YPF S.A. — Interim / Quarterly Report 2002

May 13, 2002

SOCIEDAD ANONIMA

Estados Contables al 31 de Marzo de 2002 y 2001,
juntamente con el Informe de Revisión Limitada
de Estados Contables de Períodos Intermedios y
el Informe de la Comisión Fiscalizadora

INFORME DE REVISION LIMITADA

DE ESTADOS CONTABLES

DE PERIODOS INTERMEDIOS

A los Señores Directores de

YPF SOCIEDAD ANONIMA:

1. Hemos efectuado una revisión limitada de los balances generales de YPF SOCIEDAD ANONIMA al 31 de marzo de 2002 y 2001 y los correspondientes estados de resultados, de evolución del patrimonio neto y de origen y aplicación de fondos por los períodos de tres meses terminados en dichas fechas. Asimismo, hemos efectuado una revisión limitada de los balances generales consolidados de YPF SOCIEDAD ANONIMA y sus sociedades controladas al 31 de marzo de 2002 y 2001, y los correspondientes estados de resultados y de origen y aplicación de fondos consolidados por los períodos de tres meses terminados en dichas fechas, que se exponen como información complementaria en el Cuadro I. Dichos estados contables son responsabilidad de la Dirección de la Sociedad.
2. Nuestro trabajo fue realizado de acuerdo con las normas de auditoría vigentes en Argentina para la revisión limitada de estados contables de períodos intermedios. Dicha revisión consiste principalmente en aplicar procedimientos analíticos a la información contable y en efectuar indagaciones a los responsables de las cuestiones contables y financieras. El alcance de esta revisión es sustancialmente menor al de una auditoría de estados contables, cuyo objetivo es la expresión de una opinión sobre los estados contables tomados en conjunto. Por lo tanto, no expresamos tal opinión.
3. Como se describe en la Nota 13 a los estados contables adjuntos, durante este año se implementó en el país un profundo cambio del modelo económico y de la Ley de Convertibilidad vigente desde el mes de marzo de 1991. Las principales consecuencias del conjunto de medidas adoptadas hasta la fecha de este informe por el Gobierno Nacional y detalladas en la mencionada nota, son (a) la devaluación del peso argentino respecto del dólar estadounidense y la pesificación de ciertos activos y pasivos en moneda extranjera mantenidos en el país, (b) el incumplimiento de los pagos de la deuda pública externa, (c) la introducción de restricciones al retiro de fondos depositados en las instituciones financieras, (d) la restricción a realizar transferencias al exterior en concepto de pagos de capital de préstamos financieros y de distribución de dividendos sin la previa autorización del Banco Central de la República Argentina, (e) la implementación de nuevos regímenes de retención a las exportaciones de hidrocarburos y (f) el incremento de los precios internos. La evolución futura de la crisis económica podría requerir de medidas adicionales por parte del Gobierno Nacional. Los estados contables adjuntos deben ser leídos teniendo en cuenta las cuestiones previamente mencionadas.

4. Tal como indica la Nota 1 a los estados contables adjuntos, y de acuerdo con las normas del organismo de control societario, la Sociedad no ha reconocido contablemente los efectos de las variaciones en el poder adquisitivo de la moneda ocurridas desde el 1° de enero de 2002, lo que es requerido por la Resolución M.D. N° 3/2002 del Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. De haberse aplicado dicha resolución, (a) el patrimonio neto de la Sociedad al 31 de marzo de 2002 hubiera aumentado y la pérdida por el período de tres meses terminado en dicha fecha hubiera disminuido en aproximadamente $ 2.900 millones y $ 180 millones, respectivamente y (b) todos los saldos de los rubros al 31 de marzo de 2001 presentados con fines comparativos se hubieran reexpresado para reconocer los efectos de las variaciones en el poder adquisitivo de la moneda correspondientes al período enero a marzo de 2002.

5. 2 -

6. Basados en nuestras revisiones, no hemos tomado conocimiento de ninguna modificación importante que deba hacerse a los estados contables adjuntos para que los mismos estén presentados de conformidad con la Ley de Sociedades Comerciales y las normas pertinentes de la Comisión Nacional de Valores y, excepto por la falta de reconocimiento de los efectos de las variaciones en el poder adquisitivo de la moneda mencionada en el párrafo 4, con las normas contables profesionales vigentes en Argentina.

7. En cumplimiento de disposiciones legales vigentes y de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, informamos que:
8. Los estados contables adjuntos se encuentran asentados en el libro Inventarios y Balances.
9. Los estados contables de YPF SOCIEDAD ANONIMA surgen de registros contables llevados, en sus aspectos formales, de conformidad con las disposiciones legales vigentes.
10. Al 31 de marzo de 2002, la deuda devengada en concepto de aportes y contribuciones con destino al Sistema Integrado de Jubilaciones y Pensiones, que surge de los registros contables de la Sociedad, asciende a $ 1.865.888, no siendo exigible a esa fecha.

Buenos Aires, 8 de mayo de 2002		PISTRELLI, DIAZ Y ASOCIADOS C.P.C.E.C.F. Tº 1 - Fº 8
		RICARDO C. RUIZ Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.C.F. Tº 156 - Fº 159

YPF SOCIEDAD ANONIMA

ESTADOS CONTABLES AL 31 DE MARZO DE 2002 Y 2001

Indice

	Página
* Carátula	1
* Balances generales consolidados	2
* Estados de resultados consolidados	3
* Estados de origen y aplicación de fondos consolidados	4
* Notas a los estados contables consolidados	5
* Anexos a los estados contables consolidados	12
* Balances generales	15
* Estados de resultados	16
* Estados de evolución del patrimonio neto	17
* Estados de origen y aplicación de fondos	18
* Notas a los estados contables	19
* Anexos a los estados contables	43

YPF SOCIEDAD ANONIMA

Avenida Presidente Roque Sáenz Peña 777 - Buenos Aires

EJERCICIOS ECONOMICOS Nº 26 y 25

INICIADOS EL 1º DE ENERO DE 2002 Y 2001

ESTADOS CONTABLES AL 31 DE MARZO DE 2002 Y 2001

(No auditados)

Actividad principal de la Sociedad: estudio, exploración y explotación de hidrocarburos líquidos y/o gaseosos y demás minerales, como asimismo, la industrialización, transporte y comercialización de estos productos y sus derivados, incluyendo también productos petroquímicos y químicos, la generación de energía eléctrica a partir de hidrocarburos, así como también prestar servicios de telecomunicaciones.

Fecha de inscripción en el Registro Público de Comercio: 2 de junio de 1977.

Fecha de finalización del Contrato Social: 15 de junio de 2093.

Modificación de los estatutos (última): 8 de marzo de 2002 (pendiente de inscripción).

COMPOSICION DEL CAPITAL

al 31 de marzo de 2002

(expresado en pesos)

		Suscripto, integrado y autorizado a la oferta pública (Nota 4 a los estados contables básicos)
* Acciones ordinarias, escriturales de v/n $10 con derecho a 1 voto por acción		3.933.127.930
		=============

Cuadro I

YPF SOCIEDAD ANONIMA

Y SOCIEDADES CONTROLADAS

NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS

POR LOS PERÍODOS DE TRES MESES FINALIZADOS EL 31 DE MARZO DE 2002 Y 2001

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

(No auditados)

1. Estados Contables Consolidados

a) Modificaciones a la normativa económica de la República Argentina

Como consecuencia de la crisis económica de la República Argentina, el Gobierno ha implementado diversas modificaciones a la normativa económica. La síntesis de las principales medidas adoptadas se expone en las Notas 1 y 13 a los estados contables básicos.

b) Bases de presentación:

Siguiendo el procedimiento establecido en la Resolución Técnica N° 4 de la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas ("FACPCE"), YPF Sociedad Anónima (la "Compañía" o "YPF") ha consolidado sus balances generales al 31 de marzo de 2002 y 2001 y los correspondientes estados de resultados y de origen y aplicación de fondos por los períodos de tres meses finalizados en dichas fechas, con los estados contables de aquellas sociedades en las que posee los votos necesarios para formar la voluntad social ("Grupo YPF").

Asimismo, los resultados de inversiones permanentes en aquellas sociedades vinculadas en las cuales se posee una participación del 50% o se ejerce control conjunto (Petroken Petroquímica Ensenada S.A. ("Petroken"), Refinería del Norte S.A., Profertil S.A., Compañía Mega S.A. ("Mega"), Empresa Petrolera Andina S.A. ("Andina") y Global Petroleum Corporation ("Global") al 31 de marzo de 2002 y Petroken, Refinería del Norte S.A., Profertil S.A., Andina y Global al 31 de marzo de 2001) han sido consolidados proporcionalmente línea por línea, en base a la participación proporcional en las cuentas de los estados de resultados de dichas sociedades. El efecto de dicha consolidación proporcional asciende a 800 y 407 en las ventas netas consolidadas y a 36 y 15 en la utilidad operativa consolidada, por los períodos de tres meses finalizados el 31 de marzo de 2002 y 2001, respectivamente.

En virtud de la Resolución General N° 368 de la Comisión Nacional de Valores ("CNV"), la Sociedad presenta sus estados contables consolidados, incluidos en el Cuadro I, precediendo a sus estados contables básicos.

c) Estados contables utilizados en la consolidación:

Para la consolidación de los estados contables al 31 de marzo de 2002 se han utilizado los últimos estados contables consolidados no auditados disponibles de YPF International Ltd. e YPF Holdings Inc., los últimos estados contables consolidados auditados de A-Evangelista S.A. y los últimos estados contables no auditados disponibles de Operadora de Estaciones de Servicios S.A., Enerfin S.A., Argentina Private Development Company Limited y Poligas Luján S.A.C.I. Para la consolidación de los estados contables al 31 de marzo de 2001 se han utilizado los últimos estados contables consolidados no auditados disponibles de YPF International Ltd., YPF Chile S.A., Repsol YPF Gas S.A., A-Evangelista S.A. y los últimos estados contables no auditados disponibles de Operadora de Estaciones de Servicios S.A., Apex Petroleum Inc., Argentina Private Development Company Limited, Astra Producción Petrolera S.A., Enerfin S.A. y Poligas Luján S.A.C.I.

d) Criterios de valuación:

Los estados contables de las sociedades controladas han sido preparados sobre la base de criterios similares a los aplicados por YPF para la elaboración de sus estados contables.

Los estados contables de sociedades del exterior han sido convertidos a pesos utilizando las cotizaciones vigentes al cierre de cada período.

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

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

Los beneficios relacionados con los planes de las sociedades controladas han sido devengados durante los años de servicio del empleado en base a la antigüedad y a la remuneración percibida durante los años de trabajo.

Los beneficios de atención médica y seguro de vida a empleados retirados y algunos beneficios de seguros y otros beneficios posteriores al empleo a aquellas personas cuya relación de dependencia es terminada antes de su retiro normal, son devengados durante el período de servicio activo de los empleados. Los beneficios otorgados terminada la relación laboral pero antes del retiro han sido devengados cuando se cumple la antigüedad mínima, es probable el pago del beneficio y se puede estimar razonablemente el monto del mismo.

Ingresos

Los ingresos y costos relacionados con las actividades de construcción, se contabilizan a través del grado de avance. De acuerdo con este método, la parte proporcional de los ingresos y costos establecidos en el contrato, son reconocidos a medida que se va desarrollando el servicio que establece el mismo.

1. Detalle de los Principales Rubros de los Estados Contables Consolidados

Se indica a continuación la composición de los principales rubros de los estados contables consolidados:

Balances Generales Consolidados

Activo

a) Inversiones:	2002		2001
	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente
Colocaciones transitorias, fondos restringidos y títulos públicos (1)	110 (2)	44	69 (2)	12
Sociedades vinculadas y otras (Anexo C)	-	2.400	-	1.488
Previsión para desvalorización de las participaciones en sociedades vinculadas y otras sociedades	-	(124)	-	(6)
	-----	-------	-----	-------
	110	2.320	69	1.494
	===	====	===	====

1. Incluye 36 y 12 de fondos restringidos al 31 de marzo de 2002 y 2001, respectivamente.
2. Incluye 105 y 66 al 31 de marzo de 2002 y 2001, respectivamente, que corresponden a inversiones con vencimiento originalmente pactado inferior a tres meses.

b) Créditos por ventas:	2002		2001
	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente
Deudores comunes	1.567	76	1.341	19
Documentos a cobrar	3	-	18	1
Sociedades relacionadas	228	-	138	-
	-------	-------	-------	-----
	1.798	76	1.497	20
Previsión para deudores por ventas de cobro dudoso	(466)	-	(287)	-
	-------	-------	-------	-----
	1.332	76	1.210	20
	====	===	====	===

c) Otros créditos:	2002		2001
	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente
Créditos y anticipos de impuestos y reembolsos por exportaciones	161	100	115	5
Deudores por servicios	41	-	54	-
Gastos pagados por adelantado	34	188	31	169
Cánones y derechos	7	73	6	78
Sociedades relacionadas	1.943 (1)	334	720	2
Préstamos a clientes	22	100	33	106
Por reconversión de contratos	-	32	-	42
Por desbalanceo de producción de gas	-	32	-	27
Uniones Transitorias de Empresas y Consorcios	63	-	69	-
Por venta de activos no corrientes	521	7	30	19
Diversos	244	86	180	54
	-------	-----	-------	-----
	3.036	952	1.238	502
Previsión para otros créditos de cobro dudoso	(104)	-	(102)	-
Previsión para valuar otros créditos a su valor recuperable	-	(37)	-	(5)
	-------	-----	-------	-----
	2.932	915	1.136	497
	====	===	====	===

(1) Incluye 928 con Repsol International Finance B.V. (sociedad relacionada bajo control común).

d) Bienes de cambio:	2002	2001
Productos destilados para la venta	145	233
Petróleo crudo	95	111
Productos en proceso de destilación	6	3
Materias primas y envases	44	29
Materiales	-	4
	-----	-----
	290	380
	===	===

e) Bienes de uso:	2002	2001
Valor residual de bienes de uso (Anexo A)	9.065	9.841
Previsión para perforaciones exploratorias improductivas	(18)	(16)
Previsión para obsolescencia de materiales	(12)	(13)
Previsión para bienes de uso a desafectar	(26)	(154)
	--------	--------
	9.009	9.658
	=====	=====

Pasivo

f) Cuentas por pagar:	2002		2001
	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente
Proveedores	875	11	642	12
Concesiones de explotación (Nota 10.b a los estados contables básicos)	300	-	-	220
Sociedades relacionadas	212	6	22	-
Uniones Transitorias de Empresas y Consorcios	72	-	111	-
Diversas	138	114	143	74
	-------	-------	-------	-------
	1.597	131	918	306
	====	====	====	====

g) Préstamos:			2002		2001
	Tasa de Interés (1)	Vencimiento del capital	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente
Obligaciones Negociables (Nota 3.g.1 a los estados contables básicos)	-	-	933	2.127	307	1.145
Sociedades relacionadas	2,60-6,70%	2002	1.762	-	842	-
Obligaciones Negociables de Maxus	8,42-10,83%	2002-2004	3	81	1	28
Prefinanciación de exportaciones	2,20-4,69%	2002	400	-	-	-
The Export Import Bank of Japan	-	-	-	-	30	30
Swaps financieros	-	-	-	-	67	6
Otras deudas bancarias y otros acreedores	3,72-6,90%	2002-2007	701	339	21	138
			---------	---------	---------	---------
			3.799	2.547	1.268	1.347
			=====	=====	====	====

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

Al 31 de marzo de 2002, los vencimientos de los préstamos consolidados no corrientes, son los siguientes:

	De 1 a 2 años		De 2 a 3 años		De 3 a 4 años		De 4 a 5 años		A más de 5 años		Total
Préstamos no corrientes	1.060		81		75		75		1.256		2.547
	====		====		====		====		====		====

Estados de Resultados Consolidados

h) Otros ingresos (egresos), netos:	Ingresos (Egresos)
	2002	2001
Impuesto sobre los débitos y créditos de cuentas bancarias	(14)	-
Amortización de la llave de sociedades controladas y bajo control conjunto	(4)	(2)
Diversos	(29)	7
	-------	-------
	(47)	5
	====	====

i) Resultados financieros y por tenencia:	Ganancia (Pérdida)
	2002	2001
Generados por activos:
Intereses	20	13
Diferencias de cambio	3.550	(6)
Resultado por tenencia de bienes de cambio	19	6
	-------	-------
	3.589	13
	-------	-------
Generados por pasivos:
Intereses	(121)	(62)
Diferencias de cambio	(6.048)	(3)
	-------	-------
	(6.169)	(65)
	-------	-------
	(2.580)	(52)
	====	====

1. Compromisos y Contingencias de Compañías Controladas

La legislación federal y municipal relacionada con la calidad de la salud y el medio ambiente en los Estados Unidos de América afecta a la mayoría de operaciones de YPF Holdings Inc.

