o de los terceros con los que YPF tiene relaciones comerciales significativas no sean suficientes para resolver los problemas del año 2000.

YPF estima que comenzará esta fase en noviembre de 1998 y que los planes estarán terminados el 30 de junio de 1999.

Adecuación de la tecnología que soporta los procesos operativos de negocios (“tecnología embebida”): En esta fase se realizarán las tareas de cambio de los componentes no compatibles con el año 2000 y las correspondientes pruebas integrales.

La Compañía inició esta fase en septiembre de 1998 y la fecha estimada de finalización es el 30 de junio de 1999.

Verificación y validación: En esta fase, luego de que los equipos, materiales y/o sistemas hayan sido instalados y/o modificados, según cada caso; se testean los sistemas (los nuevos y los preexistentes modificados) para asegurar su compatibilidad con el año 2000. YPF está llevando a cabo los esfuerzos de verificación y validación dentro de cada una de las fases descriptas.

Costo

La estimación actual del costo total del proyecto, que se carga a resultados a medida que se incurre en la línea de otros egresos, es de $ 30 millones para YPF S.A. y sus sociedades controladas, incluyendo gastos de IT y no IT (en este último caso corresponde básicamente a la tecnología embebida), de los cuales ya se erogaron $ 2 millones. Estos costos estimados, que no incluyen el costo de implementación de SAP, representan aproximadamente el 17% del presupuesto anual total de IT. Dichos costos constituyen la mejor estimación que la gerencia de la Sociedad pudo efectuar con la información disponible a la fecha y debido a su naturaleza especulativa, no incluye proyección alguna de costos asociados a hechos de ocurrencia eventual tales como la interrupción total o parcial de las operaciones o la generación de reclamos u otras contingencias. Dado que en su determinación inciden aspectos inciertos y asunciones respecto a hechos futuros, la estimación de costos podría sufrir variaciones significativas a medida que el proyecto avance.

Perspectivas

La Dirección de la Sociedad considera que este proyecto minimiza razonablemente los riesgos del año 2000 y estima que los mismos no afectarán significativamente sus operaciones, su situación financiera ni los resultados futuros de la Sociedad. No obstante no existe certeza de que los esfuerzos resulten exitosos. El efecto adverso que finalmente podría resultar del año 2000 y su probabilidad de ocurrencia no pueden ser estimados con certeza habida cuenta de las diferentes incertidumbres y riesgos inherentes a la cuestión.

Precisión de las referencias a hechos futuros

La exposición efectuada de la problemática del año 2000 y del proyecto que YPF está llevando a cabo incluye descripciones de hechos futuros. Las mismas, en general, están referidas a las estrategias, planes y/o proyecciones de la Sociedad en relación a la cuestión del año 2000 y los posibles riesgos, costos y otras consecuencias que podrían derivarse de tales estrategias, planes y/o proyecciones. Las descripciones efectuadas están sujetas a una serie de factores cuyo comportamiento podría afectar la precisión de las estimaciones y proyecciones expuestas. Muchos de los factores que influyen en la problemática del año 2000 y en los riesgos que se derivan de la misma están fuera del control de YPF y ciertas combinaciones de dichos factores podrían afectar significativamente el proyecto de la Compañía y las descripciones efectuadas.

Aspectos financieros y operativos de YPF International

En la opinión de la gerencia de YPF International, el efectivo existente y los fondos provenientes de las operaciones podrían ser insuficientes para afrontar el programa de inversiones proyectado para el año 1999, los intereses financieros, el pago de los dividendos preferidos y las obligaciones comerciales. Se estima que YPF podría efectuar en 1999 nuevos adelantos de fondos o aportes de capital a YPF International para solventar sus obligaciones. Dichos adelantos de fondos o aportes de capital podrían variar significativamente de lo estimado inicialmente, dependiendo, entre otras circunstancias, de los precios del crudo y del gas y los programas de desembolso comprometidos. Durante 1998 YPF realizó aportes de capital a YPF International por U$S514 millones, principalmente para erogaciones generales de capital.

En relación con los préstamos obtenidos para la adquisición de las acciones ordinarias de Maxus y la reestructuración de su deuda, la Sociedad ha garantizado el pago de dichos préstamos, los cuales ascendían a U$S67 millones y U$S237 millones, respectivamente, al 31 de diciembre de 1998. Adicionalmente, YPF ha garantizado las obligaciones de Maxus respecto de las acciones preferidas acumulativas de U$S2,50 por acción de dividendo anual y un valor de rescate de U$S25 a partir de diciembre de 1998.

En septiembre de 1996, los Directorios de YPF y de Maxus aprobaron una reorganización que incluía, entre otras transacciones, la transferencia a una subsidiaria de YPF de una subsidiaria de Maxus que había asumido ciertos pasivos relacionados con temas ambientales. Maxus había transferido a su subsidiaria CLH ciertos pasivos relacionados con compromisos ambientales y transfirió CLH a YPF International a partir del 1 de agosto de 1996. De acuerdo con estas transferencias, CLH asumió los pasivos e YPF se comprometió a efectuar contribuciones de capital a CLH hasta un monto que permita a esta última cumplir con sus obligaciones respecto de los pasivos transferidos, basados en la previsiones establecidas por Maxus respecto de dichos pasivos al 31 de julio de 1996. YPF también asumirá el compromiso de aportar a CLH, los fondos necesarios para cubrir sus gastos operativos. YPF no estará obligado a efectuar contribuciones de capital adicionales a las descriptas. Maxus permanecerá como responsable por aquellas obligaciones asumidas por CLH, en el caso que esta última no cumpla con dichos compromisos. YPF acordó asumir estos pasivos adicionales. Sin embargo, durante 1998, ni YPF International ni YPF acordaron contribución adicional alguna con CLH bajo el Acuerdo de Contribución. Al 31 de diciembre de 1998, la garantía vigente de YPF totalizaba aproximadamente U$S100 millones.

Perspectivas

Durante 1999 la Sociedad enfocará sus esfuerzos en incrementar la venta de productos refinados, desarrollar sus reservas de gas natural, expandir sus operaciones petroquímicas y capitalizar todas las oportunidades de crecimiento en Brasil, así como también continuará con su programa de reducción de costos en todas las unidades de negocios. Estos esfuerzos tienen como objetivo estratégico para YPF, una mayor independencia de sus resultados respecto de la volatilidad de los precios del petróleo.

En las operaciones de Exploración y Producción los planes de YPF se basan en la expectativa de bajos precios del crudo. La Sociedad buscará reducir las perforaciones de desarrollo, centrándose en proyectos de recuperación secundaria en los campos operados en Comodoro Rivadavia, Mendoza y Neuquén y en ciertos joint ventures como El Huemul, El Tordillo y Santa Cruz. Las actividades de exploración se orientarán hacia el estudio, reprocesamiento y análisis de información histórica de sus operaciones y también estudios de sísmica y análisis de proyectos de alto riesgo y alta rentabilidad potencial en asociación con otras compañías del sector. El crecimiento de la red de gasoductos desde las principales cuencas gasíferas del país hacia los países vecinos, posibilitará incrementar las ventas de gas natural en el mediano plazo.

En relación a sus actividades de Exploración y Producción internacional la Sociedad continuará reforzando sus operaciones en Estados Unidos, Indonesia y en América Latina principalmente en Bolivia, Ecuador y Venezuela. Al mismo tiempo estudiará nuevos proyectos en Colombia, Guyana, Estados Unidos (Golfo de México) y el Sudeste de Asia, buscando oportunidades de crecimiento en mercados no tradicionales como ocurrió en 1998 con la compra de una participación en Bitech Petroleum Corporation, la cual opera campos petroleros en la Federación Rusa.

A través de la Unidad Estratégica de Refinación y Comercialización, YPF continuará realizando inversiones para mejorar su eficiencia en la refinación, incrementando la producción de combustibles poniendo el mayor énfasis en alcanzar altos estándares de protección del medio ambiente.

Con respecto a las actividades internacionales del Downstream, este segmento recientemente inauguró una terminal marítima en Viña del Mar, Chile, lo que permitirá absorber los crecientes volúmenes demandados por el mercado chileno con productos obtenidos en las refinerías de YPF en Argentina. Además en 1999, a través de la participación en Global Petroleum adquirida recientemente, la Sociedad ingresará al mercado de distribución de hidrocarburos en los Estados Unidos, abriendo mayores posibilidades de ampliar la llegada de productos propios a ese mercado.

YPF ha definido a Brasil como un mercado estratégico para su crecimiento. Desde 1997 YPF ha comenzado actividades en este importante mercado regional, siendo pionera en el proceso de desregulación de su industria petrolera y la primera empresa, aparte de Petrobras, en participar en todos los sectores de la industria, y ha tenido importantes progresos en el mercado de Refinación y Comercialización, con la compra de la Refinaría de Manguinhos, en el estado de Rio de Janeiro. Actualmente distribuye combustibles, lubricantes y productos petroquímicos, como un primer paso para asegurarse una posición relevante en el mercado.

Otros comentarios

En marzo de 1999, YPF recibió de la Secretaria de Industria, Comercio y Minería una notificación vinculada a una investigación encarada por la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia por prácticas anti-competitivas en el mercado de gas licuado de petróleo (GLP). La Secretaría de Industria, Comercio y Minería aplicó a YPF una multa por $109,6 millones por prácticas anti-competitivas basadas en supuestas diferencias entre los precios del GLP fijados por YPF en el mercado interno y externo durante los años 1993 a 1997. La gerencia de YPF considera que esta multa no tiene mérito y apeló la resolución ante la Cámara de Apelaciones. De acuerdo a las leyes argentinas, la multa queda suspendida hasta tanto esté pendiente la apelación.

ACTIVIDADES DE LA SOCIEDAD

Consideraciones Generales

YPF Sociedad Anónima ("YPF" o la "Sociedad"), la empresa más grande de la Argentina, es una compañía petrolera y gasífera internacional integrada, dedicada a la exploración, explotación y producción de petróleo y gas natural y a la refinación, comercialización, transporte y distribución de petróleo y de una gran variedad de productos derivados del petróleo, petroquímicos y gas licuado de petróleo, así como a la generación de energía eléctrica a partir de hidrocarburos. Según estimaciones al 1° de enero de 1999, las reservas probadas de YPF y sus sociedades controladas ran de aproximadamente 1.500 millones de barriles (238 millones de m3) de crudo y 10.387 miles de millones de pies cúbicos (294 mil millones de m3) de gas natural localizadas en la Argentina, Indonesia, Estados Unidos, Ecuador, Bolivia y Venezuela. En 1998, las ventas netas de YPF y sus sociedades controladas ascendieron a $ 5.500 millones, el 62% de las cuales fueron ventas efectuadas en la Argentina. YPF ocupa el undécimo lugar entre las empresas petroleras y gasíferas que hacen oferta pública de sus acciones en los Estados Unidos, sobre la base de sus reservas probadas estimadas de gas natural y petróleo al 1º de enero de 1998.

En 1998, la producción de YPF en Argentina fue de 158 millones de barriles (25 millones de m3) de crudo (431 mil barriles diarios equivalentes a 68.840 m3 por día), lo que representa aproximadamente el 51% de la producción total de petróleo crudo en Argentina. La producción de gas natural de la Sociedad en Argentina alcanzó en 1998 446 miles de millones de pies cúbicos (15.750 millones de m3) mientras que las ventas de gas natural de YPF representaron aproximadamente el 58% de la venta total estimada de gas natural en la Argentina. La actividad de refinación de YPF se lleva a cabo en tres refinerías que cuentan con una capacidad de refinación combinada anual de aproximadamente 122 millones de barriles, representando aproximadamente el 51% de la capacidad de refinación total de la Argentina. La red de distribución minorista de YPF de productos derivados para el sector automotriz se compone de aproximadamente 2.253 estaciones de servicio con la bandera YPF, lo que representa aproximadamente el 37% de la totalidad de estaciones de servicio de la Argentina.

Desregulación, Reestructuración y Privatización

Por otra parte, con el propósito de reducir el porcentaje de la producción de petróleo y gas controlada por YPF y para incrementar la competencia en la industria petrolífera y gasífera argentina, los Decretos de Desregulación del Petróleo obligaron a YPF a vender sus participaciones mayoritarias en los derechos de explotación sobre ciertas áreas productoras importantes, al igual que otros derechos de exploración y explotación, a ciertas compañías privadas que ahora compiten con YPF. Como consecuencia de ésta y otras transacciones, las reservas probadas de YPF disminuyeron en aproximadamente 1.800 millones (286,2 millones de m3) de barriles de petróleo equivalentes ("BPE") (lo cual representa el 45% del total de reservas probadas de YPF al 1º de enero de 1991).

El Plan de Transformación también comprendió un programa de reorganización de la administración de la Sociedad y de reducción de costos, incluyendo una disminución significativa de la nómina de personal. La nómina de personal de YPF se redujo de más de 51.000 empleados (incluyendo aproximadamente 15.000 contratados) al 31 de diciembre de 1990 a menos de 10.000 en 1993. A partir de 1992, YPF reorganizó sus operaciones en dos unidades estratégicas de negocios (Upstream para exploración y producción y Downstream para refinación y comercialización). La separación de dichas funciones por primera vez en la historia de YPF le permitió a la Dirección, evaluar las actividades Upstream y Downstream sobre la base de sus respectivos resultados de operaciones y contribuciones a las utilidades.

En noviembre de 1992, se sancionó la ley 24.145 (la "Ley de Privatización") que fijó el procedimiento conforme al cual se privatizaría YPF. De conformidad con este procedimiento, en julio de 1993 YPF realizó una oferta a nivel mundial de 160 millones de Acciones Clase D, representativas aproximadamente del 45% de las acciones en circulación de YPF, que pertenecían hasta ese momento al Gobierno Argentino. Juntamente con la realización de dicha oferta, el Gobierno Argentino transfirió parte del capital accionario a cinco provincias productoras de petróleo y gas de la Argentina (las "Provincias"). Además, el Gobierno Argentino efectuó una oferta a los tenedores de Bonos de Consolidación de Deudas Previsionales ("BOCONES Previsionales") y titulares de algunos otros reclamos para canjear acciones de YPF por dichos BOCONES Previsionales y reclamos. Adicionalmente, el 10% del capital circulante de YPF fue reservado por el Estado Nacional para ser ofrecido a los empleados de la Sociedad en condiciones establecidas por el Gobierno Argentino de acuerdo con la ley argentina. Como resultado de estas transacciones, el porcentaje de participación del Gobierno Argentino en el capital accionario de YPF se redujo del 100% al 20,3% aproximadamente.

El 28 de enero de 1999, Repsol S.A. adquirió aproximadamente el 14,99% del capital de la Sociedad, con lo que se convirtió en el accionista con mayor participación de YPF. Ante declaraciones a la Comisión Nacional de Valores, Repsol expresó su intención de utilizar los derechos a voto que tienen sus acciones para elegir la mayor cantidad posible de representantes en el Directorio de la Sociedad. Adicionalmente, Repsol manifestó su intención de negociar con el Directorio de la Sociedad y su Gerencia una serie de transacciones, entre las que se encuentra la compra o el control de YPF. Si Repsol adquiere el control de YPF, pueden producirse cambios en los negocios o en el gerenciamiento de la Sociedad que no se pueden predecir.

En relación con la venta de las acciones del Estado Nacional, el Sr. Alfonso Cortina, presidente del directorio de Repsol, fue designado por el Gobierno Nacional como director por la clase "A", y se incorporó al directorio de YPF en la reunión efectuada el 2 de febrero de 1999. El Sr. Cortina ha sido nominado para ser electo como Director de la clase D en la Asamblea de Accionistas de 1999.

Operaciones

Las operaciones de la Sociedad están divididas en tres unidades de negocios: Upstream (para las actividades de exploración y producción en Argentina), Downstream (para las actividades de refinación y comercialización) y Upstream Internacional (para las actividades de exploración y producción en el exterior). El siguiente cuadro muestra para el Upstream, Downstream y Upstream Internacional las ventas netas y la utilidad operativa consolidadas para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 1998, 1997 y 1996. A partir del 1° de enero de 1999, se definió la unidad de negocios YPF Brasil, que conducirá todas las operaciones en ese país.


	Para los años finalizados el 31 de diciembre de
	1998	1997	1996
	(en millones de pesos)

Ventas netas consolidadas (1)
Upstream (2)
a Terceros	756	763	745
a Sociedades vinculadas y controladas	45	49	55
Intersegmento (3)	1.739	2.724	2.816

Total de ventas del Upstream	2.540	3.536	3.616

Downstream
a Terceros	4.067	4.519	4.330
a Sociedades vinculadas y controladas	54	89	75
Intersegmento	5	8	13

Total de ventas del Downstream	4.126	4.616	4.418

Upstream Internacional	578	724	732
Menos ventas intersegmentos	(1.744)	(2.732)	(2.829)

Ventas netas consolidadas(4)	5.500	6.144	5.937

Utilidad operativa
Upstream	502	1.286	1.321
Downstream	650	309	129
Upstream Internacional	120	202	222
Corporación y otros	(114)	(141)	(148)
Ajustes de consolidación	(12)	(24)	15

Total utilidad operativa consolidada	1.146	1.632	1.539

_____________

(1) Las ventas netas representan el neto para YPF luego del pago del Impuesto a la Transferencia de Combustibles y del Impuesto a los Ingresos Brutos. Las regalías son computadas como un costo de producción y no son deducidas al determinar las ventas netas. (Ver Nota 2.f. de los Estados Contables). Las regalías respecto de la producción de YPF International son deducidas para la determinación de sus ventas netas.

(2) La unidad de negocios Upstream conduce las operaciones de petróleo y gas natural de Andina S.A. en Bolivia y de Bitech Petroleum Corporation (“Bitech”) en Rusia, en las cuales YPF International posee un 20,25% y 18,67% de participación accionaria respectivamente. La participación de la Sociedad en los resultados de las operaciones de Andina S.A. está reflejada en el Estado de Resultados incluido en los Estados Contables como resultado de inversiones permanentes en sociedades vinculadas, mientras que Bitech se contabiliza por el método de costo más dividendos. Por lo tanto, los resultados de estas operaciones no están incluidos en la información que se presenta aquí respecto de las propiedades y operaciones de Upstream. Ver “Upstream - Actividades de Exploración y Producción - Andina S.A.”

(3) Las ventas de crudo al Downstream se registran a precios de transferencia que reflejan los precios del mercado.

(4) Las ventas netas consolidadas incluyen exportaciones por $1.228 millones, $1.721 millones y $1.755 millones para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 1998, 1997 y 1996, respectivamente.

Los cuadros que figuran a continuación muestran las reservas probadas estimadas de crudo y gas natural de YPF al 1º de enero de 1996, 1997, 1998 y 1999, respectivamente. La estimación de las reservas de YPF que figuran a continuación fueron preparados de acuerdo con la Regla 4-10 de la Regulación S-X de la Securities and Exchange Commission (“SEC”).


	Crudo	Gas	Combinado (1)

	(millones de barriles)	(miles de millones de pies cúbicos)	(BPE en millones)

Reservas Probadas Desarrolladas y No Desarrolladas

Reservas al 1º de enero de 1996	1.358	9.241	2.898
Revisiones de estimaciones previas	39	350	98
Extensiones, descubrimientos y recuperación Secundaria	184	186	215
Compras de reservas in situ	-	2	-
Producción del año	(173)	(467)	(251)
Reservas al 1º de enero de 1997	1.408	9.312	2.960
Revisiones de estimaciones previas	57	353	116
Extensiones, descubrimientos y recuperación Secundaria	157	495	240
Compras de reservas in situ	10	61	20
Producción del año	(182)	(485)	(263)
Reservas al 1º de enero de 1998	1.450	9.736	3.073
Revisiones de estimaciones previas	112	802	245
Extensiones, descubrimientos y recuperación Secundaria	139	319	192
Compras de reservas in situ	6	50	14
Ventas de reservas in situ	-	(2)	-
Producción del año	(190)	(518)	(276)
Reservas al 1° de enero de 1999	1.517	10.387	3.248
Reservas Probadas Desarrolladas
Al 1º de enero de 1996	974	7.993	2.306
Al 1º de enero de 1997	1.055	8.015	2.391
Al 1º de enero de 1998	1.100	8.200	2.467
Al 1º de enero de 1999	1.205	8.137	2.561

_______________

(1) Los volúmenes de gas natural indicados en el cuadro anterior y en otros lugares de este Prospecto fueron convertidos a BPE a razón de 6.000 pies cúbicos por barril.

Upstream - Exploración y Producción en Argentina

Reservas

El cuadro que figura a continuación muestra las reservas probadas estimadas de crudo y gas natural del Upstream en Argentina al 1º de enero de 1996, 1997, 1998 y 1999, respectivamente. La estimación de las reservas que figuran a continuación fueron preparados de acuerdo con la Regla 4-10 de la Regulación S-X de la SEC. Las reservas y producción de YPF International están excluidas de la tabla que aquí se muestra. Véase “Upstream Internacional” por la información acerca de las reservas de YPF International.


	Crudo	Gas	Combinado (1)

	(millones de barriles)	(miles de millones de pies cúbicos)	(BPE en millones)

Reservas Probadas Desarrolladas y No Desarrolladas
Reservas al 1º de enero de 1996	1.149	8.358	2.542
Revisiones de estimaciones previas	47	252	89
Extensiones, descubrimientos y recuperación secundaria	157	83	171
Producción del año	(151)	(384)	(215)
Reservas al 1º de enero de 1997	1.202	8.309	2.587
Revisiones de estimaciones previas	9	366	70
Extensiones, descubrimientos y recuperación secundaria	130	390	195
Compras de reservas in situ	9	38	15
Producción del año	(157)	(405)	(224)
Reservas al 1º de enero de 1998	1.193	8.698	2.643
Revisiones de estimaciones previas	36	850	177
Extensiones, descubrimientos y recuperación secundaria	70	109	88
Compras de reservas in situ	5	-	5
Producción del año	(158)	(446)	(232)
Reservas al 1º de enero de 1999	1.146	9.211	2.681

Reservas Probadas Desarrolladas

Al 1º de enero de 1996	809	7.406	2.043
Al 1º de enero de 1997	912	7.306	2.130
Al 1º de enero de 1998	915	7.403	2.149
Al 1º de enero de 1999	949	7.385	2.180

_______________

(1) Los volúmenes de gas natural indicados en el cuadro anterior y en otros lugares de este Prospecto fueron convertidos a BPE a razón de 6.000 pies cúbicos por barril.

Durante el período de tres años comprendido entre el 1º de enero de 1996 y el 31 de diciembre de 1998, las reservas probadas del Upstream tomadas sobre la base BPE aumentaron en un 5,5%, de 2.542 millones de BPE a 2.681 millones de BPE. Este crecimiento se produjo aún a pesar de que la producción fue de 215 millones de BPE en 1996, 224 millones de BPE en 1997 y 232 millones de BPE en 1998, reflejando una tendencia ascendente. Las compras, extensiones, descubrimientos, recuperación mejorada y revisiones de estimaciones previas para 1996, 1997 y 1998 ascendieron a 260 millones de BPE, 280 millones de BPE y 271 millones de BPE, respectivamente, montos que incluyeron 204 millones, 148 millones y 111 millones de barriles de petróleo, respectivamente. Durante este período, las reservas totales de crudo registraron una leve disminución de 1.149 millones de barriles al 1º de enero de 1996, a 1.146 millones de barriles al 1º de enero de 1999.Véase " Upstream -- Actividades de Exploración y Producción".

Argentina es la cuarta nación latinoamericana en la producción de hidrocarburos, detrás de México, Venezuela y Brasil. El petróleo ha sido históricamente el más importante hidrocarburo en cuanto a producción y consumo, aunque la participación porcentual del gas natural se ha incrementado rápidamente en los últimos años. Existen veinticuatro cuencas sedimentarias conocidas en el país. Once de ellas se encuentran totalmente localizadas en zonas continentales, seis se hallan en zonas que combinan sectores continentales y costa afuera y siete de ellas están ubicadas costa afuera. La superficie continental cubierta comprende 145 millones de hectáreas mientras que la superficie costa afuera comprende 40 millones de hectáreas en el océano Atlántico dentro de la plataforma de 200 metros submarinos. Una parte sustancial de las 185 millones de hectáreas de cuencas sedimentarias referidas, aún no han sido evaluadas mediante perforaciones exploratorias. La producción comercial esta concentrada en cinco cuencas: Neuquina, Cuyana y Golfo San Jorge en la zona central de Argentina, Austral en la zona sur del país (la que incluye yacimientos continentales y costa afuera), y Noroeste en la zona norte del país. Las cuencas Neuquina y Golfo San Jorge son las más importantes para las actividades del Upstream. Al 31 de diciembre de 1998 YPF tiene una participación de 12,2 millones de hectáreas, continentales y costa afuera (dentro de la plataforma de 200 metros submarinos), de los cuales 2,2 millones de hectáreas se encuentran bajo contratos de concesión de producción y 10 millones de hectáreas se hallan encuadradas bajo contratos de permisos de exploración. Ver “Propiedades”.

Reservas por Cuenca

El siguiente cuadro muestra las reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de petróleo y gas natural y las reservas probadas desarrolladas por cuenca al 31 de diciembre de 1998.


	Crudo	Gas	Combinado (1)
	(millones de barriles)	(miles de millones de pies cúbicos)	(BPE en millones)
Reservas Probadas Desarrolladas y No Desarrolladas
Cuenca
Neuquina	571	7.354	1.797
Golfo San Jorge	374	361	434
Cuyana(2)	139	37	145
Noroeste	30	874	176
Austral	32	585	129

Total	1.146	9.211	2.681


Reservas Probadas Desarrolladas
Cuenca
Neuquina	489	6.142	1.513
Golfo San Jorge	287	289	335
Cuyana(2)	127	37	133
Noroeste	20	552	112
Austral	26	365	87

Total	949	7.385	2.180

_____________

(1) Los volúmenes de gas natural indicados en el cuadro anterior y en otras secciones de este Prospecto han sido convertidos en BPE a razón de 6.000 pies cúbicos (169,9 m3) por barril.

(2) Las reservas atribuibles al área Malargüe, ubicada en el extremo norte de la cuenca Neuquina se incluyen en las reservas que se detallan para la cuenca Cuyana.

Las estimaciones de reservas del Upstream en la Argentina incluidas en el presente Prospecto fueron sometidas a tests económicos detallados en el Standard de Normas de Contabilidad ("SFAS") Nº 69 para determinar límites económicos. Dichas reservas se establecen antes del pago de cualquier regalía a las provincias en las que se encuentran ubicadas. Las regalías figuran en dichos tests como costos operativos. Para una descripción de la forma en que las regalías son calculadas, ver Nota 2.f. de las Notas a los Estados Contables .

En la estimación de las reservas, YPF utilizó métodos geológicos y de ingeniería generalmente aceptados por la industria petrolera, y siguió las normas y reglamentaciones de la SECde los Estados Unidos de América. La elección del método o de la combinación de métodos empleados en el análisis de cada depósito fue determinada por la experiencia en el área, el nivel de desarrollo, la calidad e integridad de la información básica y los antecedentes de producción.

Existen numerosas incertidumbres en relación con el cálculo de la cantidad de reservas probadas, la proyección de las futuras tasas de producción y la oportunidad de los gastos de explotación, incluyendo varios factores que escapan al control de la Sociedad. La información sobre reservas contenida en el presente Prospecto solamente constituye una estimación de dichos datos. La ingeniería de reservas constituye un proceso subjetivo de cálculo de las acumulaciones subterráneas de crudo y gas natural que no permite una medición exacta. La exactitud de cualquier cálculo de reservas está en función de la calidad de la información disponible y de la interpretación y evaluación geológica y de ingeniería. En consecuencia, a menudo existen diferencias entre los cálculos de distintos ingenieros. Asimismo, los resultados de la perforación, prueba y producción luego de la fecha del cálculo pueden requerir posteriores revisiones. Además, las estimaciones de flujos futuros de fondos de reservas probadas y el valor presente correspondiente están basados en distintas presunciones de futuros niveles de producción, precios y costos que pueden ser incorrectos con el correr del tiempo. Cualquier variación significativa en las presunciones podría traer consecuencias en la cantidad real de reservas de la Sociedad y en el flujo futuro de fondos y a partir de allí presentarse diferencias significativas con las estimaciones detalladas en los Estados Contables al 31 de diciembre de 1998. Además, los resultados de perforaciones, pruebas y la producción subsecuentes a la fecha de la estimación pueden justificar una revisión de dicha estimación. Por lo tanto, los cálculos de reservas pueden presentar diferencias significativas respecto de la cantidad de gas natural y petróleo que en definitiva es recuperada. La importancia de dichos cálculos depende en gran medida de la exactitud de los datos tomados como base.

Actividades de Exploración y Producción

El cuadro siguiente muestra la cantidad de pozos perforados por YPF, o en los que YPF participó y los resultados respectivos en los períodos indicados.


	Para el año finalizado el 31 de diciembre de
	1998	1997	1996
Pozos Brutos Perforados(1)
Exploración
Petróleo	29	38	38
Gas	2	12	8
Secos	36	48	28

Total	67	98	74

Desarrollo
Petróleo	416	656	1000
Gas	9	5	20
Secos	37	69	103

Total	462	732	1.123


Pozos Netos Perforados(1)
Exploración
Petróleo	25	33	33
Gas	1	7	4
Secos	27	34	21

Total	53	74	58

Desarrollo
Petróleo	350	582	918
Gas	5	4	11
Secos	34	64	95

Total	389	650	1.024

_______________

(1) Pozos "brutos" significa los pozos en los que YPF tiene participación. Pozos "netos" significa los pozos brutos luego de la deducción de las participaciones de terceros.

Durante 1998, el Upstream continuó profundizando su estrategia enfocada en un crecimiento rentable. Desde 1992 a 1994 el objetivo era incrementar la producción de petróleo tan pronto como fuera posible en sus propiedades subexplotadas y no desarrolladas. Como consecuencia del éxito obtenido, la gerencia determinó que las actividades de desarrollo y producción habían alcanzado un punto donde un ajuste era apropiado para sostener una estrategia de “crecimiento rentable” consistente con las reservas del Upstream en Argentina y los recursos corporativos.

Históricamente, el componente más importante en el programa de adición de reservas de la Sociedad ha sido la perforación de pozos exploratorios. Sin embargo, y en respuesta a la importante declinación del precio del crudo internacional, la Sociedad redujo el número de pozos exploratorios perforados de 98 (brutos) y 74 (netos) en 1997 a 51 (brutos) y 40 (netos) en 1998. La Sociedad apuntó en forma importante a la adición de reservas por medio de proyectos y tecnología de recuperación secundaria, la cual tenderá a ser menos costosa que la perforación de pozos exploratorios. En las actuales condiciones de la industria YPF supone que la actividad de exploración estará centrada alrededor de estudios, reprocesos y análisis de información histórica e inspecciones sísmicas, así como la evaluación de nuevos proyectos de alto riesgo con altas recompensas asociado en joint ventures.

YPF tiene un importante número de campos petroleros potencialmente aptos para la recuperación secundaria, los cuales deberían proveer reservas de bajo costo y riesgo, así como un aumento de producción sin significativas perforaciones de desarrollo. Las técnicas de recuperación secundaria, asociadas con la reducción en los costos de la disposición de agua deberían permitir a la Sociedad bajar sus costos operativos por barril en varios campos. Los gastos en proyectos de recuperación secundaria fueron de $ 150 millones en 1998 y están presupuestados para 1999 $ 120 millones. Aproximadamente el 27 % del incremento de reservas de petróleo durante 1998 es atribuible a proyectos de recuperación secundaria, y la producción atribuible a los mismos ascendió a 151.000 barriles por día en 1998 en comparación con los 137.000 barriles por día de 1997.

Durante 1998 el amplio programa de desarrollo y perforación definido por la Sociedad derivó en un incremento de la producción y reservas de petróleo. El Upstream en Argentina completó 389 pozos de desarrollo, una disminución del 40 % respecto de 1997, debido al éxito de los proyectos de recuperación secundaria de la Sociedad los cuales no necesitaron perforación.

El Upstream ha presupuestado un total de 51 pozos (brutos) exploratorios para 1999. Para seguir diversificando riesgos y utilizar mejor los recursos, YPF planea realizar las perforaciones de pozos de alto riesgo asociado en joint ventures, resultando en una expansión de sus operaciones de joint ventures a casi el 50% del total de inversiones exploratorias durante 1998. Para su programa de desarrollo de 1999, YPF, en los campos en los cuales es operador, planea usar aproximadamente 5 equipos para perforar unos 155 pozos de desarrollo y 1 equipo para perforar alrededor de 18 pozos exploratorios. En promedio, el Upstream tuvo 11 equipos de perforación operando en 1998 comparados con 23 equipos en 1997.

La sísmica tridimensional ha sido usada en muchos yacimientos para incrementar la tasa de perforaciones exitosas a través del mejoramiento de la calidad de los prospectos exploratorios y la optimización de la localización de los pozos. En 1998 casi 1.821 kilómetros cuadrados fueron cubiertos por la sísmica 3-D, encontrándose presupuestados 1.735 kilómetros cuadrados para 1999. Asimismo, como parte de la explotación de los campos existentes, YPF esta utilizando la sísmica 3-D para un mejor entendimiento de la geometría y localización de las formaciones. Un total de 712 kilómetros cuadrados de datos de sísmica 3-D fueron adquiridos durante 1998 para este propósito.

Los programas de perforación y recuperación secundaria de la Sociedad así como la adquisición de reservas en la Argentina reemplazaron en un 70% el crudo producido en 1998. La tasa combinada de reposición de reservas de la Sociedad fue de 1,2 veces, sobre la base de barriles de petróleo equivalente durante 1998.

A fines de 1996, YPF inició con éxito un programa de reinyección de gas en la Cuenca Neuquina, reinyectando aproximadamente de 282 a 353 millones de pies cúbicos por día. Este programa de reinyección ha reducido el impacto estacional en la producción de gas, originando una mayor producción de líquidos durante los meses de verano. Este programa proveerá al Proyecto Mega durante la temporada estival de un suministro más estable de gas natural. Además, la Sociedad esta probando el uso de la inyección de vapor, el cual si es exitoso, podría desarrollar la recuperación de petróleo en cuencas ya maduras y permitiría el desarrollo de algunos crudos pesados.

Las operaciones de perforación en la Cuenca Noroeste continuaron durante 1998 con el objeto de evaluar la posibilidad de establecer reservas de gas probadas suficientes para abastecer un gasoducto de mil millones de pies cúbicos diarios de gas natural a Brasil. Aunque la perforación es técnicamente difícil, los pozos son buenos productores y los depósitos se pueden aprovechar con relativamente pocos pozos. La participación de YPF en la Cuenca Noroeste, es del 22,5% en el bloque Acambuco, y del 30% en el bloque Aguaragüe. La evaluación de la Cuenca Noroeste, que comenzó en 1994, no estará finalizada antes de fines de 1999, y se requerirán medidas significativas adicionales antes de avanzar con este proyecto, aún si se descubren reservas de gas suficientes. Durante 1998 en el bloque Acambuco, el pozo, San Antonio X-1, está a la espera de ser completado y el pozo, San Pedrito X-2, está siendo perforado. Fuera de estos proyectos, los planes de exploración y desarrollo de la Sociedad no enfatizan el descubrimiento de nuevas reservas de gas, en virtud del exceso de oferta de gas natural en Argentina.

En octubre de 1997, YPF y Unocal llegaron a un acuerdo para la exploración y desarrollo conjuntos de dos grandes áreas con permiso de exploración costa afuera en la Cuenca del Golfo San Jorge en la Argentina (San Jorge I y II Marinas). Los bloques costa afuera comprenden un tercio del total de la cuenca. La evaluación sísmica concluyó en 1998.

Al 31 de diciembre de 1998, YPF poseía 36 millones brutos de acres equivalentes a 14,6 millones de hectáreas brutas (25 millones de acres netos = 10,12 millones de hectáreas netas aproximadamente) en Argentina de cuenca disponible para su exploración. Aproximadamente el 30% de las tenencias brutas de YPF en las cuencas productoras se encuentran en las cuencas Neuquina y Golfo San Jorge. La actividad de exploración, hasta la fecha, dentro de las cinco principales cuencas productoras de hidrocarburos promedian menos de un pozo de exploración por cada 30.000 acres (12.150 hectáreas). Esta densidad de exploración varía en forma significativa por cuenca: en Neuquina, Cuyana y Golfo San Jorge, aproximadamente un pozo por cada 20.000 acres (8.100 hectáreas); en la Cuenca Austral, un pozo cada 35.000 acres (14.175 hectáreas) y en la Cuenca Noroeste, un pozo por cada 100.000 acres (40.500 hectáreas).

YPF puede adquirir superficies adicionales en el futuro cuando el Gobierno Argentino ofrezca permisos de exploración adicionales. Desde el comienzo del Plan Argentina en 1991, YPF se adjudicó una participación neta en 28 nuevos permisos de exploración abarcando un total de aproximadamente 31 millones de acres (12,6 millones de hectáreas) brutos y 22 millones de acres (8,9 millones de hectáreas) netos.

Propiedades

El siguiente cuadro muestra las participaciones netas y brutas de YPF en pozos productivos de gas y petróleo y permisos de exploración y concesiones de producción por cuenca al 31 de diciembre de 1998.


	Pozos				Superficie (miles de acres)
	Petróleo		Gas		Concesiones de Producción(1)		Permisos de Exploración(1)
Cuenca Continental	Bruto(2)	Neto(2)	Bruto(2)	Neto(2)	Bruto(2)	Neto(2)	Bruto(2)	Neto(2)

Neuquina	2.542	2.220	292	264	2.594	1.832	6.038	4.852
Golfo San Jorge	6.047	5.304	203	198	2.239	1.984	1.338	1.338
Cuyana(3)	831	647	18	18	566	455	-	-
Noroeste	50	16	53	16	1.007	302	2.903	1.049
Austral	192	66	167	51	3.338	1.019	5.366	1.702
Salado	-	-	-	-	-	-	1.173	1.173
Noreste	-	-	-	-	-	-	1.991	1.991
Costa Afuera	-	-	-	-	-	-	13.916	9.279

_______________

(1) Las concesiones de producción son otorgadas luego de que se han descubierto cantidades comercialmente explotables de petróleo o gas. El área que cubren depende de la estimación del tamaño de los yacimientos determinados de acuerdo con técnicas geológicas y geofísicas y están sujetas a ajustes basados en nueva información disponible de los reservorios. Por lo tanto, no toda la superficie cubierta por una concesión de producción está efectivamente en producción. La superficie cubierta por un permiso de exploración no contiene reservas probadas y no está en producción.

(2) Los pozos y superficies "brutos" incluyen todos los pozos y superficies en los que YPF tiene participación. Los pozos y superficies "netos" equivalen a las superficies y pozos brutos luego de deducir las participaciones de terceros.

(3) Las superficies y pozos atribuibles al área de Malargüe, ubicada en el extremo norte de la Cuenca Neuquina, están incluidas en las superficies y pozos de la Cuenca Cuyana.

Aproximadamente el 82% de las reservas probadas de petróleo de YPF se concentran en las cuencas Neuquina y Golfo San Jorge, y el 95% de las reservas probadas de gas de YPF, en las cuencas Neuquina (80%), Noroeste (9%) y Austral (6%). La Dirección de YPF considera que la Cuenca Neuquina y la Cuenca Golfo San Jorge cuentan con el mayor potencial para aumentar la base de reservas de YPF mediante futuras exploraciones y desarrollos. YPF ha empezado a implementar un agresivo programa de recuperación secundaria a través de la reinyección de agua en estas cuencas. YPF eligió explorar con socios mediante joint ventures las cuencas Noroeste y Austral, donde los riesgos y costos generalmente son mayores que en los de otras cuencas.

Aproximadamente el 85% de la superficie neta de YPF se encuentra en áreas en las que YPF tiene un 100% de participación en concesiones de producción o permisos de exploración. En general, los permisos de exploración tienen un plazo máximo de 14 años (17 años para áreas marítimas), y las concesiones se otorgan por 25 años, con la posibilidad de prórroga por otros diez años. En noviembre de 1996 se devolvió al Gobierno Argentino la mitad de la superficie cubierta por permisos de exploración que, a esa fecha, se hallan no probados y sin producción. Ver "-Marco Regulatorio y Relación con el Gobierno Argentino". Las reservas remanentes de YPF y las superficies sobre las que YPF tiene derechos de exploración y producción son mantenidas mediante joint ventures. Véase "--Joint Ventures y Acuerdos Contractuales."

Producción

El cuadro siguiente indica el promedio histórico de producción de crudo y gas natural neta diaria por cuenca, los precios de venta promedio y los costos de producción relativos a la producción total correspondientes a los ejercicios económicos finalizados el 31 de diciembre de 1998, 1997 y 1996 respectivamente, así como también la producción promedio diaria total de crudo y gas natural.


	Para el año finalizado el 31 de diciembre de

	1998	1997	1996
	(miles de barriles por día)
Producción de crudo(1)
Neuquina	244	230	209
Golfo San Jorge	127	140	143
Noroeste	5	5	4
Austral	21	17	16
Cuyana (2)	36	39	40

Producción total de petróleo	433	431	412



	(millones de pies cúbicos diarios)
Producción de gas natural(1)
Neuquina	976	872	899
Golfo San Jorge	127	130	74
Noroeste	23	24	24
Austral	85	73	41
Cuyana(2)	11	9	12

Producción total de gas	1.222	1.108	1.050


Precios Promedio de Ventas
Petróleo (U$S/barril)(3)	10,70	16,95	18,21
Gas (U$S/MMbtu)	1,27	1,28	1,30
Costo promedio de extracción (U$S/BPE)(4)	2,29	2,55	2,56

_______________

(2) La producción atribuible al área Malargüe, ubicada en el extremo norte de la cuenca Neuquina, se incluye en las reservas que se detallan para la Cuenca Cuyana.

(3) El precio de venta promedio por barril de crudo representa el precio de transferencia utilizado por YPF, que refleja el precio de mercado.

(4) Incluye el costo del crudo bajo ciertos contratos a precios más altos que los costos de producción de la Sociedad.

YPF aumentó su producción de crudo y gas natural, de 215 millones de BPE para el ejercicio cerrado el 31 de diciembre de 1996 a 232 millones de BPE para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1998. En 1998 el promedio de producción de crudo subió el 0,5% a 433 mil barriles por día, siendo este el séptimo año consecutivo de mejora.

El crudo producido por YPF varía de acuerdo con el área geográfica. Casi la totalidad del crudo producido contiene una proporción mínima de azufre. La mayoría del gas que produce YPF es de calidad de gasoducto. La totalidad de los yacimientos de gas producen cantidades comerciales de condensado y casi todos los yacimientos de petróleo producen gas asociado.

La producción de gas natural en Argentina se encuentra sujeta a dos factores, la demanda y las restricciones de capacidad de gasoductos. Aunque la demanda de gas creció en forma significativa durante los años 80 y comienzos de la década del 90 (aproximadamente a una tasa del 5,6% anual), la actual oferta de gas que puede entregarse en el país excede la demanda del producto en un margen sustancial. Se espera que se mantenga esta situación en el futuro cercano. YPF se ha involucrado en una serie de proyectos para expandir el mercado para su gas natural. Véase "---Distribución y Mercados de Gas Natural".

Joint Ventures y Arreglos Contractuales.

YPF participa en diversos joint ventures en diferentes áreas del país en las cuales mantiene concesiones. Las participaciones en los joint ventures varían entre el 10% y el 67%, aunque sus obligaciones de compartir costos de exploración y explotación también varían en estos joint ventures. YPF estima inversiones totales en 1998 de aproximadamente $ 214 millones para exploración y desarrollo bajo joint ventures en la Argentina. Además, en algunos de estos joint venture, YPF ha acordado indemnizar a sus socios en el caso que los derechos de YPF con respecto a esas áreas sean restringidos o afectados de tal modo que el propósito del joint venture no pueda ser alcanzado.

YPF también participa de varios convenios que surgieron como resultado de la renegociación de contratos de servicio y contratos de riesgo y su conversión en concesiones de producción y permisos de exploración, respectivamente. Junto con la conversión de contratos de servicio, YPF se ha comprometido a prestar ciertos servicios (principalmente transporte y electricidad) a precios por debajo de los de mercado o, en algunos casos, sin pago alguno, por períodos de 25 años, por el crudo o gas natural producido. La Sociedad ha destinado una reserva de $ 12 millones al 31 de diciembre de 1998 con respecto a sus obligaciones futuras de brindar esos servicios.

YPF espera concretar joint ventures adicionales donde tiene la intención de atraer capitales de terceros para sus actividades de exploración y desarrollo en particular en áreas menos explotadas donde las actividades de exploración son atractivas pero presentan perfiles de alto riesgo.

Brasil

Durante 1998, YPF firmó un acuerdo con Petrobras, Total , el TCN group (Nova, Techint y CGS) e Ipiranga para construir el gasoducto Uruguayana-Porto Alegre. YPF tiene una participación del 13% en el joint venture de $ 250 millones para transportar aproximadamente 420 millones de pies cúbicos por día de gas natural de Argentina a Brasil. Su finalización y funcionamiento se esperan para fines del año 2000. En octubre, YPF firmó un acuerdo con Petrobras para proveer gas natural de la Cuenca Neuquina al ducto proyectado. Los términos finales están siendo negociados.

En agosto de 1998 la ANP autorizó la primera importación de gas natural en Brasil, la cual será provista por YPF a la planta de generación eléctrica de Cuiabá (Estado de Mato Grosso), operada por Enron.

YPF esta participando activamente en el proceso de desregulación del sector de exploración y producción a través de alianzas estratégicas con Petrobras y otras importantes petroleras. En parte por su fuerte relación estratégica con Petrobras, YPF llega a ser la primera compañía en firmar un acuerdo de asociación de exploración y producción bajo este programa.

A fines de 1998, YPF comenzó con actividades de exploración y producción en dos cuencas brasileras. En la cuenca de Espirito Santo, donde YPF es el operador del bloque de exploración costas afuera BES-3, donde se han completado reprocesos de sísmica y han sido designados para evaluar el bloque programas de sísmica 3-D.

A fin de año, YPF firmó contratos finales de asociación para desarrollar el bloque Carauna y explorar el bloque BPOT-2 en la cuenca de Rio Grande do Norte. El operador, Santa Fe Energy, comenzó con los estudios de geología e ingeniería y la primera producción de petróleo se espera para fines de 1999.

El objetivo de YPF es el de incrementar su posición en el segmento de exploración y producción de Brasil y estar activo para hacer ofertas en los nuevos bloques exploratorios y productivos que se espera serán ofrecidos por la ANP durante 1999.

Se espera que la actividad en todos los nuevos bloques de YPF se acelerará en 1999. En los bloques exploratorios, la actividad se concentrará en programas sísmicos y en el mapeo de prospectos. En el bloque productivo de Carauna, se comenzó un programa de perforación de desarrollo, con un objetivo de producción de crudo para fines de 1999.

Proyecto Mega

En 1997 se constituyó “Compañía Mega S.A.”, un joint venture integrado por YPF con un 38%, Brasoil Alliance Company, subsidiaria de Petrobras, 34% y Dow Investment Argentina S.A., una subsidiaria de Dow Chemical Company 28%, con el fin de desarrollar y operar un proyecto para la separación de líquidos de gas natural de la Cuenca Neuquina.

El Proyecto requiere la construcción de una planta de separación de gas natural en Loma La Lata, situada en la Provincia del Neuquén, una planta de fraccionamiento de líquidos de gas natural en Bahía Blanca y ciertas instalaciones de transporte, almacenamiento y embarque cercanas a la planta de fraccionamiento. Este Proyecto de $685 millones (incluyendo impuestos y costos de financiación) procesará una cantidad estimada de 1.300 millones de pies cúbicos de gas natural y producirá aproximadamente 1.340.000 toneladas de gasolina, GLP y etano por año. La producción será utilizada en las operaciones petroquímicas de YPF y para ser exportado al Brasil desde nuevas instalaciones portuarias. El joint venture espera obtener financiación para el Proyecto a fin de cubrir los costos de construcción y otros costos durante 1999.

En enero de 1998, un contrato fue celebrado entre Compañía Mega S.A. y el consorcio formado por JGC Corporation, CPC S.A. y Saipem S.p.A. para realizar la ingeniería, compra de materiales y construcción del proyecto. Se espera que la construcción será completada a fines del año 2000.

Andina S.A.

YPF International posee una participación del 40,5% en Andina Corporation, la que, a su vez, posee una participación del 50% en Andina S.A., una de las dos compañías de exploración y producción de petróleo resultantes de la privatización de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos. La unidad de negocios Upstream conduce las operaciones de Andina S.A. en Bolivia. El 50% de la participación en Andina S.A. fue adquirida en 1997 mediante aportes de capital de YPF International y de los demás accionistas de Andina Corporation. La participación de YPF International en el precio de compra fue de U$S108 millones.

Durante 1998, la participación de YPF en las entregas de Andina fue de 2 millones de barriles de petróleo crudo por día y de 19 millones de pies cúbicos de gas natural por día. Estas inversiones en Andina S.A., juntamente con las continuas perforaciones realizadas por la Sociedad en la Cuenca Noroeste, son parte integral del esfuerzo de YPF por contar con reservas suficientes para abastecer al Brasil con mil millones de pies cúbicos por día de gas natural a través de un gasoducto. La participación proporcional de YPF International en los resultados de las operaciones de Andina S.A. se informa en los Estados Contables de la Sociedad como resultado de inversiones permanentes en sociedades vinculadas.

Bitech Petroleum Corporation

En septiembre de 1998, YPF acordó una alianza estratégica con Bitech Petroleum Corporation para el desarrollo de actividades de producción y exploración de crudo y gas en la Federación Rusa. YPF International adquirió acciones que representan el 18,67% del capital total de Bitech. Bitech es una compañía petrolera internacional con base en Canada. YPF International pagó US$15 millones por la adquisición de dichas acciones los cuales fueron destinados a proveer a Bitech del capital de trabajo para el desarrollo de actividades de Upstream.

Distribución y Mercados de Gas Natural

YPF estima que, sobre la base de cifras preliminares, el gas natural entregado por las compañías de transporte en Argentina totaliza aproximadamente 1.003 miles de millones de pies cúbicos en 1998. De 1980 a 1997, la producción de gas natural en la Argentina aumentó en aproximadamente un 178%, equivalente a una tasa promedio anual del 5,8%. Este aumento se atribuye en parte a un aumento en la cantidad de domicilios particulares conectados de aproximadamente 2,5 millones a aproximadamente 5,6 millones y a un mayor consumo por cliente.

Antes de 1993, la totalidad de la producción de gas de YPF se entregaba a Gas del Estado, la empresa estatal que operaba los sistemas de transporte y distribución de gas para todo el país. Actualmente YPF vende el 68% de su producción a ocho compañías distribuidoras locales formadas como consecuencia de la privatización de Gas del Estado en 1992, y el 28% a industrias y a usinas eléctricas. YPF ha negociado acuerdos con todas las compañías de distribución disponiendo la venta de gas natural por un período inicial de cinco años, que finaliza en 1999, a precios superiores al precio regulado vigente antes del 1º de enero de 1994 (0,97 por MMBtu). Los acuerdos estipulan ciertos volúmenes mínimos y máximos de gas a ser comprados por dichas compañías de distribución. También estipulan precios que varían con respecto a cada cuenca de producción y con respecto a las estaciones de invierno y verano. Aproximadamente el 61% del gas natural de la Sociedad proviene de la Cuenca Neuquina. De acuerdo con los contratos suscriptos por YPF con las principales compañías de distribución, industrias y usinas eléctricas aumentan o disminuyen de acuerdo con ciertos índices de precios de energía.

A pesar de la desregulación de los precios que perciben los productores, los precios al consumidor de las distribuidoras continúan sujetos a una tarifa variable regulada que no les permite trasladar al consumidor el aumento en el costo del gas adquirido hasta tanto hayan notificado al ente regulador su intención de aumentar los precios al consumidor, teniendo dicho ente un plazo de 15 días posteriores a la notificación para oponerse.

Aunque la Dirección de YPF cree que las fuentes tradicionales de demanda local, a las que se hace referencia anteriormente, continuarán requiriendo cantidades crecientes de gas natural, el suministro del producto a entregarse en Argentina excederá en forma considerable la demanda en el futuro inmediato. Además, en conexión con la renegociación del contrato de servicio con dos productores cuando YPF era estatal, YPF está obligada a adquirir (i) hasta 237 millones de pies cúbicos de gas diarios producidos en los yacimientos de la Cuenca Austral durante un período de diez años, que comenzó en 1994, (ii) hasta 187 millones de pies cúbicos de gas diarios de San Roque por un período de diez años, que comenzó en 1994; y (iii) hasta 187 millones de pies cúbicos de gas diarios de Aguada Pichana durante un período de diez años, que comenzó en enero de 1996. En Aguada San Roque y Aguada Pichana las obligaciones de compra podrán reducirse debido a las ventas directas que los socios del joint venture pudieran realizar. Durante 1998, las ventas de gas natural derivadas de estos contratos con Aguada San Roque y Aguada Pichana alcanzaron los 24 y 107 millones de pies cúbicos, respectivamente. Los precios a los que YPF debe realizar esas adquisiciones varían, pero han excedido y se estima que continuarán excediendo el costo de YPF para producir esos volúmenes.

Casi la totalidad de las reservas de gas de YPF se encuentran ubicadas en la cuenca Neuquina (80%), la cual está ubicada estratégicamente en relación con el mercado principal de Buenos Aires y respaldada por capacidad de gasoducto suficiente durante la mayor parte del año. En consecuencia, YPF cree que el gas proveniente de esta región tendría una ventaja competitiva comparada con el gas proveniente de otras regiones. A pesar del exceso en las entregas, la capacidad de los gasoductos en Argentina, ha probado en el pasado ser inadecuada para satisfacer los picos de la demanda en los días de invierno, y no existe significativa capacidad de almacenamiento en Argentina. Durante los últimos cuatro años las empresas transportadoras han aumentado la capacidad de gasoducto en aproximadamente 981,4 millones de pies cúbicos por día. Se espera que estos incrementos mejoren la posibilidad de satisfacer los picos de demanda en los días de invierno, e YPF debería beneficiarse de estos aumentos de capacidad.

El gas es entregado por YPF a través de sus propios sistemas de unión a las líneas troncales desde cada una de las cuencas principales. Aunque la totalidad de la capacidad firme en los gasoductos de transporte en Argentina se encuentra actualmente adjudicada a las distribuidoras bajo contratos de transporte firme por diez años celebrados con estas empresas, esas adjudicaciones pueden verse reducidas por las distribuidoras durante el término de dichos contratos. La totalidad de la capacidad disponible en los gasoductos de transporte es absorbida por consumidores de servicio firme solo durante unos pocos días en invierno, dejando capacidad disponible para consumidores con servicio interrumpible en distintos grados a lo largo del resto del año. Cuando existe capacidad disponible en los gasoductos, las ventas de gas natural sobre una base interrumpible a veces son realizadas directamente desde los productores a las centrales de generación eléctrica y otros grandes consumidores.

A efectos de acelerar el crecimiento de las ventas de gas natural y fortalecer su posición dentro de la industria del gas, YPF participa activamente en proyectos diseñados para desarrollar mercados de gas internos y externos:

Durante diciembre de 1996, YPF comenzó las primeras exportaciones de gas desde la Argentina a la Planta de Methanex (productor de metanol) situada en Cabo Negro, Punta Arenas, Chile. Se exportaron 71 millones de pies cúbicos por día, de los cuales YPF suministró 37 millones. El contrato tiene un plazo de 20 años y se utilizará gas de la Cuenca Austral. Comenzando en el segundo trimestre de 1999, la expansión prevista de la planta incrementará los requerimientos de gas a 159 millones de pies cúbicos por día, de los cuales se espera que YPF suministre 99 millones de pies cúbicos por día.
El gasoducto Gas Andes, que une a Mendoza, con Santiago de Chile, con una capacidad de transporte de 353 millones de pies cúbicos por día, fue puesto en funcionamiento en agosto de 1997, transportando gas desde la Cuenca Neuquina. En agosto de 1998, la Compañía Eléctrica San Isidro (ENDESA) localizada en Quillota (Chile) comenzó sus operaciones usando 100 % de gas de YPF. Esta constituye la primera exportación de YPF a Chile a través de Gas Andes, con un volumen promedio de 42,4 millones de pies cúbicos por día bajo un contrato con ENDESA por un plazo de 15 años. En 1999 YPF planea utilizar el gasoducto para suministrar el 20% de los requerimientos de la compañía de electricidad COLBUN (12 millones de pies cúbicos por día) mas volúmenes adicionales a mercados ocasionales (42 millones de pies cúbicos por día) bajo un contrato con ENDESA por un plazo de 15 meses.
Durante el primer trimestre de 1998, Gasoducto del Pacífico, un consorcio en el cual YPF tiene una participación del 10%, comenzó la construcción de un gasoducto que conecta Loma La Lata (Neuquén) con Chile. El gasoducto tendrá una capacidad de 318 millones de pies cúbicos por día y transportará gas natural desde la Cuenca Neuquina. Se espera que las primeras entregas de gas (88,3 millones de pies cúbicos por día) a SGN (Chile) comiencen a fines del año 2000. YPF suministraría el 70%. El plazo del contrato será de 20 años.
A mediados de 1999, se espera poner en funcionamiento un gasoducto que conecte Salta con la IIª Región de Chile, con una capacidad de transporte de 300,2 millones de pies cúbicos por día. El gasoducto transportaría gas desde la Cuenca Noroeste. A partir del segundo semestre de 1999, se espera que YPF comience el suministro de 63,6 millones de pies cúbicos por día a la usina térmica Noroeste Pacífico Generadora de Energía Ltda. (CMS-ENDESA) por un período de 15 años.
A partir del primer semestre de 1999 y por un período de 12 años, YPF suministrará 42,4 millones de pies cúbicos de gas por día, lo que representa el 50% de los requerimientos de gas natural de la usina Termoandes, situada en Salta. El gas provendrá de la Cuenca Noroeste. Esta usina suministrará energía eléctrica a una línea de alta tensión que irá desde Salta a la IIª Región de Chile.
En el segundo semestre del 2000, se prevé completar la construcción de un gasoducto que conecte Río Grande, en Bolivia, con Cuiaba, Brasil. El mismo tendrá una capacidad de 141,3 millones de pies cúbicos por día. A través de este gasoducto, YPF espera suministrar desde la Cuenca Noroeste 88,3 millones de pies cúbicos por día a la usina termoeléctrica de Enron ubicada en Cuiaba. En agosto de 1998 la ANP autorizó la primera importación de gas natural en Brasil, la cual será provista bajo un contrato relativo a este proyecto. El contrato tiene un plazo de 19 años. Andina S.A. tiene la opción de proveer el 50% del volumen requerido.
A través del gasoducto que unirá Aldea Brasilera con Uruguayana, que tendrá una capacidad de 560 millones de pies cúbicos por día, YPF planea abastecer a la usina termoeléctrica AES con 98,9 millones de pies cúbicos por día por un período de 20 años. Se espera que las entregas comiencen durante la segunda mitad del 2000 y que se utilice gas de la Cuenca Neuquina.
En junio de 1998, YPF firmó un acuerdo con Petrobras (26%), Total (13%), el TCN Group (Nova, Techint y CGS 12% cada uno) e Ipiranga (12%) para construir el gasoducto Uruguayana-Porto Alegre. YPF tiene una participación del 13% en el joint venture para transportar aproximadamente 420 millones de pies cúbicos por día de gas natural de Argentina a Brasil. Su finalización y funcionamiento se esperan para fines del año 2000. En octubre, YPF firmó un acuerdo con Petrobras para proveer gas natural de la Cuenca Neuquina al ducto proyectado. Los términos finales están siendo negociados.
La construcción de un gasoducto Buenos Aires-Montevideo se encuentra en etapa de adjudicación. Se estima que el mismo tendrá un capacidad máxima de 105,9 millones de pies cúbicos por día.
YPF se encuentra analizando la posibilidad de utilizar formaciones naturales subterráneas, situadas cerca de los mercados locales, para almacenar gas natural. Las mismas se utilizarían para almacenar gas durante períodos de baja demanda, el que sería utilizado en épocas de gran demanda.

Mercado de Electricidad

En respuesta al estado actual del mercado de gas natural en la Argentina y a los esfuerzos de la Sociedad para incrementar el retorno sobre el capital empleado en sus proyectos de inversión, YPF ha comenzado a desarrollar usinas eléctricas estratégicamente ubicadas, las cuales utilizan gas natural producido por YPF para la generación de electricidad para su uso propio, de manera de lograr una administración más eficiente de los requerimientos de energía de sus refinerías, plantas petroquímicas y otras operaciones de petróleo y gas natural. Asimismo, YPF planea vender los excedentes de electricidad generados por estas usinas a consumidores industriales en la Argentina y en otros países de Sudamérica, creando de esta manera nuevos mercados para el gas natural de YPF. Estas plantas generan un incremento en la demanda, ayudan a atenuar el impacto producido por las fluctuaciones estacionales del mercado de gas natural y reducen los costos de la energía para las plantas petroquímicas y refinerías de YPF. Aquellas plantas que utilizan gas que antes se venteaba, colaboran además para cumplir las disposiciones legales que exigen reducir el venteado de gas.

Actualmente, YPF opera tres usinas eléctricas. Además, la Sociedad se encuentra estudiando la factibilidad de proyectos en otros lugares a fin de mejorar la eficiencia operacional y maximizar el retorno sobre el capital empleado.

En 1996 comenzaron las operaciones de la usina eléctrica Los Perales, que utiliza gas natural del Yacimiento Los Perales. Esta planta tiene una capacidad de generación de 80 megawatts y provee el 100% de la energía eléctrica necesaria para operar el mencionado yacimiento. Esto ha permitido reducir significativamente los costos de provisión de energía eléctrica en el mismo.

La usina eléctrica de Chihuido de la Sierra Negra, con una capacidad de generación de 40 megawatts, comenzó sus operaciones durante 1997, con el objetivo de proveer electricidad a los yacimientos de la Sociedad localizados en la cercanía. Esta planta utiliza gas natural del yacimiento del mismo nombre y ha generado sustanciales ahorros en los costos.

Durante 1998, YPF comenzó a operar una nueva usina eléctrica de 40 megawatts de potencia, ubicada en la Refinería Plaza Huincul. Además de proveer electricidad a la refinería y a los yacimientos adyacentes a un costo menor que el de terceros, se espera que esta planta venda su capacidad excedente en el mercado abierto.

Otros importantes proyectos que se encuentran bajo análisis están relacionados con plantas de cogeneración con capacidad para 250 megawatts, aproximadamente y 400 toneladas por hora de vapor para abastecer de energía a las refinerías y plantas petroquímicas de la Sociedad.

Upstream Internacional

La Sociedad conduce el negocio de su segmento de Upstream Internacional a través de YPF International, la cual es propietaria del capital accionario de Maxus Energy Corporation, una sociedad estadounidense con sede en Dallas, Texas, la cual fue adquirida por YPF en 1995. YPF International realiza operaciones de exploración y producción en una serie de países incluyendo Indonesia, la parte central de Estados Unidos, Venezuela, Ecuador y Bolivia.

Reservas

El cuadro que figura a continuación muestra la participación neta en las reservas probadas estimadas desarrolladas y no desarrolladas de crudo (incluyendo condensado) y gas natural (incluyendo líquidos de gas natural) de YPF International al 1º de enero de 1996, 1997, 1998 y 1999, respectivamente. Los cálculos de reservas estimadas que figuran a continuación fueron preparados de acuerdo con la Regla 4-10 de la Regulación S-X de la SEC.


	Crudo	Gas Natural (1)	Combinado (2)
	(millones de barriles)	(miles de millones de pies cúbicos)	(BPE en millones)

Reservas Probadas Desarrolladas y No Desarrolladas

Reservas al 1º de enero de 1996	209,3	883	356,5
Revisiones de estimaciones previas	(8,9)	98	(7,4)
Compras de reservas in situ	-	2	0,3
Extensiones, descubrimientos y recuperación secundaria	27,4	103	44,6
Producción del año	(21,5)	(83)	(35,3)
Reservas al 1º de enero de 1997	206,3	1.003	373,5
Revisiones de estimaciones previas	47,3	(13)	45,2
Compras de reservas in situ	1,1	23	4,9
Extensiones, descubrimientos y recuperación secundaria	26,7	105	44,2
Producción del año	(24,4)	(80)	(37,7)
Reservas al 1º de enero de 1998	257	1.038	430,1
Revisiones de estimaciones previas	74,7	(48)	66,7
Compras de reservas in situ	1,3	50	9,6
Extensiones, descubrimientos y recuperación secundaria	68,8	210	103,8
Ventas de reservas in situ	-	(2)	(0,3)
Producción del año	(31,3)	(72)	(43,3)
Reservas al 1º de enero de 1999	370,5	1.176	566,5



Reservas Probadas Desarrolladas

Al 1º de enero de 1996	164,5	587	262,3
Al 1º de enero de 1997	142,8	709	261,0
Al 1º de enero de 1998	185,0	797	317,8
Al 1º de enero de 1999	256,1	752	381,4

_______________

(1) Los líquidos del gas natural son extraídos de los volúmenes de gas natural de la Sociedad y son recuperables en plantas de procesamiento de gas natural del Downstream en instalaciones contratadas o del campo. Los volúmenes presentados de reservas de gas natural son anteriores a la extracción de líquidos de gas natural.

(2) Los volúmenes de gas natural indicados en el cuadro anterior y en otros lugares de este Prospecto fueron convertidos a BPE a razón de 6.000 pies cúbicos (169,9 m3) por barril.

El siguiente cuadro muestra las reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de petróleo y gas natural y las reservas probadas desarrolladas para YPF International por área geográfica al 31 de diciembre de 1998.


	Crudo	Gas Natural (1)	Combinado (2)
	(millones de barriles)	(miles de millones de pies cúbicos)	(BPE en millones)
Reservas Probadas Desarrolladas y No Desarrolladas
Estados Unidos	6,9	722	127,2
Indonesia	222,8	262	266,5
Sud América	140,8	192	172,8

Total	370,5	1.176	566,5

Reservas Probadas Desarrolladas
Estados Unidos	5,7	581	102,5
Indonesia	194,3	134	216,6
Sud América	56,1	37	62,3

Total	256,1	752	381,4

_____________

(2) Los volúmenes de gas natural indicados en el cuadro anterior y en otras secciones de este Prospecto han sido convertidos en BPE a razón de 6.000 pies cúbicos (169,9 m3) por barril.

Propiedades y producción

Indonesia

YPF International participa en contratos de producción compartida con Pertamina, la compañía estatal de petróleo de Indonesia, para la exploración, desarrollo y producción de petróleo y gas en dos áreas primarias en el Mar de Java - Sudeste de Sumatra y Noroeste de Java. Estas áreas contribuyeron en un 73% del total de la producción neta de petróleo de YPF International durante 1998. La participación de YPF International en los contratos de producción compartida en el Sudeste de Sumatra es del 56% y en los contratos de producción compartida del Noroeste de Java es del 24%. YPF International es el operador del bloque del Sudeste de Sumatra, y Atlantic Richfield Company (“ARCO”) es el operador del bloque del Noroeste de Java.

Los contratos de producción compartida de Indonesia le permiten a YPF International recuperar, sujeto a la producción disponible, los costos tangibles e intangibles de exploración, los costos intangibles de producción y los costos de operación sobre una base corriente y los costos tangibles de perforación y producción generalmente en base a un período de cinco a siete años. Después de recuperar estos costos y abastecer completamente las necesidades de petróleo del mercado interno, los contratistas del bloque del Sudeste de Sumatra recibierona hasta el 6 de septiembre de 1998 el 34% del crudo producido y el 79,5% del gas natural producido antes de los impuestos de Indonesia, cuya tasa vigente es del 56%, aproximadamente. De conformidad con los términos de la extensión de los contratos de los bloques del Noroeste de Java y Sudeste de Sumatra, los contratistas de estos bloques, desde el 19 de enero de 1997 en el caso del Noroeste de Java, y a partir del 6 de septiembre para el Sudeste de Sumatra, reciben el 28% del petróleo producido y el 57,7% del gas natural producido, antes de los impuestos de Indonesia, cuya tasa vigente es del 48% aproximadamente. Luego que entraran en vigor las modificaciones a los términos correspondientes al bloque del Noroeste de Java, el porcentaje de producción de petróleo después de impuestos recibido por por los contratistas no varió, pero el porcentaje de gas natural se redujo en un 5%. Actualmente el gas natural solo se produce en el bloque del Noroeste de Java. Los contratos de producción compartida del Sudeste de Sumatra y del Noroeste de Java se extienden hasta el 2018 y el 2017, respectivamente.

YPF International tiene proyectos de gas en ambas áreas, Noroeste de Java y Sudeste de Sumatra. En 1992 ARCO comenzó el desarrollo de reservas de gas en el Noroeste de Java. La producción obtenida de este proyecto, el cual empezó a entregar volúmenes a Jakarta en 1993, promedió 279,9 millones de pies cúbicos diarios (bruto) durante 1998. En el Sudeste de Sumatra, donde YPF International ha certificado (pero no incluido en sus reservas probadas debido a la ausencia de un contrato de venta) 400.000 millones de pies cúbicos de reservas brutas de gas, YPF International está negociando con Pertamina un contrato de venta de gas para abastecer mercados del Oeste de Java. Aunque YPF International no puede dar seguridad que este contrato sea finalmente firmado, la gerencia actualmente cree que, no obstante la situación de incertidumbre imperante en Indonesia, estas negociaciones conducirán eventualmente a satisfactorios contratos de venta de gas y a un provechoso mercado para el gas natural de YPF International del sudeste de Sumatra.

Durante 1998, 2 pozos exploratorios y 15 de desarrollo fueron perforados en el área del Noroeste de Java y 1 pozo exploratorio y 85 de desarrollo en el área del Sudeste de Sumatra. La producción bruta en 1998 del Sudeste de Sumatra se incrementó un 5,7% respecto de la producción de 1997. La declinación natural de los campos fue compensada por la nueva producción resultante de la introducción de la tecnología de pozos horizontales combinada con un activo programa de perforación. Durante 1998 se comercializaron mediante el uso de tecnología innovadora, de bajo costo y de desarrollo hidráulico, cinco pequeñas acumulaciones de petróleo, descubiertas en años anteriores y consideradas previamente antieconómicas.

En diciembre de 1998 hubo una reducción obligatoria del 20% del área del contrato del Sudeste de Sumatra y en septiembre del 2000, habrá una reducción obligatoria adicional del 30%. La Gerencia cree que esa reducción no afectará áreas con potencial petrolífero y gasífero significativo.

Las compras de gas natural realizadas por Pertamina desde el Noroeste de Java han caído recientemente por debajo de los niveles establecidos en los contratos take or pay debido a la reducida demanda de energía eléctrica en el mercado de Yakarta. Los pagos por el gas no entregado están cubiertos por una carta de crédito. YPF International no puede predecir como la crisis económica existente en Indonesia afectará las ventas de gas y los ingresos. Las ganancias resultantes de las operaciones de los bloques Sudeste de Sumatra y Noroeste de Java pueden sufrir un impacto negativo como producto de la crisis económica, que incluye la fluctuación de la rupia. Ver “Item 9 del Análisis y Explicaciones de la Dirección sobre la situación financiera y los resultados de las operaciones--- Consideraciones generales.

En 1998 YPF International obtuvo una participación del 45% en el contrato de producción de South Sokang adicionalmente posee una participación del 16,7% en el contrato de producción de Blora. El contrato de producción de South Sokang abarca un bloque de exploración localizado en el sur del mar de China de 11.250 kilómetros cuadrados y es operado por YPF International. El contrato de producción de Blora abarca un bloque de exploración, con potencial en petróleo y gas, es de 5720 kilómetros cuadrados y es operado por Eurafrep Resources b.v y esta situada en Java Central. En 1997 comenzó un estudio de sísmica 2-D que fue completado en el primer trimestre de 1998 y también durante 1998 se completó un pozo de exploración.

Ecuador

YPF Ecuador Inc. (“YPF Ecuador”), subsidiaria de YPF International, es el operador y tiene un 35% de participación en el proyecto del Bloque 16 en el este del Ecuador, cuya producción comenzó en 1994. Un total de 6 pozos fueron perforados en el Bloque en 1998, incluyendo 2 pozos direccionales y 4 pozos horizontales. Además en 1998 se realizaron en el Bloque 16, 6 pozos terminados, 32 en perforación y 8 en tareas de terminación. El contrato de producción del Bloque 16 se extiende hasta marzo del 2012.

La capacidad del ducto para transportar la producción del Bloque 16 de YPF Ecuador es actualmente inadecuada y, por lo tanto, los niveles de producción de YPF Ecuador dependen principalmente del otorgamiento de capacidad para su transporte. La capacidad de transporte se otorga en base a la capacidad de producción de PetroEcuador y de otras compañías que usan el ducto. Si bien la capacidad de producción del Bloque 16 de YPF Ecuador aumentó un 15% en 1998 con respecto a 1997, la producción bruta actual disminuyó levemente, promediando 48.202 barriles de petróleo por día en 1997 en comparación con 47.691 barriles de petróleo por día en 1998. El incremento en la utilización de la capacidad de transporte del ducto por parte de PetroEcuador y de otras compañías distintas de YPF Ecuador e interrupciones fueron los principales responsables de la reducción en los volúmenes de ventas. La instalación de un sistema de bombeo del SOTE (Sistema de Oleoductos Transecuatoriano) completada en agosto de 1998 incrementó la capacidad de transporte del SOTE en aproximadamente 25.000 barriles de petróleo diarios permitiendo a YPF Ecuador incrementar el volumen promedio de ventas a 53.000 barriles de petróleo diarios (brutos) durante el cuarto trimestre del año. Existe un número de propuestas relativas a la construcción de un nuevo sistema de oleoducto, ninguno de los cuales ha resultado en un compromiso firme de realización del proyecto, pero el Gobierno Ecuatoriano parece estar comprometido con el plan de proveer transporte a la porción de la producción de la región Oriental de Ecuador. No puede asegurarse que ninguno de estos esfuerzos tenga éxito o, si lo tienen, que ellos permitan a YPF Ecuador transportar el 100% de su producción de petróleo.

El programa de inversiones en Ecuador en 1998 fue de US$ 15 millones, comparado con US$ 26,5 millones en 1997. Para 1999, se prevé que el programa de inversiones en Ecuador será de US$ 9 millones, lo que significa una reducción de aproximadamente US$6 millones respecto de 1998. Ver "Algunos Factores que Influyen en los Resultados Futuros - Precios del Petróleo y Gas; Posibles Reducciones del Presupuesto".

Bolivia

En Bolivia, la producción de petróleo diaria promedió aproximadamente 13.200 barriles de petróleo diarios bruto durante 1998 de los campos de Mamore y Monteagudo comparado con una producción de petróleo diaria promedio de 9.300 barriles de petróleo diarios bruto durante 1997 de estos dos campos.

YPF International posee una participación en seis bloques en Bolivia, cinco de los cuales son operados por YPF International. El bloque Secure, que limita al este con el bloque Mamore I, es operado por Repsol. YPF International posee una participación del 12,5% en este bloque. De los otros 5 bloques de YPF International en Bolivia, 4 bloques son de exploración y están situados en el cinturón Subandino Sur. Estos 4 bloques son el bloque Caipipendi, en el cual YPF International posee una participación del 37,5%; el bloque Charagua, en el cual YPF International posee una participación del 20%; el bloque Montero y el bloque Lagunillas, en el cual YPF International posee una participación del 30%.

Durante 1998 YPF International perforó y completó el pozo la Paloma HZ1. Este es un pozo horizontal que comenzó a producir en junio de 1998 en un rango de 3,500 barriles de petróleo diarios. También durante 1998, YPF International perforó y completó exitosamente un pozo exploratorio, el Margarita 1X, en el bloque Caipipendi. El pozo Margarita 1X experimentó un promedio de 23 millones de pies cúbicos por día y 740 barriles por día de condensado de la formación Huamampampa. Adicionalmente YPF International procesó e interpretó datos sísmicos que cubren los bloques Montero y Lagunillas. En octubre de 1998, YPF International encargó la construcción de una planta de LPG en el bloque Mamore I la cual tiene una capacidad de 150 toneladas de LPG por día y 330 barriles de gas natural por día . Esta planta es provisionada con gas producido en el bloque Mamore I.