YPF Holdings Inc. considera que sus políticas y procedimientos en el área de control de la contaminación, seguridad de productos e higiene laboral son adecuados para prevenir en forma razonable riesgos en materia ambiental u otros tipos de daños y del resultante perjuicio financiero en relación con sus actividades. Sin embargo, existen ciertos riesgos de daños ambientales inherentes a operaciones particulares de YPF Holdings Inc. y, como se señala en párrafos siguientes, YPF Holdings Inc. tiene ciertas obligaciones potenciales relacionadas con operaciones anteriores. La Sociedad no puede predecir cuál será la legislación o reglamentación que se promulgará en el futuro o de qué manera se administrarán o se harán cumplir las leyes y reglamentaciones existentes y futuras.

Al 31 de marzo de 2002, las previsiones para contingencias ambientales ascendían a 231. En opinión de la Dirección, las previsiones constituidas son adecuadas para cubrir todas las contingencias ambientales que son probables y puedan ser estimadas en forma razonable; no obstante, cambios en las circunstancias actuales podrían resultar en incrementos de tales previsiones en el futuro. El detalle de las principales contingencias ambientales es el siguiente:

Condado de Hudson, New Jersey. Hasta 1972, Diamond Shamrock Chemicals Company ("Productos Químicos"), una antigua subsidiaria de productos químicos de Maxus, operó una planta de mineral de cromo en Kearny, New Jersey. De acuerdo al Departamento de Protección Ambiental y Energía de New Jersey ("DEP"), los desperdicios provenientes de las operaciones de procesamiento de este mineral fueron utilizados como material de relleno en diversos emplazamientos en y próximos al Condado de Hudson.

En 1990 Occidental Petroleum Corporation ("Occidental"), como sucesora de Productos Químicos, firmó una orden administrativa de consentimiento con el DEP para la investigación y la realización de trabajos de saneamiento en emplazamientos de residuos de cromato ferroso en Kearny y Secaucus, New Jersey. Tierra Solutions, Inc. ("TS"), subsidiaria de YPF Holdings Inc., está realizando actualmente los trabajos en nombre de Occidental y ha presentado los informes de sus investigaciones al DEP a fines del año 2001. Asimismo, se ha requerido a TS dar garantía financiera en relación con los trabajos mencionados. Actualmente, la referida garantía se encuentra instrumentada a través de YPF Holdings, Inc. por un monto de U$S 20 millones. Dicha garantía puede ser reducida con la aprobación del DEP ante una revisión anual de costos. YPF Holdings Inc. ha establecido una previsión en base a su mejor estimación de los costos de investigación y remediación que aún deben incurrirse, los cuales ascienden a aproximadamente 104 al 31 de marzo de 2002. Adicionalmente, el DEP ha manifestado que espera que Occidental y Maxus participen con los otros fabricantes 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 Productos Químicos. Es factible que el Estado de New Jersey inicie acciones legales a fin de recuperar las erogaciones realizadas en relación con estos emplazamientos. El Gobernador de New Jersey, emitió una resolución administrativa por la cual requirió a las agencias estatales una justificación específica en caso de que un requerimiento estatal fuese más estricto que un requerimiento federal.

Río Passaic, New Jersey. Los estudios realizados han indicado que los sedimentos del lecho de la Bahía de Newark, incluyendo el Río Passaic junto a la antigua planta de químicos agrícolas de Productos Químicos en Newark, New Jersey, están contaminados con químicos peligrosos provenientes de diversas fuentes. En relación con un acuerdo con la Agencia de Protección Ambiental de Estados Unidos de América, TS está realizando pruebas y estudios adicionales para identificar el sedimento y la flora y fauna contaminados, y examinar la estabilidad de los sedimentos, en una muestra de seis millas del Río Passaic cercana al emplazamiento de la planta. YPF Holdings Inc. espera que las pruebas y estudios finalicen en el primer trimestre de 2003 y el costo sea de 6 a 12 con posterioridad al 31 de marzo de 2002. El costo estimado de estos estudios ha sido previsionado. De existir, los costos de remediación que pudieran ser requeridos, no pueden ser estimados razonablemente en la actualidad.

Painesville, Ohio. Desde aproximadamente 1912 hasta 1976, Productos Químicos operó instalaciones de fabricación en Painesville, Ohio, involucrando varios emplazamientos separados pero contiguos en una superficie de aproximadamente 1.300 acres (527 hectáreas). El área primaria en cuestión fue históricamente la antigua planta de procesamiento de mineral de cromato ferroso de Productos Químicos. En 1995, la Agencia de Protección Ambiental de Ohio ("OEPA") emitió la Orden y Observaciones Finales de los Directores (la "Orden de los Directores") ordenando la realización de investigaciones y estudios de factibilidad en relación con trabajos de limpieza ambiental (el "RIFS") en el área de la antigua planta de Painesville. TS ha acordado participar en el RIFS como ha sido requerido en la Orden de los Directores. El 8 de marzo de 2002, TS envió a la OEPA el reporte en relación al trabajo de investigación ambiental y enviará el reporte de factibilidad por separado. Al 31 de marzo de 2002, el costo estimado de la realización del RIFS será de aproximadamente 3 en el próximo año. YPF Holdings Inc. ha previsionado el importe estimado de su participación en el costo del RIFS. No es posible determinar aún cuál sería la magnitud y la naturaleza de investigaciones o medidas de remediación adicionales que pudieran ser necesarias, sin embargo, las modificaciones, incluso incrementos en las previsiones, serán realizadas cuando fuera necesario.

Emplazamientos de terceros. La Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos de América ("APA") demandó a una serie de partes potencialmente responsables, que incluye a Occidental como el sucesor de Productos Químicos, en la Corte Federal de Texas buscando una recuperación de los costos de remediación supuestamente incurridos en el emplazamiento de desechos Sikes Pit, cerca de Crosby, Texas. TS defendió este caso en nombre de Occidental. Las partes involucradas han alcanzado un acuerdo, el cual fue ratificado por la Corte. Dicho acuerdo no ha producido efectos significativos adversos en la posición financiera de YPF Holdings Inc. ni en el resultado de sus operaciones.

Acciones Legales. En 1998, una subsidiaria de Occidental entabló un juicio en un tribunal de Ohio para obtener una declaración de los derechos de las partes con respecto a obligaciones por ciertos costos relacionados con la planta de Productos Químicos situada en Ashtabula, Ohio, y así como también por otros costos. Mientras esta acción legal se encuentra en la etapa de prueba, Maxus y Occidental han presentado peticiones al tribunal para que dicte sentencia de pleno derecho sobre ciertos hechos en controversia. El 25 de enero de 2002, el tribunal concedió a Occidental y denegó a Maxus sus respectivas peticiones para que dicte sentencia de pleno derecho sobre ciertos hechos en controversia. Maxus considera que el tribunal ha fallado incorrectamente y tiene la intención de apelar. YPF Holdings Inc. considera que la demanda de Occidental carece de mérito y estima que la resolución de la misma no tendrá ningún efecto adverso significativo en la posición financiera de YPF Holdings Inc. o en el resultado de sus operaciones.

Las operaciones de exploración, desarrollo y producción petroleras que YPF tiene en el exterior a través de subsidiarias, están sujetas a incertidumbres políticas y económicas, así como a otros riesgos que surgen de la soberanía de los estados extranjeros sobre las áreas en las que se desarrollan las operaciones de la Sociedad, así como a los riesgos de pérdidas en algunos países debido a cambios de gobierno, guerra civil, actos de guerra, guerrilla e insurrección. A la fecha, no es posible determinar el potencial efecto futuro que los riesgos mencionados podrían tener en los estados contables de YPF. Dicho efecto será expuesto en los estados contables en la medida que se conozca y pueda ser estimado en forma razonable.

Cuadro I

Anexo C

YPF SOCIEDAD ANONIMA

Y SOCIEDADES CONTROLADAS

BALANCES GENERALES CONSOLIDADOS AL 31 DE MARZO DE 2002 Y 2001

INVERSIONES EN ACCIONES Y PARTICIPACION EN OTRAS SOCIEDADES

(expresados en millones de pesos - Nota 1 a los estados contables básicos)

(No auditados)

		2002																									2001
													Información sobre el ente emisor
		Características de los valores															Ultimos estados contables emitidos
Denominación y Emisor		Clase		Valor Nominal			Cantidad		Valor Registrado		Costo		Actividad Principal		Domicilio Legal		Fecha		Capital Social		Resultado		Patrimonio Neto		Participación sobre capital social		Valor registrado
Vinculadas:
Empresa Petrolera Andina S.A.		Ordinarias		Bs.	100		13.439.520		1.569	(8)	503		Exploración, explotación y comercialización de hidrocarburos en Bolivia		Av. José Estenssoro N° 100, casi Radial 19, 3° Anillo Externo - Santa Cruz de la Sierra - Bolivia		31/12/01		197		32		456		50,00%	(5)	509
Compañía Mega S.A.		Ordinarias		$	1		77.292.000		81	(6)	77		Separación, fraccionamiento y transporte de líquidos de gas natural		Av. Roque Sáenz Peña 777 - P. 7° - Buenos Aires - Argentina		31/12/01		203		9		212		38,00%		77
Petroken Petroquímica Ensenada S.A.		Ordinarias		$	1		40.602.826		47	(6)	47		Petroquímica		Sarmiento 1230 - P. 6° - Buenos Aires - Argentina		31/12/01		81		(2)		113		50,00%		59
Profertil S.A.		Ordinarias		$	1		1.000.000		95	(6)	178		Producción y venta de fertilizantes		Alicia Moreau de Justo 140 - P. 1° - Buenos Aires - Argentina		31/12/01		2		(30)		325		50,00%		170
Refinería del Norte S.A.		Ordinarias		$	1		45.803.655		25	(6)	56		Refinación		Maipú 1 - P. 2º - Buenos Aires - Argentina		31/12/01		92		7		128		50,00%		63
Oleoductos del Valle S.A.		Ordinarias		$	10		4.072.749		44	(1)	22		Transporte de petróleo por ducto		Florida 1 - P. 10° - Buenos Aires - Argentina		31/12/01		110		22		155		37,00%		42
PBBPolisur S.A. (3)		Ordinarias		$	1		12.838.664		48	(6)	107		Petroquímica		Av. Eduardo Madero 900 - P. 7° - Buenos Aires - Argentina		31/12/01		46		(77)		157		28,00%		61
Bitech Petroleum Corporation		-		-	-		-		-		-		Identificación y desarrollo de nuevas oportunidades de negocios en el sector de petróleo y gas en la Federación Rusa		# 9, 197 - Wilkinson Road - Brampton - Ontario - Canadá		-		-		-		-		-		15
Komi Nenets Energy Company Ltd.		Ordinarias		CYP£	1		10.000		-	(2)	-	(2)	Identificación y desarrollo de nuevas oportunidades de negocios en el sector de petróleo y gas en la Federación Rusa		1 Lambousas Street - Nicosia 1095 - Chipre		-		-		-		-		33,33%	(5)	-	(2)
Global Companies LLC		-		-	-		-		84		24		Abastecimiento, almacenamiento, comercialización y distribución de hidrocarburos y sus derivados		Watermill Center 800 South Street - Waltham - Massachusetts - USA		-		-		-		-		51,00%	(12)	26
Montello Group LLC		-		-	-		-		-		-	(2)	Abastecimiento, almacenamiento, comercialización y distribución de hidrocarburos y sus derivados		Watermill Center 800 South Street - Waltham - Massachusetts - USA		-		-		-		-		49,00%	(12)	1
Chelsea Sandwich LLC		-		-	-		-		-	(2)	4		Almacenamiento y distribución de hidrocarburos y sus derivados		Watermill Center 800 South Street - Waltham - Massachusetts - USA		-		-		-		-		51,00%	(12)	1
Terminales Marítimas Patagónicas S.A.		Ordinarias		$	10		476.034		13	(1)	3		Almacenamiento y despacho de petróleo		Av. Leandro N. Alem 1180 - P. 11° - Buenos Aires - Argentina		31/12/01		14		6		47		33,15%		14
Oiltanking Ebytem S.A.		Ordinarias		$	10		351.167		3	(1)	4		Transporte y almacenamiento de hidrocarburos		Alicia Moreau de Justo 872 - P. 4° - Of. 7 - Buenos Aires - Argentina		31/12/01		12		6		19		30,00%		3
Gasoducto del Pacífico (Argentina) S.A.		Preferidas		$	1		12.298.800		13		12		Transporte de gas por ducto		San Martín 323 - P. 19° - Buenos Aires - Argentina		31/12/01		124		5		133		10,00%	(9)	13
Gasoducto del Pacífico (Chile) S.A.		-		-	-		-		-		-		Transporte de gas por ducto		Isidora Goyenechea 3600 - Of. 401 - Comuna Las Condes - Santiago de Chile - Chile		-		-		-		-		-		17
Gasoducto del Pacífico (Cayman) Ltd.		Ordinarias		U$S	1		5.000		-	(2)	-	(2)	Inversión y financiera		P.O. Box 265 - Georgetown - Islas Caimán		31/12/00		-	(2)	-	(2)	-	(2)	10,00%		-	(2)
Empresas Lipigas S.A.		-		-	-		-		-		-		Inversión y financiera		Las Urbinas 53 - P. 15° - Comuna de Providencia - Santiago de Chile - Chile		-		-		-		-		-		42
Central Dock Sud S.A.		Ordinarias		$	0,01		86.799.282		4		1		Generación de energía eléctrica y su comercialización en bloque		Reconquista 360 - P. 6° - Buenos Aires - Argentina		31/12/01		9		18		211		9,98%	(10)	1
Gas Argentino S.A.		Ordinarias		$	1		104.438.182		153		154		Inversión en MetroGas S.A.		Gregorio Araoz de Lamadrid 1360 - Buenos Aires - Argentina		31/12/01		230		14		337		45,33%		157
Gas Austral S.A.		-		-	-		-		-		-		Fraccionamiento, envasado y venta de gas licuado		Islas Malvinas 3012 – Río Grande – Tierra del Fuego - Argentina		-		-		-		-		-		1
Gasoducto Oriental S.A.		Ordinarias		$	1		2.000		-	(2)	-	(2)	Realización del proyecto y construcción de un gasoducto y demás instalaciones accesorias al mismo, desde Colonia hasta Montevideo, en la República Oriental del Uruguay, para la empresa Gasoducto Cruz del Sur S.A.		Av. Ingeniero Huergo 1437 - P. 2° "E" - Buenos Aires - Argentina		31/12/01		-	(2)	1		1		16,67%	(7)	-	(2)
Inversora Dock Sud S.A.		Ordinarias		$	1		40.291.975		114		87		Inversión y financiera		Reconquista 360 - P. 6° - Buenos Aires - Argentina		31/12/01		94		13		208		42,86%		90
Pluspetrol Energy S.A.		Ordinarias		$	1		30.006.540		90	(6)	55		Exploración y explotación de hidrocarburos y generación, producción y comercialización de energía eléctrica		Lima 339 - Buenos Aires - Argentina		31/12/01		67		30		244		45,00%		96
A&C Pipeline Holding Company		Ordinarias		U$S	1		162.000		-	(2)	-	(2)	Inversión y financiera		P.O. Box 309 - Georgetown - Islas Caimán		31/12/01		1		-	(2)	1		18,00%		-	(2)
Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A.		Preferidas		$	1		8.099.280		11	(6)	8		Transporte de petróleo por ducto		Esmeralda 255 - P. 5° - Buenos Aires - Argentina		31/12/01		45		7		62		18,00%	(9)	12
Oleoducto Trasandino (Chile) S.A.		-		-	-		-		-		-		Transporte de petróleo por ducto		Ahumada 341 - Santiago de Chile - Chile		-		-		-		-		-		12
Petróleos Transandinos YPF S.A.		Ordinarias		-	-	(11)	1.179		-	(2)	-	(2)	Exploración y extracción de hidrocarburos, industrialización y comercialización de sus derivados		Gertrudis Echenique 30 - P. 12° - Comuna Las Condes - Santiago de Chile - Chile		31/12/01		47		5		57		1,05%		-	(4)
Otras Sociedades:
Mercobank S.A.		Ordinarias		$	1		1.800.264		6		6		Inversión y financiera		Bartolomé Mitre 343 - Buenos Aires - Argentina		30/06/00		46		(15)		14		3,91%		6
									--------		--------																--------
									2.400		1.348																1.488
									=====		=====																=====