Venezuela

Descubierto en 1928, el yacimiento Quiriquire estuvo en producción hasta 1985. En 1993 se ofreció la reactivación del campo como parte de la segunda ronda de licitaciones venezolanas. YPF International es el operador, con una participación del 55% de este yacimiento. En 1998, dos pozos de exploración fueron perforados en la unidad Quiriquire. El pozo SLL-2, en la formación San Juan, fue completado y declarado pozo seco, mientras que el pozo Tropical IX fue terminado como pozo descubridor en las formaciones de San Juan y San Antonio. El pozo Tropical IX en San Juan experimentó un promedio de 7.121 barriles por día y 33.4 miles de millones de pies cúbicos diarios; por otra parte el pozo había experimentado 450 barriles por día y 13 mil millones de pies cúbicos por día en los primeros test realizados en una zona más profunda. Adicionalmente YPF International también perforó 4 pozos de desarrollo y reactivó 25 pozos abandonados en 1998 en el campo Quiriquire. Este campo produce en promedio aproximadamente 4.500 barriles de petróleo diarios (bruto) con un máximo de producción de más de 10.000 barriles por día los que fueron alcanzados a fines de diciembre de 1998.

En enero de 1996 se adquirió un interés del 25% en un segundo bloque, Guarapiche, adyacente al yacimiento Quiriquire. El bloque Guarapiche es operado por BP Exploration Orinoco Limited. Durante 1998 en el bloque Guarapiche, se iniciaron dos pozos exploratorios. En el pozo Guanipa 1 se encontraron napas de hidrocarburos pero por cantidades insuficientes para su comercialización. El pozo Abatuco esta siendo actualmente perforado.

Otros países

YPF posee, a través de YPF International, derechos de exploración y participaciones en Guyana, Colombia, Malasia y el Golfo de México. YPF también posee directamente derechos y participaciones en Perú.

Las actividades extranjeras de exploración, desarrollo y producción de YPF e YPF International están sujetas a incertidumbres políticas y económicas, expropiaciones, cancelación y modificación de derechos contractuales, riesgo cambiario y otros riesgos que surgen de los derechos soberanos de otros países sobre las áreas en las que YPF e YPF International desarrollan sus actividades, así como también, en ciertos países, al riesgo de pérdidas debido a guerras civiles, actos de guerra, actividad guerrillera e insurrección.

Estados Unidos de América

YPF International opera en los Estados Unidos de América principalmente a través de su subsidiaria Midgard Energy Company (“Midgard”). Midgard actualmente concentra sus esfuerzos de exploración y producción en el Texas Panhandle y en el oeste de Oklahoma a través de una sociedad de responsabilidad limitada, Crescendo Resources L.P. (“Crescendo”), constituida junto con Amoco Production Company (“Amoco”). Crescendo fue constituida en agosto de 1997. En 1998 Amoco ejerció su derecho a realizar un aporte adicional a Crescendo. Este aporte adicional redujo la participación de Midgard de aproximadamente un 64% de Crescendo a aproximadamente un 59% a partir del 1 de diciembre de 1998.

Crescendo tiene inversiones considerables en sistemas colectores de gas natural que se utilizan para acumular gas producido y adquirido por Crescendo para ser procesado y revendido. Crescendo es propietaria y opera una de las plantas procesadoras de gas en el área: la planta Sunray en Moore County, Texas. La planta Sunray, que se completó en 1993, incorpora tecnología de punta, incluyendo una caja fría para la extracción de helio. Puede procesar aproximadamente 200 millones de pies cúbicos de gas a máxima capacidad y, al 1 de febrero de 1999, procesaba aproximadamente 190 millones de pies cúbicos de gas por día. Como parte de su contribución a Crescendo, Amoco instaló la planta Hemphill. La construcción de la planta Hemphill fue completada y comenzó a procesar gas natural en octubre de 1998. La planta Hemphill también incorporó tecnología de última generación y tiene una capacidad de procesamiento de aproximadamente 50 millones de pies cúbicos de gas natural diarios, al 1 de febrero de 1999, procesó aproximadamente 45 millones de pies cúbicos de gas natural por día.

En 1998 Crescendo perforó y completó 132 pozos en el área central del continente, en comparación con los 102 pozos perforados por Midgard y Crescendo en 1997. La producción para 1998 permaneció sin cambios en comparación con los niveles de 1997, promediando 143 millones de pies cúbicos de gas diarios.

Al 31 de diciembre de 1998 la participación bruta y neta de YPF International en pozos de petróleo y gas incluyendo pozos múltiples era la siguiente:


	Pozos
	Petróleo		Gas
	Bruto (1)	Neto (1)	Bruto (1)	Neto (1)
Pozos de Petróleo y Gas
Estados Unidos	256	141	2.037	1.008
Indonesia	776	313	34	8
Sudamerica	102	48	-	-
Total	1.134	502	2.071	1.016

Pozos Múltiples
Estados Unidos	-	-	25	12
Indonesia	198	48	6	2
Total	198	48	31	14

(1) Los pozos “brutos” incluyen todos los pozos de las áreas en las cuales YPF International tiene participación. Los pozos “netos” corresponden a los pozos brutos luego de deducir la participación de terceros.

Al 31 de diciembre de 1998 las superficies brutas y netas desarrolladas y no desarrolladas de YPF International por área geográfica eran las siguientes:


	Promedio (miles de acres)
	Desarrollados		No Desarrollados
	Bruto (1)	Neto (1)	Bruto (1)	Neto (1)

Estados Unidos	2.336.203	614.189	796.306	155.303
Indonesia	151.746	56.874	11.295.007	4.047.624
Sudamérica	54.450	24.928	11.043.404	5.589.387
Otros	0	0	2.017.324	1.512.993
Total	2.542.399	695.991	25.152.041	11.305.307

(1) Las superficies “brutas” incluyen todas las superficies en las cuales YPF International tiene participación. Las superficies “netas” corresponden a las superficies brutas luego de deducir la participación de terceros.

La siguiente tabla presenta el promedio histórico de producción diaria de petróleo y gas natural de YPF International por área geográfica y el promedio de precios de venta y de costos de producción por la producción total por los años finalizados el 31 de diciembre de 1996, 1997 y 1998.


	Por el año finalizado el 31 de diciembre de
	1998	1997	1996
	(miles de barriles por día)
Producción de crudo(1)
Estados Unidos	1,1	1,4	1,2
Indonesia	62,9	46,6	43,6
Sudamérica	21,7	18,9	14,0

Producción total de petróleo	85,7	66,9	58,8

	(millones de pies cúbicos por día)
Producción de gas natural(1)(2)
Estados Unidos	143	144	145
Indonesia	50	74	82
Sudamérica	6	-	-

Producción total de gas	199	218	227

Estados Unidos
Precios Promedio de Ventas
Petróleo (U$S/barril)	$13,00	$17,99	$19,23
Líquidos de Gas Natural (U$S/barril)	9,94	12,58	11,94
Gas Natural Vendido (U$S/mpc)(3)	2,06	2,21	1,83
Gas Natural Producido (U$S/mpc)(4)	2,34	2,10	2,31
Costo promedio de producción (U$S/barril)(5)	3,35	4,14	3,46

Indonesia
Precios Promedio de Ventas
Petróleo (U$S/barril)	$12,25	$19,13	$20,32
Líquidos de Gas Natural (U$S/barril)	6,99	17,38	14,49
Gas Natural Vendido (U$S/mpc)(3)	2,65	2,69	2,65
Gas Natural Producido (U$S/mpc)(4)	2,38	2,72	2,65
Costo promedio de producción (U$S/barril)(5)	5,17	6,75	7,01

Sudamérica
Precios Promedio de Ventas de Petróleo (U$S/barril)	$9,41	$13,60	$16,09
Costo promedio de producción (U$S/barril)(5)	3,53	4,14	4,57

_______________

(1) Las cifras de producción de crudo y gas se encuentran netas de las deducciones por regalías y participaciones de terceros.

(2) Refleja la cifra promedio diaria de producción en boca de pozo.

(3) El precio promedio del gas natural por volúmenes vendidos se calcula dividiendo el importe total de ventas netas por todo el gas natural vendido por YPF International, incluyendo el gas residual remanente luego de la remoción de líquidos de gas natural, por el volumen anual de ventas de gas natural.

(4) El precio promedio del gas natural por volúmenes producidos se calcula dividiendo el importe neto recibido por la venta del gas natural y líquidos de gas natural producidos por YPF International por el volumen total anual de producción de gas natural.

(5) El costo de producción y el costo de extracción no incluyen la amortización aplicable a los arriendos capitalizados, costos de adquisición, exploración y desarrollo. Los costos promedios de producción se calculan dividiendo el total de costos operativos por la suma del petróleo y los barriles equivalentes de gas natural producidos. Los volúmenes de gas producidos se convirtieron a su equivalente en barriles de petróleo crudo dividiendo por seis cada mil pies cúbicos. Seis mil pies cúbicos de gas tienen aproximadamente el mismo valor calórico que un barril de petróleo crudo.

Periódicamente YPF International realiza contratos de swap o de futuro para cubrirse contra las fluctuaciones en los precios del petróleo crudo y del gas natural. Durante 1997 el programa de cobertura abarcó un promedio del 80% de la producción de gas natural en los Estados Unidos. La Sociedad no anticipa una cobertura de la producción de gas natural en los Estados Unidos durante 1999. Ver “Análisis y Explicaciones de la Dirección sobre la situación financiera y los resultados de las operaciones--Liquidez y Recursos de Capital".

Adicionalmente al almacenamiento y procesamiento de una parte sustancial del gas producido en Estados Unidos de América, YPF International (a través de Crescendo), compra gas natural en Texas Panhandle y oeste de Oklahoma para reventa. La mayoría de este gas natural es procesado a través de las plantas de procesamiento de Crescendo. La tabla siguiente refleja el promedio diario de ventas y el promedio de los precios de venta de esas compras de gas natural y el gas natural líquido extraído en el procesamiento, durante los años finalizados el 31 de diciembre de 1996, 1997 y 1998.


	Por el año finalizado el 31 de diciembre de
	1997	1996	1995
Precio promedio venta(U$S)
Gas natural líquido (por barril)	$8,91	$13,33	$14,70
Gas natural(por mpc)	2,08	2,46	2,19
Promedio diario de ventas
Gas natural líquido ( miles barriles)	4,5	7,5	8,6
Gas natural (mmpc)	42,8	54,3	66,0

Actividades de Exploración y Desarrollo

La tabla que se incluye a continuación resume por área geográfica las actividades de perforación de YPF International por cada uno de los años del período de tres años finalizado el 31 de diciembre de 1998:


		Por el año finalizado el 31 de diciembre de
	1998		1997	1996
Pozos perforados bruto
Estados Unidos de América
Exploración
Petróleo	-		-	-
Gas	-		1	-
Secos	-		-	-
Total	-		1	-

Desarrollo
Petróleo	18		9	8
Gas	86		88	96
Secos	13		5	5
Total	117		102	109

Indonesia
Exploración
Petróleo	-		-	1
Gas	-		-	-
Secos	3		9	10
Total	3		9	11

Desarrollo
Petróleo	73		43	45
Gas	3		14	4
Secos	9		7	1
Total	85		64	50

Sudamérica
Exploración
Petróleo	2		1	6
Gas	1		1	-
Secos	2		1	-
Total	5		3	6

Desarrollo
Petróleo	11		20	16
Gas	-		-	-
Secos	-		-	-
Total	11		20	16


		Por el año finalizado el 31 de diciembre de
	1998		1997	1996
Otros
Exploración
Petróleo	-		-	-
Gas	-		-	-
Secos	1		1	1
Total	1		1	1

Desarrollo
Petróleo	-		-	-
Gas	-		-	-
Secos	-		-	-
Total	-		-	-


Pozos perforados netos (1)
Estados Unidos de América
Exploración
Petróleo	-		-	-
Gas	-		0,6	-
Secos	-		-	-
Total	-		0,6	-

Desarrollo
Petróleo	10,8		7,9	7,9
Gas	50,4		74,1	89,4
Secos	7,1		4,6	5,0
Total	68,3		86,6	102,3

Indonesia
Exploración
Petróleo	-		-	0,6
Gas	-		-	-
Secos	1		3,8	4,3
Total	1		3,8	4,9

Desarrollo
Petróleo	37,2		21,7	20,0
Gas	0,7		3,4	1,0
Secos	4,1		3,9	0,6
Total	42,0		29,0	21,6

Sudamérica
Exploración
Petróleo	0,9		0,5	2,4
Gas	0,5		0,5	-
Secos	0,6		0,5	-
Total	2,0		1,5	2,4

Desarrollo
Petróleo	4,8		8,7	5,6
Gas	-		-	-
Secos	-		-	-
Total	4,8		8,7	5,6


		Por el año finalizado el 31 de diciembre de
	1998		1997	1996
Otros
Exploración
Petróleo	-		-	-
Gas	-		-	-
Secos	0,3		0,6	1,0
Total	0,3		0,6	1,0

Desarrollo
Petróleo	-		-	-
Gas	-		-	-
Secos	-		-	-
Total	-		-	-

__________________

(1) “Bruto” significa todos los pozos en los que YPF tiene participación. “Neto” significa los pozos brutos luego de deducir la participación de terceros.

Al 31 de diciembre de 1998, YPF International participaba en la perforación de 6 pozos (bruto) y de 3,4 pozos (neto) en los Estados Unidos de América, 7 pozos (bruto) y 3,3 pozos (neto) en Indonesia y 3 pozos (bruto) y 1,2 pozos (neto) en áreas fuera de los Estados Unidos de América y de Indonesia.

Downstream - Industrialización y Comercialización

Las actividades Downstream de YPF incluyen la refinación de crudo, la comercialización y transporte de crudo, combustibles refinados, lubricantes, gas licuado de petróleo ("GLP"), petroquímicos, gas natural comprimido ("GNC") y otros productos de petróleo refinado en los mercados mayoristas, minoristas y de exportaciones. Durante 1998, la división que condujo estas actividades fue reorganizada en seis divisiones dentro del segmento del Downstream: Refinación y Transporte; Comercialización, Petroquímica, Lubricantes, Downstream Internacional y Downstream Brasil. YPF comercializa una amplia gama de productos refinados de petróleo en toda la Argentina, a través de una amplia red de vendedores y distribuidores independientes y un sistema de distribución minorista. Además, YPF exporta petróleo crudo y productos refinados excedentes, éstos últimos principalmente desde el puerto de La Plata. Los productos refinados de petróleo comercializados por YPF incluyen naftas, gas oil, combustible para aeronaves, kerosene, fuel oil y otros productos de petróleo tales como aceite para motores, lubricantes industriales, GLP, asfaltos y solventes. Prácticamente la totalidad de las ventas de YPF a clientes que no son empresas vinculadas, excluyendo ventas de gas natural, son realizadas a través del Downstream.

División Refinación y Transporte

Refinerías

YPF posee y opera tres refinerías, la Refinería La Plata, ubicada en la provincia de Buenos Aires, la Refinería Luján de Cuyo, ubicada en la provincia de Mendoza, y la Refinería Plaza Huincul en la provincia de Neuquén (en forma colectiva las "Refinerías"). Las Refinerías, que cuentan con una capacidad de refinación total de aproximadamente 334.000 barriles por día, se encuentran ubicadas estratégicamente respecto del sistema de distribución de ductos para el transporte de petróleo y productos de YPF. En 1998, el 92% del crudo y las materias básicas procesadas en las Refinerías fue provista por las operaciones Upstream de YPF, y el resto fue adquirido a terceros. YPF también posee una participación del 30% en la refinería de Campo Durán, ubicada en la provincia de Salta, cuya capacidad de procesamiento alcanza los 29.000 barriles por día.

El cuadro que sigue determina los volúmenes globales de crudo e insumos procesados y los rendimientos de producción para las Refinerías correspondientes a cada uno de los tres ejercicios económicos finalizados el 31 de diciembre de 1998, 1997 y 1996 respectivamente.


	Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
	1998	1997	1996
	(millones de barriles)
Volúmen procesado
Crudo/Insumos	109,4	102,3	90,6

Producción
Gas Oil	41,4	40,2	35,4
Naftas	37,1	33,8	33,2
Combustible de Aviación	5,7	4,5	5,3
Kerosene	0,1	0,2	0,2
Lubricantes	0,9	0,8	0,7
Bases Lubricantes	0,6	0,6	0,4
Otros Productos	1,8	1,6	1,6

	(miles de toneladas)

Fuel Oil	465	617	601
Coque	966	906	822
GLP	617	519	491
Asfalto	302	269	184
Petroquímicos	38	36	41

En 1998, los volúmenes globales de petróleo procesado se incrementaron 7% comparado con 1997. El incremento se debió a un aumento de la demanda de productos refinados, tanto en mercados locales como extranjeros. La capacidad utilizada alcanzó un 88% , comparado con el 83% y 73% registrados en 1997 y 1996, respectivamente.

La Refinería La Plata es la mayor refinería de la Argentina, con una capacidad de procesamiento de 189.000 barriles de petróleo crudo por día. La refinería cuenta con tres unidades de destilación, tres unidades de destilación de vacío, dos unidades de cracking catalítico, dos unidades de cocking, una unidad de hidrotratamiento de naftas de coque, una unidad de platforming, y una de hidroterminado de gasoil, una unidad de isomerización, un complejo petroquímico y uno de lubricantes. La refinería está ubicada en el puerto de la ciudad de La Plata, en la provincia de Buenos Aires, aproximadamente a 60 kilómetros de la ciudad de Buenos Aires. En 1998, la refinería procesó aproximadamente 152.400 barriles de petróleo crudo por día, cifra que representó el 35% de la producción local de crudo de YPF. La tasa de utilización de la capacidad para 1998 en la Refinería La Plata fue de 84%, una pequeña disminución en relación al 85% de 1997, como consecuencia de paros para mantenimiento y para la expansión de la capacidad de producción en 9.000 barriles diarios. El petróleo crudo procesado en la Refinería La Plata proviene principalmente de la propia producción de YPF en las cuencas Neuquina y Golfo de San Jorge. Los abastecimientos de crudo para la Refinería La Plata son transportados por oleoductos desde la cuenca Neuquina y por barco desde la cuenca Golfo de San Jorge, en ambos casos hasta Puerto Rosales y desde allí por oleoducto hasta la refinería.

YPF cree que sus operaciones en la Refinería La Plata actualmente cumplen en gran medida con las leyes y regulaciones ambientales aplicables. YPF se encuentra implementando un programa ambiental para paliar la contaminación generada antes de la privatización de la Compañía, con particular énfasis en efluentes. Dicho programa incluye la construcción de las plantas Claus para el recupero del sulfuro. Ver "- Cuestiones Ambientales."

La Refinería Luján de Cuyo tiene una capacidad de refinación de 120.000 barriles por día, con lo cual se ubica en el segundo lugar entre las refinerías de la Argentina. La refinería cuenta con tres unidades de destilación, una unidad de destilación de vacío, dos unidades de coking, dos unidades de cracking catalítico, una unidad de platforming, una unidad MTBE, una unidad de isomerización, una de alquilación y unidades de cracking hídrico y tratamiento hídrico. En 1998, la refinería procesó aproximadamente 110.600 barriles de crudo por día. La tasa de utilización de la capacidad para 1998 fue del 92%, lo que representa un incremento respecto del 80% de 1997. Debido a su ubicación en la Provincia de Mendoza y su cercanía a importantes terminales de distribución pertenecientes a YPF, la Refinería Luján de Cuyo se convirtió en la principal responsable del abastecimiento de productos derivados del petróleo para consumo doméstico a las provincias del centro de Argentina. La Refinería Luján de Cuyo recibe crudo para procesar desde las cuencas Neuquina y Cuyana, directamente en su planta a través de oleoductos. Aproximadamente 81% del crudo procesado en la Refinería Luján de Cuyo es producido por YPF. La mayoría del crudo comprado a terceros proviene de yacimientos ubicados en Neuquén o Mendoza.

La Refinería Plaza Huincul, ubicada cerca de la localidad de Plaza Huincul en la Provincia de Neuquén, cuenta con una capacidad de refinación de 25.000 barriles por día. En 1998, procesó aproximadamente 24.500 barriles, lo que representó operar con una tasa de utilización de la capacidad del 98%, superior en relación al 87% de 1997. Los únicos productos comercializables que en la actualidad se producen en la refinería son naftas, gasoil y combustible de aviación, los que se venden principalmente en las zonas cercanas y en la región del sur de la Argentina. Los productos más pesados, cuya producción excede la demanda local, son mezclados con petróleo crudo y transportados por oleoductos desde la refinería a la Refinería La Plata para su posterior procesamiento. La Refinería Plaza Huincul se abastece de crudo a través de oleoductos provenientes de la cuenca Neuquina.

Como parte del Plan de Transformación, que comenzó a principios de 1990 y que en gran medida se completó a mediados de 1993, la Sociedad ha continuado emprendiendo proyectos dirigidos a mejorar tanto la eficiencia operativa de las refinerías de La Plata y Luján de Cuyo como la calidad de sus refinados. En 1994 YPF firmó un Contrato de Supervisión de Dirección por tres años con Chevron Corporation destinado a proveer asistencia técnica por parte de Chevron en la Refinería La Plata. En 1997, el acuerdo se extendió por dos años adicionales. De acuerdo con dicho contrato, los gerentes de refinación de Chevron colaboran con YPF con el objeto de reducir las pérdidas de petróleo, disminuir el consumo de energía, mejorar el manejo de las instalaciones y optimizar todas las operaciones de refinación. Durante el período de vigencia del acuerdo, la asistencia de Chevron condujo a un mejoramiento en la capacidad de la Sociedad para identificar posibles fallas de sistema a través del uso de indicadores de desempeño y conceptos de mantenimiento preventivo, mejoramientos en los modelos de optimización de la refinería y el desarrollo de recomendaciones para fortalecer el desempeño de las unidades productivas. Adicionalmente fue organizado un equipo de ingenieros de proceso responsables de optimizar la eficiencia operativa de la Refinería, la mayoría de los cuales ha participado en actividades de entrenamiento en las refinerías de Chevron y en su Centro de Investigación y Tecnología.

Durante 1997 y 1998 las tres refinerías, Petroquímica La Plata y el Centro de Tecnología Aplicada de YPF fueron certificados con la norma ISO 9002 e ISO 14000 (desempeño respecto del medio ambiente). La refinería de Plaza Huincul fue distinguida con el “Premio al Mérito” otorgado por el Consejo Interamericano de Seguridad (Pan American Security Council), por reducir los índices de ocurrencia de daños.

Siguiendo con las inversiones de capital de $143 millones en las Refinerías La Plata y Luján de Cuyo durante 1995 para incrementar los niveles de octanaje de las naftas e instalar un avanzado sistema de control para reducir pérdidas de crudo y consumo de energía, la Sociedad invirtió aproximadamente $130 millones en cuatro proyectos adicionales orientados al perfeccionamiento de la calidad de los productos refinados de la Sociedad durante 1996. Estos proyectos que fueron completados durante 1996 incluyeron una planta de isomerización en cada refinería, una planta de alquilación en la Refinería Luján de Cuyo, una unidad de hidrotratamiento de naftas de coque en la Refinería La Plata y una planta de TAME (Ter Amil Metil Eter) en Petroquímica La Plata. La planta de TAME permitió a YPF reemplazar sus importaciones de MTBE (Metil Ter Butil Eter) y producir alta calidad de naftas para exportación, en tanto que la planta de alquilación permitió reemplazar importaciones de aproximadamente 50.000 metros cúbicos por año de alquilato. Estas mejoras en la calidad permitieron que todas las naftas producidas por YPF, las cuales son un 100% sin plomo desde 1995, cumplan con estándares internacionales.

Las inversiones realizadas en la Refinería La Plata han mejorado la calidad del producto, ampliando el rango de potenciales mercados de exportación como Ghana y Sudáfrica, y permitiendo exportaciones de naftas de alta calidad a los Estados Unidos de América. Una nueva planta de DPA (Desafaltado con Propano) permitió el lanzamiento de una nueva línea de asfaltos modificados y el comienzo de la producción de ceras duras para uso alimenticio.

Transporte y almacenamiento de crudo y productos

YPF transporta la producción de petróleo a sus refinerías o a los puertos de exportación a través de tres oleoductos principales, dos de ellos enteramente propiedad de YPF. La red de transporte de crudo de YPF abarca cerca de 2.600 kilómetros de oleoductos con una capacidad conjunta de carga de aproximadamente 600.000 barriles por día. YPF cuenta con una capacidad total de almacenamiento de crudo de aproximadamente 7 millones de barriles y mantiene terminales en cinco puertos de la Argentina. Las actividades de transporte y almacenamiento fueron anteriormente gerenciadas por la División Logística de la Compañía

En el cuadro que sigue se incluye información relativa a ciertos elementos de la red de oleoductos de YPF.


Desde	Hasta	Participación YPF	Longitud (km)	Capacidad Diaria (bpd)
Puesto Hernández	Refinería Luján de Cuyo	100%	528	75.000
Puerto Rosales	Refinería La Plata	100%	585	226.000
Allen	Puerto Rosales	30%	513 (1)	238.500
Puesto Hernández	Concepción (Chile)	54%	430	109.000

_______________

(1) Incluye dos oleoductos paralelos de 513 km. cada uno con un volumen diario combinado de 238.500 barriles diarios.

Con el objeto de mitigar las limitaciones de la capacidad de los oleoductos en la cuenca Neuquina (que posee el 50% de las reservas probadas de petróleo de YPF), la Sociedad constituyó un joint venture para la construcción del Oleoducto Trasandino Estenssoro-Pedrals desde Neuquén hasta Concepción, Chile, para de este modo expandir sus exportaciones. El oleoducto se inauguró en febrero de 1994. Durante 1997, YPF vendió el 3,75% de su participación original en el joint venture a ENAP, la empresa estatal de petróleo de Chile. YPF posee actualmente una participación del 54%, mientras que ENAP tiene un 16% y UNOCAL el 30%. De acuerdo con los términos del Contrato de Compra de Petróleo, que entró en vigencia el 1º de junio de 1994, ENAP está obligada a comprar como mínimo 40.000 barriles de petróleo por día, teniendo una opción de compra de hasta el 50% sobre el excedente de los 40.000 barriles por día transportados por el Oleoducto Trasandino. El volumen transportado no adquirido por ENAP se exporta a través del puerto de Concepción.

El sistema de distribución de productos refinados de YPF provee una vía confiable para que la producción de las refinerías alcance los puntos de venta. La capacidad total del sistema de ductos, que tiene una extensión aproximada de 1.780 kilómetros, es de aproximadamente 155.000 barriles diarios. La mayoría de las estaciones de bombeo y válvulas de cierre de la línea son operadas a través de un Sistema de Control de Supervisión y Adquisición de Información (SCADA) que permite una dirección más segura y eficiente del sistema de distribución de productos a través de poliductos. El sistema de transporte de YPF alcanzó la norma ISO 9002 durante 1998.

Las instalaciones de almacenaje incluyen 15 terminales de producto estratégicamente ubicadas a lo largo de la Argentina, con una capacidad total de más de 5 millones de barriles de productos refinados. Ocho terminales tienen instalaciones portuarias. Esas instalaciones proveen un sistema de distribución nacional flexible y satisfacen las crecientes necesidades de exportación, principalmente a países vecinos y a los Estados Unidos de América. Los productos se envían principalmente por camión, buque o barcazas fluviales.

División Comercialización

A través de la División Comercialización, YPF comercializa naftas, GLP y otros productos derivados del petróleo a clientes mayoristas y minoristas. Inicialmente el GLP fue comercializado por la División Petroquímica. En 1998 las ventas netas totalizaron aproximadamente $2.300 millones, lo que representa un 56% de los ingresos consolidados del Downstream, con un 62% generado por clientes minoristas, un 32% generado por clientes mayoristas y un 6% generado por clientes de GLP.

Al 31 de diciembre de 1998, la red de ventas de la División Comercialización incluía 2.253 estaciones de servicio, lo que representa aproximadamente el 37% del total de estaciones de servicios de la Argentina, 67 estaciones de servicio menos que a finales de 1997. La reducción en el número de estaciones refleja la estrategia de racionalización de estaciones llevada a cabo por la Sociedad. YPF opera 92 de esas estaciones a través de su subsidiaria OPESSA. Como parte del programa de remodelación y renovación de estaciones de servicio iniciado en 1993, durante 1997 YPF remodeló 274 estaciones de servicio operadas por concesionarios independientes y construyó 22 estaciones de servicio de su propiedad.

A pesar de la disminución del número de estaciones de servicio, YPF incrementó su participación en el mercado de naftas y gasoil del 46,1% en 1997 al 46,4% en 1998. A través de campañas agresivas de marketing y nuevas estaciones en lugares estratégicos, la Sociedad buscará mantener su participación de mercado, mientras continúa sus esfuerzos para eliminar estaciones de servicio deficitarias o no estratégicas, así como estaciones operadas por concesionarios que no cumplan con los requerimientos contractuales. En octubre de 1997 la División de Comercialización lanzó un programa de marketing integral llamado “RED XXI”. Este programa está dirigido a eliminar las cargas administrativas sobre los operadores de estaciones de servicio y asegurar el cumplimiento de estándares de alta calidad a través de la implementación de modernos sistemas de control, los cuales han mejorado significativamente la eficiencia operativa y proveen a la Sociedad de información inmediata respecto del rendimiento de cada estación. Actualmente, 600 estaciones están adheridas al sistema RED XXI, existiendo planes para incluir 500 estaciones adicionales para septiembre de 1999 y aproximadamente 500 estaciones más entre octubre de 1999 y junio del 2000. Asimismo, la Sociedad suscribió acuerdos con supermercados, bancos y compañías de comunicación con el propósito de expandir los servicios suministrados por la red minorista de estaciones de servicio de la Sociedad.

En un esfuerzo por mejorar la calidad de los servicios que actualmente prestan las estaciones, YPF ha desarrollado seminarios técnicos y cursos para el personal de las estaciones. Aproximadamente 2.300 empleados participaron en estos cursos a lo largo del año.

En junio de 1998, 229 estaciones obtuvieron la certificación ISO 9001 después de que concluyeran las auditorías de certificación. Se prevé que durante 1999 serán precertificadas otras 200 estaciones. Se han realizado auditorías de precertificación de ISO 14001 y la Sociedad espera que 40 estaciones serán certificadas durante 1999.

Las ventas de YPF a los sectores agrícola y del transporte se realizan principalmente a través de distribuidores independientes. Las ventas a los sectores industrial, de servicios públicos y aeronáutico se realizan en general a través de esfuerzos de venta directos de YPF. Los productos vendidos a través de distribuidores al mercado mayorista local incluyen gas oil, kerosene para aeronaves, asfalto, coque y fuel oil.

La División Comercialización opera 16 terminales de combustibles, 6 de las cuales comercializan gas licuado, 10 puertos, una flota propia de 26 camiones y una flota de terceros de 1.100 camiones. Durante 1998 la División de Comercialización fusionó las terminales de combustibles y gas licuado. Esto permitió reducir los gastos de estructura en un 56%, el costo por metro cúbico despachado en un 2.7% y los gastos generales en un 12%, a pesar de que el volumen transportado aumento de 605 mil metros cúbicos en 1997 a 682 mil metros cúbicos en 1998. Las facilidades de carga de buques en Puerto Deseado, provincia de Santa Cruz, han operado al máximo desde octubre de 1997.

Adicionalmente, durante 1998 dos terminales en aeropuertos operados directamente por YPF y 9 terminales en aeropuertos de bandera de YPF operados por terceros han concluido exitosamente las auditorías de precertificación ISO 9001.

Durante 1998 YPF introdujo en el mercado mayorista dos nuevos productos: gas oil HF, similar en cuanto a calidad al gas oil naval y gas oil minero.

GLP

YPF es el mayor productor de GLP en la Argentina. La Sociedad produce GLP en dos plantas de recuperación de líquidos (General Cerri y Loma La Lata), en las Refinerías La Plata y Luján de Cuyo y en Petroquímica La Plata. La planta General Cerri es propiedad de terceros. Adicionalmente, YPF tiene una participación del 30% en dos joint ventures que producen GLP.

En 1998 la producción de GLP fue de aproximadamente 1.126.000 toneladas. YPF comercializa GLP a la industria petroquímica para su uso como materia prima, al mercado minorista para uso hogareño y para los mercados de exportación. Las ventas totales de GLP en los mercados domésticos y de exportación en 1998 alcanzaron $198 millones.

Como consecuencia de los esfuerzos realizados en la renegociación de contratos con clientes petroquímicos, para racionalizar el procesamiento y distribución de productos y el desarrollo de nuevos mercados, la División pudo vender mayores volúmenes durante 1998, a mejores precios.

Las exportaciones en 1998 totalizaron $62 millones de los cuales el 66% se exporta en virtud de un Convenio con Petrobras, el que estará en vigencia hasta la terminación del Proyecto Mega.

División Petroquímica

En mayo de 1998, YPF reagrupó todas sus actividades petroquímicas (producción, ventas locales, exportaciones, importaciones, proyectos y joint-ventures) bajo una misma división denominada Petroquímica.

Los productos petroquímicos son elaborados en el complejo petroquímico que la Sociedad posee en Ensenada, el cual está conformado por 4 unidades. La tabla que a continuación se detalla lista los principales productos elaborados por YPF y la capacidad anual de producción:



COMPLEJO	PRODUCTOS PRINIPALES	CAPACIDAD (toneladas año)

Aromáticos	Benceno, tolueno. Xileno	250.000
	Paraxileno	40.000
	Ortoxileno	23.000
	Ciclohexano	45.000
	Solventes	50.000

Derivados de Oleofinas	MTBE	40.000
	Buteno 1	25.000
	Oxalcoholes	35.000
	TAME	60.000


LAB	LAB	43.000

POLIBUTENOS	PIB	25.0000 (1)

(1) YPF adquirió la planta de polibutenos en febrero de 1998.

La materia prima consumida por el complejo petroquímicos de Ensenada es provista principalmente por la Refinería La Plata e incluye nafta virgen, propano, butano y kerosene.

En 1998 las ventas totales de productos petroquímicos ascendieron a $197 millones, de los cuales $120 millones se registraron en el mercado interno y el resto corresponde a exportaciones. Durante 1998 el mayor volumen se exportó a países miembros del Mercosur, pero también se efectuaron ventas a Europa, Estados Unidos y el Lejano Oriente.

Dentro de los principales productos comercializados en el mercado local se incluye LAB, solventes, tolueno, PIB, y nafta virgen.

En junio de 1994, la Sociedad compró el 50% de la participación accionaria de Petroken Petroquímica Ensenada S.A. (“Petroken”). Montell, una subsidiaria de Shell Compañía Argentina de Petróleo S.A., es propietaria del otro 50% de las acciones. Petroken posee y opera una planta petroquímica que produce polipropileno y productos relacionados. La planta tiene capacidad para producir 130.000 toneladas de polipropileno anualmente. En relación con esta adquisición, YPF firmó un acuerdo de largo plazo con Petroken para mantener la provisión de propileno a Petroken por parte de YPF. YPF es actualmente uno de los principales proveedores de propileno a Petroken, proveyendo aproximadamente el 65% de la materia prima de ésta. Esta planta es operada por Montell. YPF cree que la adquisición de esta participación accionaria en Petroken le permitirá incrementar la participación en el mercado de los petroquímicos permitiéndole una integración vertical con mayores márgenes por producto. Petroken aportó $43 millones en ventas a YPF en 1998.

Petroquímica Bahía Blanca S.A.I.C. (“PBB”), en la cual YPF tiene una participación del 26,9%, es una gran productora de etileno y Dow Química, que opera PBB, es una empresa líder en la industria del etileno. La planta de PBB tiene una capacidad de producción anual de 245.000 toneladas de etileno. YPF es actualmente uno de los principales proveedores de materias primas (etano y GLP) de PBB. La participación de YPF en Petroken y PBB son parte del proyecto a largo plazo de la Sociedad para fortalecer su posición en la industria petroquímica argentina, para integrar los negocios de GLP, petroquímica y gas natural de YPF y para aumentar las ventas de gas natural.

Durante 1998, YPF incremento su participación en Polisur S.A. (“Polisur”) al 30%. Polisur es una productora de diversos tipos de polietileno con una capacidad de producción de 270.000 toneladas anuales. El etileno, materia prima requerida para las operaciones de Polisur, es suministrado por PBB.

Las participaciones en PBB, Petroken y Polisur, contribuyeron con $6 millones a la utilidad neta de YPF en 1998.

Continuando con la estrategia de integración vertical, YPF y Agrium, uno de los mayores productores y comercializadores norteamericanos de fertilizantes a nivel mundial, constituyeron Profertil, que construirá una planta a escala mundial para producir 1.000.000 de toneladas de urea por año. Se espera que la planta entre en funcionamiento en el año 2001. El consumo de este producto en la Argentina se ha cuadruplicado en los últimos seis años de 200.000 toneladas en 1992 a 800.000 toneladas en 1998.

División Lubricantes

Las ventas de lubricantes de YPF en 1998 totalizaron $184 millones comparados con los $179 millones obtenidos en 1997. Los productos son principalmente fluidos y aceites para automotores, lubricantes industriales, bases lubricantes y grasas. YPF los comercializa a través de distribuidores de su red de estaciones de servicio, distribuidoras o directamente a grandes clientes industriales. La mayoría de estos lubricantes son producidos en el moderno complejo de lubricantes de la Refinería La Plata. Algunos de estos productos (aproximadamente un 17%) son enviados desde La Plata a la Refinería Dock Sud, que fue vendida por YPF en enero de 1993, para operaciones de blending en base a un contrato y siguiendo las especificaciones de YPF. Las grasas también se producen bajo contrato.

El mercado ha sido desregulado desde 1990, y es altamente competitivo. En 1998 el mercado de lubricantes en la Argentina creció un 1% y las ventas de YPF crecieron en este período en un 6%. YPF consolidó su posición de líder del mercado, con una participación del 39,3% en el mercado doméstico de lubricantes para automóviles y uso industrial. Esto representa un aumento de su participación en el mercado del 1,7%, si se la compara con el 37,7% que tenía en 1997. En el mercado doméstico de automóviles Fiat, Ford, Volkswagen, Nissan, Saab, Scania, Seat y Porsche usan exclusivamente lubricantes producidos por YPF en sus operaciones en la Argentina.

Durante 1998, la División Lubricantes comenzó a producir y comercializar una nueva línea de productos parafínicos. Estos productos fueron vendidos en Argentina, donde la participación en el mercado alcanzó el 50%, en Brasil, Uruguay, Chile, Bolivia y España.

Por otra parte las inversiones en tecnología de última generación en la planta de lubricantes de La Plata fueron completadas durante 1998 con la instalación de un centro de distribución automático, que utiliza robots para las operaciones de blending.

La División Lubricantes comenzó sus operaciones en Brasil durante 1998. El crecimiento de las ventas fue firme, alcanzando después del primer año de operaciones una participación de mercado del 1,8%. YPF ha firmado contratos con Volskswagen Brasil y Scania Latinoamérica para proveerlos de lubricantes para uso automotor. La División también ha comenzado a operar en Ecuador y ha consolidado su presencia en Chile, Perú Bolivia, Uruguay y Paraguay. Las exportaciones de lubricantes, que en 1997 representaban el 2,5% sobre el total de ventas, alcanzaron durante el año 1998 el 7,7% sobre el total de ventas, y se espera que este porcentaje continúe creciendo en el futuro.

Durante 1998, la gerencia de la División se centró en mejorar la eficiencia a través de la reducción de los costos operativos y gastos de venta, el entrenamiento gerencial y estándares de calidad. Durante 1998 la División ganó el Premio Nacional a la Calidad , máxima distinción a nivel gerencial otorgada en el país, la cual es comparable al Premio Deming de Japón o al Reconocimiento Malcolm Baldrige otorgado en los Estados Unidos de América.

División Downstream Internacional

Con el objeto de desarrollar su presencia en el mercado doméstico de las estaciones de servicio y otros mercados del downstream, YPF esta expandiendo sus actividades a otras áreas de América del Sur, como parte de una estrategia para generar demanda adicional de sus productos y nuevas oportunidades de negocio.

Operaciones de comercio internacional

Las ventas a clientes internacionales y a otras compañías petroleras domésticas totalizaron en 1998 aproximadamente $1.153 millones, el 37% de las cuales fueron productos refinados y el 63% crudo. En cuanto al volumen, las ventas fueron de 66 millones de barriles de crudo y 29 millones de barriles de productos refinados. Las exportaciones, que representaron aproximadamente $1.029 millones, incluyen crudo, nafta sin plomo, gas oil, naftas, bases lubricantes y productos petroquímicos. YPF exporta directamente o a través de traders principalmente a todos los países vecinos, a los Estados Unidos de América y a países del oeste de Africa. Las ventas domésticas de crudo alcanzaron $118 millones en 1998.

La División desarrolló una agresiva política para exportar productos refinados, en especial naftas y gas oil. Uno de los logros más importantes durante 1998 fue el contrato de despacho de gasolina regular sin plomo a los Estados Unidos de América, lo que mejoró notoriamente la fórmula de precio de la Sociedad. Además, exportaciones de gasolinas formuladas bajo especificación a países del oeste de Africa (Ghana y Nigeria) mejoraron los retornos respecto de los precios de la Costa del Golfo durante el año 1998.

Operaciones internacionales de refinación

En 1996, YPF, junto con Repsol, Mobil y un grupo inversor local, adquirió el 60% del capital de la Refinería La Pampilla en Perú. La participación de YPF en el consorcio es del 25,56%. La refinería procesa más de 33 millones de barriles por año (entre el 55% y el 60% del total de crudo procesado en el Perú).

Operaciones Internacionales en el mercado minorista

Además de desarrollar aún más su presencia en el mercado local de estaciones de servicio y en otros mercados del downstream, YPF intenta expandir sus actividades en el mercado minorista a otras áreas de América del Sur, como parte de su estrategia para generar demanda adicional para sus productos y nuevas oportunidades de negocio.

Chile

A principios de 1995, YPF compró una concesión de combustibles y lubricantes para una cadena de estaciones de servicio en Chile, que representaba aproximadamente el 2,5% del mercado chileno de combustibles. En diciembre de 1998, YPF Chile tenía 94 puntos de venta (23 de ellos propios y 71 de terceros) con una participación total de mercado del 5,3%. Las estaciones tienen el logo de YPF y cuentan con lubricentros y minimercados.

Perú

La Sociedad inició sus actividades en el sector del downstream del Perú en 1996. Debido a la falta de oportunidades atractivas para adquirir una red de estaciones de servicio, YPF construyó sus propias estaciones de servicio nueva imagen y suscribió acuerdos de bandera con estacioneros independientes. A fines de 1998, YPF tenía 57 puntos de venta (10 propias y 47 de terceros), incluyendo 8 estaciones de gas y una participación de mercado del 5,5%.

Operaciones internacionales de distribución

En diciembre de 1998, formó una sociedad con Global Petroleum Corporation (“Global”) y algunas afiliadas de Global. Global es uno de los principales importadores de productos refinados de petróleo para la reventa y distribución a lo largo de los Estados Unidos. YPF desembolsó $28,4 millones por aproximadamente el 51% de participación en Global.

Global controla 5 almacenes a lo largo de la costa Noreste y del Atlántico medio de los Estados Unidos con una capacidad de almacenaje de 3,5 millones de barriles. Global tiene 41 terminales ubicadas predominantemente a lo largo de la costa Noreste y del Atlántico medio, abarcando nueve estados y abasteciendo activamente 85 estaciones de servicio de marca. Global también participa en la distribución de combustible para calefacción, kerosene, gasolinas, gas oil, crudo residual, aerokerosene y gas natural, siendo las ventas estimadas para 1998 de $1.900 millones equivalentes a 3.000 millones de galones de productos provenientes del petróleo.

En diciembre de 1998 YPF adquirió el 51% de participación en Global Petroleum Corporation (“Global”)

División Downstream Brasil

YPF comenzó sus operaciones de downstream en Brasil en 1997, abriendo su oficina central en Río de Janeiro y oficinas comerciales en Río y San Pablo. El mercado brasileño, que recientemente asistió a la desregulación de la industria del petróleo y de la energía, es aproximadamente 5 veces más grande que el de la Argentina y representa una gran oportunidad para la Sociedad para expandirse internacionalmente.

YPF, en forma independiente y en asociación con Petrobras (la empresa petrolera del Estado brasileño), es un participante activo y pionero del proceso de desregulación de la industria petrolera en Brasil y, junto con Petrobras, es la primer compañía que participa en todos los sectores de la industria. En el sector del downstream, YPF distribuye combustibles, lubricantes y productos petroquímicos, lo que constituye el paso inicial para asegurarse una posición en el mercado mientras evalúa estrategias alternativas para participar en otros proyectos de la cadena del downstream.

A fines de marzo de 1998, YPF adquirió una participación del 29,25% de Refinería de Petróleos Manguinhos (“RPDM”) a un costo de $27 millones. YPF comparte el gerenciamiento de la sociedad con Peixoto de Castro, una compañía brasileña. A través de esta adquisición, YPF es la primer compañía extranjera que ingresó al sector de refinación después de 45 años. RPDM posee una capacidad de refinación de 13.000 barriles por día y opera un sistema de distribución de combustibles y subproductos con una participación de mercado en el estado de Rio de Janerio de aproximadamente el 5%. Dentro de la compra se incluyeron 60 estaciones de servicio, una planta de almacenaje y una boya en el estado de Río de Janeiro y plantas de lubricantes, grasas y ceras para embalaje en Campinas (Estado de San Pablo). Anticipándose a una más amplia desregulación del mercado de combustibles en el futuro próximo, RPDM proyectó un programa de inversión de $22,5 millones en tres años para incrementar la capacidad de refinación a 31.500 barriles por día, maximizando la producción de los productos refinados de mayor valor, y optimizar la eficiencia operativa. En septiembre de 1998, como parte de este programa de renovación de la refinería, RPDM obtuvo una autorización de la Agencia Nacional de Petróleo (ANP) para efectuar en Brasil la primer importación de crudo de una compañía privada después de 45 años. El crudo fue comprado a YPF.

Durante 1998. La red de estaciones de servicio se expandió a 82 estaciones y el volumen de ventas alcanzó 25 millones de galones por mes.

Durante 1998 YPF comenzó a comercializar aceites lubricantes, bases lubricantes y productos petroquímicos especiales, los que fueron importados de YPF Argentina. Debido al alto nivel de calidad, estos productos tuvieron rápida aceptación en el mercado brasileño. Las ventas netas durante 1998 ascendieron a $11,1 millones. YPF fue la primer compañía que importó y distribuyó bases y aceites lubricantes desde la apertura del sector. En menos de un año YPF S.A. capturó aproximadamente el 3% del mercado de reventa de bases lubricantes y una participación importante del mercado brasileño de ciclohexano.

Se estima que las inversiones en comercialización durante el año 1999 alcanzarán $50 millones. Esta inversión incluye el inicio de las actividades de distribución en el mercado mayorista.

El mercado de aceites lubricantes en Brasil es tres veces mayor al mercado argentino. YPF comenzó a comercializar lubricantes en Brasil en febrero de 1998, alcanzando una participación del 1,8% del mercado hacia fines de año. Las ventas netas durante el año fueron de $6,5 millones y el volumen vendido asciende a 2,2 millones de galones por año.

En octubre de 1998, YPF firmó un acuerdo con Scania Latinoamérica para abastecer a todas las plantas de la compañía en Latinoamérica. YPF va a producir y distribuir los productos lubricantes de Scania. Las ventas comenzarán en marzo de 1999 y se estima un volumen de 315.000 galones por año.

En noviembre de 1998, YPF se adjudicó un contrato para producir y distribuir los productos lubricantes de Volkswagen do Brasil. Los despachos comenzarán en marzo de 1999 y se prevé que el volumen será de los 260.000 galones por año.

Durante 1997, YPF y Petrobras suscribieron un acuerdo relativo a la apertura de nuevas estaciones de servicio en la Argentina y en Brasil y al desarrollo de oportunidades de negocio adicionales en los mercados sudamericanos. Este acuerdo fue el primero en su clase firmado por Petrobras. Como consecuencia de esta alianza, dos estaciones de servicio asociadas fueron inauguradas, una en Rio de Janeiro, Brasil (bajo bandera de YPF) y otra en Zárate, Argentina (bajo bandera de Petrobras). La estación de servicio YPF Brasil fue la primer estación de bandera extranjera construida en Brasil en 30 años.

Relaciones Laborales

Al 31 de diciembre de 1998, YPF tenía aproximadamente 9.500 empleados, incluyendo aproximadamente 6.000 empleados de la unidad de negocios Downstream, aproximadamente 1.400 empleados de la unidad de negocios Upstream y aproximadamente 1.800 empleados en Upstream Internacional (YPF International). Aproximadamente el 30% de los empleados de YPF está representado por un sindicato que negocia contratos de trabajo con YPF. El contrato de trabajo vigente tiene una duración de cuatro años, cuyo plazo vence en diciembre del 2000. YPF considera que sus relaciones actuales con los trabajadores son buenas. (En "Litigios" se expone una descripción de los juicios iniciados por ex-empleados).

Como parte de su proceso de privatización, YPF reestructuró su organización interna, reduciendo significativamente el número de empleados. YPF contaba con cerca de 51.000 empleados (incluyendo aproximadamente 15.000 empleados bajo contrato) al 31 de diciembre de 1990 y redujo el número a cerca de 7.500 al 31 de diciembre de 1993. YPF pagó a los empleados afectados por estas reducciones los pagos previstos por las leyes laborales argentinas, los que totalizaron $686 millones. Asimismo, a fin de compensar el efecto adverso provocado a estos empleados y para asegurarse de que durante el proceso de privatización YPF tendría acceso a los servicios necesarios para desarrollar sus operaciones, YPF celebró contratos de servicio con compañías formadas por algunos de sus ex-empleados, las que en la actualidad incluyen a aproximadamente 600 de sus anteriores empleados. Estos contratos terminaron en 1996. Muchas otras compañías organizadas por ex-empleados de YPF se presentan a las licitaciones de YPF igual que cualquier otro contratista externo.

En relación con la reducción de su nómina de personal, la Sociedad tiene conocimiento, al 31 de diciembre de 1998, de aproximadamente 11.182 juicios iniciados por ex-empleados. Una parte sustancial de dichos juicios ha sido entablada por empleados que alegan que los montos recibidos en concepto de indemnización por despido resultaron insuficientes o invocan diversas enfermedades o lesiones de trabajo procurando alguna reparación no determinada. El resultado de este tipo de juicios depende de hechos concretos que a menudo difieren de un caso al otro, no siendo posible predecir el resultado de cada caso en particular.

Sobre la base del número y naturaleza de los juicios entablados, la estimación de posibles reclamos adicionales, el número de empleados despedidos, los plazos de prescripción aplicables, las normas aplicables y las previsiones efectuadas en los estados contables, la Dirección de la Sociedad no espera que el resultado de estos juicios tenga un efecto adverso significativo sobre la situación financiera o el resultado futuro de las operaciones de la Sociedad.

A continuación se indica un resumen del personal por los últimos tres ejercicios sociales:


YPF S.A. (ARGENTINA)	12/96	12/97	12/98
TOTAL	7.623	8.086	7.720

Upstream	1.450	1.482	1.407
Downstream	3.146	3.111	2.950
Corporación	593	471	417
Lubricantes	176	182	178

Operadora de Estaciones	1.755	2.386	2.376
YPF Gas S.A.	503	454	392

YPF INTERNATIONAL
TOTAL	2.130	1.918	1.766
Maxus	2.026	1.805	1.628
YPF Petrans Chile	37	42	42
YPF Perú	67	63	58
YPF Brasil	0	0	26
División Andina S.A.M.	0	8	12

TOTAL SOCIEDAD	9.753	10.004	9.486

Competencia

El proceso de desregulación y privatización ha introducido un entorno competitivo en la industria petrolera y de gas en la Argentina. En su unidad de negocios Upstream, YPF debe competir con grandes compañías petroleras internacionales y otras compañías petroleras locales por el otorgamiento de permisos de exploración y concesiones de producción. En su unidad de negocios Downstream, YPF compite con varias grandes compañías petroleras internacionales, tales como ESSO (subsidiaria de Exxon) y Shell, así como con algunas compañías locales. En el mercado de exportaciones, YPF compite con numerosas compañías petroleras y de comercialización en los mercados internacionales.

La Sociedad estima que se incrementarán los niveles de competencia en el segmento de la industria del Downstream y en la producción de crudo y gas natural en la Argentina. Los precios del crudo están sujetos a la oferta y demanda internacional y, en consecuencia, pueden oscilar por diferentes razones. Los cambios que se produzcan en el precio del crudo tendrán una incidencia directa sobre el resultado de las operaciones de la Sociedad y sobre su nivel de inversión. Ver "Consideraciones para la Inversión - Variaciones de los Precios Mundiales de Petróleo; Posibles Reducciones del Presupuesto".

Cuestiones Ambientales

YPF

La Dirección de la Sociedad estima que sus actuales operaciones cumplen sustancialmente con las leyes y normas aplicables en cuanto a la protección del medio ambiente, tal como se las interpreta y aplica actualmente. Sin embargo, las autoridades municipales, provinciales y nacionales están tendiendo a exigir un cumplimiento más estricto de las leyes aplicables. La Argentina ha reglamentado la legislación de protección de medio ambiente, lo que requerirá que las actividades de la Sociedad se ajusten a pautas ambientales más estrictas, en muchos sentidos comparables con aquellas actualmente vigentes en los Estados Unidos de América y en países de la Unión Europea. Esta reglamentación fija el marco general para los requisitos de protección ambiental, incluyendo la imposición de multas y sanciones penales por infracciones. La Sociedad ha emprendido estudios para determinar los ajustes que deberá realizar a tales efectos y se encuentra planificando varios proyectos de remediación, los más importantes de los cuales se detallan a continuación.

Como parte de la legislación ambiental, cada productor, transportista, almacenador, manipulador y expendedor de residuos peligrosos que conduzca negocios interestatales o cuyas actividades afecten el medio ambiente de otra provincia o territorio bajo jurisdicción federal debió registrarse en un registro nacional y en ciertos registros provinciales de productores y manipuladores de residuos peligrosos. Cada productor, transportista, almacenador, manipulador y expendedor de residuos peligrosos debe pagar una tasa anual basada en el nivel de los residuos peligrosos producidos, transportados, manipulados, almacenados o expendidos y en las ganancias de tal entidad relacionadas con dichas actividades. Durante 1997 YPF pagó una tasa de $450.000 en cumplimiento de dicha reglamentación. La Sociedad espera una reducción de dicha tasa en 1998, como resultado de modificaciones en las normas provinciales.

En cada una de las refinerías, YPF continúa las investigaciones de remediación, estudios de factibilidad y proyectos de eliminación de polución, los cuales fueron diseñados para controlar la descarga de efluentes líquidos y emanaciones. En las operaciones del Upstream doméstico, YPF continúa los proyectos relacionados principalmente con el manejo, tratamiento y disposición de agua de formación. Estos proyectos fueron terminados durante 1997, permitiéndole a la Sociedad cumplir con las regulaciones que entraron en vigencia con posterioridad al inicio de las mismas y reinyectar, durante 1997, el 100% del agua de producción. Durante 1996, proyectos tendientes a reducir la cantidad de gas venteado o quemado, que en algunos casos contiene cantidades significativas de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono fueron completados exitosamente. En la actualidad el gas venteado fue reducido al mínimo. El principal uso de este gas fue para recuperación secundaria y generación eléctrica.

YPF ha comenzado la implementación de un sistema gerencial de medio ambiente focalizado en las tres refinerías y las plantas petroquímicas, que concentra la información sobre medio ambiente de estos sitios, con el fin de optimizar la recolección y el análisis de los datos sobre medio ambiente.

YPF inició la implementación de una amplia gama adicional de proyectos ambientales tanto en el Upstream como en el Downstream. La inversión de capital asociada con estos proyectos se estima actualmente en aproximadamente $54 millones para el Downstream, por el período 1999-2003, aproximadamente $12 millones fueron desembolsados en 1998. Un porcentaje significativo de estos programas ambientales está destinado a la Refinería La Plata. Los principales proyectos de La Plata incluyen la instalación de sistemas de tratamiento y separación de aguas para reemplazar a los existentes, dispositivos de control de contaminación del aire, sistemas de recuperación e incineración de gases y de hidrocarburos, unidades de recupero de sulfuros (plantas Claus), mediciones de procesos de recuperación y remediación de sitios. Los proyectos del Upstream doméstico se estiman actualmente en aproximadamente $19 millones los cuales incluyen sistemas de recuperación de petróleo y remediación en bocas de pozo, tanques de baterías y derrames de petróleo en los sistemas de recolección de los campos. También se realizarán inversiones para mejorar la asistencia técnica y el entrenamiento y a fin de establecer planes de remediación de contaminación ambiental, planes de monitoreo de emanaciones y programas de monitoreo e investigación de aguas subterráneas. La Sociedad considera que las inversiones estimadas y las previsiones existentes para gastos de remediación debieran ser suficientes para permitir el cumplimiento de las normas ambientales vigentes, aunque cambios futuros en las leyes o en la tecnología pueden causar una revisión de tales estimaciones. La Dirección no espera que tales cambios afecten significativamente la posición financiera de la Compañía, aunque los cambios en los gastos proyectados como resultado de las variaciones en los planes de la Dirección o en las leyes y regulaciones argentinas pueden afectar los resultados en sus operaciones en determinados años.

Varias empresas con instalaciones industriales en el área de La Plata, incluyendo a YPF, han firmado un acuerdo con la Secretaría de Asuntos Ambientales de la Provincia de Buenos Aires, tendiente a estudiar las emanaciones de agua y fluidos en el área de La Plata. El objetivo de estos estudios es el desarrollo e implementación de un programa de monitoreo de contaminación del aire y el agua producida por estas empresas en la citada región. El objetivo de las partes involucradas en este acuerdo es reducir sustancialmente la contaminación tanto del agua como del aire por parte de las industrias radicadas en La Plata. Adicionalmente, la Sociedad y otras empresas de La Plata han firmado un acuerdo con tres municipalidades y hospitales locales, bomberos, y otros prestadores de servicios relacionados con salud y seguridad para implementar un plan de respuesta a emergencias comunitarias. YPF supervisa la implementación y la administración de este programa de emergencia. El mismo tiene como finalidad prevenir daños y pérdidas originadas en accidentes, incluyendo emergencias ambientales. Proyectos y acuerdos similares serán desarrollados en el área de la Refinería Luján de Cuyo.

En 1991 YPF firmó un acuerdo con otras compañías productoras de gas y petróleo para la implementación de un plan tendiente a reducir y evaluar el daño ambiental producido por derrames de petróleo en aguas argentinas para reducir el impacto ambiental de potenciales derrames de petróleo en áreas costa afuera. Este acuerdo involucra consultas sobre asuntos tecnológicos y de asistencia mutua en el supuesto de cualquier derrame de petróleo en ríos o en el mar producidos por accidentes que involucran instalaciones de producción y exploración costa afuera o buques cisterna.

YPF International

La legislación federal, estadual y municipal relacionada con la calidad de la salud y el medio ambiente en los Estados Unidos de América como así también leyes y reglamentaciones similares de otros países en los que opera YPF International afectan la mayoría de sus operaciones. 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. Asimismo, medidas especialmente exigentes y disposiciones especiales podrían ser apropiadas o requeridas en áreas de operaciones en el exterior especialmente sensibles con respecto al medio ambiente, tales como las de Ecuador.

YPF International cree que sus políticas y procedimientos en el área de control de la contaminación, seguridad de productos e higiene laboral son adecuadas para prevenir en forma razonable riesgos en materia ambiental u otros tipos de daños y del resultante perjuicio financiero en relación con sus actividades. Sin embargo existen ciertos riesgos de daños ambientales inherentes a operaciones particulares de YPF International y como se señala en párrafos siguientes, Maxus, una subsidiaria de YPF International, tiene ciertas obligaciones potenciales relacionadas con operaciones anteriores. YPF International 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 las leyes y reglamentaciones más exigentes, como así también políticas de aplicación más rigurosas por parte de las entidades regulatorias, podrían requerir en el futuro erogaciones significativas por parte de YPF International para la instalación y operación de sistemas y equipos para medidas de remediación y en otros aspectos. Ciertas leyes permiten forzar a los potenciales responsables a que subsanen los daños causados a los recursos naturales y ordenar la implementación de medidas tendientes a evitar daños significativos e inminentes sobre el medio ambiente. Tales erogaciones potenciales no se pueden estimar razonablemente.

En relación con la venta por parte de Maxus de su ex subsidiaria química, Diamond Shamrock Chemicals Company (“Chemicals”), a Occidental Petroleum Corporation (“Occidental”) en 1986, Maxus acordó indemnizar a Chemicals y Occidental por y contra ciertas responsabilidades relacionadas con el negocio o las actividades de Chemicals antes del 4 de septiembre de 1986 (la “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, Maxus acordó indemnizar a Chemicals y Occidental por el 50% de ciertos costos ambientales incurridos por Chemicals que se notificaran a Maxus dentro de los 10 años posteriores a la Fecha de Cierre, en 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. La exposición total de Maxus por esta participación en los costos se limitó a U$S 75 millones. El total gastado por la Sociedad conforme a este acuerdo de participación de costos fue de aproximadamente U$S 42 millones al 31 de diciembre de 1998. Occidental Chemical Corporation (“OxyChem”), subsidiaria de Occidental y Henkel Corporation (“Henkel”), cesionario de ciertos derechos y obligaciones de Occidental han presentado una acción declaratoria en un tribunal del estado de Texas en relación con el acuerdo de Maxus en este aspecto. El tribunal falló en favor de Occidental, Maxus apeló la sentencia y en mayo de 1998, la Cámara de Apelaciones confirmó la sentencia del tribunal. En julio de 1998, la Cámara de Apelaciones rechazó el recurso de reconsideración presentado. Maxus presentó una solicitud de revisión ante la Corte Suprema de Texas para que se reconsiderara esta decisión, pero en enero de 1999 fue rechazada. Actualmente el caso se encuentra cerrado. (ver "Litigios - YPF Internacional").

En octubre de 1997, OxyChem presentó una demanda separada ante un tribunal estatal de Ohio pidiendo una segunda declaración de los derechos de las partes, principalmente en cuanto a las obligaciones por ciertos costos presumiblemente relacionados con las instalaciones de Chemicals en Ashtabula, Ohio. Esta acción está en sus primeras etapas, pero YPF International cree que no tiene méritos.

Durante 1998, YPF International realizó gastos por U$S5,7 millones en materia ambiental correspondientes a sus operaciones de petróleo y gas. Se estima que los gastos para 1999 serán de aproximadamente U$S5,9 millones.

Al 31 de diciembre de 1998, las previsiones por contingencias ambientales son de $123 millones aproximadamente. En opinión de la Dirección de YPF International, se han previsionado adecuadamente todas las contingencias ambientales que son probables y que se pueden estimar razonablemente; sin embargo, cambios de circunstancias podrían dar como resultado variaciones, inclusive agregados, a tales previsiones en el futuro.

Maxus ha iniciado acciones legales contra las compañías de seguros que brindaron seguros primarios y en exceso a Chemicals y a Maxus durante los períodos pertinentes, y que se negaron a proporcionar la cobertura de la mayoría de los costos por siniestros por daños materiales y personales de Chemicals o de Maxus, inclusive actividades de remediación en emplazamientos de plantas químicas y lugares de disposición de residuos. Maxus ha celebrado acuerdos de conciliación con ciertos aseguradores cuyos términos son confidenciales.

En los párrafos siguientes concernientes a emplazamientos de plantas específicas, otros emplazamientos de plantas y emplazamientos de terceros, las referencias a YPF International incluyen, según corresponda, referencias a Maxus y a Chemical Land Holdings, Inc. (“CLH”), subsidiaria de YPF International que ha asumido ciertas obligaciones de Maxus con respecto a Chemicals.

Newark, New Jersey. Un acuerdo homologado, previamente acordado por la Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos de América, (la “APA”), el Departamento de Protección Ambiental y Energía de New Jersey, (el “DPA”) 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 saneamiento en la antigua planta de Chemicals en Newark, Nueva Jersey. En agosto de 1998, la EPA aprobó el diseño final de remediación, lo cual permitió comenzar con la fase de la construcción, que su costo será de aproximadamente U$S 23 millones y el plazo de su finalización será de al menos tres años. CLH supervisa y paga el trabajo conforme a la obligación de indemnización con Occidental. YPF International ha previsionado la totalidad de los costos que se estima demandará la ejecución del plan de remediación y los correspondientes costos de mantenimiento permanente.

Los estudios indican que los sedimentos de los bajos de la Bahía de Newark, incluido el río Passaic adyacente a la planta, están contaminados con sustancias químicas peligrosas provenientes de varias fuentes. Esos estudios sugieren que los contaminantes derramados históricamente por la planta de Newark se encuentran sepultados bajo depósitos de sedimentos más recientes. Maxus, en nombre de Occidental, negoció un acuerdo con la APA conforme al cual CLH está realizando más pruebas y estudios para caracterizar el sedimento contaminado en una porción de seis millas del río Passaic cerca del emplazamiento de la planta. La estabilidad de los sedimentos en esa porción del río Passaic también está siendo examinada como parte de los estudios de CLH. Actualmente YPF International estima que tales pruebas y estudios finalizarán en el año 2000 y que los mismos tendrían un costo de aproximadamente U$S 4 millones a U$S 6 millones con posterioridad al 31 de diciembre de 1998. YPF International ha establecido una previsión por los costos remanentes que se estima demandarán tales estudios. Maxus y CLH han estado realizando estudios similares bajo su propio patrocinio durante varios años. Hasta tanto no se terminen y evalúen tales estudios, YPF International no se encuentra en condiciones de realizar un pronóstico razonable respecto a qué programa regulatorio, si lo hubiera, se propondrá para el río Passaic o para los bajos de la Bahía de Newark y por lo tanto no puede estimar qué costos adicionales, si los hubiera, sería necesario incurrir. Sin embargo, es posible que trabajos adicionales, incluyendo medidas de remediación provisorias, sean requeridas en relación al río Passaic.

Condado de Hudson, New Jersey. Hasta 1972, Chemicals operó una planta de mineral de cromo en Kearny, Nueva Jersey. De acuerdo al DPA, los residuos provenientes de las operaciones de procesamiento de este mineral fueron utilizados como material de relleno en diversos emplazamientos del Condado de Hudson y cerca de ésta.

Como resultado de las negociaciones entre Maxus (en nombre de Occidental), y el DPA, Occidental firmó una orden administrativa de consentimiento con el DPA en 1990 para la investigación y la realización de trabajos de saneamiento en emplazamientos de residuos de cromato ferroso en Kearny y Secaucus, Nueva Jersey. Actualmente el trabajo está siendo realizado por CLH y Occidental, siendo CLH quien está proporcionando los fondos correspondientes a la participación de Occidental en los costos incurridos en la investigación y saneamiento de estos emplazamientos. CLH está actualmente proporcionando garantía financiera para la realización del trabajo bajo la forma de auto-garantía por un monto de U$S 20 millones, esto sujeto a la capacidad de Maxus de satisfacer ciertas pruebas financieras determinadas por el Estado de New Jersey. La garantía financiera podrá reducirse con la aprobación del DPA a continuación de cualquier revisión anual de costos. Aunque CLH ha participado en el costo de los estudios y está implementando acciones provisionales de saneamientos y realizando las investigaciones y estudios de factibilidad, el costo final de los trabajos de saneamiento no puede ser determinado. CLH estima que entregará el informe de sus investigaciones y estudios de factibilidad al DPA en 1999. El resultado de la revisión de dicho informe por parte del DPA podría aumentar los costos de los trabajos de saneamiento adicionales que pudieran ser requeridos. YPF International ha establecido una previsión en base a su mejor estimación de los costos de investigación y remediación que aún deben incurrirse, los cuales ascienden a U$S43,5 millones aproximadamente. Adicionalmente, el DPA 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 Gobernador de New Jersey dictó un Decreto, en el cual se requiere a los organismos estaduales que proporcionen justificativos específicos de cualquier requisito del estado más exigente que los requisitos federales. En agosto de 1998, el DPA propuso para el cromo nuevos niveles de su acción sobre suelos pero estos se mantienen incompletos en ciertos aspectos.

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 primaria en cuestión fue históricamente la antigua planta de procesamiento de mineral 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 APA conforme a una orden administrativa de consentimiento, en virtud de la cual Chemicals está obligada a mantener una capa de arcilla sobre el lugar y realizar ciertos controles de agua subterránea y de superficie. Muchos otros lugares fueron cubiertos con arcilla anteriormente y un sitio específico, que era un lugar de disposición de residuos desde mediados de la década del 60 hasta la década de los 70 fue cercado y se la está controlando. En 1995, la Agencia de Protección Ambiental de Ohio (la “APAO”) emitió la Orden y Observaciones Finales de los Directores (la “Orden de los Directores”) ordenando la realización de investigaciones y estudios de factibilidad en relación con trabajos de limpieza ambiental (el “RIFS”) en el área de la antigua planta de Painesville. CLH ha acordado participar en el RIFS como ha sido requerido por la Orden de los Directores. El costo total estimado de la realización del RIFS será de U$S 4 millones a U$S 6 millones en los próximos tres años. A pesar de las muchas actividades de saneamiento, mantenimiento y control realizadas, el emplazamiento de la ex planta de Painesville fue propuesto para inclusión 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 APA ha manifestado que no se incluirá el lugar en la lista hasta que no se lo encare satisfactoriamente conforme a la Orden de los Directores y los programas de la APAO. YPF International ha previsionado el monto por su participación en el costo de la realización del RIFS. A la fecha, no se puede determinar el alcance y naturaleza de otras investigaciones o saneamientos que se requieran; no obstante, con el avance del RIFS, YPF International evaluará continuamente el estado del emplazamiento de la planta de Painesville y efectuará todas las modificaciones, incluyendo aumentos de la previsión que puedan ser necesarias.

Emplazamientos de terceros. Chemicals fue designada también como parte potencialmente responsable (“PPR”) por la APA conforme al CERCLA en relación a un número de emplazamientos de terceros, principalmente fuera de las propiedades de Chemicals, donde supuestamente se descargaban o se hubieran 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 exposición. Aunque los PPRs son en la mayoría de los casos 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. Consecuentemente, el costo final de estos emplazamientos y la participación de Chemicals en los costos de los mismos no pueden estimarse a la fecha. YPF International ha establecido previsiones para el costo estimado de participación en dichos costos, cuando los mismos son probables y razonablemente estimables.

El APA ha entablado un juicio en el tribunal federal de Texas contra una serie de PPRs, que incluye Occidental como sucesor de Chemicals, buscando una recuperación de los costos de remediación supuestamente incurridos en el emplazamiento de desechos de Sikes Pit, cerca de Crosby, Texas. CLH esta defendiendo este caso en nombre de Occidental. Mientras que el APA supone que los acusados son responsables conjuntamente de todos los costos, que se aproximan a US$125 millones, CLH cree que la demanda no le corresponde a Occidental como sucesor de Chemicals.

Litigios

YPF

La Sociedad, en el curso habitual de sus negocios, es parte de varios procedimientos legales, incluyendo aproximadamente 11.182 juicios por reclamos de ex-empleados de la Sociedad al 31 de diciembre de 1998. La Ley de Privatización dispone que el Gobierno Argentino asumirá todos los pasivos contingentes de la Sociedad originados en causa, título o compensación existentes al 31 de diciembre de 1990. A fin de obtener dicho beneficio, la Sociedad debe seguir determinados procedimientos, incluyendo el envío de notificaciones al Ministro de Economía y Obras y Servicios Públicos acerca de ciertos asuntos referidos a reclamos o potenciales reclamos. Sobre la base de los principios legales en juego en los juicios contra la Sociedad, las prescripciones aplicables, las previsiones efectuadas en estados contables y la indemnidad del Gobierno Argentino respecto de obligaciones contingentes anteriores a 1991, la Dirección de la Sociedad estima que el resultado de estos juicios no tendrá un efecto sustancial adverso sobre la situación financiera de la Sociedad o el futuro resultado de sus operaciones.

En marzo de 1999, YPF recibió de la Secretaría de Industria, Comercio y Minería una notificación vinculada a una investigación encarada por la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia por prácticas anti-competitivas en el mercado de gas licuado de petróleo (GLP). La Secretaría de Industria, Comercio y Minería aplicó a YPF una multa por $109,6 millones por prácticas anti-competitivas basadas en supuestas diferencias entre los precios del GLP fijados por YPF en el mercado interno y externo durante los años 1993 a 1997. La gerencia de YPF considera que esta multa no tiene mérito y apeló la resolución ante la Cámara de Apelaciones. De acuerdo a las leyes argentinas, la multa queda suspendida hasta tanto esté pendiente la apelación.

YPF International

En los párrafos que siguen, las referencias a YPF International incluyen, en su caso, referencias a Maxus y CLH, que ha asumido ciertas obligaciones de Maxus respecto de Chemicals.

En 1995, OxyChem inició una acción declarativa en un tribunal del Estado de Texas respecto de ciertos derechos y obligaciones de las partes conforme al contrato de venta en virtud del cual Maxus vendió Chemicals a Occidental. Henkel se unió en dicho juicio como parte actora en enero de 1996. Específicamente, OxyChem y Henkel buscan obtener una declaración en la que se obligue a Maxus a indemnizarlos por el 50% de ciertos costos ambientales incurridos en los proyectos que involucraban actividades de saneamiento relacionadas con emplazamientos de plantas químicas u otras propiedades utilizadas en relación con los negocios de Chemicals en la Fecha de Cierre relacionadas con, resultantes de o sobrevinientes de condiciones, hechos o circunstancias descubiertas por OxyChem o Henkel y respecto de las cuales Maxus ha recibido notificación por escrito de OxyChem o Henkel antes del vencimiento del plazo de diez años posteriores a la Fecha de Cierre, independientemente del período en el cual OxyChem o Henkel incurran y notifiquen tales costos, con un tope de U$S75 millones. El tribunal dictó sentencia rechazando la petición de juicio sumario de Maxus y haciendo lugar al pedido conjunto de OxyChem y Henkel, con lo cual se otorgó a éstas la declaración judicial solicitada. Maxus apeló y en mayo de 1998, la Cámara de Apelaciones confirmó la sentencia del tribunal. En julio de 1998, la Cámara de Apelaciones rechazó el recurso de reconsideración presentado. Maxus presentó una solicitud de revisión ante la Corte Suprema de Texas que fue denegada en diciembre de 1998. Posteriormente Maxus solicitó a la Corte Suprema de Texas que reconsiderara esta decisión, pero el tribunal rechazó dicha solicitud en enero de 1999. Actualmente, el caso se encuentra cerrado.

OxyChem y Henkel han manifestado ante el tribunal que se incurrirá la totalidad de los $75 millones objeto de la disputa. Hasta el 31 de diciembre de 1998, Maxus había abonado aproximadamente $42 millones de los $75 millones y OxyChem y Henkel facturaron a Maxus aproximadamente $24 millones en relación a los costos en disputa, una porción de los cuales son objeto de un litigio iniciado en el estado de Ohio que se describe en el próximo párrafo. Dado el resultado adverso de la acción ante la Corte Suprema de Texas se le requerirá a Maxus que abone por lo menos parte de dichos $24 millones y los costos habilitantes adicionales que comprenden el resto de dichos $75 millones, asumiendo que OxyChem y Henkel utilicen ese monto como sostuvieron que lo harán. Durante 1998, la Sociedad aumentó sus reservas por aproximadamente $30 millones a la luz de la evolución adversa de la acción legal ante la Corte Suprema de Texas.

La Sociedad ha constituido previsiones por contingencias legales en aquellas situaciones donde la pérdida es probable y puede estimarse razonablemente.

La Sociedad ha celebrado diversos convenios de operación y compromisos de capital vinculados con la exploración y desarrollo de sus propiedades de petróleo y gas. El valor de estos compromisos, tanto en lo que hace a obligaciones contractuales como financieras y/o de desempeño, no es significativo.

Las operaciones de exploración, desarrollo y producción petroleras que la Sociedad tiene en el exterior están sujetas a incertidumbres políticas y económicas, expropiación de la propiedad y cancelación o modificación de contratos, restricciones al tipo de cambio, así como a otros riesgos que surgen de la soberanía de los estados extranjeros sobre las áreas en las cuales se desarrollan las operaciones de la Sociedad, así como los riesgos de pérdidas en algunos países debido a cambios en los gobiernos, guerra civil, actos de guerra, guerrilla e insurrección. Las áreas en las que la Sociedad desarrolla operaciones significativas incluyen los Estados Unidos de América, Indonesia, Ecuador, Bolivia y Venezuela.

Ver en “Cuestiones Ambientales - YPF International” una descripción de ciertos litigios que se consideran incorporables aquí por referencia.

Maxus es parte de varios otros litigios relativos a sus negocios, el resultado de los cuales no debería tener efectos adversos significativos sobre su posición financiera.

MARCO REGULATORIO Y RELACION CON EL GOBIERNO ARGENTINO

Desregulación y Desmonopolización de la Industria Argentina de Petróleo y Gas

Desde la década del '20 hasta 1990, los segmentos Upstream y Downstream de la industria argentina del petróleo y del gas estuvieron efectivamente monopolizados o controlados por el Gobierno Argentino. Durante ese período, YPF y sus predecesoras monopolizaron y controlaron la exploración y explotación de petróleo y gas natural, la refinación de petróleo crudo y la comercialización de productos refinados.