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

1. Corresponde al porcentaje de participación sobre el patrimonio neto de la sociedad, neto de resultados no trascendidos a terceros.
2. No se expone valor alguno dado que el valor registrado es menor a $ 1 millón.
3. Con fecha efectiva 1° de abril de 2001, PBB fue absorbida por fusión por Polisur S.A.
4. Al 31 de marzo de 2001, la sociedad se encontraba consolidada (Nota 12 a los estados contables básicos).
5. Tenencia accionaria a través de YPF International Ltd.
6. Corresponde al porcentaje de participación sobre el patrimonio neto de la sociedad al 31 de diciembre de 2001 más los resultados de las operaciones del primer trimestre de 2002.
7. Tenencia accionaria a través de A-Evangelista S.A.
8. Corresponde al porcentaje de participación sobre el patrimonio neto de la sociedad al 31 de diciembre de 2001, más los resultados de las operaciones del primer trimestre de 2002 y los ajustes a valor de mercado de los activos físicos adquiridos.
9. Corresponde a la participación sobre el capital preferido de la sociedad.
10. Adicionalmente, la Sociedad posee un 29,93% de participación indirecta en el capital a través de Inversora Dock Sud S.A.
11. Estas acciones no poseen valor nominal.
12. Tenencia accionaria a través de YPF Holdings Inc.

YPF SOCIEDAD ANONIMA

NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES

POR LOS PERIODOS DE TRES MESES FINALIZADOS EL 31 DE MARZO DE 2002 y 2001

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

(No auditados)

1. Modificaciones a la Normativa Económica de la República Argentina y Bases de Presentación de los Estados Contables

Modificaciones a la normativa económica de la República Argentina

A partir de comienzos de diciembre de 2001, las autoridades nacionales implementaron diversas medidas de carácter monetario y de control de cambios, que comprendían principalmente la restricción a la libre disponibilidad de los fondos depositados en las entidades bancarias y la imposibilidad práctica de realizar ciertas transferencias al exterior, con excepción de aquellas vinculadas al comercio exterior. Posteriormente, el Gobierno declaró el incumplimiento del pago de los servicios de la deuda externa y, el 6 de enero de 2002, el Congreso Nacional sancionó la Ley N° 25.561 de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario que implicó un profundo cambio del modelo económico vigente hasta ese momento y la modificación de la ley de convertibilidad vigente desde marzo de 1991, y que faculta al Poder Ejecutivo, entre otros aspectos, a sancionar medidas adicionales de carácter monetario, financiero y cambiario conducentes a superar la actual crisis económica en el mediano plazo. La síntesis de las principales medidas económicas adoptadas se expone en la Nota 13.

Bases de presentación de los estados contables

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

Los estados contables por los períodos de tres meses finalizados el 31 de marzo de 2002 y 2001 son no auditados pero, en opinión de la Dirección de la Sociedad, contemplan todos los ajustes necesarios para presentar la situación patrimonial y financiera, los resultados de las operaciones y los orígenes y aplicaciones de fondos de dichos períodos sobre bases uniformes con las de los estados contables anuales auditados.

Reexpresión en moneda constante

Los estados contables reconocen los efectos de las variaciones en el poder adquisitivo de la moneda en forma integral hasta el 31 de agosto de 1995, mediante la aplicación del método de reexpresión en moneda constante establecido por la Resolución Técnica N° 6 de la FACPCE. A partir del 1° de septiembre de 1995, en base a las condiciones de estabilidad económica prevalecientes y de acuerdo con lo requerido por la Resolución General N° 272 de la CNV, la Sociedad discontinuó la aplicación del método, manteniendo las reexpresiones registradas hasta dicha fecha. Este criterio ha sido aceptado por las normas contables profesionales hasta el 31 de diciembre de 2001.

Teniendo en cuenta la existencia de un nuevo contexto inflacionario (el incremento del índice aplicable para la reexpresión de estados contables fue del 32% en el período enero a marzo de 2002) y las condiciones creadas por el nuevo régimen establecido por la Ley de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario, que se describen más detalladamente en la Nota 13, con fecha 6 de marzo de 2002, el Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires ("CPCECABA") aprobó la Resolución M.D. N° 3/2002, que establece, entre otros aspectos, la reanudación del ajuste por inflación en los ejercicios o períodos intermedios cerrados a partir del 31 de marzo de 2002, inclusive, y admite que las mediciones contables reexpresadas por el cambio en el poder adquisitivo de la moneda hasta el momento de interrupción de los ajustes, como las que tengan fecha de origen en el período de estabilidad, se consideren expresadas en moneda de diciembre de 2001.

La Sociedad deberá aplicar las normas de la Resolución M.D. N° 3/2002 del CPCECABA, relativas al ajuste por inflación, una vez que sean aprobadas por la CNV. De haberse aplicado dicha resolución, (a) el patrimonio neto de la Sociedad al 31 de marzo de 2002 hubiera aumentado y la pérdida por el período de tres meses terminado en dicha fecha hubiera disminuido en aproximadamente 2.900 y 180, respectivamente y (b) todos los saldos de los rubros al 31 de marzo de 2001 presentados con fines comparativos se hubieran reexpresado para reconocer los efectos de las variaciones en el poder adquisitivo de la moneda correspondientes al período de tres meses finalizado el 31 de marzo de 2002.

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

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

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

El detalle de los instrumentos financieros derivados utilizados por la Sociedad al 31 de marzo de 2002 es el siguiente:

a) Opción de precio del crudo:

YPF ha acordado una opción que tiene por objeto establecer una protección sobre el precio bajo el contrato de venta de crudo a largo plazo con ENAP (compañía petrolera estatal chilena) dado que la Sociedad ha garantizado la emisión de Obligaciones Negociables por U$S 400 millones correspondientes al programa global de U$S 700 millones mencionado en la Nota 3.g.1), con los ingresos provenientes de las exportaciones relacionadas con este contrato. Dicha opción puede ser ejercida en el caso de que el precio de mercado sea inferior a U$S 14 por barril de crudo. Al 31 de marzo de 2002, aproximadamente 2 millones de barriles de crudo se encuentran protegidos bajo esta opción.

b) Contratos de swap de precio del crudo:

En noviembre de 1996, junio de 1998 y diciembre de 2001, la Sociedad acordó contratos de swap de precio sobre ciertos compromisos correspondientes a entregas de petróleo crudo por aproximadamente 27,8 millones, 23,9 millones y 24,1 millones de barriles a ser entregados durante el término de siete, diez y siete años, respectivamente, de acuerdo con los contratos de venta de petróleo crudo a futuro mencionados en la Nota 10.b). Bajo estos contratos de swap de precio, la Sociedad recibirá precios variables que dependerán de los precios de mercado. Al 31 de marzo de 2002, aproximadamente 44 millones de barriles de crudo se encuentran protegidos bajo dichos contratos.

La exposición a pérdidas por incumplimiento de las contrapartes de las obligaciones que puedan surgir de los instrumentos financieros derivados es mínima, debido a que las mismas son instituciones financieras con alta calificación crediticia. Adicionalmente, la cartera de clientes de la Sociedad se encuentra altamente atomizada, por consiguiente, la concentración del riesgo crediticio es limitada.

Fondos

Para la confección de los estados de origen y aplicación de fondos se consideraron caja y los equivalentes de caja que comprenden todas las inversiones de muy alta liquidez, con vencimiento originalmente pactado inferior a tres meses.

Criterio de reconocimiento de ingresos

Los ingresos por ventas de petróleo crudo, productos destilados y gas natural se reconocen al momento de la entrega al cliente.

Participación en Uniones Transitorias de Empresas y Consorcios

Las participaciones de la Sociedad en Uniones Transitorias de Empresas y otros acuerdos para la exploración y extracción de petróleo y gas han sido consolidadas línea por línea, en base a la participación proporcional en los activos, pasivos, ingresos y gastos de los mismos (Nota 6).

Concesiones de explotación y permisos de exploración

De acuerdo con la Ley N° 24.145 promulgada en noviembre de 1992, las áreas que la Sociedad tenía asignadas fueron transformadas en concesiones de explotación y permisos de exploración, regidos por la Ley N° 17.319. Los permisos de exploración pueden tener un plazo de hasta 17 años y las concesiones de explotación tienen un plazo de 25 años, que puede ser extendido por un plazo adicional de 10 años (Nota 10.b).

(Pérdidas) Utilidades por acción

Las (pérdidas) utilidades por acción han sido calculadas en base a las 393.312.793 acciones de la Sociedad en circulación por los períodos de tres meses finalizados el 31 de marzo de 2002 y 2001 (Nota 4).

1. Criterios de Valuación

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

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

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

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

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

b) Bienes de cambio:

• Productos destilados para la venta, productos en proceso de destilación y petróleo crudo: a su costo de reproducción al cierre de cada período.
• Materiales, materias primas y envases: han sido valuados utilizando el método del precio promedio ponderado (PPP), que no difiere significativamente de su costo de reposición al cierre de cada período.

c) Otros activos:

Corresponde a la participación en Repsol YPF Chile Ltda. al 31 de marzo de 2002 y a las participaciones en las compañías relacionadas Eg3 S.A., Eg3 Asfaltos S.A., Eg3 Red S.A., Electricidad Argentina S.A. e Inversora en Distribución de Entre Ríos S.A. al 31 de marzo de 2001, valuadas a su valor patrimonial proporcional o su valor de mercado, el que fuera menor (Nota 12).

d) Inversiones no corrientes:

Inversiones en acciones y participación en otras sociedades

Las mismas comprenden participaciones en sociedades controladas y vinculadas (Artículo 33 de la Ley Nº 19.550) e inversiones en otras sociedades en las cuales YPF posee menos de un 10% de participación. Estas inversiones se detallan en el Anexo C y han sido valuadas a su valor patrimonial proporcional, excepto Mercobank S.A. que ha sido valuada al costo debido a que YPF no ejerce influencia significativa en las decisiones de dicha sociedad. Las participaciones en sociedades del exterior han sido convertidas a pesos utilizando las cotizaciones vigentes al cierre de cada período y las correspondientes diferencias de cambio han sido cargadas al resultado de los mismos.

En caso de corresponder, se han adecuado los estados contables de las sociedades controladas y vinculadas para adaptarlos a los criterios contables aplicados en la confección de los estados contables de YPF.

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

Para la determinación de la participación en sociedades controladas y vinculadas se han utilizado los últimos estados contables disponibles al cierre de cada período (Anexo C), considerando los hechos significativos subsecuentes.

La Sociedad presenta estados contables consolidados como información complementaria a los presentes estados contables por los períodos de tres meses finalizados el 31 de marzo de 2002 y 2001 (Cuadro I).

A partir de la vigencia de la Ley N° 25.063, los dividendos, en dinero o en especie, que la Sociedad reciba por sus inversiones en otras sociedades en exceso de las utilidades acumuladas impositivas que éstas mantengan al momento de su distribución, estarán sujetos a una retención del 35% en concepto de impuesto a las ganancias con carácter de pago único y definitivo. YPF no ha efectuado cargo alguno por este impuesto por estimar que los dividendos provenientes de utilidades registradas mediante la aplicación del método del valor patrimonial proporcional no estarán sujetos a dicho impuesto.

Títulos públicos

La Compañía ha decidido mantener estos títulos hasta su vencimiento, por lo tanto, estas inversiones han sido valuadas al costo, incorporando los intereses devengados al cierre del período.

e) Bienes de uso:

Al costo de adquisición reexpresado de acuerdo con lo indicado en Nota 1, menos las correspondientes depreciaciones acumuladas. Las tasas de depreciación representativas de la vida útil asignada por grupo homogéneo de bienes se detallan en el Anexo A. Para aquellos bienes cuya construcción requiere un período prolongado de tiempo, se han activado los costos financieros. Dichos costos se encuentran netos del efecto de la inflación acumulada hasta el 31 de agosto de 1995, de acuerdo con lo indicado en Nota 1.

Actividades de producción de petróleo y gas

• La Sociedad utiliza el método del esfuerzo exitoso para contabilizar las operaciones relacionadas con las actividades de exploración y producción de petróleo y gas. En consecuencia, los costos de exploración, excluidos los costos de los pozos exploratorios, han sido imputados a resultados del ejercicio en que se incurrieron. Los costos de perforación de los pozos exploratorios, incluidos los pozos de prueba estratigráfica, se capitalizan hasta que se determina si existen reservas probadas que justifiquen su desarrollo comercial. En tal sentido, los costos de perforación de un pozo exploratorio también son imputados a resultados si el proceso de determinación de reservas probadas excede a un año desde la fecha de finalización de la perforación.
• Los costos intangibles de perforación aplicables a los pozos productivos y a los pozos secos de desarrollo y los costos tangibles de equipos relacionados con el desarrollo de las reservas de petróleo y gas han sido activados.
• Los costos activados relacionados con actividades productivas, incluidos los costos tangibles e intangibles, han sido depreciados por campo, utilizando el método de las unidades de producción, mediante la aplicación de la relación entre el petróleo y el gas producido y las reservas de petróleo y gas probadas y desarrolladas que se estima recuperar.
• Los costos activados relacionados con compras de propiedades con reservas probadas, han sido depreciados por campo, utilizando el método de las unidades de producción, mediante la aplicación de la relación entre el petróleo y el gas producido y las reservas de petróleo y gas probadas totales.
• La propiedad minera en áreas con reservas no probadas ha sido valuada al costo reexpresado de acuerdo con lo indicado en la Nota 1. Respecto de las áreas con reservas no probadas se establece, de ser necesario, una previsión con cargo a resultados, que refleja el valor no recuperable de las áreas con reservas no probadas. Las propiedades mineras en áreas con reservas no probadas que no están produciendo son examinadas periódicamente por la gerencia de la Sociedad para asegurar que el valor de la inversión registrada sea recuperable en base a las estimaciones geológicas y de ingeniería de las reservas posibles y probables totales que se espera agregar a lo largo del resto del plazo de cada concesión.
• Los costos futuros estimados de abandono y taponamiento de pozos se tienen en cuenta al determinar las depreciaciones.

Otros bienes de uso

• Los bienes no afectados a la producción de petróleo y gas han sido depreciados siguiendo el método de amortización de la línea recta sobre la base de porcentajes de amortización calculados en función de la vida útil estimada de cada clase de bien.

El mantenimiento y las reparaciones de los bienes de uso se imputan a resultados a medida que se realizan.

Las renovaciones, mejoras y refacciones que extienden significativamente la vida útil de los bienes son activadas. A medida que los bienes de uso son reemplazados, sus costos relacionados y sus amortizaciones acumuladas, son dadas de baja.

Se activan los costos incurridos para limitar, neutralizar o prevenir la contaminación ambiental, sólo si se cumple al menos una de las siguientes condiciones: (a) se trata de mejoras en la capacidad y seguridad de planta (u otro activo productivo); (b) se previene o limita la contaminación ambiental; o (c) los costos se incurren para acondicionar los activos para su venta sin que el valor registrado supere su valor recuperable.

El valor de los bienes de uso, considerados en su conjunto, no supera su valor recuperable.

f) Activos intangibles:

Llave de negocio: corresponde a la diferencia entre el costo de adquisición de ciertas inversiones no corrientes y su respectivo valor patrimonial proporcional, el cual era similar al valor de mercado de los activos y pasivos netos de estas sociedades a la fecha de adquisición de los mismos, reexpresado de acuerdo con lo indicado en Nota 1. La llave de negocio se expone neta de la correspondiente amortización acumulada calculada en base a su vida útil estimada usando el método de la línea recta (Anexo B).

g) Impuestos, retenciones y regalías:

Impuesto a las ganancias y a la ganancia mínima presunta

La Sociedad determina el impuesto a las ganancias aplicando la tasa vigente del 35% sobre la utilidad impositiva estimada del ejercicio, sin considerar el efecto de las diferencias temporarias entre el resultado contable y el impositivo. Adicionalmente, determina el impuesto a la ganancia mínima presunta aplicando la tasa vigente del 1% sobre los activos computables al cierre del ejercicio. Este impuesto es complementario del impuesto a las ganancias. La obligación fiscal de la Sociedad en cada ejercicio coincidirá con el mayor de ambos impuestos. Sin embargo, si el impuesto a la ganancia mínima presunta excede en un ejercicio fiscal al impuesto a las ganancias, dicho exceso podrá computarse como pago a cuenta de cualquier excedente del impuesto a las ganancias sobre el impuesto a la ganancia mínima presunta que pudiera producirse en cualquiera de los diez ejercicios siguientes.

La Sociedad ha estimado la existencia de quebranto impositivo para el ejercicio a finalizar el 31 de Diciembre de 2002, y ha determinado un cargo por impuesto a la ganancia mínima presunta de 25 por el período finalizado el 31 de marzo de 2002, que fue activado en el rubro "Otros créditos - no corrientes" en el balance general.

El quebranto impositivo determinado podrá aplicarse para compensar futuras utilidades impositivas hasta el año 2007. En cada ejercicio en que se verifique una compensación de este quebranto, la concreción del beneficio impositivo (efecto de la tasa vigente sobre el quebranto utilizado) se realizará si el impuesto a las ganancias (neto de la compensación) fuera igual o superior al impuesto a la ganancia mínima presunta, pero estará reducido por cualquier excedente de este último sobre el impuesto a las ganancias.

En el período de tres meses finalizado el 31 de marzo de 2001, el importe estimado en concepto del impuesto a las ganancias fue superior al impuesto a la ganancia mínima presunta estimado y se imputó al resultado del período en el rubro "Impuesto a las ganancias".

Regalías, regímenes de retención a las exportaciones de hidrocarburos e impuesto sobre los ingresos brutos

Por la producción de petróleo crudo y los volúmenes de gas natural efectivamente aprovechados, se abonan regalías equivalentes al 12% sobre el valor estimado en boca de pozo de dichos productos. Dicho valor es asimilable al precio de venta final menos gastos de transporte, almacenamiento y tratamiento. Las regalías se imputan al costo de producción.

La Ley N° 25.561 de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario establece la creación de un régimen de retenciones a las exportaciones de hidrocarburos por cinco años. Las alícuotas de dichas retenciones ascienden a 5% para los productos refinados y 20% para el petróleo.

Las ventas, excepto las exportaciones, están alcanzadas por el impuesto sobre los ingresos brutos, cuya alícuota efectiva promedio fue de aproximadamente 1,89% y 1,82% para los períodos de tres meses finalizados el 31 de marzo de 2002 y 2001, respectivamente.

h) Previsiones:

• Deducidas del activo: se han constituido para reducir la valuación de los créditos por ventas, otros créditos, inversiones no corrientes y bienes de uso en base al análisis de los créditos de cobro dudoso y del probable valor recuperable de los activos afectados.
• Incluidas en el pasivo: se han constituido para afrontar situaciones contingentes que podrían originar obligaciones para la Sociedad. En la estimación de los montos se ha considerado la probabilidad de su concreción tomando en cuenta las expectativas de la Dirección de la Sociedad y en consulta con sus asesores legales.

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

i) Cuentas del patrimonio neto:

Se reexpresaron de acuerdo con lo indicado en Nota 1, excepto la cuenta "Capital suscripto", la cual se ha mantenido por su valor de origen. El ajuste derivado de su reexpresión al 31 de agosto de 1995 se expone en la cuenta "Ajuste de los aportes".

j) Cuentas del estado de resultados:

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

• El costo de ventas ha sido calculado computando las unidades vendidas en cada mes al costo de reproducción de dicho mes.
• Los cargos por consumos de activos no monetarios valuados al costo de adquisición, se registraron en función de los importes ajustados de tales activos, de acuerdo con lo indicado en la Nota 1.
• El resultado por tenencia correspondiente a los bienes de cambio valuados a su valor corriente se incluyó en el rubro "Resultado por tenencia de bienes de cambio".
• Los resultados de inversiones permanentes en sociedades controladas y vinculadas se computaron sobre la base de los resultados de dichas sociedades y se incluyeron en el rubro "Resultados de inversiones permanentes".
• En los casos en que fueron significativos, la Sociedad segregó los componentes financieros implícitos devengados en cada período, los cuales se incluyeron en el rubro "Resultados financieros y por tenencia".
• El resultado originado por diferencias de cambio correspondiente a los activos y pasivos en moneda extranjera, se incluyó en el rubro "Resultados financieros y por tenencia".

k) Obligaciones ambientales:

Las obligaciones ambientales se registran cuando las evaluaciones y/o saneamientos ambientales son probables y significativos y se pueden estimar razonablemente. Dicha estimación se basa en los estudios de factibilidad detallados sobre el enfoque y los costos de saneamiento para emplazamientos individuales, o en la estimación de la Sociedad de los costos a incurrir según la experiencia histórica y la información disponible, dependiendo de la etapa en que se encuentre la evaluación y/o saneamiento de cada emplazamiento. A medida que más información sobre cada emplazamiento está disponible o bien a medida que se modifican las normas sobre medio ambiente, la Sociedad revisa su estimación de costos a incurrir en materia de evaluación y/o saneamiento ambiental.

1. Detalle de los Principales Rubros de los Estados Contables

Se indica a continuación la composición de los principales rubros de los estados contables:

Balances Generales

Activo

a) Inversiones:	2002		2001
	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente
Colocaciones transitorias y títulos públicos	45 (1)	20 (2)	23	-
Sociedades controladas, vinculadas y otras (Anexo C)	-	4.021	-	3.335
Previsión para desvalorización de las participaciones en sociedades vinculadas y otras sociedades (Anexo E)	-	(124)	-	(6)
	---------	---------	---------	---------
	45	3.917	23	3.329
	=====	=====	=====	=====

1. Incluye 41 y 20 al 31 de marzo de 2002 y 2001, respectivamente, correspondientes a inversiones con vencimiento originalmente pactado inferior a tres meses.
2. Corresponde a bonos del Tesoro "Letras Externas de la República Argentina" e incluye 12 a vencer de uno a dos años y 8 a vencer de dos a tres años, los cuales devengan una tasa de interés anual de aproximadamente 9,28%.

b) Créditos por ventas:	2002		2001
	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente
Deudores comunes	1.454	76	1.128	19
Documentos a cobrar	3	-	5	-
Sociedades relacionadas (Nota 7)	234	-	148	-
	---------	---------	---------	---------
	1.691(1)	76	1.281	19
Previsión para deudores por ventas de cobro dudoso (Anexo E)	(462)	-	(273)	-
	---------	---------	---------	---------
	1.229	76	1.008	19
	=====	=====	=====	=====

(1) Incluye 239 en gestión judicial, 252 de plazo vencido a menos de tres meses, 466 de plazo vencido a más de tres meses, 702 a vencer dentro de los próximos tres meses y 32 a vencer a más de tres meses.

c) Otros créditos:	2002		2001
	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente
Créditos y anticipos de impuestos y reembolsos por exportaciones	122	98	102	-
Deudores por servicios	38	-	53	-
Gastos pagados por adelantado	15	111	19	139
Cánones y derechos	7	73	6	78
Sociedades relacionadas (Nota 7)	890	328	190	206
Préstamos a clientes	22	100	32	106
Por reconversión de contratos	-	32	-	42
Por desbalanceo de producción de gas	-	32	-	27
Uniones Transitorias de Empresas y Consorcios	47	-	48	-
Por venta de activos no corrientes	11	7	31	19
Diversos	101	64	116	32
	-------	-------	-------	-------
	1.253(1)	845 (2)	597	649
Previsión para otros créditos de cobro dudoso (Anexo E)	(104)	-	(102)	-
Previsión para valuar otros créditos a su valor recuperable (Anexo E)	-	(37)	-	(5)
	-------	-------	-------	-------
	1.149	808	495	644
	====	====	====	====

(1) Incluye 77 de plazo vencido a menos de tres meses, 146 de plazo vencido a más de tres meses y 1.030 a vencer de acuerdo al siguiente detalle: 321 de uno a tres meses, 289 de tres a seis meses, 89 de seis a nueve meses y 331 de nueve a doce meses.