En agosto de 1989 se sancionaron las Leyes 23.696 y 23.697 (la "Ley de Reforma del Estado" y la "Ley de Emergencia Económica", respectivamente), con el objeto de desregular la economía y privatizar las empresas estatales del país. La Ley de Reforma del Estado otorgó al Poder Ejecutivo amplias facultades para reorganizar dichas empresas y declaró sujetos a privatización a algunos activos estatales (incluidos determinados yacimientos de petróleo y gas de la Sociedad) y a la mayoría de las empresas públicas.

Con posterioridad a la sanción de la Ley de Reforma del Estado y la Ley de Emergencia Económica, se promulgaron, conforme a la primera de estas leyes y a la Ley de Hidrocarburos, una serie de decretos tendientes a desmonopolizar y desregular la industria del petróleo y gas (los "Decretos de Desregulación del Petróleo"). Los Decretos de Desregulación del Petróleo eliminaron las restricciones a las importaciones y exportaciones de petróleo (sujetas a la aprobación de la Secretaría de Energía en el caso de exportaciones) y, con efectos a partir del 31 de diciembre de 1990, desregularon la industria local de petróleo, incluidos los precios del petróleo y de los derivados de petróleo y levantaron las restricciones a la instalación de estaciones de servicio.

Asimismo, a fin de reducir el porcentaje de la producción argentina de petróleo y gas controlada por la Sociedad y permitir el desarrollo de la competencia en la industria del petróleo y gas de la Argentina, los Decretos de Desregulación del Petróleo dispusieron la licitación de los derechos de exploración y explotación sobre algunos de los yacimientos de producción de la Sociedad y la conversión de los contratos de riesgo y de servicios entre la Sociedad y empresas privadas a permisos de exploración y concesiones de explotación bajo las cuales las empresas privadas podrían disponer libremente de su producción de petróleo y gas. Como lo ordenara el primero de los Decretos mencionados, la Sociedad identificó y devolvió al Gobierno Argentino los yacimientos que le habían sido asignadas bajo la Ley de Hidrocarburos y que habían estado inactivos durante cinco años o más o en los cuales la producción diaria promedio durante 1988 hubiera sido menor a 200 metros cúbicos de petróleo ("Areas Marginales") y licitó los derechos de asociación en cuatro áreas altamente productivas ("Areas Centrales"). Posteriormente, el Ministerio de Economía licitó los permisos de exploración y las concesiones de explotación de Areas Marginales entre empresas privadas.

Estructura Actual del Régimen de Petróleo y Gas

Exploración y Producción

La Ley 17.319 (la "Ley de Hidrocarburos"), sancionada en junio de 1967, establece el marco legal básico actualmente vigente para la exploración y explotación de petróleo y gas en la Argentina. La Ley de Hidrocarburos faculta al Poder Ejecutivo Nacional a implementar una política nacional para el desarrollo de las reservas argentinas de hidrocarburos, con el principal objetivo de satisfacer la demanda interna.

La Ley de Hidrocarburos permite el reconocimiento superficial en áreas no comprendidas bajo permisos de exploración o concesiones de explotación, con la autorización de la Secretaría de Energía y del propietario del terreno. Todos los datos obtenidos como resultado del estudio del reconocimiento superficial del terreno deben elevarse a la Secretaría de Energía, la cual no puede revelar la información por un plazo de dos años sin permiso de la parte que llevó a cabo el reconocimiento, salvo en el caso de otorgamiento de permisos de exploración o concesiones de explotación en el área reconocida.

La Ley de Hidrocarburos prevé el otorgamiento de permisos de exploración por parte del Poder Ejecutivo mediante la presentación de ofertas competitivas. Los permisos a terceros en relación con el proceso de desregulación y desmonopolización se otorgaron de acuerdo con procedimientos establecidos en los Decretos de Desregulación del Petróleo y, bajo la Ley de Privatización, se concedieron a la Sociedad permisos sobre áreas en las que ella operaba a la fecha de la sanción de dicha ley. En 1991, el Poder Ejecutivo creó un programa regido por la Ley de Hidrocarburos (conocido como el Plan Argentina) bajo el cual se autoriza la licitación de permisos de exploración. Ver "Actividades de la Sociedad - Upstream - Propiedades". El titular de un permiso de exploración tiene el derecho exclusivo de realizar las operaciones que sean necesarias o adecuadas para la exploración de petróleo y gas dentro del área especificada por el permiso. Cada permiso de exploración puede cubrir solamente áreas no probadas cuya superficie sea menor a 10.000 kilómetros cuadrados, o a 15.000 kilómetros cuadrados si estuvieran ubicadas sobre la plataforma continental, y su término podrá ser de hasta 14 años o 17 años, respectivamente. Los 14 años se dividen en 3 períodos básicos y otro de extensión. Al final de cada uno de los períodos básicos, el área cubierta por el permiso es reducida a como mínimo el 50% del área remanente. Al finalizar el tercer período básico el titular del permiso debe revertir el área completa al Gobierno Argentino, salvo si pide el período de extensión, en cuyo caso la reversión se limita al 50% remanente.

En el caso de que el titular de un permiso de exploración descubra cantidades comercialmente explotables de petróleo o gas, podrá solicitar y tendrá derecho a recibir, una concesión exclusiva para la explotación del petróleo y gas descubierto. La concesión de explotación otorga a su titular el derecho exclusivo de producir petróleo y gas en el área cubierta por la concesión durante un período de 25 años (en determinados casos podrán adicionarse porciones del plazo no vencido del permiso de exploración subyacente), el cual podrá extenderse por un plazo adicional de diez años mediante solicitud previa al Poder Ejecutivo. La concesión de explotación también confiere al titular el derecho de realizar todas las actividades necesarias o adecuadas para la explotación de petróleo y gas, siempre que dichas actividades no interfieran con las actividades de otros titulares de permisos de exploración y concesiones de explotación, como así también la posibilidad de obtener una concesión de transporte para su producción de petróleo y gas. Ver "--Transporte" más adelante.

Los titulares de permisos de exploración y concesiones de explotación deben realizar todas las obras necesarias para descubrir o extraer hidrocarburos utilizando las técnicas apropiadas y cumplir con las inversiones requeridas bajo sus permisos o concesiones. Asimismo, los titulares de los permisos o concesiones deben evitar daños a los yacimientos y la pérdida de hidrocarburos, adoptar las medidas necesarias para evitar accidentes y daños a las actividades agrícolas, la industria pesquera, las redes de comunicaciones y las napas de agua y cumplir todas las leyes y reformas federales, provinciales y municipales.

Los titulares de concesiones de explotación, incluida la Sociedad, deben pagar regalías al gobierno de la provincia en donde tenga lugar la producción, equivalentes al 12% del precio en boca de pozo (igual al precio FOB menos los costos de transporte y ciertas otras deducciones) del petróleo producido y al 12% del valor (igual al "precio estimado" menos algunas deducciones) del volumen utilizado del gas natural producido. Desde 1992, las regalías sobre el gas natural se han pagado en base a precios de venta y no al "valor estimado" en el caso de otros productores distintos de la Sociedad. Ver Nota 2.g. a los Estados Contables. La Resolución Nº ISS/93 de la Secretaría de Energía ratificó el pago de regalías sobre el gas natural por parte de la Sociedad en base al precio de venta, permitiendo además, la deducción de los gastos para la puesta en condición comercial del gas natural a los efectos del cómputo necesario para el pago de regalías. El petróleo y gas producido por el titular de un permiso de exploración antes de otorgada la concesión de explotación está sujeto al pago de una regalía del 15%.

Los permisos de exploración y las concesiones de explotación y transporte caducarán por cualquiera de las siguientes causas: (i) falta de pago de una anualidad del canon respectivo, tres meses después de vencido el plazo para abonarlo; (ii) falta de pago de las regalías tres meses después de vencido el plazo para abonarlas; (iii) incumplimiento sustancial injustificado de las obligaciones estipuladas en materia de productividad, conservación, inversiones, trabajos u otras obligaciones; (iv) transgresión reiterada del deber de proporcionar la información exigible, de facilitar las inspecciones de la autoridad de aplicación o de observar las técnicas adecuadas en la realización de los trabajos; (v) en el caso de permisos de exploración, falta de solicitud de una concesión de explotación dentro de los 30 días de la determinación de la existencia de cantidades de hidrocarburos comercialmente explotables; (vi) quiebra del titular del permiso o de la concesión; (vii) muerte o fin de la existencia legal del titular del permiso o de la concesión; o (viii) incumplimiento del requisito de transportar hidrocarburos para terceros sobre una base no discriminatoria o incumplimiento recurrente de las tarifas autorizadas para dicho transporte.

Al momento del vencimiento o la caducidad de una concesión de explotación, todos los pozos de petróleo y gas, los equipos de operación y mantenimiento y las instalaciones accesorias revierten automáticamente al Gobierno Argentino, sin pago alguno al titular de la concesión.

La Ley de Privatización otorgó a YPF permisos de exploración y concesiones de explotación para las áreas establecidas en ella, las cuales incluyeron 24 permisos de exploración que abarcan aproximadamente 132.735 kilómetros cuadrados y 50 concesiones de explotación que abarcan aproximadamente 32.560 kilómetros cuadrados. La Ley de Hidrocarburos limita la cantidad de permisos de exploración o concesiones de explotación y la superficie total de la que una entidad puede ser titular. Bajo la Ley de Privatización, la Sociedad está exenta de dicho límite en lo referente a permisos de exploración y con relación a las concesiones de explotación otorgadas a esta bajo dicha ley. La aplicación de dicha limitación respecto de futuras concesiones de explotación, podría sin embargo afectar la posibilidad de la Sociedad de explotar los descubrimientos resultantes de sus permisos de exploración. Es posible transferir a terceros los permisos de exploración y las concesiones de explotación con la previa aprobación del Poder Ejecutivo.

Legislación de Zonas de Seguridad

De acuerdo con las disposiciones de la ley argentina que restringen la posibilidad de sociedades extranjeras de ser propietarias de bienes inmuebles, concesiones de hidrocarburos o derechos mineros ubicados dentro o respecto de áreas definidas como zonas de seguridad (principalmente áreas fronterizas), puede ser necesaria la aprobación previa del Gobierno Argentino (i) para que accionistas extranjeros adquieran control de la Sociedad o (ii) en caso de que la mayoría de las acciones de la Sociedad pertenezca a accionistas extranjeros, para cualquier adquisición adicional de bienes inmuebles, derechos mineros, concesiones de hidrocarburos u otras concesiones gubernamentales ubicadas dentro, o respecto de zonas de seguridad. Dado que de acuerdo con el Estatuto es necesaria la aprobación de las Acciones Clase A para un cambio de control de la Sociedad y la aprobación del Poder Ejecutivo o gobiernos provinciales para el otorgamiento o transferencia de las concesiones de hidrocarburos a la Sociedad, la Sociedad cree que los posibles requisitos adicionales bajo la legislación de zonas de seguridad no tendrán un impacto significativo en sus operaciones.

Gas Natural

En junio de 1992, se sancionó la Ley 24.076 (la "Ley de Gas Natural") que dispuso la privatización de Gas del Estado y la desregulación del precio del gas natural. La Ley de Gas Natural autorizaba a la Secretaría de Energía a continuar estableciendo el precio del gas natural durante un período de transición, el cual no podría extenderse más allá de junio de 1994 o de la fecha anterior a la misma en que la Secretaría de Energía considerara que había la suficiente competencia entre los productores de gas natural como para que la desregulación fuese recomendable. Conforme a esa facultad, la Secretaría de Energía había establecido un precio regulado en U$S 0,97 por MMbtu en el punto de entrada al gasoducto. Desde el lº de enero de 1994, los precios del gas natural recibido por productores se desregularon conforme a un decreto emitido por el Poder Ejecutivo. Ver "Actividades de la Sociedad - Upstream - Distribución y Mercados de Gas Natural".

A los efectos de la privatización de Gas del Estado, los cinco gasoductos troncales del sistema de transporte de gas se dividieron en dos sistemas sobre una base geográfica amplia (los sistemas de gasoductos norte y sur), con el objeto de que ambos sistemas tuvieran acceso a las fuentes de gas y a los principales centros de demanda en Buenos Aires y alrededores. Estos sistemas se transfirieron a dos nuevas empresas de transporte. El sistema de distribución de Gas del Estado se dividió en ocho empresas de distribución regionales, incluidas dos empresas de distribución que abastecen a la zona del Gran Buenos Aires. Las acciones de cada una de las empresas de transporte y distribución se vendieron por medio de licitación a consorcios privados.

La estructura regulatoria de la industria del gas natural crea un sistema de acceso abierto, dando a los productores de gas, tales como YPF, libre acceso a la futura capacidad disponible de los sistemas de transporte y distribución sobre una base no discriminatoria. Bajo la Ley de Gas Natural, los productores de gas natural están autorizados a prorrogar los derechos contractuales sobre la capacidad de transporte y distribución durante el período de transición referido anteriormente y durante los cuatro años posteriores a la finalización de dicho período.

Transporte

La Ley de Hidrocarburos establece la adjudicación por parte del Poder Ejecutivo de concesiones a 35 años para el transporte de petróleo, gas y productos petrolíferos, mediante la presentación de ofertas competitivas. Los titulares de concesiones de explotación tienen derecho a recibir una concesión de transporte para su propia producción. El plazo de las concesiones de transporte puede prorrogarse por un período adicional de diez años mediante solicitud al Poder Ejecutivo. El titular de una concesión de transporte tiene el derecho de transportar petróleo, gas y derivados del petróleo y de construir y operar conductos, instalaciones de almacenamiento, estaciones de bombeo, plantas compresoras, caminos y líneas ferroviarias, así como otras instalaciones y equipos necesarios para la eficiente operación de un sistema de conductos. Si bien el titular de una concesión de transporte está obligado a transportar hidrocarburos sobre una base no discriminatoria para terceros por una tarifa, esta obligación se aplica a los productores de petróleo o gas sólo en la medida en que los titulares de las concesiones tengan un excedente en la capacidad de transporte disponible y se encuentra expresamente subordinada a las necesidades de transporte del titular de la concesión. Las tarifas de transporte están sujetas a la aprobación de la Secretaría de Energía. Al vencimiento de la concesión de transporte, los conductos e instalaciones accesorias revierten en forma automática al Gobierno Argentino sin pago alguno al titular. Sin embargo, la Sociedad tiene conocimiento de que la Secretaría de Energía se encuentra analizando la conveniencia de modificar las disposiciones de la Ley de Hidrocarburos que garantizan a los titulares de concesiones de transporte derechos de preferencia para transportar su propia producción. Los gasoductos y sistemas de distribución vendidos como consecuencia de la privatización de Gas del Estado están sujetos a un régimen diferente bajo la Ley de Gas Natural, en virtud de la cual también es posible otorgar concesiones de transporte y distribución de gas natural. La Ley de Privatización otorgó a YPF una concesión de transporte por 35 años con respecto a los conductos que YPF operaba en ese momento.

Refinación

Las actividades de refinación del petróleo realizadas por productores o terceros están sujetas a requisitos de registro y normas de seguridad y medio ambiente del Gobierno Argentino y a la legislación provincial sobre medio ambiente e inspecciones municipales sanitarias y de seguridad. Para operar una refinería en la Argentina es necesario también inscribirse en el Registro de Compañías Petroleras de la Secretaría de Energía. Las tres refinerías que la Sociedad opera están registradas de tal forma. El registro se otorga en base a estándares financieros y técnicos generales.

Regulación del Mercado

Conforme a la Ley de Hidrocarburos y a los Decretos de Desregulación del Petróleo, los titulares de concesiones de explotación tienen derecho a producir petróleo y gas y al dominio sobre dicha producción, pudiendo disponer de la misma sin restricciones en el mercado. En consecuencia, la Sociedad y las empresas privadas productoras de petróleo y gas bajo contratos de servicios con YPF luego de la conversión de tales contratos en concesiones de explotación, pueden vender su producción en el mercado nacional o exportarla y los refinadores pueden obtener petróleo de proveedores de la Argentina o del exterior.

La Ley de Hidrocarburos autoriza al Poder Ejecutivo a regular los mercados argentinos de petróleo y gas y prohibe la exportación de petróleo durante cualquier período en el cual el Poder Ejecutivo considere que la producción nacional resulta insuficiente para satisfacer la demanda interna. En caso de que el Poder Ejecutivo restrinja la exportación de petróleo y de derivados del petróleo o la libre disposición de gas natural, los Decretos de Desregulación del Petróleo establecen que los productores, refinadores y exportadores recibirán un precio, en el caso de crudo y productos derivados del petróleo, no inferior al precio del petróleo y de los productos derivados del petróleo similares importados y, en el caso de gas natural, no inferior al 35% del precio internacional por metro cúbico del petróleo liviano de Arabia, 34º API.

Impuestos

Los titulares de permisos de exploración y concesiones de explotación están sujetos al pago de impuestos federales, provinciales y municipales y derechos aduaneros ordinarios sobre las importaciones. La Ley de Hidrocarburos otorga a los titulares una garantía legal contra nuevos impuestos y determinados aumentos impositivos a nivel provincial y municipal. Los titulares de permisos de exploración y concesiones de explotación deben pagar un canon anual en base a la superficie del área en cuestión. Además, la "ganancia neta" (según se define en la Ley de Hidrocarburos) de los titulares de permisos o concesiones derivada de tal actividad está sujeta a un impuesto a las ganancias especial del 55%. Este impuesto nunca se ha aplicado. En su reemplazo, cada permiso o concesión otorgada a una entidad que no sea la Sociedad establece que su titular está sujeto al régimen tributario general argentino y un decreto del Poder Ejecutivo dispone que la Sociedad también está sujeta al régimen impositivo general de la Argentina.

Con posterioridad a la introducción de precios de mercado para derivados del petróleo en relación con la desregulación de la industria del petróleo, la Ley 23.966 (la "Ley de Impuesto a los Combustibles") estableció un impuesto a las transferencias de ciertos tipos de combustibles, sobre una base volumétrica reemplazando el anterior régimen del impuesto a los combustibles que se basaba en el precio regulado.

La Privatización de la Sociedad

Decreto de Transformación

El Decreto 2778/90, dictado el 31 de diciembre de 1990 (el "Decreto de Transformación"), estableció la transformación de la Predecesora de una sociedad del estado regida por la Ley 20.705 a una sociedad anónima regida por la Ley 19.550 (la "Ley de Sociedades") y cambió su nombre a YPF Sociedad Anónima, con efectos a partir del 1º de enero de 1991. El Decreto de Transformación, estableció que las normas aplicables a los entes públicos y las empresas estatales no serían de aplicación para la Sociedad, pero que (i) todos los beneficios impositivos y tarifarios otorgados a la Sociedad en su carácter de empresa del estado permanecerían en vigencia en tanto el Gobierno Argentino fuera titular de todas sus acciones y (ii) la Sociedad continuaría siendo considerada una "empresa del estado" bajo la Ley de Hidrocarburos durante el período en el cual el Gobierno Argentino continuara siendo titular de la mayoría de su paquete accionario.

El Decreto de Transformación también aprobó un Plan de Transformación Global para la Sociedad, conforme al cual ciertos activos productivos de la Sociedad, incluidas algunas refinerías e instalaciones de transporte se ofrecieron para la venta o la asociación, y se licitaron derechos de asociación para la exploración de áreas de petróleo y gas en las cuencas Austral y Noroeste. La transformación y todas las transacciones, directa o indirectamente resultantes de la transformación, fueron eximidas de todos los impuestos federales.

Ley de Privatización.

El 6 de noviembre de 1992 entró en vigencia la Ley 24.145 de Federalización de Hidrocarburos y Privatización de YPF (la "Ley de Privatización"). De acuerdo con la Ley de Privatización, en julio de 1993 YPF realizó una oferta a nivel mundial de 160.000.000 de Acciones Clase D, representativas de aproximadamente el 45% de las acciones en circulación de YPF, que hasta ese momento pertenecían al Gobierno Argentino. Juntamente con la realización de dicha oferta, el Gobierno Argentino transfirió aproximadamente 61.000.000 Acciones Clase B a las Provincias, representativas de aproximadamente el 18% de las acciones en circulación de YPF y realizó una oferta a los tenedores de bonos provisionales y otros reclamos, transfiriéndoles aproximadamente 46.100.000 Acciones Clase D representativas de aproximadamente 13% de las acciones en circulación de YPF. Como resultado de estas transacciones, el porcentaje de participación del Gobierno Argentino en el capital accionario de YPF se redujo del 100% a aproximadamente 30%, incluyendo acciones que se reservaron para ser ofrecidas a los empleados de YPF en términos y condiciones a ser determinados por el Gobierno Argentino de acuerdo con la ley argentina. Esas acciones reservadas representaban el 10% del capital de YPF.

La Ley de Privatización otorgó a la Sociedad permisos de exploración y concesiones de explotación bajo la Ley de Hidrocarburos en las áreas especificadas en dicha ley. No se requirió a la Sociedad pago alguno por el otorgamiento de tales permisos de exploración y concesiones de explotación. Ver "Desregulación y Desmonopolización de la Industria Argentina de Petróleo y Gas" para una descripción de los principales derechos y obligaciones de los titulares de permisos de exploración y concesiones de explotación bajo la Ley de Hidrocarburos. De acuerdo a la Ley de Reforma del Estado, se vendieron ciertos activos de la Sociedad distintos de los derechos de exploración y explotación sobre áreas de petróleo y gas con la condición de que los compradores de esos activos no adquieran una posición dominante en el mercado. La Ley de Privatización transfirió a la Sociedad la titularidad de todos los bienes inmuebles de propiedad del Gobierno Argentino (y, al momento de la aceptación de dicha ley por cada provincia, de propiedad de dicha provincia) en donde esté ubicada cualquier instalación productiva fija de la Sociedad actualmente en uso.

La Ley de Privatización transfirió a las provincias la titularidad de las reservas de petróleo y gas situadas dentro de sus territorios. En el caso de reservas sobre las que existan permisos de exploración y concesiones de explotación (incluidos aquellos concedidos a la Sociedad por la Ley de Privatización y aquellos a otorgarse al momento de convertirse ciertos contratos de servicios y contratos de riesgo) dicha transferencia se producirá al vencimiento de tales permisos o concesiones. La transferencia será efectiva con posterioridad a la adopción de las reformas a la Ley de Hidrocarburos a fin de adaptar dicha ley a la Ley de Privatización. El Gobierno Argentino conservó la titularidad de los hidrocarburos situados en la Capital Federal, en el lecho del Río de la Plata y de los situados sobre la plataforma continental más allá del límite asignado a las provincias. La Ley de Privatización estableció la formación, dentro de los 30 días, de una comisión para considerar y proponer, antes del 31 de diciembre de 1992, las reformas a la Ley de Hidrocarburos antes mencionadas. El Poder Ejecutivo designó en enero de 1993 dicha Comisión, compuesta por cuatro miembros en representación del Congreso Argentino, dos miembros designados por las provincias productoras de hidrocarburos y cuatro miembros designados por el Poder Ejecutivo y está en la actualidad preparando proyectos de reformas a la Ley de Hidrocarburos.

Indemnidad del Gobierno Argentino por Ciertos Pasivos Anteriores a 1991

La Ley de Privatizaciones establece que el Gobierno Argentino será responsable de todas las contingencias que surjan de los eventos o transacciones que habían ocurrido, actos u operaciones que habían sido completados al 31 de diciembre de 1990.

A fin de obtener el beneficio de dicha presunción, la Sociedad tiene que seguir ciertos procedimientos, incluyendo los requisitos de notificar al Ministerio de Economía de ciertas cuestiones en relación con reclamos y reclamos potenciales.

Sobre la base de principios legales relacionados con los juicios en contra de la Sociedad, las normas sobre prescripción aplicables, las reservas que previamente han sido establecidas y la interpretación del Gobierno Argentino con respecto a las contingencias anteriores a 1991, la Dirección de la Sociedad no prevé que el resultado de dichos juicios tengan un efecto adverso significativo en la condición financiera de la Sociedad, o en el resultado futuro de sus operaciones.

ADMINISTRACION Y FISCALIZACION DE LA SOCIEDAD

La presente síntesis está condicionada en su totalidad con referencia al estatuto de la Sociedad (el "Estatuto").

Dirección

Disposiciones Generales

El Directorio actualmente está integrado por los siguientes directores:

Clase de acciones Director Cese en

Nombre representadas desde el cargo

Roberto Monti (1) D 1997 1999
Miguel Madanes D 1993 2000Nells León (1) D 1991 1999

Mario L. Piñeiro D 1992 2000
Bayless A. Manning (1) D 1993 1999
Carlos de la Vega D 1993 2000
João Carlos de Luca D 1998 2000
A. Clark Johnson D 1998 2000

Ernst Schneider (1) D 1993 1999
Patricio Perkins (1) D 1995 1999

Italo A. Luder A 1995 2000
Alfonso Cortina de Alcocer (2) A 1999 1999

En la Asamblea de Accionistas que se celebrará e1 27 de abril de 1999 se propondrá a los Señores accionistas la reelección de los Señores Roberto Monti, Nells León, Ernst Schneider y Patricio Perkins, y la designación del Señor Dexter Peacock en reemplazo de la vacante que producirá el retiro del Señor Bayless A. Manning.
Acutalmente el Señor Alfonso Cortina representa a las acciones Clase A. En la Asamblea de Accionistas del 27 de abril de 1999 se propondrá a los señores accionistas la designación del Señor Alfonso Cortina como representante de las acciones Clase D.

Se indica a continuación la actual ocupación y una breve reseña laboral de cada director en ejercicio de YPF:

El Señor Roberto Monti es actualmente Presidente de YPF S.A. Durante el año 1997, se desempeñó como Vicepresidente Ejecutivo y Gerente General de YPF S.A. Fue Presidente y Gerente General de Maxus Energy Corporation desde agosto de 1995, luego de una vinculación de 32 años con el Grupo Schlumberger, siendo su último cargo el de Presidente de Dowell Worldwide, una subsidiaria de Schlumberger con sede en Paris. Es Ingeniero Electromecánico egresado de la Universidad de Buenos Aires. Es director de Maxus Energy Corporation y de Hydrocarbon RE Ltd. (Bahamas). No posee títulos valores de la Sociedad.

El Señor Miguel Madanes es actualmente Vicepresidente de YPF. Fue anteriormente Presidente de YPF en el año 1997 y director desde 1991 a 1992 y desde 1993 hasta la fecha. Desde 1995 hasta 1997 se desempeñó como Vicepresidente Ejecutivo de la Sociedad. Desde 1968 hasta 1986 fue gerente general de Fate S.A. y fue Presidente de Elf S.A. hasta 1992. Es también Presidente de Nuem S.A. y de Pentex S.A. Es titular de 2.370 acciones clase D.

El Señor Nells León ha estado vinculado con YPF desde 1990 y, anteriormente, desde 1956 a 1977 y desde 1983 a 1987, habiendo sido Presidente en 1975 y desde 1995 hasta 1997. El Sr. León es Ingeniero Civil graduado en la Universidad Nacional del Litoral. Es Presidente de YPF Exploration and Production Overseas Inc., Director de Maxus Energy Corporation y Presidente de YPF International Ltd. No posee títulos valores emitidos por la Sociedad.

El Señor Mario L. Piñeiro es director de YPF desde 1992 y fue Presidente de YPF por ocho meses en 1982. Anteriormente, estuvo relacionado con General Electric S.A., Papelera Río Paraná S.A. e Hidronor S.A., donde fue Presidente durante cuatro años. Es graduado en Ingeniería Civil en la Universidad de Buenos Aires. Es titular de 10.000 acciones clase D.

El Señor Bayless A. Manning es Presidente de Manning Companies y director de IBJ Schroder Bank & Trust CD. Fue director de Aetna Insurance Company desde 1969 hasta 1993 y anteriormente se desempeñó como director de dichas importantes sociedades, incluyendo Scovill y Genesco. Su experiencia profesional incluye 11 años como abogado especialista en finanzas, socio en la firma neoyorquina Paul, Weiss, Rifkind, Warton & Garrison y ocho años como Decano de la Facultad de Derecho de la Universidad de Stanford. Fue, además, Presidente del Consejo de Relaciones Exteriores y se desempeñó en los Departamentos de Estado y de Comercio de los Estados Unidos de América. Es Director de Process Technologies Inc. Es titular de 1.080 acciones clase D.

El Señor Carlos de la Vega fue Presidente de la Cámara Argentina de Comercio desde 1988 hasta 1993. Fue también Presidente de la Asociación Ibero Americana de Cámaras de Comercio desde 1990 hasta 1992. Además, ha sido director de Ciba Geigy Argentina S.A.I.C. y F. Es Director de Luncheon Tickets S.A. y de La Caja ART. Es titular de 490 acciones clase D.

El Sr. João Carlos de Luca, quien desarrollara una extensa carrera en Petrobras, fue recientemente designado Presidente de YPF Brasil. Renunció al Directorio de Petrobras en 1995 y fue asesor de Braspetro, el brazo internacional de Petrobrás, hasta noviembre de 1997. El Sr. de Luca es ingeniero civil egresado de la Universidad Federal de Paraná, Brasil y es egresado del Centro de Entrenamiento de Ingeniería de Petrobrás con el título de ingeniero en petróleo. Es Presidente de YPF Brasil S.A. y Vicepresidente del Consejo de Administración de Refineria de Petróleos Manghinhos S.A. No posee títulos valores de la Sociedad.

El Sr. A. Clark Johnson se desempeñó como Presidente del Directorio y CEO de Union Texas Petroleum Corporation (1985-1995). Anteriormente se desempeñó como Vicepresidente Ejecutivo de Allied Corporation. Actualmente integra el directorio de diversas compañías e instituciones en los Estados Unidos de América: el Harveford College, el Houston Museum of Fine Arts, el American Petroleum Institute y el National Petroleum Council, entre otros. El Sr. Johnson es Licenciado en Ciencias Políticas egresado del Harveford College y posee un Master en Administración de Negocios (MBA) en la Universidad de Pennsylvania. Es titular de 1.000 ADR de la Sociedad.

El Señor Ernst Schneider es Presidente del Directorio de Leu Holding y Bank Leu Ltd. y miembro del Directorio de CS Holding Ltd. CS Holding Ltd., controla indirectamente CS First Boston Group, Inc., y sus subsidiarias. Con anterioridad, fue Vicepresidente y miembro del Directorio de Credit Suisse. Antes de pertenecer a Credit Suisse fue Vicepresidente Ejecutivo y Jefe del International Banking Group del Irving Trust Company. Es Presidente de Cementia Holding Ltd., Zurich, de Interholco Ltd. Baar, de ANBE AG, Baar y de PSA International Ltd., Geneva y Director de Art Focus Ltd., Zurich, Asland S.A. Madrid, Perlmooser Zementwerke AG, Viena y de Substantia Ltd., Chur. No posee títulos valores de la Sociedad.

El Señor Patricio Perkins es Gerente Ejecutivo de la representación en Buenos Aires de Oppenheimer & Co. desde 1993 y Presidente de Aguas Argentinas S.A. desde abril de 1995. Comenzó su carrera como ingeniero de campo de Hughes Tool Argentina, alcanzando luego el cargo de Vicepresidente Ejecutivo y Gerente General en 1985 y Presidente de Hughes Tool Argentina y Vicepresidente de Operaciones para Sudamérica de Hughes Tool Company en 1987. Se desempeñó como director de la privatización de Gas del Estado S.E. Es Ingeniero Industrial egresado de la Universidad Católica Argentina y posee un posgrado en Ingeniería de Petróleo de la Universidad de Buenos Aires. No posee títulos valores de la Sociedad.

El Señor Italo A. Luder es abogado y posee el grado de Doctor en Ciencias Jurídicas y Sociales. Ha ocupado diversos cargos públicos entre los que se destacan el de Presidente Provisional de la República Argentina, Presidente del Senado de la Nación y Presidente del Parlamento Latinoamericano, entre otros cargos de alta jerarquía. También ha sido profesor universitario y dirigido institutos de investigación científica y publicado libros y trabajos sobre su especialidad. No posee títulos valores de la Sociedad.

El Sr. Cortina de Alcocer es Presidente del Grupo Repsol y Consejero de Ferrovial y del Banco Bilbao Viscaya habiendo formado parte del directorio de numerosas empresas y entidades. En 1995 obtuvo el premio al empresario del año en España. El Sr. Cortina de Alcocer es ingeniero superior industrial por la ETSII de Madrid. No posee títulos valores de la Sociedad.

Elección de Directores

El Estatuto prevé un Directorio compuesto por doce miembros titulares e igual o menor número de suplentes para servir por términos escalonados de dos años.

La ley argentina exige que la mayoría de los directores de la Sociedad sean residentes en la Argentina. Todos los directores deben constituir domicilio legal en la Argentina.

Los directores duran dos años en sus cargos y se renuevan anualmente por mitades. Los directores pueden ser reelegidos indefinidamente. La Clase A elegirá dos directores titulares y dos suplentes mientras las acciones de dicha clase representen por lo menos el 20% del capital social a la fecha de inscripción del Estatuto en el Registro Público de Comercio, y un director titular y un suplente mientras las mismas acciones representen entre el 5% y el 20% del capital social antes indicado.

La Clase B elegirá un director titular y un suplente mientras las acciones de esa clase representen el 5% o más del capital social emitido al tiempo de la convocatoria de la respectiva asamblea.

La Clase C elegirá un director titular y un suplente mientras las acciones de esa clase representen el 5% o más del capital social emitido al tiempo de la convocatoria de la respectiva asamblea.

Las Clases A y B, votando como una sola clase, elegirán un director titular y un suplente cuando ninguna de dichas clases alcance a tener el 5%, ya sea del capital social a la fecha de inscripción del Estatuto en el Registro Público de Comercio para la Clase A, o del capital social a la fecha de la convocatoria de la respectiva asamblea para la Clase B, pero en conjunto representen por lo menos el 5% del capital social emitido al tiempo de la convocatoria de la respectiva asamblea.

La designación del resto de los directores titulares y suplentes corresponderá a la Clase D. En ningún caso el número de directores a ser elegidos por la Clase D será menor a ocho titulares y un número igual o menor de suplentes. Cuando alguna o cualquiera de las Clases A, B o C careciera o perdiera sus derechos a elegir directores, dicha clase podrá votar conjuntamente con las acciones de la Clase D.

Si no hubiere ninguna acción de la Clase D presente en una asamblea en segunda convocatoria convocada para elegir directores, los directores de dicha clase serán elegidos por los accionistas de las restantes clases votando conjuntamente como una sola clase.

De acuerdo con el porcentaje que representa cada clase de acciones a la fecha del presente Prospecto, la Clase A tiene derecho a elegir un director, y la clase D once directores.

Los accionistas de la Clase D pueden ejercer el derecho de voto acumulativo para la elección de directores.

Todo accionista o grupo de accionistas de la Clase D que represente más del 3% de las acciones de dicha clase podrá requerir que se envíe a todos los accionistas de esa clase la lista de candidatos que propondrá en la asamblea convocada para elegir directores. Asimismo, el Directorio podrá proponer candidatos a ser elegidos por las distintas clases y sus nombres se comunicarán a todos los accionistas junto con las listas propuestas por los accionistas de la Clase D. Lo expuesto no impedirá que los accionistas presentes en la asamblea propongan candidatos no incluidos en las propuestas mencionadas. Si algún accionista se opone a la elección de directores por lista, la misma se efectuará individualmente. En ese caso, las personas incluidas en las listas podrán ser nominadas individualmente.

El Estatuto prevé que el Directorio se reúna, como mínimo, una vez por bimestre, sin perjuicio de que el Presidente del Directorio, o quien lo reemplace, debe citar al Directorio cuando lo solicite cualquiera de los directores. La convocatoria se hará en este último caso, por el Presidente del Directorio, para llevar a cabo la reunión dentro del quinto día de recibido el pedido; en su defecto, la convocatoria podrá ser efectuada por cualquiera de los directores. El quórum se constituye con la presencia de la mayoría absoluta de sus miembros. En caso de que en una reunión convocada regularmente, una hora después de la fijada en la convocatoria, no se hubiere alcanzado quórum, el Presidente o quien lo reemplace podrá invitar al suplente o a los suplentes de las clases correspondientes a los ausentes a incorporarse a la reunión hasta alcanzar el quórum mínimo. El Directorio adopta sus resoluciones por el voto de la mayoría de los presentes y el Presidente tiene derecho a voto y doble voto en caso de empate.

Directores Suplentes

Los siguientes son directores suplentes de la Sociedad:

Nombre Clase de acciones

representadas

Dexter Peacock Clase D

Antonio Allegretta Clase D

Marcelo Guiscardo Clase D

Carlos A. Olivieri Clase D

Enrique Pourteau Clase D

Norberto E. Noblía Clase D

Pablo del Amo Clase D

Remigio Giacomel Clase D

Bernard Gremillet Clase D

Hugo Martini Clase D

Miguel Angel Remón Gil Clase A

Eugenio Pendas Clase A

El Sr. Dexter Peacock es socio de Andrews & Kurth (Abogados), firma que presta servicios a la Sociedad, desde 1975 a la fecha. Es Director del Texas Commerce Bank N.A. y de Maxus Energy Corporation. No posee títulos valores de la Sociedad.

El Sr. Miguel Angel Remón Gil es doctor ingeniero en minas y licenciado en ciencias empresariales. Se ha desempeñado como funcionario de Campsa, Eniepsa y el Instituto Nacional de Hidrocarburos de España. Actualmente es miembro del Consejo Ejecutivo de Repsol, responsable de Repsol en Latinoamérica y miembro del Consejo y la Comisión Delegada de Gas Natural. No posee títulos valores de la Sociedad.

El Sr. Eugenio Pendas es Licenciado en Economía y ha desempeñado diversos cargos en el Ministerio de Economía y Obras y Servicios de la Nación. Es Director de Papel Prensa S.A. y de Inversora Santa Esperanza S.A. Es titular de 4.800 acciones clase D.

Las reseñas de los restantes directores suplentes se incluyen más abajo.