(2) Incluye 324 a vencer de uno a dos años, 138 a vencer de dos a tres años y 383 a vencer a más de tres años.

d) Bienes de cambio:	2002	2001
Productos destilados para la venta	145	226
Petróleo crudo	95	111
Productos en proceso de destilación	6	3
Materias primas y envases	17	17
	-------	-------
	263	357
	====	====

e) Bienes de uso:	2002	2001
Valor residual de bienes de uso (Anexo A)	8.399	8.238
Previsión para perforaciones exploratorias improductivas (Anexo E)	(18)	(16)
Previsión para obsolescencia de materiales (Anexo E)	(12)	(13)
Previsión para bienes de uso a desafectar (Anexo E)	(26)	(26)
	-------	-------
	8.343	8.183
	====	====

Pasivo

f) Cuentas por pagar:	2002		2001
	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente
Proveedores	831	11	541	12
Concesiones de explotación (Nota 10.b)	300	-	-	220
Sociedades relacionadas (Nota 7)	150	-	43	-
Uniones Transitorias de Empresas y Consorcios	72	-	87	-
Diversas	19	51	8	16
	-----	-----	-----	-----
	1.372(1)	62 (2)	679	248
	===	===	===	===

1. Incluye 1.042 a vencer dentro de los próximos tres meses, 10 a vencer de tres a seis meses y 320 a vencer a más de seis meses.
2. Incluye 39 a vencer de uno a dos años y 23 a vencer a más de dos años.

g) Préstamos:			2002		2001
	Tasa de interés (1)	Vencimiento del capital	Corriente	No Corriente	Corriente	No Corriente
Obligaciones Negociables (Nota 3.g.1)	-	-	933	2.127	307	1.145
Sociedades relacionadas (Nota 7)	6,70%	2002	1.461	-	851	-
Prefinanciación de exportaciones	2,20-4,69%	2002	400	-	-	-
The Export Import Bank of Japan	-	-	-	-	30	30
Swaps financieros	-	-	-	-	67	6
Otras deudas bancarias y otros acreedores	3,72-6,90%	2002-2007	701	339	16	138
			---------	---------	---------	---------
			3.495	2.466	1.271	1.319
			=====	=====	=====	=====

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

Al 31 de marzo de 2002, los vencimientos de los préstamos corrientes y no corrientes, son los siguientes:

	De 1 a 3 meses		De 3 a 6 meses		De 6 a 9 meses		De 9 a 12 meses		Total
Préstamos corrientes	343		234		2.065		853		3.495
	===		===		===		===		====

	De 1 a 2 años		De 2 a 3 años		De 3 a 4 años		De 4 a 5 años		A más de 5 años		Total
Préstamos no corrientes	985		75		75		75		1.256		2.466
	===		===		===		===		===		====

Al 31 de marzo de 2002, los principales préstamos que incluyen cláusulas restrictivas son los siguientes:

1. Obligaciones Negociables:

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

Programa Global		Emisión				Tasa de Interés (1)		Vencimiento del Capital		Valor Registrado
(en millones)										2002				2001
		Año		Valor nominal						Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente
-		1994		U$S 350		8,00%		2004		9		909		3		318
U$S    500		1995		U$S 400		-		-		-		-		66		-
U$S    500		1997		U$S 100(2)		7,00%		2002		21		-		20		7
U$S    700		1995		U$S 400(2)		7,50%		2002		71		-		68		23
U$S    700		1996		Liras 300.000		-		-		-		-		142		-
U$S 1.000		1997		U$S 300		7,75%		2007		4		633		2		246
U$S 1.000		1998		U$S 350		7,25%		2003		817		-		1		309
U$S 1.000		1998		U$S 100		10,00%		2028		8		195		4		87
U$S 1.000		1999		U$S 225		9,13%		2009		3		390		1		155
										-------		-------		-------		-------
										933		2.127		307		1.145
										====		====		====		====

1. Tasa de interés anual vigente al 31 de marzo de 2002.
2. Los pagos de capital e intereses correspondientes a estas emisiones son garantizados con los ingresos provenientes de las exportaciones relacionadas con el contrato de venta de crudo a largo plazo con ENAP (Nota 10.b).

En relación con las emisiones de Obligaciones Negociables, la Sociedad ha acordado para sí y sus sociedades controladas ciertas cláusulas, incluyendo entre otras, pagar todos sus pasivos a su vencimiento, y no crear gravámenes que excedan el 15% del total de activos consolidados. En caso de incumplimiento de alguna de las cláusulas pactadas, el fiduciario o los tenedores titulares de por lo menos un 25% del monto total del capital de las Obligaciones Negociables en circulación podrán declarar exigible y pagadero el capital e intereses devengados de todas las obligaciones en forma inmediata.

Estados de Resultados

h) Otros ingresos (egresos), netos:	Ingresos (Egresos)
	2002	2001
Impuesto sobre los débitos y créditos de cuentas bancarias	(14)	-
Diversos	(8)	5
	-------	-------
	(22)	5
	====	====

i) Resultados financieros y por tenencia:	Ganancia (Pérdida)
	2002	2001
Generados por activos:
Intereses	15	8
Diferencia de cambio (1)	3.457	(6)
Resultado por tenencia de bienes de cambio (Anexo F)	9	6
	-------	-------
	3.481	8
	-------	-------
Generados por pasivos:
Intereses	(93)	(53)
Diferencias de cambio	(5.836)	-
	-------	-------
	(5.929)	(53)
	-------	-------
	(2.448)	(45)
	====	====

(1) Incluye 2.321 y (6) correspondientes al efecto traslación de las inversiones en el exterior por los períodos de tres meses finalizados el 31 de marzo de 2002 y 2001, respectivamente.

1. Capital Social

Al 31 de marzo de 2002, el capital es de 3.933 y está representado por 393.312.793 acciones ordinarias, escriturales, divididas en cuatro clases de acciones (A, B, C y D) de valor nominal $ 10 con derecho a un voto por acción que se encuentra totalmente suscripto, integrado y autorizado a la oferta pública. Al 1 de enero de 2001, YPF aumentó su capital en 403 representado por 40.312.793 acciones ordinarias escriturales Clase D, de valor nominal $ 10 cada una y 1 voto por acción, como consecuencia de la fusión entre YPF, Astra y Repsol Argentina S.A.

Al 31 de marzo de 2002, Repsol YPF, S.A. ("Repsol YPF") controla la Sociedad, directa e indirectamente, mediante una participación del 99,03%. El domicilio legal de Repsol YPF es Paseo de la Castellana 278, 28046 Madrid, España.

La actividad principal de Repsol YPF es la exploración, desarrollo y producción de petróleo crudo y gas natural, el transporte de productos derivados de hidrocarburos, gas licuado de petróleo y gas natural, la refinación, la producción de productos petroquímicos y la comercialización de productos derivados de hidrocarburos, petroquímicos, gas licuado y gas natural.

Al 31 de marzo de 2002, el Estado Nacional Argentino posee 1.000 acciones Clase A de YPF. Mientras existan acciones Clase A, se requerirá ineludiblemente su voto afirmativo para: 1) fusiones, 2) adquisición de más del 50% de las acciones de la Sociedad en caso de copamiento accionario consentido u hostil, 3) transferencia total de los derechos de exploración y explotación, 4) disolución voluntaria de la Sociedad o 5) cambio de domicilio social y/o fiscal de la Sociedad fuera de la República Argentina. En los casos 3) y 4) se requerirá, además, la previa aprobación del Congreso de la Nación Argentina.

1. Activos de Disponibilidad Restringida y Garantías Otorgadas

Al 31 de marzo de 2002, YPF ha garantizado acuerdos de comercialización suscriptos por ciertas subsidiarias por un monto de U$S 110 millones. Adicionalmente, como consecuencia de la fusión con Astra C.A.P.S.A. y Repsol
Argentina S.A., ha otorgado garantías en relación con las actividades de financiación de Pluspetrol Energy S.A. y de Central Dock Sud S.A. por un monto de aproximadamente U$S 72 millones y de U$S 85 millones, respectivamente.

La Sociedad ha acordado mantener su participación en Repsol YPF Chile Ltda., en Profertil S.A. y en Petroken Petroquímica Ensenada S.A., no pudiendo disponer de las mismas sin previa autorización de los bancos acreedores. Asimismo, YPF ha prendado la totalidad de sus acciones de Compañía Mega S.A. y se ha comprometido, entre otras cosas, a mantener su participación en dicha sociedad hasta el 1° de abril de 2004. Adicionalmente, la Sociedad ha otorgado una garantía en relación con la actividad de financiación de Compañía Mega S.A. por un monto de aproximadamente U$S 13 millones.

En relación con los préstamos obtenidos para la adquisición de las acciones ordinarias de Maxus (sociedad controlada indirectamente a través de YPF Holdings Inc.), la Sociedad ha garantizado el pago de dichos préstamos, los cuales ascendían a U$S 28 millones al 31 de marzo de 2002.

Adicionalmente, en relación con la transferencia de ciertas subsidiarias, durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2001, la Sociedad garantizó el efecto de la devaluación del peso argentino sobre el dólar estadounidense por el período de doce meses a partir del mes de diciembre de 2001, sobre un monto de capital de trabajo de U$S 80 millones. Este compromiso se rige por la legislación argentina y, por lo tanto, se encuentra alcanzando por la Ley de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario y sus modificaciones dictadas por el Gobierno Nacional.

1. Participación en Uniones Transitorias de Empresas y Consorcios

Al 31 de marzo de 2002, las principales Uniones Transitorias de Empresas ("UTEs") y Consorcios de exploración y explotación en las que la Sociedad participa son las siguientes:

Nombre y ubicación	Participación	Operador	Ultimos Estados Contables    emitidos	Duración       hasta	Actividad
Puesto Hernández Neuquén y Mendoza	61,55%	Pecom Energía S.A.	31/12/01	2016	Producción
El Tordillo Chubut	12,20%	Tecpetrol S.A.	31/12/01	2016	Producción
Magallanes "A" Santa Cruz	50%	Sipetrol S.A.	31/12/01	2016	Producción
Tierra del Fuego Tierra del Fuego	30%	Pan American Fueguina S.R.L.	31/12/01	2017	Producción
Palmar Largo Formosa	30%	Pluspetrol S.A.	31/12/01	2017	Producción
Aguaragüe Salta	30%	Tecpetrol S.A.	28/02/02	2017	Exploración y producción
Aguada Pichana Neuquén	27,28%	Total Austral S.A.	31/12/01	2017	Producción
San Roque Neuquén	34,11%	Total Austral S.A.	31/12/01	2017	Exploración y producción
Acambuco Salta	22,50%	Pan American Energy LLC	31/12/01	2016	Exploración y producción
La Tapera y Puesto Quiroga Chubut	12,20%	Tecpetrol S.A.	31/12/01	2017	Exploración
Llancanelo Mendoza	51%	YPF S.A.	-	2018	Exploración y producción
Ramos (1) Salta	15%	Pluspetrol Energy S.A.	31/03/01	2026	Producción
Filo Morado Neuquén	50%	YPF S.A.	-	2006	Generación de energía eléctrica

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

Hasta el 31 de marzo de 2002, la Sociedad licitó y resultó adjudicataria en forma total o asociada con terceros de permisos de exploración en varias áreas, oscilando su participación entre el 18% y el 100%. La Sociedad también firmó acuerdos con otras compañías petroleras para realizar trabajos exploratorios en ciertas áreas de las cuencas Neuquina y del Golfo de San Jorge.

Los activos, pasivos y los costos de producción de las UTEs y consorcios que se incluyen en cada rubro de los estados contables son los siguientes:

	2002	2001
Activo corriente	55	118
Activo no corriente	685	866
	-------	-------
Total del activo	740	984
	====	====
Pasivo corriente	76	129
Pasivo no corriente	1	3
	-------	-------
Total del pasivo	77	132
	====	====
Costos de producción	85	74
	====	====

1. Saldos y Operaciones con Sociedades Relacionadas

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

	2002				2001
	Créditos por Ventas	Otros Créditos			Créditos por Ventas	Otros Créditos
	Corriente	Corriente	No corriente		Corriente	Corriente	No corriente
Sociedades controladas:
Operadora de Estaciones de Servicios S.A.	8	-	-		2	-	-
A - Evangelista S.A.	-	22	-		2	1	-
Otras	-	-	-		-	29	-
	-----	-----	-----		-----	-----	-----
	8	22	-		4	30	-
	-----	-----	-----		-----	-----	-----
Sociedades vinculadas:
Refinería del Norte S.A.	15	2	-		8	-	-
Profertil S.A.	4	35	70		1	53	-
Compañía Mega S.A.	57	-	11		22	-	-
Empresa Petrolera Andina S.A.	-	135	-		-	-	-
Petróleos Transandinos YPF S.A.	13	-	-		6	-	-
Otras	18	23	-		10	3	3
	-----	-----	-----		-----	-----	-----
	107	195	81		47	56	3
	-----	-----	-----		-----	-----	-----
Otras Sociedades Relacionadas bajo control común:
Repsol YPF Transporte y Trading S.A.	88	-	-		81	-	-
Repsol YPF Gas S.A.	8	28	57		16	12	68
Repsol YPF Gas Chile Ltda.	-	161	190		-	53	75
Repsol YPF Brasil S.A.	14	258	-		-	-	-
Repsol Butano S.A.	-	136	-		-	-	-
Repsol International Finance B.V. - Reino de Holanda	-	84	-		-	-	-
Astra Producción Petrolera S.A.	-	-	-		-	-	60
Otras	9	6	-		-	39	-
	-----	-----	-----		-----	-----	-----
	119	673	247		97	104	203
	-----	-----	-----		-----	-----	-----
	234	890	328		148	190	206
	===	===	===		===	===	===

	2002			2001
	Cuentas por Pagar	Préstamos		Cuentas por Pagar	Préstamos
	Corriente	Corriente		Corriente	Corriente
Sociedades controladas:
Operadora de Estaciones de Servicios S.A.	8	-		13	9
A - Evangelista S.A.	40	-		10	-
Otras	44	-		-	-
	-----	-------		-----	-----
	92	-		23	9
	-----	-------		-----	-----
Sociedades vinculadas:
Oleoductos del Valle S.A.	8	-		4	-
Refinería del Norte S.A.	19	-		3	-
Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A.	5	-		3	-
Otras	17	-		9	-
	-----	-------		-----	-----
	49	-		19	-
	-----	-------		-----	-----
Sociedad Controlante y Otras Sociedades Relacionadas bajo control común:
Repsol International Finance B.V. – Reino de Holanda	-	-		-	581
Repsol Netherlands Finance B.V. – Reino de Holanda	-	1.461		-	261
Otras	9	-		1	-
	-----	-------		-----	-----
	9	1.461		1	842
	-----	-------		-----	-----
	150	1.461		43	851
	===	====		===	====

La Sociedad efectúa operaciones de compra, de venta y financieras con sociedades controladas y vinculadas, con la sociedad controlante y con otras sociedades relacionadas bajo control común. Los precios de estas operaciones se aproximan a los correspondientes a operaciones con terceros. Adicionalmente, las operaciones de venta de participaciones en sociedades controladas y vinculadas de YPF a otras sociedades relacionadas se detallan en la Nota 12. Las operaciones de compra, de venta y financieras con estas sociedades por los períodos de tres meses finalizados el 31 de marzo de 2002 y 2001, son las siguientes:

1

	2002					2001
	Ventas	Compras y Servicios	Operaciones de préstamos (Débitos)    Créditos	Intereses Ganancia (Pérdida)		Ventas	Compras y Servicios	Operaciones de préstamos (Débitos)    Créditos	Intereses Ganancia (Pérdida)
Sociedades controladas:
Operadora de Estaciones de Servicios S.A.	1	14	-	-		2	16	8	-
A - Evangelista S.A.	-	36	-	-		-	11	-	-
	-------	-------	-------	-------		-------	-------	-------	-------
	1	50	-	-		2	27	8	-
	-------	-------	-------	-------		-------	-------	-------	-------
Sociedades vinculadas:
Refinería del Norte S.A.	26	6	-	-		23	18	-	-
Petroken Petroquímica Ensenada S.A.	10	-	-	-		15	-	-	-
Profertil S.A.	6	1	-	1		5	-	-	-
Compañía Mega S.A.	31	-	(11)	-		21	-	-	-
Oleoductos del Valle S.A.	-	10	-	-		-	10	-	-
Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A.	-	10	-	-		-	8	-	-
Petróleos Transandinos YPF S.A.	11	-	-	-		7	-	-	-
Otras	14	14	-	1		6	12	-	-
	-------	-------	-------	-------		-------	-------	-------	-------
	98	41	(11)	2		77	48	-	-
	-------	-------	-------	-------		-------	-------	-------	-------
Sociedad Controlante y Otras Sociedades Relacionadas bajo control común:
Repsol YPF Transporte y Trading S.A.	171	10	-	-		294	1	-	-
Repsol YPF Gas S.A.	9	-	-	1		14	-	-	-
Repsol YPF, S.A.	2	-	-	-		-	-	(148)	-
Repsol International Finance B.V. – Reino de Holanda	-	-	(84)	-		-	-	50	(10)
Repsol Netherlands Finance B.V. – Reino de Holanda	-	-	-	(20)		-	-	-	(5)
Repsol YPF Gas Chile Ltda.	-	-	-	3		-	-	-	1
Otras	9	-	-	2		-	-	-	-
	-------	-------	-------	-------		-------	-------	-------	-------
	191	10	(84)	(14)		308	1	(98)	(14)
	-------	-------	-------	-------		-------	-------	-------	-------
	290	101	(95)	(12)		387	76	(90)	(14)
	====	====	====	====		====	====	====	====

1. Información sobre Segmentos de Negocio

La Sociedad organiza su estructura de negocio en cinco segmentos, los cuales comprenden: la exploración y producción, incluyendo las compras contractuales de gas y compras de petróleo crudo derivados de contratos de servicios y concesiones ("Exploración y Producción"), la refinación y comercialización de petróleo crudo y productos derivados del petróleo ("Refino y Marketing"), las operaciones petroquímicas ("Química"), la comercialización del gas natural y generación eléctrica ("Gas Natural y Electricidad") y las restantes actividades realizadas por la Sociedad, que no encuadran en estas categorías, agrupadas bajo la clasificación de "Administración Central y Otros", que comprende principalmente los gastos y activos de la administración central y las operaciones de TS (Nota 10.b).

El resultado operativo y los activos identificables para cada segmento han sido determinados después de ajustes de consolidación. Las ventas entre los segmentos se efectúan a precios internos de transferencia establecidos por YPF, que reflejan aproximadamente los precios de mercado.

	Exploración y Producción		Refino y Marketing		Química		Gas Natural y Electricidad		Administración Central y Otros		Ajustes de Consolidación		Total
Período de tres meses finalizado el 31 de marzo de 2002
Ventas netas a terceros	221		1.150		58		7		-		-		1.436
Ventas netas a sociedades relacionadas	43		247		-		-		-		-		290
Ventas netas y comisiones por servicios intersegmentos	1.073		56		30		2		-		(1.161)		-
	-------		-------		-------		-------		-------		-------		-------
Ventas netas e ingresos por servicios totales	1.337		1.453		88		9 (1)		-		(1.161)		1.726
	====		====		====		====		====		====		====
Utilidad (pérdida) operativa	682		211		15		8		(43)		(169)		704
Resultado de inversiones permanentes	78		(24)		(75)		(13)		(23)		-		(57)
Depreciación de bienes de uso	166		41		4		1		3		-		215
Inversión en bienes de uso	219		15		15		2		5		-		256
	9.718		5.322		687		410		509		(330)		16.316
Período de tres meses finalizado el 31 de marzo de 2001
Ventas netas a terceros	131		907		47		5		-		-		1.090
Ventas netas a sociedades relacionadas	325		62		-		-		-		-		387
Ventas netas y comisiones por servicios intersegmentos	653		74		50		2		-		(779)		-
	-------		-------		-------		-------		-------		-------		-------
Ventas netas e ingresos por servicios totales	1.109		1.043 (2)		97		7 (1)		-		(779) (2)		1.477
	====		====		====		====		====		====		====
Utilidad (pérdida) operativa	553		93		1		4		(36)		(14)		601
Resultado de inversiones permanentes	(80)		26		(15)		(1)		(1)		-		(71)
Depreciación de bienes de uso	155		42		3		1		3		-		204
Inversión en bienes de uso	183		18		40		2		7		-		250
Activos identificables	8.420		4.679		701		508		424		(149)		14.583

1. Las ventas de gas natural son registradas en el segmento Exploración y Producción.
2. A partir del 1° de enero de 2002, las ventas de crudo son llevadas a cabo por el segmento Refino y Marketing. Si esta nueva política de comercialización hubiera sido aplicada retroactivamente, las ventas netas totales del segmento Refino y Marketing y los Ajustes de Consolidación, hubieran sido aproximadamente 1.303 y (1.039), respectivamente.

Las ventas por exportaciones por los períodos de tres meses finalizados el 31 de marzo de 2002 y de 2001 fueron 966 y 506, respectivamente, que incluyen 171 y 294, respectivamente, correspondientes a las ventas a Repsol YPF Transporte y Trading S.A. Estas exportaciones se realizan principalmente a Brasil, Chile y Estados Unidos de América.

1. Beneficios Sociales y Otros Beneficios para el Personal

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

Alcanza a ciertos empleados de la Sociedad y sus sociedades controladas. Se basa en el cumplimiento de los objetivos corporativos, de unidad de negocio e individuales y en la evaluación de desempeño. Se determina a partir de la remuneración anual de cada empleado y será abonada en efectivo.

El cargo a resultados relacionado con el programa de bonificación descripto fue 5 y 4, por los períodos de tres meses finalizados el 31 de marzo de 2002 y 2001, respectivamente.

b) Plan de retiro:

A partir del 1° de marzo de 1995, la Sociedad ha establecido un plan de retiro de contribuciones definidas, que proveerá beneficios a cada empleado que decida adherirse al plan. Cada adherente deberá aportar un monto que variará entre el 2% y el 9% de su remuneración mensual y la Sociedad deberá aportar un monto equivalente al contribuido por cada adherente. La responsabilidad de la administración de los fondos estará a cargo de compañías de seguro de retiro.

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

Los cargos totales reconocidos bajo el plan de retiro ascienden a aproximadamente 1 por los períodos de tres meses finalizados el 31 de marzo de 2002 y 2001.

c) Plan selectivo de compensación diferida:

Alcanza a los empleados que ocupaban cargos de alta jerarquía en la Sociedad y sus sociedades controladas al momento de la adquisición del control de la Sociedad por parte de Repsol YPF, y que continúan trabajando en dichas sociedades. Los beneficiarios básicamente tienen derecho al cobro de 40 sueldos mensuales en caso de: (i) su alejamiento definitivo por decisión propia, a la edad de 65 años, o entre los 55 y 65 años con expresa autorización del Directorio, (ii) disminución de la remuneración anual en más de un 20% sin consentimiento o notoria disminución de la jerarquía y responsabilidad de su función, (iii) despido sin justa causa o, (iv) muerte o incapacidad. Los beneficios son totalmente devengados cuando los eventos (ii) a (iv) ocurren, de lo contrario, se devengan en función a los meses restantes de cada beneficiario para alcanzar la edad de 65 años al momento de su incorporación al plan. La Dirección de la Sociedad estima que el cargo anual de YPF, asumiendo que ocurra la condición (i) antes mencionada, no será superior a aproximadamente 1.

1. Compromisos y Contingencias

a) Previsión para juicios pendientes:

Se ha constituido una previsión para esta contingencia y en opinión de la Dirección de la Sociedad y en la de sus asesores legales externos, no se espera que en el futuro estos juicios tengan efectos materiales adversos en los resultados de las operaciones o en la posición financiera de la Sociedad (Anexo E).

b) Otros compromisos y contingencias:

Compromisos contractuales diversos:

En 1994, la Sociedad firmó un contrato de venta a largo plazo con ENAP (compañía petrolera estatal chilena), vigente hasta octubre de 2002, para la provisión de 40.000 a 60.000 barriles diarios de petróleo de la Cuenca Neuquina a Chile.

En noviembre de 1996, junio de 1998 y diciembre de 2001, la Sociedad recibió aproximadamente U$S 381 millones, U$S 300 millones y U$S 383 millones, respectivamente, de compradores de petróleo crudo, en concepto de anticipos por entregas futuras de petróleo crudo bajo contratos de venta a futuro por montos totales de U$S 399 millones, U$S 315 millones y U$S 400 millones, respectivamente. Bajo los términos de estos contratos la Sociedad acordó vender y entregar a los compradores aproximadamente 27,8 millones, 23,9 millones y 24,1 millones de barriles de petróleo crudo durante el término de siete, diez y siete años, respectivamente. La Sociedad podrá utilizar crudos de diferentes orígenes para satisfacer sus entregas contractuales, incluyendo crudo de producción propia y crudo adquirido a terceros. Estos anticipos por ventas de crudo han sido expuestos como anticipos de clientes en el balance general y los mismos serán aplicados a las entregas realizadas a los compradores durante el término de los contratos. El monto de los anticipos asciende a 1.860 y 343 al 31 de marzo de 2002 y 2001, respectivamente. Las entregas de crudo a los compradores son registradas como ventas netas al precio utilizado para calcular el monto total de los contratos.

La Dirección de la Sociedad estima que no se generarán efectos materiales adversos en los resultados de las operaciones o en la posición financiera de la Sociedad como resultado de los compromisos descriptos más arriba.

Pasivos y contingencias asumidas por el Estado Nacional Argentino:

En virtud de la Ley de Privatización de YPF, el Estado Nacional Argentino se hizo cargo de ciertas obligaciones de la Sociedad Predecesora al 31 de diciembre de 1990.

Hasta el 31 de marzo de 2002, todos los reclamos relacionados con la Sociedad Predecesora recibidos por YPF han sido o están en proceso de ser notificados al Gobierno Nacional Argentino. Teniendo en cuenta lo estipulado por la Ley de Privatización de YPF, la Sociedad considera que no deberá responder por ningún importe significativo en relación con estos reclamos.

Pasivos ambientales de YPF:

Debido a su operatoria, YPF está sujeta a diversas leyes y regulaciones provinciales y nacionales de protección del medio ambiente. Dichas leyes y regulaciones podrían, entre otras, imponer sanciones por el costo de limpieza de la contaminación y daños al medio ambiente resultantes de la mencionada operatoria. La Dirección de YPF considera que las operaciones de la Sociedad se ajustan en forma sustancial a las leyes y regulaciones relativas a la protección del medio ambiente actualmente vigentes en Argentina, tal como han sido históricamente interpretadas y aplicadas.

Los gastos requeridos para subsanar daños ya causados han sido provisionados al 31 de marzo de 2002.

Estas estimaciones se basan en el programa de remediación actual efectuado por la Dirección de la Sociedad. Cambios legislativos y tecnológicos futuros podrían causar una reevaluación de esas estimaciones. Sobre la base de la evidencia actualmente disponible, la Dirección de la Sociedad cree que estos cambios no producirían un impacto significativo adverso en la situación financiera y en el resultado de las operaciones de YPF, pero los posibles cambios en los gastos proyectados como resultado de modificaciones en las leyes o regulaciones argentinas podrían afectar los resultados de las operaciones en el largo plazo.

Pasivos ambientales de Maxus:

Ciertos pasivos ambientales retenidos por Maxus en relación con actividades de la industria química realizadas en el pasado fueron asumidos por parte de TS, una subsidiaria controlada indirectamente a través de YPF Holdings Inc. En relación con esta transacción, YPF se comprometió a contribuir con fondos hasta un monto que permita a TS hacer frente a los compromisos ambientales asumidos y a sus costos y gastos operativos (Nota 3 a los estados contables consolidados).

Mercado del gas licuado de petróleo:

Con fecha 22 de marzo de 1999, YPF fue notificada de la Resolución N° 189 de la Secretaría de Industria, Comercio y Minería (la "Secretaría"), dictada el 19 de marzo de 1999, por la cual se dispone imponer a la Sociedad una multa de 109 por interpretar que se habría incurrido en abuso de posición dominante en el mercado del gas licuado de petróleo ("GLP"), debido a la existencia de diferencia de precios entre las exportaciones de GLP respecto de las ventas en el mercado interno, durante el período comprendido entre 1993 y 1997. YPF, con fecha 29 de marzo de 1999, interpuso contra dicha resolución recursos de apelación y nulidad ante la Cámara Nacional de Apelaciones en lo Penal Económico de la Capital Federal (la "Cámara"). Con fecha 24 de noviembre de 2000, la Cámara en un fallo dividido (dos jueces a favor y uno en contra) decidió confirmar la resolución de la Secretaría. Cabe destacar, que el Juez de Cámara en disidencia, en su dictamen propuso revocar íntegramente la Resolución N° 189 de la Secretaría, por considerar que no se ha afectado el correcto funcionamiento del mercado ni se produjeron prácticas anticompetitivas y, que por ende, no ha existido infracción a la Ley N° 22.262 de defensa de la competencia (Considerando 20°). Contra aquella sentencia judicial, YPF interpuso recurso extraordinario ante la Corte Suprema de Justicia de la Nación (la "Corte Suprema") el día 13 de diciembre de 2000. El recurso fue denegado por la Cámara el 29 de diciembre de 2000. Con fecha 5 de enero de 2001, YPF presentó ante el Secretario de Defensa de la Competencia y del Consumidor, una solicitud de suspensión de la ejecución de la sanción mencionada anteriormente. Con fecha 8 de febrero de 2001, YPF interpuso un recurso extraordinario de queja ante la Corte Suprema contra la denegación del recurso extraordinario, con el objetivo de que éste sea concedido y se revoque la sentencia apelada. A la fecha, la solicitud de suspensión y el recurso mencionados anteriormente se encuentran pendientes de resolución. A pesar de que el Directorio de la Sociedad, en base a la opinión de sus asesores legales y a los elementos de juicio disponibles, considera que no ha existido infracción alguna a la Ley N° 22.262, y que la Resolución N° 189 de la Secretaría carece de fundamento legal, durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2000, la Sociedad previsionó el importe de la multa de 109 como una contingencia probable, para reflejar el contenido de la resolución judicial dictada a la fecha.

Acuerdo con el Estado Nacional y la Provincia de Neuquén:

Con fecha 28 de diciembre de 2000, el Poder Ejecutivo Nacional, a través del Decreto N° 1.252, otorgó a YPF la prórroga de la concesión de explotación del área Loma La Lata - Sierra Barrosa de la cual YPF es titular, por un plazo adicional de 10 años hasta el mes de noviembre del año 2027, de acuerdo con las condiciones establecidas en el Acuerdo de Prórroga suscripto el 5 de diciembre de 2000, entre el Estado Nacional, la Provincia de Neuquén e YPF. Con motivo de dicho acuerdo, YPF se comprometió, entre otras cosas, a abonar al Estado Nacional U$S 300 millones por la obtención de la prórroga antes mencionada, los cuales fueron registrados en el rubro bienes de uso; a definir un programa de inversiones de U$S 8.000 millones, en la Provincia de Neuquén, desde el año 2000 hasta el 2017 y a abonar a la Provincia de Neuquén el 5% del flujo de fondos neto proveniente de la concesión, durante cada año del plazo de la prórroga. Adicionalmente, YPF donó la suma de 20, destinados a la cancelación de deudas de ciertas compañías prestadoras de servicios a YPF, y de 10 para cubrir necesidades de capital de trabajo de las mismas compañías.

1. Restricciones a los Resultados no Asignados

De acuerdo con las disposiciones de la Ley N° 19.550, el 5% de la utilidad neta del ejercicio debe ser apropiada a la reserva legal, hasta que la misma alcance el 20% del Capital Social (Capital Suscripto y Ajuste de los Aportes).

La Asamblea General de Accionistas del 10 de abril de 2002 resolvió la apropiación de 41 a reserva legal y 1.250 a reserva para futuros dividendos.

De acuerdo con la Ley N° 25.063, sancionada en diciembre de 1998, los dividendos que se distribuyan, en dinero o en especie, en exceso de las utilidades impositivas acumuladas al cierre del ejercicio inmediato anterior a la fecha de pago o distribución, estarán sujetos a una retención del 35% en concepto de impuesto a las ganancias con carácter de pago único y definitivo. Se consideran utilidades impositivas acumuladas a los efectos de este impuesto al saldo de utilidades contables acumuladas al cierre del ejercicio inmediato anterior a la vigencia de la referida ley menos los dividendos pagados más las utilidades impositivas determinadas a partir de dicho ejercicio.

Ciertas restricciones sobre el pago de dividendos relacionados con las nuevas medidas económicas, se exponen en la Nota 13.

1. Principales Cambios en el Conjunto Económico

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2001:

• En enero de 2001, la Sociedad vendió, a valores de mercado, su 99,99% de participación en YPF Brasil S.A. a Repsol YPF, por aproximadamente U$S 140 millones, registrando una ganancia neta de aproximadamente 17.
• En enero de 2001, YPF e YPF International Ltd. vendieron, a valores de mercado, sus inversiones en Ecuador a Repsol YPF Ecuador S.A. por un monto de U$S 6 y U$S 307 millones, respectivamente, registrando una pérdida neta de aproximadamente 1 y 1, respectivamente.
• La Sociedad, en febrero de 2001, vendió, por un valor de aproximadamente U$S 66 millones, el 36% de su participación en Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A. y A & C Pipeline Holding Company, registrando una ganancia neta de 6, y a través de YPF Chile S.A. el 36% de su participación en Oleoducto Trasandino
  (Chile) S.A., registrando una ganancia neta de 13.
• En febrero de 2001, YPF estableció un acuerdo con Pecom Energía S.A. ("Pecom") por el cual adquirió un 20,25% de participación adicional en Empresa Petrolera Andina S.A. ("Andina") a través de YPF International Ltd. y un 50% de participación en las áreas Manantiales Behr y Restinga Alí y vendió a Pecom su participación en las áreas Santa Cruz I (30%), Santa Cruz II (62,2%) y otros activos menores. Asimismo, YPF a través de YPF International Ltd. adquirió a Pluspetrol Resources un 9,5% adicional en Andina. El valor total de mercado de los activos netos objeto de las operaciones mencionadas ascendía a U$S 435 millones. Como consecuencia de dicha transacción, la participación indirecta de YPF en Andina se incrementó a un 50%. La ganancia neta registrada por la operación de venta mencionada anteriormente ascendió a 96.
• En febrero de 2001, se firmó el Acuerdo Definitivo de Fusión entre YPF Gas S.A. y Repsol Gas S.A. Como consecuencia de dicho acuerdo, YPF Gas S.A. fue absorbida por Repsol Gas S.A., con fecha efectiva a partir del 1° de enero de 2001, correspondiéndole a YPF el 85% del capital accionario de Repsol Gas S.A. En diciembre de 2001, la Sociedad vendió su participación en Repsol Gas S.A. a Repsol Butano S.A. a valor de mercado por U$S 118 millones, registrando una pérdida neta de 22.
• En marzo de 2001, Dow Investment Argentina S.A. e YPF acordaron la fusión de sus participaciones en Polisur S.A. y PBB S.A. A raíz de este acuerdo, efectivo a partir del 1° de abril de 2001, PBB S.A. fue absorbida por Polisur S.A. a su valor de libros cambiando su nombre por PBBPolisur S.A. Como consecuencia de la fusión, la participación accionaria de YPF en la nueva sociedad es del 28%.
• En abril de 2001, YPF vendió su participación en Electricidad Argentina S.A., sociedad controlante de Edenor S.A., a EDF International S.A., por un monto de U$S 195 millones. La ganancia neta registrada por esta transacción ascendió a 125.
• En junio de 2001, YPF completó el segundo tramo de la venta de su participación del 21% en Inversora en Distribución de Entre Ríos S.A. a PSEG América Ltd., registrando una ganancia neta de 3.
• En junio de 2001, el Directorio aprobó la disolución de Enerfin S.A. y de Argentina Private Development Company Ltd. (Cayman Islands) y la transferencia de la participación de YPF en Apex Petroleum Inc. a YPF International Ltd.
• En julio de 2001, YPF International Ltd. vendió, a valores de mercado, su participación del 100% en Repsol YPF Venezuela S.A. a Repsol Exploración S.A., por un monto de U$S 26 millones. Adicionalmente, en septiembre de 2001, YPF International Ltd. vendió, a valores de mercado, su participación del 100% en Maxus Venezuela (C.I.) Ltd. y Maxus Guarapiche Ltd. a Repsol Exploración Venezuela B.V. por un monto total de U$S 47 millones. Como consecuencia de estas transacciones, YPF International Ltd. registró una pérdida de 94.
• En julio de 2001, la Sociedad vendió, a valores de mercado, su participación en Astra Producción Petrolera S.A. a Repsol Exploración Venezuela B.V. por U$S 3 millones, registrando una ganancia neta de 16.
• En agosto de 2001, YPF International Ltd. vendió la participación que poseía en Bitech Petroleum Corporation a Lukoil Overseas Canada Ltd. por un monto de U$S 11 millones, registrando una pérdida neta de 4.
• En agosto de 2001, YPF vendió su participación en YPF Sudamericana S.A. a Repsol YPF Bolivia S.A. a valor de libros.
• En noviembre de 2001, Argentina Private Development Company Ltd. transfirió su participación en Gas Argentino S.A. a YPF S.A. por un monto de U$S 68 millones.
• En diciembre de 2001, YPF International Ltd. vendió, a valores de mercado, el 100% de su participación en YPF Holdings Inc. a YPF, por un monto de aproximadamente U$S 191 millones.
• En diciembre de 2001, en relación con un acuerdo de intercambio de activos entre Repsol YPF y Petróleo Brasileiro S.A., YPF vendió sus inversiones en Eg3 S.A., Eg3 Asfaltos S.A. y Eg3 Red S.A. a Repsol YPF, a valores de mercado, por un monto de aproximadamente U$S 559 millones, registrando una pérdida neta de 27.
• Al 31 de diciembre de 2001, YPF a través de YPF International Ltd., registró una pérdida de 252 para valuar su participación en YPF Blora Ltd., YPF Maxus Southeast Sumatra, YPF Java Baratlaut B.V., YPF Madura Barat B.V., YPF Poleng B.V. y PT IIAPCO Services, sociedades que poseen activos en Indonesia, a su valor estimado de realización.

Durante el período de tres meses finalizado el 31 de marzo de 2002:

• YPF vendió participaciones en inversiones permanentes y aprobó la venta de ciertas subsidiarias, registrando una ganancia consolidada neta de 78 al 31 de marzo de 2002, incluyendo una pérdida neta de 15 en la línea "Resultado por la venta de inversiones no corrientes" y una ganancia neta de 93 en la línea "Resultados de inversiones no corrientes" del estado de resultados:
• En enero de 2002, YPF International Ltd. vendió las inversiones en Indonesia mencionadas anteriormente por un monto total de aproximadamente U$S 174 millones, registrando una ganancia de 93.
• En marzo de 2002, el Directorio aprobó la transferencia de Repsol YPF Chile Ltda., bajo ciertas condiciones, y Repsol YPF Gas Chile Ltda., sociedades surgidas de la escisión de YPF Chile S.A., a Repsol YPF y a Repsol Butano S.A., respectivamente. Con fecha 28 de marzo de 2002, se transfirió Repsol YPF Gas Chile Ltda. a Repsol Butano S.A. por un monto de U$S 45 millones, registrando una pérdida neta de 15.
• En marzo de 2002, el Directorio aprobó la transferencia a Repsol YPF de la participación indirecta de YPF en Andina y Maxus Bolivia Inc.

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

1. Efectos de la Devaluación del Peso Argentino y de Otras Modificaciones a la Normativa Económica

De acuerdo con lo mencionado en la Nota 1, el 6 de enero de 2002, el Congreso Nacional sancionó la ley N° 25.561 de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario.

El Decreto N° 71/2002 del Poder Ejecutivo y la Comunicación "A" 3425 y sus modificatorias, del Banco Central de la República Argentina ("BCRA") establecieron un mercado de cambios "oficial", básicamente para exportaciones y ciertas importaciones y obligaciones financieras y otro "libre" para el resto de las operaciones. La paridad del mercado "oficial" fue establecida en 1,40 pesos por dólar estadounidense y la cotización del mercado "libre" al cierre del primer día de reapertura del mercado cambiario (11 de enero de 2002), que había estado suspendido desde el 23 de diciembre de 2001, osciló entre 1,60 y 1,70 pesos por cada dólar estadounidense, tipo vendedor.

Posteriormente, se emitieron diversas normas que introdujeron modificaciones adicionales a la nueva normativa vigente, cuyos aspectos principales a la fecha de aprobación de estos estados contables, se resumen a continuación:

• 1. la unificación del mercado de cambios en un mercado "libre" por el que se negociarán las operaciones de comercio exterior y, con autorización previa del BCRA, las operaciones financieras. Al 6 de mayo de 2002, la cotización al cierre de un dólar estadounidense en dicho mercado fue de 3,20 pesos por cada dólar tipo vendedor;
• la pesificación de los depósitos en dólares mantenidos en instituciones financieras del país al tipo de cambio de 1,40 pesos por cada dólar estadounidense y de todas las obligaciones expresadas en dicha moneda, contraídas al 6 de enero de 2002 en el país, al tipo de cambio de 1 peso por cada dólar estadounidense. Los depósitos y ciertas deudas convertidos a pesos se actualizarán posteriormente por un "coeficiente de estabilización de referencia" ("CER") publicado por el BCRA, que se aplicará a partir del 3 de febrero de 2002, fecha de dictado del Decreto N° 214/2002, más una tasa de interés mínima para los depósitos y máxima para las obligaciones con el sistema financiero, establecidas por el BCRA;
• la pesificación de todos los contratos privados celebrados al 6 de enero de 2002 a un tipo de cambio de 1 peso por cada dólar estadounidense y su posterior actualización por el CER en los términos indicados en el inciso b.;
• la emisión de bonos del Estado Nacional, en pesos y dólares, que compensen a las entidades financieras por la diferencia generada por la aplicación de los tipos de cambio previamente mencionados;
• la pesificación de las tarifas de los servicios públicos anteriormente pactadas en dólares y su posterior renegociación caso por caso;
• la restricción a la libre disponibilidad de fondos depositados en las instituciones financieras;
• la autorización previa del BCRA por el plazo de 90 días corridos, a partir del 11 de febrero de 2002, para realizar transferencias al exterior por pagos de capital de préstamos financieros, con ciertas excepciones establecidas en las Comunicaciones "A" 3471 y "A" 3501 del BCRA, y distribución de dividendos, cualquiera sea la forma de pago;
• la creación de un régimen de retenciones a la exportación de hidrocarburos por cinco años, estableciéndose las alícuotas en un 5% para los productos refinados y en un 20% para el petróleo.
• la suspensión de los despidos sin causa justificada por el término de 180 días, a partir del 6 de enero de 2002, y la penalización de abonar el doble de la indemnización que prevé la legislación laboral, en caso de llevarse a cabo;
• la suspensión por dos años de la ley de intangibilidad de los depósitos;
• la suspensión por el plazo de 180 días, a partir del 3 de febrero de 2002, de todos los procesos judiciales y medidas cautelares y ejecutorias sobre los créditos, deudas, depósitos o reprogramaciones financieras afectados por las nuevas medidas económicas; y
• la declaración de la emergencia productiva y crediticia hasta el 10 de diciembre de 2003, que incluye, entre otras cuestiones:
  1. la suspensión desde el 14 de febrero de 2002 y hasta el 10 de diciembre de 2003 de cualquier tipo de garantías de obligaciones financieras que, de cualquier modo, permitan la transferencia de control de las sociedades concursadas o sus subsidiarias;
  2. la suspensión por el plazo de 180 días, desde el 14 de febrero de 2002, de (i) la totalidad de las ejecuciones judiciales y extrajudiciales, incluidas las hipotecarias y prendarias de cualquier origen que estas sean, ya sea para deudores en concurso preventivo como para el resto de deudores del sector privado e hipotecario (ii) el trámite de los pedidos de quiebra, lo que no incluye la posibilidad de decretar medidas precautorias de protección de la integridad del patrimonio del deudor y (iii) las medidas cautelares, trabadas o nuevas, sobre aquellos bienes que resulten indispensables para la continuidad de las actividades relacionadas con el giro habitual del deudor;
  3. la prórroga del vencimiento del período de exclusividad en todos los procesos concursales iniciados con anterioridad al 14 de febrero de 2002 y regidos por la Ley N° 24.522, por un plazo no menor a 180 días contados desde la fecha de vencimiento prevista o desde la fecha de la última prórroga otorgada.

A la fecha de aprobación de estos estados contables, el Gobierno Nacional se encuentra aún analizando políticas complementarias, que deberán definir, entre otras cuestiones, la forma en que se pesificarán los préstamos garantizados en dólares correspondientes a la fase local del canje de deuda pública y la instrumentación del pago de la deuda privada externa.

Por otra parte, y como consecuencia de los cambios instrumentados, durante los meses de enero, febrero, marzo y abril se produjo un incremento del índice de precios internos al por mayor de un 6,6%, 11%, 11,2% y 19,7%, respectivamente, de acuerdo a la información del Instituto Nacional de Estadísticas y Censos.