Derechos y Obligaciones de los Directores

Bajo la ley argentina, los directores tienen la obligación de desempeñar sus funciones con lealtad y la diligencia de un buen hombre de negocios. Los directores son responsables ilimitada y solidariamente respecto de la Sociedad, los accionistas y los terceros por el mal desempeño de sus funciones, por violaciones a las leyes, el Estatuto de la Sociedad y por el daño causado por fraude, abuso de autoridad o negligencia. Bajo la ley argentina, el Estatuto, el reglamento o la asamblea de accionistas pueden asignar funciones específicas a los directores. En dichos casos, las responsabilidades de un director serán determinadas respecto del desempeño de dichas funciones, siempre y cuando ciertos requisitos sean cumplidos. Bajo la ley argentina, los directores no pueden realizar actividades en competencia con la Sociedad sin expresa autorización de la asamblea de accionistas. En la Asamblea Anual de Accionistas de 1999, se le solicitará a los accionistas de YPF la autorización prevista por ley con respecto a los señores Alfonso Cortina de Alcocer, Miguel Angel Remón Gil y José Ramón Blanco Balín, por estar éstos vinculados con Repsol. Ciertas operaciones entre directores y la Sociedad están sujetas a procedimientos de ratificación establecidos por leyes argentinas.

Un director no será responsable si, no obstante su presencia en la reunión en la cual la resolución fue adoptada o su conocimiento de dicha resolución, deja constancia escrita de su oposición a ella e informa su oposición a la Comisión Fiscalizadora antes de que se realice un reclamo en su contra.

Funcionarios Ejecutivos

El Presidente de la Sociedad, que de acuerdo al Estatuto de la Sociedad debe ser director de la Clase D, es elegido por el Directorio por el término de dos años.

Los funcionarios ejecutivos de la Sociedad y sus respectivos cargos, los cuales no integran el órgano de administración de la Sociedad, con excepción del cargo de Presidente, son los siguientes:

Nombre Cargo

Roberto Monti Presidente

Enrique Pourteau Vicepresidente de Industrialización y Comercialización.

Remigio Giacomel Vicepresidente de Exploración y Producción

Mario Rosso Vicepresidente de Exploración y Producción Internacional

Marcelo Guiscardo Vicepresidente de Desarrollo de Nuevos Negocios

Norberto E. Noblía Vicepresidente de Asuntos Legales

Carlos A. Olivieri Vicepresidente de Finanzas y Control

Pablo del Amo Vicepresidente de Recursos Humanos

Hugo Martini Vicepresidente de Relaciones Institucionales

Antonio Allegretta Vicepresidente de Lubricantes

Bernard Gremillet Vicepresidente de Ingeniería y Tecnología

João Carlos de Luca Presidente de YPF Brasil

A continuación se reseñan brevemente los antecedentes de los funcionarios ejecutivos (excepto los directores que están incorporados más arriba).

El Ing. Enrique Pourteau es Vicepresidente de Industrialización y Comercialización de YPF S.A. desde diciembre de 1995. Luego de un breve período en Ford Motor Company, se vinculó con Hughes Tool Co. desempeñándose en áreas de ingeniería y producción. Ingresó a YPF en 1991 y fue designado para coordinar la Comisión de Transformación. Luego ocupó el cargo de Vicepresidente Adjunto de Ingeniería y Tecnología. Es ingeniero industrial graduado de la Universidad Católica Argentina. No posee títulos valores de la Sociedad. Es Director de Servired YPF S.A., Operadora de Estaciones de Servicios S.A., Concefé S.A., Petroken Petroquímica Ensenada S.A., Petroquímica Bahía Blanca S.A., YPF Perú S.A., YPF Chile S.A. y Petróleos Transandinos YPF S.A.

El Ing. Remigio Giacomel fue designado Vicepresidente de Exploración y Producción en enero de 1998, luego de una extensa carrera en el área de ingeniería y producción en Amoco Oil Company, en donde se desempeñó como Supervisor del Grupo de Ingeniería para América Latina y el Lejano Oriente y, recientemente, como Vicepresidente y Subgerente General de Amoco Argentina Oil Co. El Sr. Giacomel es Ingeniero Químico egresado de la Universidad de la Patagonia "San Juan Bosco". Es titular de 2.195 acciones clase D.

El Sr. Mario Rosso se desempeñó como Vicepresidente de Operaciones Internacionales de GeoQuest - Houston/Paris (1992 a 1998). Desde el año 1967 a 1992 desempeñó diversos cargos en Schlumberger Paris, New York y Singapur y cuenta con una vasta experiencia en el campo del petróleo. Es ingeniero nuclear egresado del Politecnico di Torino. No posee títulos valores de la Sociedad. Es Presidente de Maxus Energy Corporation.

El Señor Marcelo Guiscardo es Vicepresidente de Desarrollo de Nuevos Negocios desde el 1º de enero de 1998. Previamente se desempeñó como Vicepresidente de Exploración y Producción desde noviembre de 1993. Anteriormente estuvo vinculado con Exxon Corp. desde 1979 a 1993. El Sr. Guiscardo es ingeniero graduado en el Rutgers University con un título en Ingeniería. Es titular de 900 acciones clase D. Es Presidente de Empresa Petrolera Andina S.A. y Vicepresidente Ejecutivo de YPF Exploration and Production Overseas Inc.

El Dr. Norberto E. Noblía se ha desempeñado como Vicepresidente de Asuntos Legales y en otros puestos similares desde 1989. Con anterioridad estuvo vinculado con la Sindicatura General de Empresas Públicas desde 1975 hasta 1986. El Señor Noblía es Abogado graduado en la Universidad de Buenos Aires. Es titular de 5.500 acciones clase D. Es Director de Refinería del Norte S.A., de YPF Gas S.A., Petroken Petroquímica Ensenada S.A., Compañía Mega S.A. A&C Pipeline Holding, Empresa Petrolera Andina S.A. y Andina Corporation.

El Dr. Carlos A. Olivieri fue nombrado Vicepresidente de Finanzas y Control en abril de 1998. Previamente se desempeñó como Vicepresidente de Contraloría General desde 1993. Con anterioridad, fue Director de Contralor de Aerolíneas Argentinas S.A. desde 1991 hasta 1992, Director del Banco Central de la República Argentina en 1991 y Gerente Experimentado de Arthur Andersen & Co. desde 1974 hasta 1986. El Señor Olivieri se graduó en la Universidad de Rosario con el título de Contador Público. Es titular de 1.000 acciones clase D. Es Presidente de YPF Gas S.A., Director de YPF International Ltd. y Empresa Petrolera Andina S.A. y Síndico de Refinería del Norte S.A., Oleoductos del Valle S.A., Petroquímica Bahía Blanca S.A. y Polisur S.A.

El Ing. Pablo del Amo fue designado Vicepresidente de Recursos Humanos en mayo de 1997, desempeñándose anteriormente como Vicepresidente de Relaciones Industriales de Maxus Energy Corporation, en Dallas, Texas. En 1976, luego de una breve experiencia en Sudáfrica, ingresó en el Grupo Schlumberger, prestando servicios en Gran Bretaña, Argentina, Francia y México. En 1993, previo a su incorporación a Maxus, fue designado Gerente de Desarrollo de Negocios de OMNESS, un joint venture en el campo de las telecomunicaciones emprendido por Schlumberger y Cables & Wireless con sede en Houston, Texas. Tiene una Maestría en Ingeniería en Minas de la Universidad Politécnica de Madrid. No posee títulos valores de la Sociedad.

El Dr. Hugo Martini fue designado Vicepresidente de Relaciones Institucionales en mayo de 1997. Es también presidente del Comité de Relaciones Públicas de la Cámara Argentina del Petróleo y analista de política internacional para los diarios El Cronista y Ambito Financiero. Antes de ingresar a YPF se desempeñó como Vicepresidente de Relaciones Públicas con sede en Nueva York de E.D.F. Mana of London, donde también actuó como corresponsal de El Cronista. El Sr. Martini es abogado recibido en la Universidad de Buenos Aires. No posee títulos valores de la Sociedad.

El Ing. Antonio Allegretta es Vicepresidente a cargo de la División Lubricantes desde septiembre de 1995, habiendo ocupado anteriormente el cargo de Vicepresidente de Industrialización y Comercialización. Ocupó cargos directivos en Astra CAPSA (1990-1992) y Compañía Sol Petróleo S.A. (1980-1989). Es Ingeniero Químico egresado de la Universidad de Buenos Aires. No posee títulos valores de la Sociedad.

El Ing. Bernard Gremillet fue designado Vicepresidente de Ingeniería y Tecnología en mayo de 1997. Una prolongada vinculación con el Grupo Schlumberger lo ha llevado a ejercer posiciones tanto gerenciales como técnicas en el Extremo Oriente, Africa, Sudamérica y Europa. Fue nombrado en 1993 Vicepresidente y Gerente General del Schlumberger Systems Centre en Austin, Texas y posteriormente, en 1995, Vicepresidente de Marketing y Desarrollo de Productos de Schlumberger Oilfield Services, Nueva York. Es graduado de la Ecole Polytechnique y tiene una Maestría en matemática y mecánica. Es titular de 1.000 acciones clase D.

Comisión Fiscalizadora

El Estatuto establece una Comisión Fiscalizadora compuesta por tres síndicos titulares y tres suplentes por el término de un año. Mientras el total de las acciones de las Clases A, B y C represente, en conjunto, el 15% o más del capital social dos de los síndicos titulares y dos de los suplentes serán designados por los accionistas de la Clase D y los restantes síndicos titular y suplente serán elegidos por los accionistas de las Clases A, B y C, votando al efecto como integrantes de una sola clase. Cuando el total de las acciones de las Clases A, B y C sea inferior, en conjunto, al 15% del capital social, todos los síndicos titulares y suplentes serán elegidos por los accionistas de todas las clases de acciones votando conjuntamente.

Actualmente las Clases A, B y C poseen en su conjunto menos del 15% del capital social, por lo tanto los tres síndicos titulares y los tres suplentes de la Comisión Fiscalizadora serán elegidos por los accionistas de todas las clases de acciones votando en forma conjunta en la Asamblea Anual de Accionistas que se celebrará el 27 de abril de 1999.

La Comisión Fiscalizadora puede ser convocada por cualquiera de sus miembros; sesionará con la presencia de sus tres miembros y adoptará sus decisiones por mayoría. Bajo las leyes argentinas, la función de la Comisión Fiscalizadora consiste en efectuar un control de legalidad sobre el cumplimiento por parte del Directorio de las disposiciones de la ley de Sociedades Comerciales, Estatutos de la Sociedad y decisiones asamblearias. En el cumplimiento de sus funciones la Comisión no efectúa un control de gestión y, por lo tanto, no evalúa los criterios y decisiones empresarias de las diversas áreas de la Sociedad, dado que estas cuestiones son de responsabilidad exclusiva del Directorio. Dichas funciones incluyen la de asistir a todas las reuniones de Directorio, preparar un informe para los accionistas sobre los Estados Contables, asistir a las asambleas de accionistas y proveer información a pedido de los tenedores de al menos el 2% del capital accionario de la Sociedad. A continuación se indican la actual integración de la Comisión Fiscalizadora, el año de designación de cada uno de sus miembros y el año de finalización de su mandato:

Vencimiento

Nombre Miembro desde del Mandato

Titulares:

Carlos J. Priani (2) 1994 1999
Amador A. Díaz (1) 1998 1999
Mario E. Vázquez (1) 1993 1999

Suplentes:

Alessandra Minnicelli (1) 1996 1999

Orlando De Simone (1) 1994 1999

Homero Braessas (2) 1998 1999

En la Asamblea de Accionistas que se celebrará e1 27 de abril de 1999 se propondrá a los señores accionistas la reelección de los Señores Amador A. Díaz, Mario E. Vázquez, Alessandra Minnicelli y Orlando De Simone.
En la Asamblea de Accionistas del 27 de abril de 1999 se propondrá a los señores accionistas la designación del Señor Homero Braessas para cubrir la vacante que dejará el Señor Carlos J.Priani.

En la Asamblea de Accionistas del 27 de abril de 1999 se propondrá a los señores accionistas la designación del Señor Ernesto Viñes para cubrir la vacante que dejará el Señor Homero Braessas

El Sr. Mario E. Vázquez estuvo vinculado a Pistrelli, Díaz y Asociados - Arthur Andersen & Co. en Buenos Aires por más de 30 años, siendo Socio Gerente durante 23 de ellos. Se retiró de la empresa en 1993. Es Contador Público. Es Director de Banco Río de la Plata S.A., Corporación Metropolitana de Finanzas S.A., Heller Sud. Servicios S.A., Central Puerto S.A., Carbo San Luis S.A. y Buenos Aires Embotelladora S.A. y Síndico de SC Johnson & Son de Argentina e YPF Gas S.A. No posee títulos valores de la Sociedad.

El Sr. Amador A. Díaz es socio fundador de Pistrelli, Díaz y Asociados, miembro en Buenos Aires de Arthur Andersen desde el año 1959. Fue luego designado socio de la mencionada firma. Es profesor de la materia Planificación Impositiva en la escuela de post-grado de la Universidad de Buenos Aires y de Administración en la escuela de post-grado del CEMA. Es Contador Público y miembro de la Asociación Argentina de Derecho Tributario y de la IFA. Es Síndico de YPF Gas S.A., Comsergas S.A., Operadora de Estaciones de Servicios S.A., Lumarca S.A., Los Caldenes S.A. y Satya S.A. No posee títulos valores de la Sociedad.

El Dr. Carlos J. Priani inicialmente se desempeñó como abogado auditor del Ejército Argentino. Luego fue Asesor General del Gobierno de la Provincia de Buenos Aires (1958-1960) y Fiscal de Estado de la Provincia de Buenos Aires (1960-1962). Se desempeñó como Asesor de la Secretaría de Energía (1962-1963). Fue co-redactor de la Ley de Hidrocarburos N° 17.319 e intervino en la redacción de los decretos de desregulación petrolera (1989). Por más de 10 años ha sido Gerente de Asuntos Jurídicos de la SIGEP. Se desempeña como Asesor del Síndico General de la Nación. Es abogado egresado de la Universidad Nacional de La Plata. No posee títulos valores de la Sociedad.

El Dr. Orlando De Simone es socio de Cárdenas Cassagne y Asociados y fue abogado externo de YPF desde 1980 a 1982. Es abogado egresado de la Universidad de Buenos Aires. Es Director de Oleoductos del Valle S.A. y Síndico de Petroken Petroquímica Ensenada S.A. No posee títulos valores de la Sociedad.

El Sr. Homero Braessas es socio retirado de Pistrelli, Díaz y Asociados. Fue miembro de la Comisión Fiscalizadora del Banco Central de la República Argentina y fue asesor de su Presidente. Es Contador Público egresado de la Universidad de Buenos Aires. Es titular de 800 acciones clase D.

La Dra. Alessandra Minnicelli es titular del estudio jurídico Minnicelli y Jaramillo. Se desempeñó como asesora de diversos organismos provinciales y estatales. Es abogada egresada de la Universidad de Buenos Aires. No posee títulos valores de la Sociedad. Es Coordinadora de Asuntos Jurídicos del Ministerio de Economía y Obras Públicas y Síndico titular de Servicios Públicos Sociedad del Estado.

Remuneración y Titularidad de Acciones

La remuneración total devengada y percibida por todo concepto por los directores titulares y suplentes y por los funcionarios ejecutivos (28 personas) durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1998, fue de $ 9.239.582,79.

DESCRIPCION DEL ESTATUTO

A continuación se incluye una breve descripción del capital de la Sociedad y de algunas disposiciones relevantes del Estatuto. Esta descripción no es íntegra y debe ser completada con la lectura del Estatuto.

Generalidades

La predecesora de la Sociedad, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Empresa del Estado (más tarde Yacimientos Petrolíferos Fiscales Sociedad del Estado), fue constituida en 1955 como una empresa estatal. A partir del 1º de enero de 1991, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Sociedad del Estado fue transformada en una sociedad anónima y cambió su nombre por el de YPF Sociedad Anónima.

De acuerdo al Estatuto, el capital social de YPF es de $3.530.000.000 representado por 353.000.000 acciones ordinarias escriturales, de $10 valor nominal cada una y un voto por acción.

El capital se divide en cuatro clases de acciones ordinarias de acuerdo al siguiente detalle:

(i) Acciones Clase A, representativas, a la fecha de este Prospecto, de aproximadamente el 5,31% del capital social y cuyo titular es el Estado Nacional.

(ii) Acciones Clase B, representativas, a la fecha de este Prospecto, de aproximadamente el 4,7% del capital social y cuyo titular son diversas Provincias argentinas.

(iii) Acciones Clase C, representativas, a la fecha de este Prospecto, de aproximadamente el 0,43% del capital social. El Estado Nacional reservó en oportunidad de la privatización de la Sociedad un 10% de las Acciones de la Sociedad para ser destinadas a los empleados de la Sociedad bajo el régimen del PPP. El PPP nunca fue puesto legalmente en vigencia. Los empleados miembros del PPP solicitaron al Poder Ejecutivo Nacional la autorización para vender las acciones y precancelar el saldo impago del precio de compra. En virtud de esa solicitud, el Estado Nacional, como titular registral de las acciones, procedió a vender 33.794.525 acciones Clase C, las que se convirtieron en Clase D como consecuencia de tal transferencia. Aproximadamente 1.500.000 acciones Clase C no fueron vendidas y fueron reservadas para hacer frente a demandas judiciales entabladas por ex-empleados de la Sociedad contra el Estado Nacional.

(iv) Acciones Clase D, convertidas en tales por transferencia de Acciones Clase A del Estado Nacional a cualquier persona (salvo transferencias a provincias si una ley previamente lo autoriza), de Acciones Clase B de las Provincias a cualquier persona que no sea una Provincia, y de Acciones Clase C a cualquier persona fuera del PPP. A la fecha del presente Prospecto dichas acciones representan aproximadamente el 89.59% del capital social. Las Acciones Clase C se convirtieron en acciones Clase D, en virtud de su transferencia a terceros fuera del PPP.

Las Acciones Clase D no cambian de clase por ser eventualmente suscriptas o adquiridas por el Estado Nacional, las Provincias, otra persona jurídica de carácter público o por personal que participa en el PPP.

Transferencia de Acciones Clase A

Con fecha 11 de abril de 1995, el Poder Ejecutivo Nacional promulgó la ley 24.474 que modificó el artículo 8 de la ley 24.145 y autorizó al Estado nacional a reducir su tenencia del paquete accionario de la clase A de YPF hasta una sola acción.

Término de Duración de la Sociedad

El término de duración de la Sociedad es de 100 años contados a partir de la inscripción del Estatuto en el Registro Público de Comercio (hasta el 15 de junio del 2093).

IMPUESTOS

General

La descripción de los impuestos argentinos ha sido efectuada con el asesoramiento de Marval, O’Farrell & Mairal, asesores de la Sociedad en la República Argentina con relación a esta operación.

El siguiente resumen describe las principales consecuencias impositivas derivadas de la adquisición, titularidad y venta de las Obligaciones de acuerdo con las leyes impositivas argentinas, pero no pretende ser una descripción comprensiva de todas las consecuencias fiscales que puedan ser relevantes en la decisión de adquirir las Obligaciones.

Este resumen está basado en las leyes y reglamentaciones impositivas vigentes en la República Argentina a la fecha de este Suplemento del Prospecto y está sujeto a los cambios que pudieren entrar en vigor con posterioridad.

Se recomienda a los potenciales inversores consultar a sus asesores impositivos respecto de las consecuencias impositivas derivadas de la adquisición, titularidad y venta de las Obligaciones.

Las personas físicas o jurídicas residentes en el territorio argentino y las sucursales establecidas en la Argentina por sociedades constituidas en el extranjero están sujetas al pago del impuesto a las ganancias sobre la base de sus rentas a nivel mundial. Con respecto a los no residentes en general, la ley argentina adopta el principio de imposición a las ganancias que tienen fuente en el territorio del país.

Imposición sobre Intereses

Impuesto a las Ganancias

De acuerdo con la Ley de Obligaciones Negociables (Ley Nº 23.576 modificada por Ley Nº 23.962) los intereses derivados de las Obligaciones están exentos del impuesto a las ganancias siempre que se cumplan los siguientes requisitos (“los Requisitos”): (i) que las Obligaciones sean colocadas por oferta pública autorizada por la CNV, (ii) que los ingresos derivados de esta oferta, de acuerdo con las resoluciones sociales se apliquen a cualquiera de los siguientes fines: (a) inversión en activos físicos ubicados en la República Argentina; (b) integración de capital de trabajo en la República Argentina; (c) refinanciación de pasivos; (d) integración de aportes de capital en sociedades controladas o vinculadas al emisor cuyo producido se aplique exclusivamente a los destinos indicados en los puntos (a), (b) y (c) anteriores y (iii) el emisor acredite ante la CNV en el tiempo, forma y condiciones que ésta determine que los fondos obtenidos fueron invertidos de acuerdo con lo indicado en cualquiera de los puntos (a), (b), (c) o (d) anteriores. Las Obligaciones se emitirán de acuerdo con los Requisitos. El Programa en la Argentina ha sido aprobado por la Resolución Nº 12.570 de la CNV de fecha 18 de febrero de 1999. Si la Sociedad no cumple con los Requisitos, el artículo 38 de la Ley de Obligaciones Negociables establece que la Sociedad será responsable por el pago de cualquier impuesto que correspondiera al Tenedor como consecuencia del decaimiento de la exención. En tal caso, si una retención por impuesto a las ganancias con carácter de pago único y definitivo fuese aplicable, la Sociedad pagará montos adicionales de forma tal que los Tenedores perciban los intereses como si ninguna retención fuese aplicable. El Decreto Nº 1076/92, modificado por el Decreto 1157, y ambos ratificados por la Ley Nº 24.307, derogó la exención arriba descripta con respecto a aquellos contribuyentes residentes en Argentina que practican el ajuste por inflación impositivo previsto por el Título VI de la Ley de Impuesto a las Ganancias (generalmente, las entidades organizadas o registradas bajo la legislación argentina, las sucursales locales de sociedades extranjeras, las empresas unipersonales y los individuos que realicen determinadas actividades comerciales). Como consecuencia del Decreto Nº 1076, los intereses obtenidos por estos sujetos se encuentran alcanzados por el impuesto a las ganancias. Además estos contribuyentes estarán sujetos al Impuesto a las Ganancias por las utilidades que obtengan como consecuencia de la venta o disposición de las Obligaciones.

En la medida en que las Obligaciones cumplan con los Requisitos, toda prestación relativa a la oferta, subscripción, colocación, transferencia, amortización y cancelación estarán exentas del Impuesto al Valor Agregado. También están exentos del Impuesto al Valor Agregado los intereses de las Obligaciones, en la medida en que las mismas sean colocadas por oferta pública y cuenten con autorización de la Comisión Nacional de Valores.

Nuevo Impuesto Sobre Intereses Abonados por Emisores de Obligaciones Negociables y Determinados Tomadores de Préstamos.

La Ley N°25.063 del 30 de diciembre de 1998, creó un nuevo impuesto a ser abonado por determinados tomadores de préstamos, incluyendo los emisores de obligaciones negociables.

El impuesto grava con una alícuota del 15% a los intereses de deudas y otros costos financieros pagados por sociedades argentinas si dichos intereses son deducibles en la determinación del Impuesto a las Ganancias y provienen de obligaciones negociables en poder de personas no residentes en Argentina o de personas físicas y sucesiones indivisas residentes en Argentina, o préstamos otorgados por bancos argentinos.

En el caso de las obligaciones negociables, la carga del impuesto cae en cabeza del emisor de las mismas, quien es responsable del pago del impuesto.

Ganancias de Capital

De acuerdo a lo dispuesto por la Ley de Obligaciones Negociables, la ganancia derivada de la compraventa, cambio, permuta o cualquier otra forma de disposición de las Obligaciones estará exenta del Impuesto a las Ganancias. de acuerdo al decreto de Desregulación (Decreto 2284/91, ratificado por la Ley 24.307), aún en el caso de no reunirse los requisitos de la Ley de Obligaciones Negociables, el impuesto a las ganancias no sería aplicable a tales utilidades, obtenidas por inversores no residentes en la República Argentina. Esta exención, sin embargo, no es aplicable a los residentes argentinos que practican el ajuste por inflación impositivo previsto en el Título VI de la Ley del Impuesto a las Ganancias.

Tasa de Justicia

En caso de que se inicien acciones legales ante los Tribunales de la ciudad de Buenos Aires o Tribunales Federales de la República Argentina con respecto al cumplimiento de las Obligaciones que resultan de los títulos, el actor deberá abonar en concepto de tasa de justicia un importe equivalente al 3% del monto de la demanda.

Impuesto a los Bienes Personales

Las recientes reformas introducidas por la Ley Nº 24.468 han eliminado la exención que existía con anterioridad para las obligaciones negociables con oferta pública en Argentina, tales como las Obligaciones, en relación al Impuesto sobre los Bienes Personales. De acuerdo con dichas reformas, a partir del ejercicio 1995, las personas físicas y las sucesiones indivisas residentes en Argentina deben incluir a las Obligaciones adquiridas por ellos a partir del 24 de marzo de 1995 en la composición de su activo a efectos de determinar su responsabilidad tributaria en relación al Impuesto sobre los Bienes Personales. La alícuota de este impuesto es del 0,5% anual sobre la base del valor de la propiedad de que se trate al 31 de diciembre de cada año, con un monto no sujeto a impuesto de $ 102.300 (respecto de personas físicas y sucesiones indivisas domiciliadas en Argentina).

La Ley Nº 24.468 establece una presunción legal, que no admite prueba en contrario, en el sentido de que las obligaciones negociables de titularidad directa de una persona jurídica domiciliada fuera de la República Argentina, en un país que no aplique regímenes de nominatividad de los títulos valores privados, son consideradas de propiedad de personas físicas o sucesiones indivisas domiciliadas en Argentina y, por lo tanto, sujetos al Impuesto sobre los Bienes Personales. En ese supuesto, la ley establece una tasa de mayor del 1% y traslada la obligación de ingresar el tributo al Fisco a una persona física o una persona jurídica residente en Argentina (el “Responsable Sustituto”), quien está relacionado con los Títulos por medio de, entre otros supuestos, co-titularidad, depósito, custodia o administración. Dicho “Responsable Sustituto” tiene el derecho de reintegrarse el importe del impuesto ingresado, disponiendo de los bienes que dieron origen a la aplicación del impuesto.

La presunción legal precedente no es de aplicación a las siguientes personas jurídicas extranjeras que sean titulares directos de Títulos: (i) compañías de seguros, (ii) fondos abiertos de inversión, fondos de pensión y (iii) bancos o entidades financieras cuyas casas matrices estén constituidas o radicadas en países cuyos bancos centrales u organismos equivalentes hayan adoptado los estándares internacionales de supervisión bancaria establecidos por el Comité de Bancos de Basilea. No obstante lo expuesto en el párrafo anterior, en virtud del Decreto 812/96 del 24 de julio de 1996, la presunción legal arriba mencionada no es aplicable respecto de las obligaciones negociables con oferta pública autorizada por la Comisión Nacional de Valores y que se negocien en bolsas o mercados de valores de la Argentina o del exterior.

A fin de que la presunción no resulte aplicable y que el emisor no deba actuar como “Responsable Sustituto” respecto de las Obligaciones, el emisor debe tener en su poder una copia de la resolución de la Comisión Nacional de Valores, certificada por dicha autoridad, por la que se acuerda la autorización de oferta pública y constancia de su vigencia.

Otros Impuestos

No existen impuestos argentinos que graven la transferencia a título gratuito de las Obligaciones. Tampoco existen impuestos de sellos, tasas de registro o contribuciones similares que sean de aplicación a la simple tenencia de las Obligaciones.

INFORMES PROFESIONALES

Los balances generales de YPF al 31 de diciembre de 1998, 1997 y 1996 y los correspondientes estados de resultados, y de evolución del patrimonio neto y de origen y aplicación de fondos para cada uno de los ejercicios cerrados a dichas fechas incluidos en este Prospecto han sido auditados por Pistrelli, Díaz y Asociados, contadores públicos independientes, tal como se indica en sus informes con respecto a los mismos que se incluyen en el presente. Pistrelli, Díaz y Asociados es miembro de Arthur Andersen.

DESCRIPCIÓN DE LAS OBLIGACIONES

La creación del Programa ha sido autorizada por la asamblea general ordinaria de accionistas celebrada el 28 de abril de 1998. Las Obligaciones se emitirán periódicamente de conformidad con un Convenio de Fideicomiso (el "Convenio de Fideicomiso") celebrado entre la Sociedad y The Bank of New York, en calidad de Fiduciario (en tal calidad, el "Fiduciario", término que incluye a cualquier Fiduciario sucesor bajo el Convenio de Fideicomiso), Agente de Registro (en tal calidad, el "Agente de Registro") y Agente de Pago Principal (en tal calidad, el "Agente de Pago Principal"). El Banco Río de la Plata S.A. actuará como Agente de Pago en la Argentina (el Agente de Pago Principal y todos los demás Agentes de Pago, incluido cualquier agente de pago sucesor, se denominan colectivamente en el presente los "Agentes de Pago"). El Fiduciario ha designado al Banco Río de la Plata S.A., actualmente domiciliado en Bartolomé Mitre 480, 1036 Buenos Aires, Argentina, como su representante (el "Representante del Fiduciario") en la ciudad de Buenos Aires ("Buenos Aires") a efectos de recibir en su representación en la Argentina las notificaciones que le cursen los obligacionistas o tenedores de las Obligaciones (los "Tenedores") y de actuar en representación del Fiduciario en todo cuanto sea necesario.

La Sociedad podrá emitir Obligaciones que no estén sujetas a las disposiciones del Convenio de Fideicomiso y cuyos términos y condiciones serán establecidos en el correspondiente Suplemento del Prospecto. Estos términos y condiciones estarán sujetos a la aprobación previa de la Comisión Nacional de Valores (la "CNV").

Los términos de las Obligaciones incluyen las disposiciones contempladas en el Convenio de Fideicomiso y cada suplemento al Convenio de Fideicomiso elaborado con motivo de la emisión de cada serie de Obligaciones, y aquéllas incorporadas a éste por la Trust Indenture Act (Ley de Convenios Fiduciarios) de 1939 de los Estados Unidos de América, con sus reformas (la "TIA"). La siguiente descripción está condicionada en su totalidad por las disposiciones aplicables del Convenio de Fideicomiso, cuya copia se ha presentado a la CNV. Los términos en mayúscula que no se definan de otra forma más adelante o en algún otro capítulo de este Prospecto, tendrán los respectivos significados asignados a tales términos en el Convenio de Fideicomiso. Las Obligaciones que se emitan bajo el Convenio de Fideicomiso se emitirán en idioma inglés y tendrán una traducción al castellano efectuada por un traductor público matriculado en la Argentina. Estarán disponibles copias del Convenio de Fideicomiso para su inspección y fotocopiado por parte de los Tenedores durante el horario habitual de trabajo, en las oficinas del Fiduciario, del Representante del Fiduciario, del Agente de Registro, del Co-Agente de Registro y de los Agentes de Pago y de cualquiera de los demás Agentes de Pago con relación a las Obligaciones. Los Tenedores estarán sujetos a todas las disposiciones del Convenio de Fideicomiso y de las Obligaciones, disposiciones que se dan por notificadas y debidamente conocidas por los Tenedores.

Disposiciones Generales

Las Obligaciones constituirán obligaciones directas e incondicionales de la Sociedad y clasificarán pari passu sin que exista preferencia alguna entre ellas. En caso de emitirse sin garantía, las obligaciones de pago de la Sociedad bajo las Obligaciones clasificarán en todo momento en un pie de igualdad, en cuanto a la prioridad de pago, con todas las demás obligaciones sin garantías subordinadas, presentes y futuras de la Sociedad, que se encuentren pendientes. Las Obligaciones calificarán como "obligaciones negociables" conforme a la Ley 23.576, texto ordenado (la "Ley de Obligaciones Negociables").

Las Obligaciones podrán emitirse en una o más series. Las condiciones específicas de cada serie de Obligaciones y toda modificación o ampliación de los términos generales de las Obligaciones, tal como se los describe en el presente, que pueda aplicarse en el caso de una serie en particular de Obligaciones se describirá en el Suplemento del Prospecto relacionado con dicha serie de Obligaciones. En consecuencia, para obtener una descripción de los términos de una serie en particular de Obligaciones, se deberá consultar el Suplemento del Prospecto relacionado con dicha serie.

Los siguientes términos de las Obligaciones que se emitan, se especificarán en el correspondiente Suplemento del Prospecto: (1) tipo de Obligaciones; (2) cualquier límite al monto total de capital de las Obligaciones; (3) el porcentaje del monto de capital al cual se emitirán las Obligaciones y, de no tratarse del monto de capital de éstas, la porción del monto de capital pagadera al declararse la aceleración del vencimiento de éstas o el método mediante el cual se determinará tal porción; (4) la fecha o las fechas, o el método mediante el cual se determinará o prorrogará la o las fechas en las cuales será pagadero el capital de las Obligaciones; (5) la o las tasas de acuerdo a las cuales devengarán intereses las Obligaciones, si hubiera, o el método mediante el cual se determinará dicha tasa o tasas; (6) la o las fechas a partir de las cuales se devengarán intereses, si hubiera, sobre las Obligaciones o el método mediante el cual se determinará dicha fecha o fechas, las fechas en las cuales serán pagaderos dichos intereses, si hubiera, y la Fecha de Registro Ordinaria, si hubiera, para los intereses pagaderos sobre cualquier Título Nominativo de la serie en cualquier Fecha de Pago de Intereses, o el método mediante el cual se determinará cualquiera de tales fechas, y la base sobre la cual se calcularán los intereses, de ser distinta a la base de un año de 360 días de doce meses de 30 días; (7) el o los períodos, el o los precios, la Moneda y los demás términos y condiciones conforme a los cuales se pueden rescatar las Obligaciones en todo o en parte, a opción de la Sociedad; (8) de existir, la obligación de la Sociedad de rescatar, repagar o comprar las Obligaciones conforme a cualquier fondo de afectación al repaso, disposición análoga o a opción de un Tenedor de éstas y el o los períodos, o la o las fechas, el o los precios, la Moneda y los demás términos y condiciones conforme a los cuales se rescatarán, repagarán o comprarán Obligaciones en todo o en parte, conforme a dicha obligación; (9) si las Obligaciones deberán emitirse como Títulos Nominativos o como Títulos al Portador o en ambas formas, y si las Obligaciones serán emitidas en forma provisoria o permanente, en forma global, y de ser así, si los titulares beneficiarios de las participaciones en dicho título global permanente pueden canjear tales participaciones por Obligaciones de dicha serie y de igual tenor de cualquier forma y denominación autorizadas y las circunstancias en las cuales pueden efectuarse tales canjes, de ser en forma distinta a la dispuesta en el Convenio de Fideicomiso, y, si deben emitirse Títulos Nominativos de la serie como un título global, la identidad del depositario de dicha serie; (10) de no ser dólares estadounidenses, la Moneda en la cual se denominarán las Obligaciones y en la que se pagarán el capital (y la prima, si hubiera) y los intereses sobre las Obligaciones; (11)si el monto de los pagos de capital (y la prima, si hubiera) o intereses, si hubiera, de las Obligaciones puede determinarse con referencia al índice, fórmula u otro método (índice, fórmula o método que puede basarse en una o más Monedas, productos, índices de acciones u otros índices) y la forma en que se determinarán dichos montos; (12) si la Sociedad o el Tenedor puede elegir el pago del capital (y la prima, si hubiera) o intereses, si hubiera, sobre las Obligaciones en una o más Monedas distintas de aquélla en la cual se denominan o se declaran pagaderas las Obligaciones, el o los períodos y los términos y condiciones en los cuales puede efectuarse dicha elección y la oportunidad y forma de determinación del tipo de cambio correspondiente a la Moneda en la que se denominan o declararan pagaderas las Obligaciones y la Moneda en la cual deban pagarse de tal forma las Obligaciones; (13) el o los lugares, si hubiera, distintos o además de la ciudad de Nueva York, Nueva York, en donde serán pagaderos el capital (y la prima, si hubiera) y cualquier interés sobre las Obligaciones, en dónde podrán entregarse para el registro de transferencia cualesquiera Títulos Nominativos de la serie, en dónde podrán entregarse para el canje las Obligaciones y donde podrán cursarse las notificaciones a la Sociedad o demandas contra ésta con respecto a las Obligaciones y al Convenio de Fideicomiso; (14) de no tratarse de denominaciones de U$S1.000 y múltiplos enteros de dicha cifra, las denominaciones en las cuales se emitirán las Obligaciones de la serie y, de no tratarse de denominaciones de U$S5.000, la o las denominaciones en las que se emitirán los Títulos al Portador de la serie; (15) la identidad del Fiduciario de las Obligaciones y, de no tratarse del Fiduciario, del Agente de Registro de los Títulos y del Agente de Pago; (16) la inaplicabilidad a las Obligaciones de las disposiciones del Convenio de Fideicomiso descriptas en el presente bajo el capítulo "Liberación y Liberación de Compromisos" y cualesquiera disposiciones que modifiquen, se agreguen o reemplacen cualquiera de tales disposiciones; (17) la Persona a la cual deberán pagarse los intereses sobre los Títulos Nominativos de la serie, de ser distinta de la Persona a cuyo nombre se registre el Título (o uno o más Títulos Predecesores) al cierre de operaciones en una Fecha de Registro Ordinaria para dichos intereses, la manera en la cual, o la Persona a quien, deberán pagarse los intereses sobre los Títulos al Portador de la serie, de hacerse de una manera distinta a la presentación y entrega de los cupones correspondientes a éstos en sus diferentes fechas de vencimiento, y la medida o la manera en la cual deberán pagarse los intereses sobre un título global provisorio en una Fecha de Pago de Intereses, de hacerse de una manera distinta a la dispuesta en el Convenio de Fideicomiso; (18) si la Sociedad pagará y en qué circunstancias, Montos Adicionales (como se los define a continuación) sobre las Obligaciones en la forma contemplada en el Convenio de Fideicomiso a cualquier Tenedor que no sea una persona de los Estados Unidos (incluida cualquier modificación a la definición de dichos términos tal como figuran en el Convenio de Fideicomiso originariamente otorgado) con respecto a cualquier impuesto, gravamen o carga gubernamental y, de ser así, si la Sociedad tendrá la opción de rescatar las Obligaciones en vez de pagar dichos Montos Adicionales (y los términos de cualquiera de tales opciones); (19) las supresiones, modificaciones o ampliaciones de los Supuestos de Incumplimiento u obligaciones de la Sociedad con respecto a las Obligaciones, no importando si dichos Supuestos de Incumplimiento u obligaciones se corresponden con los Supuestos de Incumplimiento u obligaciones establecidas en el presente; (20) la fecha de los Títulos al Portador de la serie y de los títulos globales provisorios, de ser una fecha distinta a la de emisión original de la primera de las Obligaciones; (21) si las Obligaciones serán definitivas (ya sea al momento de la emisión original o al realizarse el canje de un título provisorio de dicha serie), sólo contra la recepción de determinados certificados u otros documentos o el cumplimiento de otras condiciones, la forma o los términos de tales certificados, documentos o condiciones; (22) la designación del Agente Cambiario original, si hubiera; (23) la forma de colocación de las Obligaciones y (24) cualesquiera otros términos de las Obligaciones. Asimismo, se hace referencia al suplemento del Prospecto relativo a una serie determinada de Obligaciones garantizadas con relación a los términos de cualquier Garantía y los Bienes sujetos a la misma (incluyendo disposiciones relativas a (i) mantenimiento o disposición de tales Bienes, (ii) liberación de la Garantía con relación a dichos Bienes y (iii) aplicación de los fondos recibidos por el Fiduciario con relación a dichos Bienes.

El Convenio de Fideicomiso dispone que las Obligaciones podrán emitirse en una o más series, en cada caso en la forma en que lo autorice periódicamente el Directorio de la Sociedad. El Convenio de Fideicomiso asimismo dispone que puede existir más de un Fiduciario bajo el Convenio de Fideicomiso, cada uno de ellos con respecto a una o más series diferentes de Obligaciones. Cuando dos o más Fiduciarios estén actuando cada uno con respecto a determinadas series, el término "Obligaciones" tal como se lo utiliza en el presente significará la o las series en relación con las cuales actúa cada Fiduciario. En el caso de que exista más de un Fiduciario bajo el Convenio de Fideicomiso, las facultades y obligaciones fiduciarias de cada Fiduciario, tal como aquí se las describe, se extenderán únicamente a la o las series de Obligaciones para las cuales actúa como Fiduciario. Si estuviera actuando más de un Fiduciario bajo el Convenio de Fideicomiso, entonces, las Obligaciones (ya sea que se trate de una o más de una serie) para las cuales actúe cada Fiduciario serán consideradas tal como si hubieran sido, de hecho, emitidas en virtud de convenios fiduciarios separados.

Las Obligaciones pueden emitirse bajo el Convenio de Fideicomiso como Obligaciones a descuento (sin devengar intereses o con intereses a una tasa que al momento de la emisión está por debajo de las tasas de mercado) a ser emitidas a precios inferiores a sus montos de capital declarados. Se describirán las consecuencias del impuesto federal a las ganancias vigente en los Estados Unidos y otras consideraciones especiales aplicables a cualesquiera de las Obligaciones a descuento.

El Convenio de Fideicomiso no contiene disposición alguna que pudiera limitar la capacidad de la Sociedad para incurrir en deudas. Cualquier supresión, modificación o ampliación de los Supuestos de Incumplimiento o de las obligaciones de la Sociedad en relación a las distintas series de Obligaciones, será informada en el correspondiente Suplemento del Prospecto.

Conforme al Convenio de Fideicomiso, la Sociedad podrá, además de emitir Obligaciones con términos diferentes a aquéllos aplicables a Obligaciones anteriormente emitidas, y no obstante no cuente con el consentimiento de los Tenedores, emitir Obligaciones adicionales de una serie ya emitida, por un monto a ser determinado por la Sociedad, excepto cuando el suplemento a este Convenio de Fideicomiso suscripto en oportunidad de la emisión de una serie de Obligaciones disponga lo contrario. No podrán emitirse nuevas series de la misma clase mientras las anteriores no estén totalmente suscriptas. En caso de que la serie a reabrir consista en obligaciones negociables, dicha reapertura estará sujeta a la aprobación de la Comisión Nacional de Valores de la República Argentina.

La Sociedad designará inicialmente a The Bank of New York para actuar como Fiduciario, Agente de Pago Principal y Agente de Registro de las Obligaciones. The Bank of New York será responsable de, entre otras funciones, (i) llevar un registro sobre la titularidad, canje y transferencia de las Obligaciones y aceptar las Obligaciones para su canje y transferencia, (ii) asegurar el debido pago de las sumas de capital y Montos Adicionales, si hubiera, e intereses recibidos de la Sociedad con motivo de las Obligaciones, a sus Tenedores registrados, (iii) transmitir a la Sociedad toda notificación u otra comunicación cursada por los Tenedores, y (iv) comunicar a los Tenedores la notificación del acaecimiento de cualquier Supuesto de Incumplimiento (tal como se define más adelante) tan pronto como sea posible luego de tomar conocimiento de ello.

Títulos Globales

Las Obligaciones de cada serie podrán emitirse en todo o en parte bajo la forma de uno o más Títulos Globales que serán depositados con un depositario (el "Depositario"), o por cuenta de él, identificado en el Suplemento del Prospecto relacionado con dicha serie. Los Títulos Globales podrán ser nominativos o al portador, y podrán ser provisorios o definitivos. Hasta tanto el Título Global se canjee en todo o en parte por las Obligaciones individuales (definitivas) por él representadas, el Título Global no podrá ser transferido excepto como un todo por el Depositario de dicho Título Global a un designatario de dicho Depositario o por un designatario de dicho Depositario, al Depositario u otro designatario de éste, o por dicho designatario o cualquiera de tales designatarios a un sucesor del Depositario o a un designatario de dicho sucesor.

Los términos específicos del acuerdo con el Depositario con respecto a las Obligaciones de cualquier serie se describirán en el Suplemento del Prospecto relacionado con dicha serie. La Sociedad prevé que se aplicarán a dichos acuerdos con los Depositarios disposiciones similares a las siguientes.

Al emitirse un Título Global, el Depositario acreditará, en su sistema de asientos de registro y transferencia, los respectivos montos de capital de las Obligaciones representadas por dicho Título Global en las cuentas de instituciones titulares de cuentas en el Depositario (los "Participantes"). La titularidad de las participaciones beneficiarias en un Título Global se limitará a los Participantes o a las personas que posean participaciones beneficiarias a través de los Participantes. La titularidad de las participaciones beneficiarias en dicho Título Global deberá constar en los registros llevados por el Depositario (con relación a las participaciones de los Participantes) y tales Participantes (con respecto a los titulares de participaciones beneficiarias a través de Participantes en dicho Título Global), y la transferencia de tales participaciones se realizará únicamente a través de dichos registros. Las leyes de determinadas jurisdicciones requieren que determinados compradores de títulos valores acepten la entrega física de dichos títulos valores cartulares. Dichas limitaciones pueden perjudicar la capacidad de transferir participaciones beneficiarias en un Título Global.

En tanto el Depositario o su designatario sea tenedor registrado y titular de dicho Título Global, el Depositario o dicho designatario, según el caso, serán considerados como el único titular y tenedor de las Obligaciones representadas por dicho Título Global, a todo efecto relacionado con las Obligaciones, y para cualquier fin conforme al Convenio de Fideicomiso. Con excepción de lo que se dispone más adelante, los titulares de participaciones beneficiarias en un Título Global no podrán tener registradas a su nombre las Obligaciones representadas por dicho Título Global, no recibirán ni tendrán derecho a recibir la entrega física de las Obligaciones cartulares y no serán considerados titulares o tenedores de éstas bajo al Convenio de Fideicomiso o bajo dicho Título Global.

Del mismo modo, toda persona que posea una participación beneficiaria en un Título Global debe respetar los procedimientos del Depositario y, si dicha persona no es un Participante, debe respetar los procedimientos del Participante a través de los cuales dicha persona es titular de su participación, a efectos del ejercicio de cualesquiera derechos de los tenedores de Obligaciones bajo el Convenio de Fideicomiso o bajo el referido Título Global. La Sociedad considera que, bajo las prácticas vigentes en la materia, si la Sociedad solicitara la adopción de una medida por parte de los Tenedores o si un titular de una participación beneficiaria en un Titulo Global deseara adoptar cualquier medida que el Depositario pueda llevar a cabo en su carácter de tenedor de tal Título Global, el Depositario autorizaría a los Participantes a adoptar dicha medida, y los Participantes autorizarían a los titulares beneficiarios que fuesen tales a través de los Participantes mencionados, a adoptar tal medida, o de otra forma actuarían según instrucciones de los titulares beneficiarios que son tales a través de éstos.

Sujeto a las restricciones que puedan establecerse en el Suplemento del Prospecto aplicable, toda suma de capital, prima o intereses pagaderos con respecto a las Obligaciones registradas a nombre o en poder de un Depositario o de su designatario, serán pagados al Depositario o a su designatario, según el caso, en su carácter de titular registrado o Tenedor del Título Global que representa dichas Obligaciones. Ni la Sociedad, ni el Fiduciario de dichas Obligaciones, ni cualquier Agente de Pago o el Agente de Registro de dichas Obligaciones tendrán responsabilidad u obligación alguna por ningún aspecto relacionado con los registros o los pagos a cuenta de las participaciones beneficiarias en cualquier Título Global que represente dichas Obligaciones o por mantener, supervisar o revisar los registros relacionados con dichas participaciones beneficiarias.

La Sociedad considera que el Depositario, ante la recepción de cualquier pago de capital o intereses con respecto al Título Global, acreditará inmediatamente dichos pagos a las cuentas de los Participantes pertinentes, en montos proporcionales a sus respectivas tenencias en el capital de las participaciones beneficiarias en dicho Título Global, según sea de los registros del Depositario. La Sociedad asimismo estima que los pagos de los Participantes a los titulares de participaciones beneficiarias en un Título Global se regirán por instrucciones permanentes de los clientes y prácticas corrientes, como es el caso de los títulos valores depositados para las cuentas de clientes registrados a nombre de agentes, y serán responsabilidad de tales Participantes.

Si (a) el Depositario en cualquier momento se negara a, o se viera imposibilitado de, continuar actuando como depositario con respecto a cualquier serie de Obligaciones y si la Sociedad no designara a un depositario sucesor dentro de los noventa (90) días o (b) se produjera y subsistiera un Supuesto de Incumplimiento (como se lo define a continuación) con respecto a las Obligaciones, entonces, la Sociedad emitirá Obligaciones definitivas de dicha serie en canje del o de los Títulos Globales que evidencian dicha serie. Asimismo, la Sociedad podrá en cualquier momento decidir que las Obligaciones de cualquier serie no se encuentren representadas por un Título Global y, en tal caso, emitirá Obligaciones definitivas de dicha serie en canje del Título Global de dicha serie. En ambas instancias, el titular de una participación beneficiaria en el Título Global de cualquier serie tendrá derecho a que se registren a su nombre las Obligaciones de dicha serie que sean iguales al monto de capital de dicha participación beneficiaria y tendrá derecho a la entrega física de las Obligaciones definitivas de dicha serie. Las Obligaciones definitivas se emitirán en denominaciones de U$S1.000.000 y en múltiplos enteros de dicha cifra de U$S100.000.

Denominaciones, Registro y Transferencia

Las Obligaciones de cada una de las series podrán emitirse únicamente como Títulos Nominativos, únicamente como Títulos al Portador o como Títulos Nominativos y Títulos al Portador. Los Títulos Nominativos se podrán emitir en denominaciones de U$S1.000 y múltiplos enteros de dicha cifra y los Títulos al Portador podrán emitirse en denominaciones de U$S5.000 o, en cada caso, en otras denominaciones que se incluyan en los términos de las Obligaciones de cualquier serie en particular. El Convenio de Fideicomiso también dispone que las Obligaciones de una serie pueden emitirse en forma global. Salvo indicación en contrario en el Suplemento del Prospecto, los Títulos al Portador llevarán adheridos cupones de intereses.

Los Títulos Nominativos de cualquier serie podrán canjearse por otros Títulos Nominativos de la misma serie y de un mismo monto total de capital y tenor de diferentes denominaciones autorizadas. Si así se dispone en el Suplemento del Prospecto (y sólo si así sucede), los Títulos al Portador (con todos los cupones no vencidos, salvo por lo que se dispone a continuación, y todos los cupones vencidos e impagos) de cualquier serie podrán canjearse por Títulos Nominativos de la misma serie de cualesquiera denominaciones autorizadas y de un mismo monto total de capital y tipo. En tal caso, los Títulos al Portador entregados en un canje permitido por Títulos Nominativos entre una Fecha de Registro Ordinaria o una Fecha de Registro Especial y la fecha pertinente para el pago de intereses se presentarán sin el cupón relacionado con esa fecha de pago de intereses y no se pagarán intereses en dicha fecha de pago de intereses con respecto al Titulo Nominativo emitido en canje de dicho Título al Portador, siendo sólo pagaderos al Tenedor de dicho cupón en tal momento del vencimiento de conformidad con los términos del Convenio de Fideicomiso. Salvo disposición en contrario del Suplemento del Prospecto, los Títulos al Portador no se emitirán en canje de Títulos Nominativos.

Las Obligaciones podrán ser presentadas para el canje en la forma descripta precedentemente, y los Títulos Nominativos podrán presentarse para el registro de transferencia (debidamente endosados o acompañados por instrumento de transferencia escrito), junto con un instrumento de transferencia escrito tal como se dispone en el Convenio de Fideicomiso, en la oficina del Agente de Registro o del Co-Agente de Registro, según corresponda, o en la oficina de cualquier agente de transferencia designado por la Sociedad para tal fin con respecto a cualquier serie de Obligaciones y tal como se establece en el Suplemento del Prospecto. No se aplicarán cargos por el servicio de transferencia o canje de Obligaciones, pero la Sociedad podrá reclamar el pago de una suma suficiente para cubrir cualquier impuesto u otra carga pagadera en relación con éstos.

No se requerirá a la Sociedad: (i) emitir, registrar la transferencia o el canje de Obligaciones de cualquier serie durante el período iniciado al comienzo de las operaciones 15 días antes de cualquier elección de Obligaciones de esa serie a ser rescatadas y finalizado al cierre de las operaciones (A) si las Obligaciones de dicha serie se emiten únicamente como Títulos Nominativos, del día de envío por correo de la notificación de rescate correspondiente y (B) si se emiten Obligaciones de dicha serie como Títulos al Portador, del día de la primera publicación de la notificación de rescate correspondiendo, si las Obligaciones de dicha serie también se emiten como Títulos Nominativos y no existe publicación alguna, del día de envío por correo de la notificación de rescate correspondiente; (ii) registrar la transferencia o canjear cualquier Título Nominativo o porción de éste llamado a rescate, con excepción de la porción no rescatada de cualquier Título Nominativo que se rescate en parte; (iii) canjear cualquier Título al Portador seleccionado para su rescate, con excepción del canje de dicho Título al Portador por un Título Nominativo de esa serie y de igual tipo que se entregue simultáneamente para el rescate; o (iv) emitir, registrar la transferencia o canjear cualquier Obligación que haya sido entregada para el repago a opción del Tenedor, con excepción, si hubiera, de la porción de ésta que no deba repagarse de tal forma.

Pagos y Agentes de Pago

Salvo disposición en contrario incluida en el Suplemento del Prospecto, los pagos de capital sobre los Títulos Nominativos se efectuarán en la Moneda designada, en la oficina de asuntos fiduciarios societarios del Agente de Pago Principal en la Ciudad Agente de Pago en Buenos Aires y, sujeto a cualquier ley fiscal o de asuntos en la oficina del aplicable, en las oficinas especificadas de cualquier otro Agente de Pago designado por la sociedad. Salvo disposición en contrario incluida en el Suplemento del Prospecto, los pagos de copia los Títulos Nominativos se realizarán solamente contra su presentación en la misma forma en que se realizan los pagos de intereses, tal como se indica a continuación. Salvo disposición en contrario incluida en el Suplemento del Prospecto, el pago de intereses en cada Fecha de Pago de Intereses y de determinados Montos Adicionales con relación a cualquier Título Nominativo se efectuará a la persona a cuyo nombre esté registrado dicho Título Nominativo en la Fecha de Registro Ordinaria próxima anterior a dicha Fecha de Pago de Intereses con un cheque en dólares librado contra un banco en la Ciudad de Nueva York o, en caso de tratarse de un tenedor registrado de por lo menos U$S1.000.000 de capital de los Títulos Nominativos, por transferencia cablegráfica a una cuenta en dólares que tenga el beneficiario en un banco de los Estados Unidos o en Argentina, en tanto el Tenedor registrado así lo decida e informe su decisión por notificación escrita a tal efecto dirigida al Fiduciario o a un Agente de caución de dicha cuenta, antes de la Fecha de Registro Ordinaria pertinente antes de dicha Fecha de Pago de Intereses. A menos que sea revocada, la designación no realice con respecto a dichos Títulos Nominativos permanecerá en vigencia con respecto a cualesquiera pagos futuros bajo dicho Título Nominativo pagaderos a dicho Tenedor.

Salvo disposición en contrario incluida en el Suplemento del Prospecto, los pagos de capital, prima (si la hubiere) e interés (si los hubiere), y Montos Adicionales respecto de los Títulos al Portador serán efectuados en la moneda designada en la oficina de cualquier Agente de Pago sita fuera de Estados Unidos y designado por la Sociedad a tal fin. Salvo disposición en contrario incluida en el Suplemento del Prospecto, el pago de intereses en cada Fecha de Pago de Intereses sobre los Títulos al Portador y de determinados Montos Adicionales se realizará únicamente contra presentación del cupón correspondiente a dicha Fecha de Pago de Intereses. Salvo disposición en contrario incluida en el Suplemento del Prospecto, no se efectuará pago alguno con respecto a ningún Título al Portador en las oficinas o agencias de la Sociedad en los Estados Unidos o por cheque remitido por correo a una dirección en los Estados Unidos o por transferencia a una cuenta en un banco ubicado en los Estados Unidos. Sin perjuicio de lo expresado anteriormente, los pagos de capital, prima, si hubiera, e intereses, si hubiera, y Montos Adicionales, de existir, con respecto a los Títulos al Portador pagaderos en dólares estadounidenses se efectuarán en la oficina del Agente de Pago Principal en la Ciudad de Nueva York, Nueva York, si (y solo si así fuera) el pago del monto total de éstos en dólares estadounidenses en todas las oficinas o agencias ubicadas fuera de los Estados Unidos fuera ilegal o estuviera efectivamente impedido por controles cambiarios u otras restricciones similares.

Cualquiera de los Agentes de Pago fuera de los Estados Unidos y cualesquiera otros Agentes de Pagos en los Estados Unidos designados inicialmente por la Sociedad para las Obligaciones deberán ser nombrados en el Suplemento del Prospecto. La Sociedad podrá en cualquier momento designar Agentes de Pago adicionales o bien revocar la designación de cualquier Agente de Pago o aprobar un cambio en la oficina a través de la cual actúa el Agente de Pago, con la excepción de que la Sociedad deberá mantener por lo menos un Agente de Pago en Buenos Aires y en el Distrito de Manhattan, Ciudad de Nueva York, para pagos con respecto a los Títulos Nominativos y por lo menos un Agente de Pago en Buenos Aires para pagos con respecto a los Títulos al Portador.

Si la fecha de vencimiento para el pago de cualquier cuota de capital o intereses sobre cualquier Obligación no fuera un Día Hábil en el lugar de su presentación para el pago, su Tenedor no tendrá derecho al pago de la suma adeudada hasta el Día Hábil siguiente en dicho lugar, y no tendrá derecho a ningún interés adicional u otro pago con motivo de dicha demora. Salvo disposición en contrario incluida en el Suplemento del Prospecto, "Día Hábil" significa, con relación a cada lugar de pago, un día en el que los bancos están abiertos para realizar transacciones y operar en dólares en la ciudad de Nueva York o en la ciudad del Agente de Pago que realice el pago en cuestión.

El Convenio de Fideicomiso dispondrá que cualquier suma de dinero depositada con el Fiduciario o cualquier Agente de Pago, o que en ese momento esté en poder de la Sociedad, en fideicomiso para el pago de capital, intereses o Montos Adicionales (tal como se los define más adelante), si hubiera, sobre cualquier Obligación y que no sea reclamada por el término de tres años luego de que el capital, intereses o Montos Adicionales, si hubiera, se hubieran tornado exigibles y pagaderos será pagada a la Sociedad a solicitud de ésta, o (si en ese momento se encontrara en poder de la Sociedad) se verá liberada de dicho fideicomiso; y, a partir de ese momento, el tenedor de dicha Obligación, como acreedor quirografario no garantizado, sólo recurrirá a la Sociedad para obtener el pago de ésta, y todas las respuestas dicho Agente de Pago con respecto a dicha suma de dinero en fideicomiso, y todas las responsabilidades de la Sociedad como fiduciario de ésta, cesarán a partir de ese momento; estableciéndose, sin embargo, que antes de que se le requiera efectuar tal repago, el Fiduciario o dicho Agente de Pago podrá disponer que se publique por única vez en un diario en idioma inglés, habitualmente publicado todos los Días Hábiles y de circulación general en la ciudad de Nueva York, y en un diario publicado en idioma castellano y de circulación general en la Argentina, una notificación que informe que dicha suma de dinero permanece sin ser reclamada y que, luego de la fecha allí indicada, la cual no será inferior a treinta (30) días desde la fecha de dicha publicación, todo saldo no reclamado de dicha suma de dinero existente en ese momento será repagado a la Sociedad. La Sociedad se hará cargo de todos los gastos que estas publicaciones demanden.

Disposiciones Aplicables al Rescate y al Repago

Rescate por Razones Impositivas

Además de todas las disposiciones aplicables al rescate que puedan especificarse en el Suplemento del Prospecto relacionadas con las Obligaciones de cualquier serie, si en cualquier momento, después de la emisión de Obligaciones de cualquier serie, como resultado de cualquier cambio o reforma a las leyes o reglamentaciones de la Argentina o de cualquier subdivisión política de ese país o de cualquier autoridad de dicho país con facultad para establecer impuestos o si como resultado de cualquier cambio en la aplicación o interpretación oficial de tales leyes o reglamentaciones, la Sociedad se ve obligada a pagar Montos Adicionales (tal como se los define más adelante) según lo establecido o referido más adelante en "Pagos de Montos Adicionales" y una obligación tal no puede ser evitada por la Sociedad mediante la adopción de medidas razonables que estuvieran a su alcance, entonces las Obligaciones de dicha serie podrán rescatarse en su totalidad (pero no en parte), a opción de la Sociedad, en cualquier momento, y respetando el principio de igualdad de los obligacionistas, cursando una notificación con una antelación mínima y máxima de treinta (30) y sesenta (60) días, respectivamente, a los Tenedores, tal como se establece en el Convenio de Fideicomiso, a su valor nominal con más todos los intereses devengados hasta la fecha fijada para el rescate (la "Fecha de Rescate"). La Sociedad también pagará a los Tenedores en la Fecha de Rescate, los Montos Adicionales que fueran pagaderos en ese momento. A fin de dar efecto al rescate de las Obligaciones de cualquier serie bajo este párrafo, la Sociedad deberá entregar al Fiduciario por lo menos cuarenta y cinco (45) días antes de la Fecha de Rescate (i) un certificado firmado por dos Directores de la Sociedad certificando que la Sociedad no puede evitar la obligación de pago de dichos Montos Adicionales mediante la adopción de medidas razonables que estén a su alcance, y (ii) un dictamen de asesores legales independientes de reconocida reputación, que establezca que la Sociedad está o estará obligada a pagar tales Montos Adicionales como resultado de dicho cambio o reforma. No podrá cursarse notificación de rescate con más de sesenta (60) días de anticipación de la primera fecha en la que la Sociedad estaría obligada a pagar tales Montos Adicionales si un pago respecto de las Obligaciones venciera en ese momento.

Repago a Opción del Tenedor

Además de las disposiciones aplicables al rescate o al repago que se indiquen en el Suplemento del Prospecto relacionado con las Obligaciones de cualquier serie, las Obligaciones de cualquier serie podrán repagarse a opción del Tenedor a la par con más los intereses devengados a la fecha de repago, si en cualquier momento luego de la emisión de las Obligaciones de dicha serie, por cualquier motivo, (i) el Gobierno Argentino, directa o indirectamente, por medio o juntamente con sus afiliadas o personas que actúen concertadamente con él, adquiere la titularidad o el control de acciones de la Sociedad que representen al menos el 49% de su capital en circulación o (ii) el Gobierno Argentino adquiere la titularidad del 8% o más de las Acciones Clase D de la Sociedad y, al mismo tiempo es titular o controla Acciones Clase A que representen por lo menos el 5% del capital accionario en circulación de la Sociedad. La Sociedad notificará al Fiduciario dentro de los quince (15) días posteriores a la recepción por parte de la Sociedad de una notificación del Gobierno Argentino sobre la adquisición por parte de éste del capital accionario de la Sociedad que reúna las características expresadas en la cláusula (i) o (ii) precedente. El Fiduciario remitirá por correo una notificación de repago opcional a los Tenedores, que especificará la fecha hasta la cual los Tenedores deben cursar una notificación de oferta y la fecha en la cual tendrá lugar el repago opcional.

Obligaciones

Bajo los términos de las Obligaciones de cada serie y mientras se encuentren en circulación cualesquiera de las Obligaciones de dicha serie, la Sociedad se obliga y acuerda lo siguiente:

Pago de Capital e Intereses

La Sociedad pagará debida y puntualmente el capital, los intereses y los Montos Adicionales, si hubiera, sobre las Obligaciones de dicha serie, de conformidad con los términos de las Obligaciones de dicha serie y el Convenio de Fideicomiso.

Mantenimiento de Oficina o Agencia

Si las Obligaciones de una serie se emiten solamente como Títulos Nominativos, la Sociedad mantendrá en Buenos Aires y en el Distrito de Manhattan, ciudad de Nueva York, y en cada Lugar de Pago especificado para dicha serie de Títulos Nominativos, una oficina o agencia donde podrán presentarse o entregarse los Títulos Nominativos de esa serie para el pago y para el registro de transferencia o canje y donde podrán cursarse las notificaciones y demandas a la Sociedad con relación a los Títulos Nominativos de dicha serie y al Convenio de Fideicomiso.

Si las Obligaciones de una serie se emiten también como Títulos al Portador, la Sociedad mantendrá (A) en Buenos Aires y en el Distrito de Manhattan, ciudad de Nueva York, una oficina o agencia donde cualquier Título Nominativo de dicha serie podrá presentarse o entregarse para el pago, para el registro de transferencia y para el canje, donde podrán cursarse las notificaciones y demandas dirigidas a la Sociedad con motivo de las Obligaciones de dicha serie y el Convenio de Fideicomiso y donde los Títulos al Portador de dicha serie y cupones correspondientes podrán presentarse o entregarse para el pago en las circunstancias descriptas en el Convenio de Fideicomiso; (B) sujeto a las leyes o reglamentaciones aplicables a dichos Títulos al Portador, en un Lugar de Pago para dicha serie ubicado fuera de los Estados Unidos, una oficina o agencia donde las Obligaciones de dicha serie y cupones correspondientes podrán presentarse y entregarse para el pago; estableciéndose, sin embargo, que si las Obligaciones de dicha serie cotizan en bolsas de comercio fuera de los Estados Unidos y dichas bolsas de comercio así lo requieren, la Sociedad mantendrá un Agente de Pago para las Obligaciones de dicha serie en cualquier ciudad requerida situada fuera de los Estados Unidos en tanto las Obligaciones de dicha serie coticen en dicha bolsa de comercio, y (C) sujeto a las leyes o reglamentaciones aplicables a dichos Títulos al Portador, en un Lugar de Pago para dicha serie fuera de los Estados Unidos, una oficina o agencia donde los Títulos Nominativos de dicha serie podrán presentarse para el registro de transferencia, donde las Obligaciones de dicha serie podrán presentarse para el canje, y donde podrán cursarse las notificaciones y demandas a la Sociedad con motivo de las Obligaciones de dicha serie y del Convenio de Fideicomiso.

Continuación de la Existencia

La Sociedad (i) mantendrá, y dispondrá que cada una de sus Subsidiarias mantenga en vigencia su existencia social y todos los registros que sean necesarios a tal efecto; y (ii) adoptará y dispondrá que cada una de sus Subsidiarias adopte todas las medidas necesarias para mantener todos los derechos, privilegios, títulos de dominio, licencias y derechos afines que sean necesarios o aconsejables en el giro habitual de sus negocios, actividades u operaciones; estableciéndose, sin embargo, que este compromiso no prohibirá ninguna transacción de la Sociedad o de cualquiera de sus Subsidiarias que fuera permitida de alguna otra forma bajo la obligación mencionada en "Fusiones, Ventas y Locaciones" y esta cláusula no requerirá que la Sociedad mantenga dicho derecho, privilegio, título de dominio o licencia o mantenga en vigencia la existencia social de cualquier Subsidiaria, si el Directorio de la Sociedad determina que (i) su mantenimiento o conservación no es conveniente para la conducción de los negocios de la Sociedad y sus Subsidiarias tomadas en su conjunto y que (ii) su pérdida no es ni será adversa de manera sustancial para los Tenedores.

Conservación de Bienes

La Sociedad dispondrá que todos los Bienes tangibles que se empleen o que sean útiles para la conducción de sus negocios o de los de cualquier Subsidiaria de la Sociedad se mantengan y conserven en buen estado de conservación y condiciones de uso y cuenten con todo el equipamiento requerido, y dispondrá la realización de todas las reparaciones, renovaciones, reemplazos y mejoras que resulten necesarios, todo ello según la Sociedad lo estime necesario para realizar en forma adecuada y ventajosa las actividades asociadas a tales Bienes, estableciéndose, sin embargo, que ninguna disposición impedirá a la Sociedad interrumpir la operación o el mantenimiento de cualquiera de tales Bienes si el Directorio de la Sociedad determina de buena fe que tal interrupción es conveniente para la conducción de los negocios de la Sociedad y sus Subsidiarias tomadas en su conjunto y que no es adversa de manera sustancial para los Tenedores.

Pagos de Impuestos y Otros Reclamos

La Sociedad pagará o cancelará, o dispondrá el pago o la cancelación previa a su mora de (i) todos los impuestos, derechos y cargas gubernamentales aplicadas o impuestas a la Sociedad o a cualquiera de sus Subsidiarias y (ii) todos los reclamos lícitos por mano de obra, materiales e insumos que, de no pagarse, podrían convertirse por ley en un gravamen sobre los Bienes de la Sociedad o de cualquiera de sus Subsidiarias; estableciéndose, sin embargo, que la Sociedad no estará obligada a pagar o cancelar, o a disponer el pago o la cancelación de ninguno de tales impuestos, derechos, cargas o reclamos cuyo monto, aplicabilidad o validez sea objetada de buena fe a través de los procedimientos apropiados.

Contratación de Seguros

La Sociedad mantendrá en todo momento asegurados, y dispondrá que cada una de sus Subsidiarias haga lo propio, todos sus Bienes que sean asegurables, contra daño o pérdida con compañías de seguros responsables a criterio de la Sociedad, con el alcance que sea habitual para Bienes similares, asegurados por empresas ubicadas en lugares similares y que posean Bienes semejantes, de acuerdo con prácticas comerciales aceptadas.

Compromiso de No Hacer

La Sociedad no creará ni permitirá, y no autorizará que ninguna de sus Subsidiarias cree o persista, la existencia de ningún Gravamen respecto de cualquiera de sus Bienes presentes o futuros, en cada caso para garantizar Deudas, a menos que todas las Obligaciones estén garantizadas en un pie de igualdad y proporcionalmente, con excepción de:

(i) Gravámenes sobre Bienes existentes en la fecha de otorgamiento del Convenio Fiduciario;

(ii) Gravámenes sobre cualquier activo en garantía de una Deuda que se incurrió o asumió únicamente a efectos de financiar todo o una parte del costo de adquisición o construcción de dicho activo;

(iii) Gravámenes existentes sobre Bienes al momento de adquisición de dichos Bienes y que no se hayan creado como consecuencia de dicha adquisición;

(iv) Gravámenes sobre Bienes pertenecientes a una sociedad o a otra Persona, existentes al momento de la adquisición de dicha sociedad u otra Persona por la Sociedad o cualquiera de sus Subsidiarias y que no se hayan creado como consecuencia de dicha adquisición;

(v) Gravámenes sobre Bienes en garantía de una prórroga, renovación o refinanciación de Deudas garantizadas por un Gravamen al que se hace referencia en los puntos (i), (ii), (iii) o (iv) precedentes, en tanto el nuevo Gravamen se limite a los Bienes sujetos al antiguo Gravamen existente inmediatamente antes de la prórroga, renovación o refinanciación y en tanto no se incremente el capital de la Deuda garantizada por el Gravamen inmediatamente anterior a la prórroga, renovación o refinanciación;

(vi) Gravámenes en la forma de un impuesto u otra carga establecida por ley, en tanto dicha carga se levante dentro de los treinta (30) días de la fecha de su creación o imposición (salvo oposición de buena fe por parte de la Sociedad o de una Subsidiaria, en cuyo caso se levantará dentro de los treinta (30) días después de la sentencia definitiva); o

(vii) todos los demás Gravámenes sobre activos de la Sociedad o de cualquier Subsidiaria, en tanto los activos que garanticen tales Deudas, juntamente con todos los demás bienes de la Sociedad en garantía de cualquier Deuda bajo este subpárrafo (vii), no excedan el 15% del total de activos de la Sociedad reflejados en los últimos estados contables auditados de la Sociedad, confeccionados conforme a las normas contables profesionales argentinas.

Restricciones a las Operaciones de Venta y Locación Sucesiva (Sale and Leaseback Transactions)

La Sociedad no celebrará, renovará o prorrogará, ni permitirá a ninguna Subsidiaria celebrar, renovar o prorrogar, ninguna operación o serie de operaciones relacionadas bajo las cuales la Sociedad o cualquiera de tales Subsidiarias venda o transfiera cualesquiera Bienes como consecuencia de la locación o la liberación contra el pago en cuotas, o como parte de un acuerdo que involucre la locación o reventa contra el pago en cuotas de tales Bienes a favor del vendedor o cedente ("Operación de Venta y Locación Sucesiva") salvo cuando se tratara de (i) una Operación de Venta y Locación Sucesiva que, de haberse estructurado como un préstamo hipotecario y no como una Operación de Venta y Locación Sucesiva, la Sociedad hubiera sido autorizada a celebrar dicha operación bajo los términos de la obligación descripta bajo el acápite Compromiso de No Hacer; y (ii) una Operación de Venta y Locación Sucesiva celebrada con anterioridad a la Fecha del Convenio de Fideicomiso.

Estados Contables

La Sociedad entregará, o dispondrá la entrega al Fiduciario de (i) informes anuales en idioma inglés, que incluirán una memoria del Directorio de la Sociedad, y estados contables anuales auditados, confeccionados de conformidad con las normas contables profesionales argentinas, junto con una conciliación entre éstos y los PCGA Estadounidenses de la utilidad neta y el patrimonio neto, y (ii) informes trimestrales en idioma inglés que incluirán información financiera no auditada correspondiente a períodos intermedios, confeccionada de conformidad con las normas profesionales argentinas. Una vez recibidos, el Fiduciario enviará por correo un breve informe a todos los Tenedores, de conformidad con lo dispuesto en la Ley de Convenios Fiduciarios, si esto fuera requerido bajo el Artículo 313(a) de la Ley de Convenios Fiduciarios. La Sociedad también enviará o dispondrá el envío al Fiduciario de todas las convocatorias a asambleas y demás informes y comunicaciones redactadas en idioma inglés que habitualmente se envíen a los accionistas de la Sociedad.

Cumplimiento de Leyes y Otros Acuerdos

La Sociedad cumplirá y procurará que cada una de sus Subsidiarias cumpla con todas las leyes, normas, reglamentaciones, órdenes y directivas aplicables de cualquier Agencia Gubernamental con jurisdicción sobre ésta o sus negocios y todos los compromisos y obligaciones establecidas en cualesquiera convenios de los que sea parte la Sociedad o cualquiera de dichas Subsidiarias, salvo cuando el incumplimiento no ocasione un efecto adverso de carácter sustancial sobre la situación patrimonial o de otro tipo, o sobre las ganancias, operaciones, asuntos comerciales o futuro comercial de la Sociedad y sus Subsidiarias consideradas en su conjunto.

Libros y Registros

La Sociedad llevará, y procurará que cada una de sus Subsidiarias lleve, libros, cuentas y registros de acuerdo con las normas contables profesionales argentinas.

Fusiones, Ventas y Locaciones

La Sociedad no se fusionará, ni enajenará, transferirá o dará en locación sus Bienes y activos sustancialmente como un conjunto a ninguna Persona, y no permitirá que ninguna de sus Subsidiarias Significativas así lo haga, salvo que inmediatamente después de efectuar dicha transacción (a) no se haya producido y subsista ningún Supuesto de Incumplimiento, ni ningún hecho que, luego de la notificación o el transcurso del tiempo o ambos, constituiría un Supuesto de Incumplimiento, y (b) con respecto a una fusión de la Sociedad con una Persona, (i) cualquier sociedad formada como resultado de dicha fusión con la Sociedad o la Persona que adquiera mediante enajenación o transferencia, o que tome en locación, los Bienes de la Sociedad sustancialmente como un conjunto (la "Compañía sucesora de la Sociedad") expresamente asuma el pago debido y puntual del capital y de los intereses y de los Montos Adicionales, si hubiera, sobre todas las Obligaciones, de acuerdo con sus propios términos, y el cumplimiento debido y puntual de todos los compromisos y obligaciones de la Sociedad bajo las Obligaciones y el Convenio de Fideicomiso, y (ii) la Compañía sucesora de la Sociedad (salvo en el caso de locaciones), si hubiera, sucede y sustituye a la Sociedad con el mismo efecto como si hubiese sido designada en las Obligaciones como la Sociedad.

Aseveraciones Adicionales

La Sociedad otorgará y entregará al Fiduciario, a su propio costo y expensas, todos los documentos, instrumentos y acuerdos, y realizará todo otro acto que le sea razonablemente requerido, a criterio del Fiduciario, para permitir el ejercicio y la exigibilidad por parte de dicho Fiduciario de sus derechos bajo el suplemento al Convenio de Fideicomiso aplicable y bajo los documentos, instrumentos y acuerdos requeridos bajo el Convenio de Fideicomiso aplicable y para llevar a cabo el espíritu de éste.

Pagos de Montos Adicionales

Todos los pagos bajo las Obligaciones, incluyendo, sin limitación, los pagos de capital e intereses, correrán por cuenta de la Sociedad, sin retención o deducción alguna por o a cuenta de impuestos, derechos, gravámenes u otras cargas, presentes o futuras, de cualquier naturaleza en vigencia a la fecha del Convenio de Fideicomiso o que se apliquen o establezcan en el futuro por o en nombre de la Argentina o cualquier autoridad en dicho país ("Montos Adicionales"). En caso de gravarse o aplicarse cualquiera de dichos impuestos u obligaciones en la forma indicada, la Sociedad pagará dichos Montos Adicionales que resulten necesarios para que los montos netos a ser percibidos por los Tenedores luego de efectuada cualquier retención o deducción con motivo de dicho impuesto u obligación sean iguales a los respectivos montos de capital e intereses que se habrían percibido respecto de las Obligaciones de no haberse efectuado tal retención o deducción; estableciéndose que no se pagará Monto Adicional alguno respecto de cualquier retención o deducción sobre cualquier título a un tenedor o a un tercero actuando en nombre de un Tenedor, en concepto de o a cuenta de cualquiera de tales impuestos u obligaciones gravados en razón de (i) ser el Tenedor residente en la Argentina o de tener alguna conexión con dicho país aparte de la mera tenencia de la Obligación o de la recepción de capital e intereses respecto de ésta, o (ii) la presentación por parte del Tenedor de una Obligación a efectos de su pago luego de transcurridos más de treinta (30) días de la fecha de vencimiento o de la fecha prevista para su pago, lo que ocurra después, salvo en caso de que el Tenedor hubiera tenido derecho a tales Montos Adicionales contra la presentación de dicha Obligación para el pago en la última fecha de dicho plazo de treinta (30) días. Asimismo, no se pagará Monto Adicional alguno con motivo de un pago sobre una Obligación a su Tenedor que sea un fiduciario o sociedad de personas u otra persona distinta del único titular beneficiario de dicho pago en caso de que el beneficiario o fideicomitente respecto de dicho fiduciario o un miembro de dicha sociedad de personas o titular beneficiario no hubieran tenido derecho a recibir Montos Adicionales si dicho beneficiario, fideicomitente, miembro o titular beneficiario hubiera sido el Tenedor. Toda referencia en el presente o en las Obligaciones a capital y/o intereses se entenderá también como una referencia a cualquier Monto Adicional pagadero bajo los compromisos descriptos en este párrafo.

Asimismo, la Sociedad pagará cualquier impuesto de sellos, emisión, registro, documentario u otro impuesto y cargas similares, incluyendo los intereses y multas, pagaderos en la Argentina o en los Estados Unidos o en cualquier subdivisión política de dichos países o a cualquier autoridad fiscal de o en éstos y que tengan relación con la creación, emisión y oferta de las Obligaciones. La Sociedad también pagará e indemnizará a los Tenedores por toda tasa judicial u otros impuestos y contribuciones, incluidos los intereses y multas, pagados por cualquiera de ellos en cualquier jurisdicción con motivo de cualquier acción permitida a los Tenedores a fin de exigir el cumplimiento de los compromisos de la Sociedad bajo las Obligaciones.

Supuestos de Incumplimiento

En tanto cualquiera de las Obligaciones de cualquier serie esté en circulación, en caso de producirse y subsistir cualquiera de los hechos que se describen a continuación (cada uno denominado un "Supuesto de Incumplimiento") con relación a las Obligaciones de dicha serie:

(i) el incumplimiento por parte de la Sociedad en el pago de cualquier monto de capital adeudado bajo las Obligaciones de dicha serie; o

(ii) el incumplimiento por parte de la Sociedad en el pago de cualquier monto de intereses o Montos Adicionales adeudados bajo las Obligaciones de dicha serie, si dicho incumplimiento continúa durante un período de treinta (30) días; o

(iii) el incumplimiento por parte de la Sociedad en el acatamiento u observancia de cualquier término, acuerdo u obligación establecida bajo el acápite "Fusiones, Ventas y Locaciones"; o

(iv) el incumplimiento por parte de la Sociedad o de cualquiera de sus Subsidiarias en el acatamiento u observancia de cualquier otro término, condición u obligación en el suplemento al Convenio de Fideicomiso aplicable respecto de las Obligaciones de dicha serie no expresamente definido de algún otro modo como un Supuesto de Incumplimiento en los anteriores puntos (i), (ii) o (iii), durante un período de más de treinta (30) días luego de haber cursado por correo registrado o certificado el Fiduciario o los Tenedores del 10% del monto total de capital de las Obligaciones en Circulación de dicha serie a la Sociedad una notificación escrita con indicación de dicho incumplimiento o violación, solicitándole su enmienda; o

(v) el incumplimiento por parte de la Sociedad o de cualquiera de sus Subsidiarias (a) en el pago del capital de, o de intereses sobre cualquier título, bono, cupón u otro instrumento evidenciando Deudas por un monto de U$S 50 millones o más, con excepción de las Obligaciones de dicha serie, emitidos, asumidos o garantizados por ella, al momento de su vencimiento y a medida que se tornen exigibles y pagaderos, en caso de continuar dicho incumplimiento más allá del período de gracia, si lo hubiera, originalmente aplicable, y si el plazo de pago de dicho monto no ha sido expresamente prorrogado, o (b) en la observancia de cualquier otro término o condición relacionado con cualquiera de dichas Deudas si el efecto de dicho incumplimiento pudiera causar la exigibilidad de dichas Deudas con anterioridad a su vencimiento declarado; o

(vi) la expropiación, nacionalización, secuestro u otra forma de confiscación por parte de cualquier gobierno o autoridad gubernamental de la totalidad o una parte sustancial de los Bienes de la Sociedad o de cualquier Subsidiaria o del capital accionario de la Sociedad o de cualquiera de dichas Subsidiarias o si alguno de los mencionados gobiernos hubiera asumido la custodia o control de dichos Bienes o de los negocios u operaciones de la Sociedad o de cualquiera de dichas Subsidiarias o del capital accionario de la Sociedad o de cualquiera de dichas Subsidiarias, o si hubiera tomado cualquier acción tendiente a la disolución o liquidación de la Sociedad o cualquier Subsidiaria, o cualquier acción que impida a la Sociedad o cualquier Subsidiaria o a sus funcionarios llevar a cabo sus actividades u operaciones o una parte sustancial de las mismas durante un período superior a los treinta (30) días, cuando el resultado de cualquiera de dichas acciones perjudica sustancialmente la capacidad de la Sociedad para cumplir con sus compromisos bajo las Obligaciones de dicha serie; o

(vii) si se tornara ilícito el cumplimiento por parte de la Sociedad de cualquiera de sus obligaciones bajo el Convenio de Fideicomiso o las Obligaciones de dicha serie o si cualquiera de sus obligaciones bajo éstos dejara de ser válida, obligatoria o exigible; o

(viii) la pérdida de vigencia por cualquier razón del suplemento al Convenio de Fideicomiso aplicable de acuerdo con sus términos o si su efecto vinculante o exigibilidad fueran objetados por la Sociedad, o si la Sociedad negara tener cualquier otra responsabilidad u obligación bajo ésta o respecto de ésta; o

(ix) la adopción o aprobación de una resolución por parte del Directorio o de los accionistas de la Sociedad o el pronunciamiento de una sentencia por parte de un tribunal competente tendiente a la disolución de la Sociedad o su liquidación, por razones distintas a, o conforme a una fusión permitida de acuerdo con los términos de la cláusula "Fusiones, Ventas y Locaciones" si los procedimientos de liquidación, disolución o terminación no son rechazados dentro de los treinta (30) días; o

(x) la imposición o exigibilidad de un embargo, ejecución, secuestro preventivo u otro procedimiento legal contra cualquier parte de los Bienes de la Sociedad o de cualquiera de sus Subsidiarias, cuando dicho Bien es esencial para la situación patrimonial o de otro tipo, o para los resultados, operaciones, negocios o futuro comercial de la Sociedad y sus Subsidiarias consideradas en su conjunto y (a) dicho embargo, ejecución, secuestro preventivo u otro procedimiento legal no es rechazado dentro de treinta (30) días de haberse dictado; o (b) si dicho embargo, ejecución, secuestro preventivo u otro procedimiento legal no es rechazado dentro del período de 30 días, cuando la Sociedad o dicha Subsidiaria, según sea el caso, no hubiera objetado de buena fe dentro de dicho período de 30 días, dicho embargo, ejecución, secuestro preventivo u otro procedimiento legal, los procedimientos adecuados para la suspensión de la ejecución o depositando una garantía en conexión con ello; estableciéndose, sin embargo, que en ningún caso el período de gracia establecido en la anterior subcláusula (b) se prorrogará más allá de los 60 días luego de la iniciación de estos procedimientos; o

(xi) la sanción de una resolución u orden de un tribunal competente que dicte (a) la declaración de quiebra de la Sociedad o de cualquiera de sus Subsidiarias Significativas en un pedido de quiebra bajo la Ley Argentina Nº 24.522 o cualquier ley aplicable en materia de quiebras, insolvencia u otras leyes similares, vigentes en la actualidad o en el futuro, o (b) la designación de un administrador, síndico, liquidador o interventor de la Sociedad o de cualquier Subsidiaria Significativa para todos o una parte substancial de todos los Bienes de la Sociedad o de cualquier Subsidiaria Significativa y, en cada caso, dicha resolución u orden no fuera suspendida y permaneciera en vigencia por un plazo de treinta (30) días consecutivos; o

(xii) (a) la interposición por parte de la Sociedad o de cualquier Subsidiaria Significativa de un pedido de su propia quiebra bajo la Ley Argentina Nº 24.522 o cualquier ley aplicable en materia de quiebras, insolvencia u otras leyes similares vigentes en la actualidad o en el futuro, o (b) el consentimiento por parte de la Sociedad o de cualquier Subsidiaria Significativa a la designación de, o la toma de posesión por parte de, un administrador, síndico, liquidador o interventor de la Sociedad o de cualquier Subsidiaria Significativa para todos o una parte substancial de los Bienes de la Sociedad o de cualquier Subsidiaria Significativa, o (c) la realización por parte de la Sociedad o de cualquier Subsidiaria Significativa de una cesión general en beneficio de los acreedores; o

(xiii) el acuerdo o declaración de una moratoria respecto de cualquiera de las Deudas de la Sociedad o de cualquier Subsidiaria Significativa, o si cualquier Agencia Gubernamental expropia, secuestra, compra obligatoriamente o confisca un 10% o más de los activos de la Sociedad y sus Subsidiarias consideradas como una sola empresa; o

(xiv) el acaecimiento de cualquier hecho bajo las leyes de cualquier jurisdicción con efectos similares a cualquiera de los supuestos mencionados en (xii) precedente; o

(xv) el acaecimiento de cualquier otro Supuesto de Incumplimiento previsto con relación a las Obligaciones de dicha serie; entonces, si un Supuesto de Incumplimiento tal (que no sea uno de los Supuestos de Incumplimiento contemplados bajo (xi), (xii) o (xiv) ocurre y subsiste, en cada caso el Fiduciario o los Tenedores titulares de como mínimo un 25% del monto total de capital de las Obligaciones en Circulación de dicha serie podrán declarar exigible y pagadero el monto de capital (o, de ser las Obligaciones de dicha serie Títulos con Descuento sobre la Emisión Original o Títulos Ajustados, la proporción del monto de capital que se determine en los términos de la serie en cuestión) de todas las Obligaciones de dicha serie en forma inmediata, mediante una notificación escrita a la Sociedad (y al Fiduciario si la cursan los Tenedores), ante lo cual, el monto de capital y los intereses devengados serán inmediatamente exigibles y pagaderos. Si tuviera lugar uno de los Supuestos de Incumplimiento detallados en los subpárrafos (xi), (xii) o (xiv), el capital (o, de ser las Obligaciones de dicha serie Títulos con Descuento sobre la Emisión Original o Títulos Ajustados, la proporción del monto de capital que se determine en los términos de la serie en cuestión) y los intereses devengados sobre todas las Obligaciones de dicha serie en Circulación en ese momento serán inmediatamente exigibles y pagaderos; estableciéndose, sin embargo, que luego de dicha aceleración, los Tenedores del 67% del monto de capital total de las Obligaciones de dicha serie en Circulación en ese momento que estén presentes o representados en una asamblea de dichos Tenedores en la cual haya quórum podrán, en determinadas circunstancias, revocar y dejar sin efecto la mencionada aceleración si todos los Supuestos de Incumplimiento, con excepción de la falta de pago del monto de capital acelerado, se han subsanado o se ha renunciado a ellos tal como se indica en el Convenio de Fideicomiso. Para mayor información con relación a la renuncia a invocar incumplimientos consultar "Asambleas de Tenedores" y "Modificación y Renuncia".

Las anteriores disposiciones no afectarán los derechos de cada Tenedor individual de iniciar una acción contra la Sociedad para el pago de cualquier suma de capital, Montos Adicionales y/o intereses morosos sobre cualquier Obligación, según sea el caso.

El derecho de cualquier Tenedor individual de iniciar una acción contra la Sociedad se establece de conformidad con las disposiciones del Artículo 29 de la Ley de Obligaciones Negociables.

Reemplazo de las Obligaciones

En caso de deterioro, daño, destrucción, robo o pérdida de una Obligación o de cualquier cupón correspondiente, se lo podrá reemplazar en la oficina especificada del Fiduciario a costo del solicitante y contra prueba satisfactoria para el Fiduciario y la Sociedad en cuanto a la destrucción, robo o pérdida de dicha Obligación o de cualquier cupón correspondiente, juntamente con la que el Fiduciario y la Sociedad puedan requerir. Se deberán entregar las Obligaciones o cupones correspondientes, deteriorados o dañados antes de emitirse sus reemplazos.

Notificaciones

La Sociedad deberá informar al Fiduciario sobre cualquier hecho que los Tenedores deban conocer, con una antelación suficiente de forma que el Fiduciario pueda cursar la notificación a los Tenedores en la forma establecida en el Convenio de Fideicomiso aplicable. El Fiduciario cursará todas las notificaciones relacionadas con las Obligaciones.

Toda notificación a los Tenedores de Títulos Nominativos se considerará válida si ha sido enviada por correo de primera clase, con franqueo prepago, a cada Tenedor a su domicilio según consta en el Registro de Obligaciones, en cada caso no antes de la primera fecha ni después de la última fecha que se indica en el Convenio de Fideicomiso aplicable a tal efecto, y en tanto haya Tenedores domiciliados en la Argentina, se la deberá publicar en un diario de circulación general en la Argentina. Cualquier notificación enviada en esta forma, se considerará válidamente cursada (i) a los Tenedores domiciliados en la Argentina a partir del momento de su recepción, y (ii) a los Tenedores domiciliados fuera de la Argentina en la fecha de su envío por correo. El Fiduciario deberá enviar a cada Tenedor registrado los informes que éste reciba, según lo previsto bajo "Obligaciones - Estados Contables".

Toda notificación a los Tenedores de Títulos al Portador será válidamente cursada si se la publica en un Diario Autorizado. Si fuera imposible publicar cualquier notificación a los Tenedores de Títulos al Portador, de la manera dispuesta anteriormente, debido a la suspensión de la publicación de cualquier diario o debido a cualquier otra causa, entonces dicha notificación cursada con la aprobación del Fiduciario constituirá notificación suficiente a dichos Tenedores.

Cumplimiento y Extinción del Convenio de Fideicomiso

El Convenio de Fideicomiso a solicitud de la Sociedad dejará de producir efectos con relación a las Obligaciones de cualquier serie (salvo en lo que respecta a los derechos subsistentes de registro de transferencias o canje de las Obligaciones, expresamente previstos en el presente) y el de Fideicomiso con cargo a la Sociedad otorgará los debidos instrumentos ratificando el cumplimiento y extinción de este Convenio de Fideicomiso cuando (1) (a) todas las Obligaciones de dicha serie autenticadas y entregadas hasta dicha fecha (que no sean (i) cupones correspondientes a Títulos al Portador presentados para su canje por Títulos Nominativos y con vencimiento después de dicho canje, cuya presentación no se requiere o ha sido renunciada conforme a las disposiciones del Convenio de Fideicomiso, (ii) Obligaciones y cupones de dicha serie destruidos, perdidos o robados y reemplazados o pagados en la forma establecida en el Convenio de Fideicomiso, (iii) cupones correspondientes a Obligaciones solicitadas para su rescate y con vencimiento después de la Fecha de Rescate relevante a cuya entrega se ha renunciado conforme a las disposiciones del Convenio de Fideicomiso, y (iv) Obligaciones y cupones de dicha serie para cuyo pago se ha depositado dinero hasta esa fecha en fideicomiso o se ha separado y conservado dinero en fideicomiso por la Sociedad y se ha repagado de allí en adelante a la Sociedad o desafectado de dicho Fideicomiso, tal como se establece en el Convenio de Fideicomiso, hayan sido entregados al Fiduciario a efectos de su cancelación; o (b) todas las Obligaciones de dicha serie y, en los casos contemplados anteriormente en (i) o (ii), cualquier cupón correspondiente a dichas Obligaciones no entregados hasta esa fecha al Fiduciario para su cancelación (i) se haya tomado exigible y pagadero, (ii) se tome exigible y pagadero a su Vencimiento Declarado dentro del plazo de un año o (iii) de poder ser rescatados por la Sociedad, se rescaten dentro del plazo de un año bajo acuerdos satisfactorios para el Fiduciario para cursar notificaciones de rescate por parte del Fiduciario en representación de, y con cargo a, la Sociedad y la Sociedad, en caso de (i), (ii) o (iii) haya depositado irrevocablemente o ha dispuesto el depósito irrevocable con el Fiduciario en fideicomiso de fondos a efectos de contar con un monto, en la Moneda en la cual sean pagaderos las Obligaciones de dicha serie, suficiente para pagar y cancelar la totalidad de la deuda sobre dichas Obligaciones no entregadas hasta ese momento al Fiduciario para su cancelación, por capital y Montos Adicionales, si hubiera, e intereses hasta la fecha de dicho depósito (en caso de Obligaciones exigibles y pagaderas) o hasta su vencimiento declarado o fecha de rescate, según el caso; (2) la Sociedad haya pagado o dispuesto el pago de todas las demás sanas pagaderas bajo el Convenio de Fideicomiso por la Sociedad; y (3) la Sociedad haya entregado al Fiduciario un certificado emitido por sus funcionarios y un dictamen legal, que certifiquen el cumplimiento de todas las condiciones precedentes contempladas en el Convenio de Fideicomiso en cuanto al cumplimiento y la extinción del Convenio de Fideicomiso.

No obstante el cumplimiento y la extinción del Convenio de Fideicomiso, subsistirán las obligaciones de la Sociedad hacia el Fiduciario respecto de la remuneración y reembolso, las obligaciones de la Sociedad hacia cualquier Agente de Registro, Co Agente de Registro o Agente de Pago bajo el Convenio de Fideicomiso y, de haberse depositado dinero con el Fiduciario conforme a lo establecido en la subcláusula (b) de la cláusula (1) anterior, las obligaciones del Fiduciario respecto de la aplicación de las sumas en fideicomiso bajo el Convenio de Fideicomiso.

Liberación y Liberación de Compromisos

Salvo disposición en contrario en el Suplemento del Prospecto con relación a las Obligaciones de cualquier serie o dentro de ésta, la Sociedad en cualquier momento podrá, a su criterio, mediante una Resolución del Directorio y sujeto al cumplimiento de ciertas condiciones que se describen a continuación, optar por que se la libere de sus obligaciones respecto de las Obligaciones en Circulación de cualquier serie o dentro de ésta y de los cupones correspondientes ("liberación"). En general, en ocasión de una liberación, se considerará que la Sociedad ha pagado y cancelado la totalidad de las deudas representadas por las Obligaciones en Circulación de dicha serie o dentro de ésta y por los cupones correspondientes, y que ha cumplido con todas sus obligaciones bajo dichas Obligaciones y cualesquiera cupones correspondientes, con excepción de (i) los derechos de los tenedores de dichas Obligaciones de recibir, exclusivamente del fondo fiduciario establecido para dicho fin tal como se describe a continuación, pagos en concepto de capital, intereses y Montos Adicionales, si hubiera, sobre dichas Obligaciones cuando dichos pagos fueran exigibles, (ii) ciertas disposiciones con relación a la titularidad, registro y transferencia de dichas Obligaciones, (iii) la obligación de mantener una oficina o agencia en Buenos Aires y en la ciudad de Nueva York, y (iv) ciertas disposiciones relativas a los derechos, facultades, fideicomisos, deberes e inmunidades del Fiduciario.

Asimismo, salvo disposición en contrario en el Suplemento del Prospecto con relación a las Obligaciones de cualquier serie o dentro de ésta, la Sociedad en cualquier momento podrá, a su criterio, mediante una Resolución del Directorio, y sujeto al cumplimiento de las condiciones que se describen a continuación, optar por que se la exima de las obligaciones descriptas anteriormente bajo los Subtítulos "Obligaciones Conservación de Bienes", "Pago de Impuestos y Otros Reclamos", "Contratación de Seguros", "Compromiso de No Hacer", "Restricciones a las Operaciones de Venta y Locación Sucesiva (Sale and Leaseback Transactions), "Estados Contables", "Cumplimiento de las Leyes y Otros Acuerdos" y "Libros y Registros" y las disposiciones de la cláusula (b)(i) de la obligación contemplada bajo el título "Fusiones, Ventas y Locaciones" respecto de dichas Obligaciones en Circulación y cualesquiera cupones correspondientes. Con posterioridad a dicha liberación de compromisos, no se considerará que el incumplimiento o la violación de cualquiera de dichas obligaciones constituye un Supuesto de Incumplimiento con relación a las Obligaciones en Circulación y cualesquiera cupones correspondientes bajo el Convenio de Fideicomiso aplicable.

A fin de que se produzca la liberación o liberación de compromisos respecto de las Obligaciones de cualquier serie o dentro de ésta, la Sociedad deberá cumplir, entre otras, las siguientes condiciones:

(i) la Sociedad deberá haber entregado en depósito al Fiduciario en forma irrevocable en carácter de fideicomiso una suma de dinero (en la Moneda en la cual las Obligaciones y los cupones correspondientes estén en ese momento especificados o sean pagaderos al Vencimiento Declarado) u Obligaciones del Gobierno, o una combinación de éstas, suficiente a juicio de una firma de contadores públicos independientes reconocida a nivel internacional, para pagar y cancelar el capital y cada cuota de intereses sobre dichas Obligaciones y cupones correspondientes al Vencimiento Declarado de dicho capital o cuota de intereses conforme a los términos de las Obligaciones, y todos los cupones correspondientes y dichos montos se aplicarán a tal fin;

(ii) en caso de optar por liberarse totalmente de dichas Obligaciones, la Sociedad deberá haber entregado al Fiduciario un Dictamen Legal que establezca (x) que la Sociedad ha sido notificada de la decisión del Departamento de Impuestos Internos (Internal Revenue Service) de los Estados Unidos de América, o que una decisión ha sido publicada por dicho organismo o (y) que desde la fecha de este Convenio de Fideicomiso se ha introducido una modificación en la ley del impuesto a las ganancias federal de los Estados Unidos de América o en su interpretación, que en ambos casos determine y en base a ello dicho dictamen confirmará que los tenedores de dichas Obligaciones en Circulación y cualesquiera cupones correspondientes no reconocerán ganancias ni pérdidas a los fines del impuesto a las ganancias federal de los Estados Unidos de América como resultado de dicho depósito, liberación y cancelación y estarán sujetos al impuesto a las ganancias federal de los Estados Unidos de América sobre el mismo monto, en la misma forma y en las mismas oportunidades tal como si dicho depósito, liberación y cancelación no hubieran tenido lugar;

(iii) en caso de una liberación de compromisos, la Sociedad deberá haber entregado al Fiduciario un Dictamen Legal que establezca que los tenedores de dichas Obligaciones en Circulación y cualesquiera cupones correspondientes no reconocerán ganancia o pérdida alguna a los fines del impuesto a las ganancias federal de los Estados Unidos de América como resultado de dicho depósito y liberación de compromisos y estarán sujetos al impuesto a las ganancias federal de los Estados Unidos de América sobre el mismo monto, en la misma forma y en las mismas oportunidades tal como si dicho depósito y liberación de compromisos no hubieran tenido lugar; y

(iv) no deberá haber tenido lugar y subsistir un Supuesto de Incumplimiento o un supuesto que mediante notificación o el transcurso de tiempo o ambos daría lugar a un Supuesto de Incumplimiento con relación a dichas Obligaciones o cupones correspondientes.

Salvo disposición en contrario en el Suplemento del Prospecto, si con posterioridad al depósito por parte de la Sociedad de fondos u Obligaciones del Gobierno para dar efecto a la liberación o liberación de compromisos con relación a las Obligaciones de cualquier serie, (i) el Tenedor de una Obligación de dicha serie tiene derecho a optar y de hecho opta conforme a los términos de dicha Obligación, por recibir el pago en una Moneda que no sea aquella en la cual dicho depósito se efectuó para la Obligación en cuestión o (ii) la Moneda en la cual dicho depósito se hizo respecto de cualquier Obligación de tal serie deja de ser empleada por el gobierno de emisión, entonces la Deuda representada por dicha Obligación se considerará y será totalmente pagada y cancelada a través del pago del capital (y de la prima, si hubiera) e intereses, si hubiera, sobre dicha Obligación a medida que se torna pagadera, con el producido resultante de la conversión del monto así depositado respecto de dicha Obligación a la Moneda en la cual la Obligación sea pagadera como resultado de dicha opción o del cese de su uso, en base al Tipo de Cambio de Mercado aplicable. Salvo disposición en contrario en el Suplemento del Prospecto, todos los pagos de capital (y de prima, si hubiera) e intereses, si hubiera, y Montos Adicionales, si hubiera, sobre cualquier Obligación pagadera en una Moneda Extranjera que deje de ser utilizada por su gobierno de emisión serán efectuados en dólares estadounidenses.

El Suplemento del Prospecto podrá además describir las disposiciones, si hubiera, que permiten la liberación o liberación de compromisos, incluyendo cualquier modificación de las disposiciones anteriores, con relación a las Obligaciones de una serie en particular o dentro de ésta y de los cupones correspondientes.

Informes a los Tenedores

El Fiduciario deberá transmitir a los Tenedores la información, documentos e informes, y sus resúmenes, relacionados con el Fiduciario y sus actos bajo el Convenio de Fideicomiso conforme sean requeridos bajo la TIA en las fechas y en la forma allí prevista, estableciéndose que dicha información, documentos o informes cuya presentación ante la Comisión se requiere bajo el Artículo 13 o 15 (d) de la Ley de Mercados deberá presentarse ante el Fiduciario dentro de los quince (15) días de haber sido así requerida su presentación ante la Comisión. El Fiduciario deberá presentar una copia de cada uno de dichos informes, en la fecha de dicha transmisión a los Tenedores, ante cualquier bolsa en la cual se cotizan las Obligaciones, ante la CNV y ante la Sociedad. La Sociedad notificará al Fiduciario cuando cualquiera de las Obligaciones cotice en bolsa.

Asambleas de Tenedores

El Fiduciario o la Sociedad deberán, a solicitud de los tenedores de por lo menos el 5% del capital total de las Obligaciones de cualquier serie en Circulación en ese momento, la Sociedad o el Fiduciario a su criterio podrán, convocar una asamblea de Tenedores en cualquier momento y periódicamente, para formular, otorgar o tomar cualquier pedido, demanda, autorización, directiva, notificación, consentimiento, renuncia u otra acción que deba ser formulada, otorgada o tomada por los Tenedores conforme a las Obligaciones de dicha serie. Con relación a todos los asuntos no contemplados en el Convenio de Fideicomiso aplicable, las asambleas de Tenedores se celebrarán de conformidad con la Ley de Obligaciones Negociables. Las asambleas se celebrarán en Buenos Aires, estableciéndose, sin embargo, que la Sociedad o el Fiduciario podrán determinar la celebración de dichas asambleas simultáneamente en Buenos Aires y en la ciudad de Nueva York, por cualquier medio de telecomunicación que permita a los participantes escucharse y hablarse unos a otros. En cualquier caso, las asambleas se celebrarán en la fecha y en el lugar que la Sociedad o el Fiduciario determinen. Si una asamblea se celebra conforme a una solicitud de los Tenedores, el orden del día de esa asamblea será el que se indique en la solicitud, y dicha asamblea se convocará dentro de los cuarenta (40) días de la fecha de recepción de la solicitud por el Fiduciario o la Sociedad, según sea el caso. La notificación de cualquier asamblea de Tenedores (la cual deberá incluir la fecha, lugar y hora de la asamblea, el orden del día y los requisitos de asistencia) se deberá cursar con una antelación mínima y máxima de diez (10) y treinta (30) días, respectivamente, de la fecha fijada para la asamblea en el Boletín Oficial de Argentina y también deberá cursarse en la forma establecida precedentemente bajo el acápite "Notificaciones", y cualquier publicación que se realice a tales efectos deberá cursarse durante cinco días hábiles consecutivos en cada lugar de publicación.

Cualquier Tenedor domiciliado en Argentina podrá asistir a una asamblea personalmente o por mandato otorgado en instrumento privado, con la firma certificada en forma judicial, notarial o bancaria, mientras que cualquier tenedor domiciliado fuera de Argentina podrá asistir a una asamblea personalmente o por carta poder. Los Tenedores de Obligaciones deberán notificar al Agente de Registro su intención de asistir a una asamblea de los Tenedores de dichas Obligaciones con una antelación mínima de tres (3) días a la fecha de dicha asamblea.

Cada Tenedor tendrá derecho a un voto por cada U$S1.000 de capital de las obligaciones en su poder. El quórum en cualquier asamblea convocada para adoptar una resolución estará constituido por personas que posean o representen el 60% del monto de capital total de las Obligaciones de una serie en Circulación en ese momento; estableciéndose, sin embargo, que en las asambleas convocadas nuevamente debido a haber sido aplazadas por falta de quórum, éste estará constituido por personas que posean o representen el 30% del monto de capital total de las Obligaciones en Circulación en ese momento.

Modificación y Renuncia

Las decisiones relacionadas con las Obligaciones de cualquier serie deberán adaptarse por el voto afirmativo de los Tenedores del 67% del monto de capital total de las Obligaciones de dicha serie en Circulación que en ese momento estén presentes o representados en una asamblea de dichos Tenedores que reúna el quórum previsto ; estableciéndose, sin embargo, que se requerirá el voto afirmativo unánime de los Tenedores de las Obligaciones de la serie afectada para adoptar una decisión válida a efectos de, entre otros asuntos (i) cambiar el Vencimiento Declarado del capital o de cualquier cuota de intereses sobre cualquier Obligación; (ii) reducir el monto de capital o los intereses sobre cualquier Obligación, incluyendo la cancelación del repago del capital o los intereses sobre cualquier Obligación; (iii) reducir el monto de capital de Obligaciones con Descuento sobre la emisión original que sean exigibles y pagaderos ante la declaración de aceleración del Vencimiento de dichas Obligaciones; (iv) reducir el porcentaje del monto de capital de las Obligaciones en Circulación que los Tenedores deben poseer para prestar su consentimiento para la adopción de una resolución o para reunir el quórum en cualquier asamblea de Tenedores en la cual se adopte una resolución, o el porcentaje de capital de las Obligaciones en Circulación que los Tenedores deben poseer para solicitar la convocatoria de una asamblea de Tenedores; (v) introducir cualquier modificación en las reglas sobre mayorías establecidas para la adopción de resoluciones en las asambleas de Tenedores o en relación con el quórum necesario para la celebración de una asamblea; (vi) introducir cualquier modificación en el número de Tenedores necesario para renunciar a un Supuesto de Incumplimiento pasado; (vii) cambiar el lugar o la Moneda de pago del capital, prima o intereses sobre cualquier Obligación; (viii) restringir el derecho de iniciar una acción para exigir el cumplimiento de cualquiera de dichos pagos en, o después de, su Vencimiento Declarado, cualquier Fecha de Rescate o Fecha de Repago; o (ix) modificar el requisito de pagar Montos Adicionales. Con excepción de lo anteriormente expuesto, cualesquiera modificaciones, reformas o renuncias a los términos y condiciones de las Obligaciones de una serie serán concluyentes y obligatorios para todos los Tenedores de dichas Obligaciones, sea o no que éstos hayan estado presentes en cualquier asamblea, y no obstante se hayan registrado o no dichas modificaciones, reformas o renuncias en dichas Obligaciones.

Ley Aplicable y Exigibilidad

La Ley de Obligaciones Negociables establece los requisitos legales necesarios a efectos de la calificación de las Obligaciones como "Obligaciones Negociables". La autorización, otorgamiento y entrega de las Obligaciones se rigen por la legislación argentina. Ciertas disposiciones del Convenio de Fideicomiso relacionadas con el Fiduciario y la garantía son regidas por las leyes de Argentina. Todo otro asunto respecto de las Obligaciones se rige y deberá interpretarse de acuerdo con las leyes del Estado de Nueva York, Estados Unidos de América.

La Sociedad ha aceptado someterse a la jurisdicción no exclusiva de los tribunales del Estado de Nueva York o de los tribunales federales de los Estados Unidos con asiento en el Distrito de Manhattan, ciudad de Nueva York, Nueva York, Estados Unidos, y de cualquiera de sus tribunales de apelación, y ha renunciado a solicitar inmunidad de jurisdicción de dichos tribunales con relación a cualquier juicio, acción o procedimiento que pueda iniciarse con motivo del Convenio de Fideicomiso o las Obligaciones. La Sociedad ha designado a CT Corporation System como su agente autorizado para el traslado de citaciones, intimaciones y notificaciones con relación a cualquier juicio, acción o procedimiento iniciado con motivo de cada suplemento al Convenio de Fideicomiso o las Obligaciones contra la Sociedad en cualquier tribunal del Estado de Nueva York o cualquier tribunal federal de los Estados Unidos con asiento en el Distrito de Manhattan, ciudad de Nueva York, y ha acordado que dicha designación será irrevocable en tanto cualquiera de las Obligaciones estén en Circulación o hasta la designación irrevocable por parte de la Sociedad de un sucesor en la ciudad de Nueva York como su agente autorizado para tal fin y hasta la aceptación de tal designación por parte de dicho sucesor.

Algunas Definiciones

Los siguientes términos tienen las siguientes definiciones en el Convenio de Fideicomiso:

"Gravamen" significa cualquier hipoteca, prenda, privilegio, derecho real de garantía, carga u otro gravamen o acuerdo preferencial con el fin de constituir una garantía, incluyendo, sin limitación, cualquier figura equivalente creada o que surja de la legislación de los países en los que la Sociedad posee Bienes.

"Deuda" significa, respecto de cualquier Persona, (a) pasivos de dicha Persona (1) por dinero tomado en préstamo o bajo cualquier obligación de desembolso con relación a una carta de crédito, o (2) evidenciados a través de bonos, letras de cambio, debentures o instrumentos similares (incluyendo obligaciones por sumas a pagar por compras) otorgados con motivo de la adquisición de cualquier negocio, bien o activo de cualquier tipo (con excepción de las cuentas comerciales a pagar o pasivos corrientes derivados del giro habitual de los negocios), o (3) por el pago de sumas de dinero con relación a obligaciones bajo un leasing de bienes muebles o inmuebles registrado como una obligación derivada de este tipo de arrendamiento; (b) todas las Acciones Rescatables emitidas por dicha Persona (el monto de Deuda representado por cualquier preferencia en caso de liquidación involuntaria más los dividendos devengados e impagos); (c) pasivos de terceros descriptos en el anterior apartado (a) que la Persona haya garantizado o que de otra manera sea su obligación legal; y (d) (sin duplicación) cualquier reforma, agregado, modificación, postergación, renovación, prórroga o refinanciación de pasivos del tipo referido en los anteriores apartados (a), (b) y (c). A fin de determinar cualquier monto de Deuda bajo esta definición no se incluirán las garantías de (u obligaciones respecto de las cartas de crédito que evidencian) Deudas, que se incluyan de otra manera en la determinación de dicho monto.

"Bienes" significa cualquier activo, ganancia o cualquier otro bien, sea tangible o intangible, mueble o inmueble, incluyendo, sin limitación, cualquier derecho a recibir ingresos.

"Subsidiaria Significativa" significa una Subsidiaria de la Sociedad que sea sustancial para la situación patrimonial o de otra índole, o para las ganancias, operaciones, asuntos comerciales o futuro comercial de la Sociedad y de sus Subsidiarias consideradas en su conjunto.

Otros titulos valores emitidos por la Sociedad.

La Sociedad ha realizado las siguientes emisiones de obligaciones negociables:

Monto Garantía Vencimiento

U$S350.000.000 sin garantía 2004

U$S400.000.000 garantizados con créditos 2002

contra el ENAP (Empresa

Nacional del Petróleo de Chile)

U$S400.000.000 garantizados con créditos 2002

contra el ENAP (Empresa

Nacional del Petróleo de Chile)

Liras Italianas

300.000.000.000 sin garantía 2001

U$S100.000.000 garantizados con créditos 2002

contra el ENAP (Empresa

Nacional del Petróleo de Chile)

U$S200.000.000 sin garantía 2002

U$S300.000.000 sin garantía 2007

U$S350.000.000 sin garantía 2003

U$S125.000.000 sin garantía 2001

U$S100.000.000 sin garantía 2028

U$S225.000.000 sin garantía 2009

ANEXO A

LA SOCIEDAD

YPF S.A.

Pte. Roque Sáenz Peña 777

1364 Buenos Aires

República Argentina

REPRESENTANTE DEL FIDUCIARIO

EN LA REPÚBLICA ARGENTINA

BANCO RÍO DE LA PLATA S.A.

Bartolomé Mitre 480

1036 Buenos Aires

República Argentina

ASESORES LEGALES

RESPECTO DE LA LEY ARGENTINA


Por la Sociedad MARVAL, O'FARRELL & MAIRAL Av. Leandro N. Alem 928 1001 Buenos Aires República Argentina

ASESORES LEGALES

RESPECTO DE LA LEY ESTADOUNIDENSE


Por la Sociedad ANDREWS & KURTH 600 Travis Suite 4200 Texas Commerce Tower Houston, TX 77002 Estados Unidos de América

AUDITORES DEL EMISOR

Pistrelli, Díaz y Asociados

miembro de

Arthur Andersen

25 de mayo 487

1002 Buenos Aires

República Argentina

C:\50636mtn\input.doc

(FLST) - 19/5/aa

47.584

2/6/aa

AI assistant

YPF S.A. Capital/Financing Update 2005

Consideraciones Generales

Desregulación, Reestructuración y Privatización

Operaciones

Upstream - Exploración y Producción en Argentina

Distribución y Mercados de Gas Natural

Mercado de Electricidad

Upstream Internacional

Propiedades y producción

Actividades de Exploración y Desarrollo

División Lubricantes

ANEXO A

AI assistant

YPF S.A. — Capital/Financing Update 2005

Consideraciones Generales

Desregulación, Reestructuración y Privatización

Operaciones

Upstream - Exploración y Producción en Argentina

Distribución y Mercados de Gas Natural

Mercado de Electricidad

Upstream Internacional

Propiedades y producción

Actividades de Exploración y Desarrollo

División Lubricantes

ANEXO A

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