Según lo establece la citada Ley de Emergencia, la pérdida resultante de la aplicación del nuevo tipo de cambio sobre la posición neta de activos y pasivos en moneda extranjera al 6 de enero de 2002, será deducible en el impuesto a las ganancias a razón de un 20% anual durante los 5 ejercicios cerrados con posterioridad a la fecha de vigencia de la ley.

Debido a las restricciones impuestas a la disponibilidad de los fondos depositados en el sistema bancario y a la necesidad de obtener la previa autorización del BCRA, la Sociedad podría tener restringida la posibilidad de realizar transferencias al exterior en concepto de pagos de capital de préstamos financieros y distribución de dividendos.

Los cobros de exportaciones de bienes y servicios, con las excepciones y salvedades descriptas a continuación, deberán ser liquidadas en el mercado único y libre de cambios, en los plazos establecidos por la Secretaría de Industria y Comercio. Asimismo, los pagos al exterior de obligaciones financieras por capital, deberán contar, en los casos que corresponda, con la conformidad del BCRA, quedando exceptuados de dicho requerimiento entre otros, ciertos contratos de prefinanciación, financiación y cobros anticipados de exportaciones y ciertas financiaciones por contratos cuyas condiciones prevean la atención de los servicios mediante la aplicación en el exterior del flujo de fondos proveniente de exportaciones, para los cuales se admitirá la aplicación directa del cobro de exportaciones a la cancelación de los mismos, requiriéndose, en ciertos casos, conformidad del BCRA.

Adicionalmente, el Decreto N° 1589/89 del Poder Ejecutivo Nacional establece que los productores con libre disponibilidad de petróleos crudos, gas natural y/o gases licuados en los términos de la Ley N° 17.319 y decretos complementarios, y los productores que así lo convengan en el futuro, tendrán la libre disponibilidad del porcentaje de divisas establecido en los concursos y/o renegociaciones, o acordados en los contratos respectivos, en cuyo caso no estarán obligados a ingresar y liquidar las divisas correspondientes a dicho porcentaje. En todos los casos, el porcentaje máximo de libre disponibilidad de divisas no podrá exceder al 70% de cada operación.

Los presentes estados contables contemplan todos los efectos significativos derivados de las nuevas políticas económicas y cambiarias conocidas a la fecha de emisión de los mismos. Todas las estimaciones efectuadas por la Dirección de la Sociedad han sido efectuadas considerando dichas políticas. Los efectos de las medidas adicionales que sean implementadas por el Gobierno y de la instrumentación de aquellas adoptadas anteriormente, serán reconocidos en el momento en que la Dirección de la Sociedad tome conocimiento de las mismas.

Anexo C

YPF SOCIEDAD ANONIMA

BALANCES GENERALES AL 31 DE MARZO DE 2002 y 2001

INVERSIONES EN ACCIONES Y PARTICIPACION EN OTRAS SOCIEDADES

(expresados en millones de pesos – Nota 1)

(No auditados)

		2002																									2001
													Información sobre el ente emisor
		Características de los valores															Ultimos estados contables emitidos
Denominación y Emisor		Clase		Valor Nominal			Cantidad		Valor Registrado		Costo		Actividad Principal		Domicilio Legal		Fecha		Capital Social		Resultado		Patrimonio Neto		Participación sobre capital social		Valor registrado
Controladas:
YPF International Ltd.		Ordinarias		U$S	1		100		2.570		1.364		Inversión y financiera		P.O. Box 847, Gran Caimán - Islas Caimán		31/03/02		-	(5)	75		2.570		100,00%		2.087
YPF Holdings Inc.		Ordinarias		U$S	0,01		100		506		191		Inversión y financiera		717 North Harwood Street - Dallas - Texas - U.S.A.		31/03/02		546		(14)		506		100,00%		-
Operadora de Estaciones de Servicios S.A.		Ordinarias		$	1		11.880		122		119		Adquisición, subdivisión, refacción y enajenación de inmuebles y la gestión comercial de estaciones de servicios de propiedad de YPF S.A.		Av. Roque Sáenz Peña 777 - Buenos Aires - Argentina		31/03/02		-	(5)	1		122		99,00%		147
YPF Chile S.A.		-		-	-		-		-		-		Administración de inversiones, adquisiciones y explotaciones de YPF S.A. en Chile		Gertrudis Echenique 30 - P. 12° - Comuna Las Condes - Santiago de Chile - Chile		-		-		-		-		-		173
Repsol YPF Gas S.A.		-		-	-		-		-		-		Comercializadora de hidrocarburos		Esmeralda 255 P. 4° - Buenos Aires - Argentina		-		-		-		-		-		79
A-Evangelista Construções e Serviços Ltda.		Ordinarias		R$	10		2.593		-	(5)	-	(5)	Servicios de mantenimiento y reparación de instalaciones y equipamientos utilizados en la industria petrolera, comercialización de equipamientos y elaboración de proyectos y estudios de ingeniería y demás actividades relacionadas a tales fines		Av. Paulo de Frontin 289 - Río de Janeiro - Brasil		31/12/01		1		(1)		-	(5)	1,00%	(1)	-	(5)
A-Evangelista S.A.		Ordinarias		$	1		8.683.498		32	(2)(4)	14		Servicios de ingeniería y construcción		Tucumán 774 - P. 12° - Buenos Aires - Argentina		31/12/01		9		4		28		99,91%		21
Argentina Private Development Company Limited (en liquidación)		Ordinarias		U$S	0,01		769.414		44	(4)	38		Inversión y financiera		P.O. Box 1109, Midland Bank Trust Building, Fort Street - Georgetown - Gran Caimán - British West Indies		31/12/01		-	(5)	3		44		100,00%		39
Astra Producción Petrolera S.A.		-		-	-		-		-		-		Ejecución de contratos de naturaleza técnica, científica o de investigación		Av. Nueva Esparta con Calle Cerro Sur, Sector Las Garzas, Centro Empresarial Bahía de Pozuelos – P. 1° y 2° - Barcelona – Estado Anzoategui - Venezuela		-		-		-		-		-		(15)
Enerfin S.A. (en liquidación)		Ordinarias		U$S	100		50.000		-		11		Inversión y financiera		Juncal 1327 - Apto. 602 - Montevideo - Uruguay		30/11/01		-		-		-		100,00%		3
Poligas Luján S.A.C.I.		Ordinarias		$	1		7.574		-	(5)	-	(5)	Alquiler de planta envasadora de gas licuado		Tucumán 744 - P. 10° - Buenos Aires - Argentina		30/11/01		-	(5)	-	(5)	-	(5)	50,50%		-	(5)
Vinculadas:
Compañía Mega S.A.		Ordinarias		$	1		77.292.000		81	(4)	77		Separación, fraccionamiento y transporte de líquidos de gas natural		Av. Roque Sáenz Peña 777 - P. 7° - Buenos Aires - Argentina		31/12/01		203		9		212		38,00%		77
Petroken Petroquímica Ensenada S.A.		Ordinarias		$	1		40.602.826		47	(4)	47		Petroquímica		Sarmiento 1230 - P. 6° - Buenos Aires - Argentina		31/12/01		81		(2)		113		50,00%		59
Profertil S.A.		Ordinarias		$	1		1.000.000		95	(4)	178		Producción y venta de fertilizantes		Alicia Moreau de Justo 140 - P. 1° - Buenos Aires - Argentina		31/12/01		2		(30)		325		50,00%		170
Refinería del Norte S.A.		Ordinarias		$	1		45.803.655		25	(4)	56		Refinación		Maipú 1 - P. 2° - Buenos Aires - Argentina		31/12/01		92		7		128		50,00%		63
Oleoductos del Valle S.A.		Ordinarias		$	10		4.072.749		44	(2)	22		Transporte de petróleo por ducto		Florida 1 - P. 10° - Buenos Aires - Argentina		31/12/01		110		22		155		37,00%		42
PBBPolisur S.A. (7)		Ordinarias		$	1		12.838.664		48	(4)	107		Petroquímica		Av. Eduardo Madero 900 - P. 7° - Buenos Aires - Argentina		31/12/01		46		(77)		157		28,00%		61
Terminales Marítimas Patagónicas S.A.		Ordinarias		$	10		476.034		13	(2)	3		Almacenamiento y despacho de petróleo		Av. Leandro N. Alem 1180 - P. 11° - Buenos Aires - Argentina		31/12/01		14		6		47		33,15%		14
Oiltanking Ebytem S.A.		Ordinarias		$	10		351.167		3	(2)	4		Transporte y almacenamiento de hidrocarburos		Alicia Moreau de Justo 872 - P. 4° - Of. 7 - Buenos Aires - Argentina		31/12/01		12		6		19		30,00%		3
Gasoducto del Pacífico (Argentina) S.A.		Preferidas		$	1		12.298.800		13		12		Transporte de gas por ducto		San Martín 323 - P. 19° - Buenos Aires - Argentina		31/12/01		124		5		133		10,00%	(3)	13
Gasoducto del Pacífico (Cayman) Ltd.		Ordinarias		U$S	1		5.000		-	(5)	-	(5)	Inversión y financiera		P.O. Box 265 - Georgetown - Islas Caimán		31/12/00		-	(5)	-	(5)	-	(5)	10,00%		-	(5)
Central Dock Sud S.A.		Ordinarias		$	0,01		86.799.282		4		1		Generación de energía eléctrica y su comercialización en bloque		Reconquista 360 - P. 6° - Buenos Aires - Argentina		31/12/01		9		18		211		9,98%	(6)	1
Gas Argentino S.A.		Ordinarias		$	1		104.438.182		153		154		Inversión en MetroGas S.A.		Gregorio Araoz de Lamadrid 1360 - Buenos Aires - Argentina		31/12/01		230		14		337		45,33%		93
Inversora Dock Sud S.A.		Ordinarias		$	1		40.291.975		114		87		Inversión y financiera		Reconquista 360 - P. 6° - Buenos Aires - Argentina		31/12/01		94		13		208		42,86%		90
Pluspetrol Energy S.A.		Ordinarias		$	1		30.006.540		90	(4)	55		Exploración y explotación de hidrocarburos y generación, producción y comercialización de energía eléctrica		Lima 339 - Buenos Aires - Argentina		31/12/01		67		30		244		45,00%		96
A&C Pipeline Holding Company		Ordinarias		U$S	1		162.000		-	(5)	-	(5)	Inversión y financiera		P.O. Box 309 - Georgetown - Islas Caimán		31/12/01		1		-	(5)	1		18,00%		-	(5)
Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A.		Preferidas		$	1		8.099.280		11	(4)	8		Transporte de petróleo por ducto		Esmeralda 255 P. 5° - Buenos Aires - Argentina		31/12/01		45		7		62		18,00%	(3)	12
Petróleos Transandinos YPF S.A.		Ordinarias		-	-	(8)	1.179		-	(5)	-	(5)	Exploración y extracción de hidrocarburos, industrialización y comercialización de sus derivados		Gertrudis Echenique 30 - P. 12° - Comuna Las Condes - Santiago de Chile - Chile		31/12/01		47		5		57		1,05%		1
Otras Sociedades:
Mercobank S.A.		Ordinarias		$	1		1.800.264		6		6		Inversión y financiera		Bartolomé Mitre 343 - Buenos Aires - Argentina		30/06/00		46		(15)		14		3,91%		6
									--------		--------																--------
									4.021		2.554																3.335
									=====		=====																=====

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

1. Sociedad controlada indirectamente a través de la participación en A-Evangelista S.A. (99,00%).
2. Corresponde al porcentaje de participación sobre el patrimonio neto de la sociedad, neto de resultados no trascendidos a terceros.
3. Corresponde a la participación sobre el capital preferido de la sociedad.
4. Corresponde al porcentaje de participación sobre el patrimonio neto de la sociedad al 31 de diciembre de 2001 más los resultados de las operaciones del primer trimestre de 2002.
5. No se expone valor alguno dado que el valor registrado es menor a $1 millón.
6. Adicionalmente, la Sociedad posee un 29,93% de participación indirecta en el capital a través de Inversora Dock Sud S.A.
7. Con fecha efectiva 1° de abril de 2001, PBB fue absorbida por fusión por Polisur S.A.
8. Estas acciones no poseen valor nominal.

Corresponde al porcentaje de participación sobre el patrimonio neto de la sociedad al 30 de septiembre de 2001 más los resultados de las operaciones del cuarto trimestre de 2001.

1. Sociedad controlada indirectamente a través de la participación en A-Evangelista S.A. (99,00%).
2. INFORME DE LA COMISION FISCALIZADORA

A los Señores Accionistas de

YPF SOCIEDAD ANONIMA:

De nuestra consideración:

De acuerdo con lo requerido por el Reglamento de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires y disposiciones vigentes, hemos realizado el trabajo mencionado en el párrafo siguiente en relación con el balance general de YPF SOCIEDAD ANONIMA al 31 de marzo de 2002 y los correspondientes estados de resultados, de evolución del patrimonio neto y de origen y aplicación de fondos por el período de tres meses terminado en esa fecha, y el balance general consolidado de YPF SOCIEDAD ANONIMA y sus sociedades controladas al 31 de marzo de 2002 y los correspondientes estados de resultados y de origen y aplicación de fondos por el período de tres meses terminado en esa fecha, expuestos como información complementaria en el Cuadro I. Adicionalmente, hemos realizado el trabajo mencionado en el párrafo siguiente en relación con la correspondiente "Información adicional a las notas a los estados contables - Art. N° 68 del Reglamento de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires", cuya presentación no es requerida por las normas contables profesionales vigentes en Argentina. Dichos documentos son responsabilidad del Directorio de la Sociedad en ejercicio de sus funciones exclusivas.

Nuestro trabajo sobre los estados contables adjuntos, consistió en verificar la congruencia de la información significativa contenida en dichos estados con la información de las decisiones societarias expuestas en actas, y la adecuación de dichas decisiones a la ley y a los estatutos, en lo relativo a sus aspectos formales y documentales. Para la realización de dicho trabajo hemos tenido en cuenta principalmente los informes del auditor externo Ricardo C. Ruiz (socio de la firma Pistrelli, Díaz y Asociados) de fecha 8 de mayo de 2002, emitidos de acuerdo con las normas de auditoría vigentes en Argentina para la revisión limitada de estados contables de períodos intermedios y el relacionado con la información adicional a la Bolsa de Comercio de Buenos Aires. No hemos efectuado ningún control de gestión y, por lo tanto, no hemos evaluado los criterios y decisiones empresarias de administración, financiación, comercialización y producción, dado que estas cuestiones son responsabilidad del Directorio de la Sociedad. Consideramos que nuestro trabajo y los informes del auditor externo nos brindan una base razonable para fundamentar nuestro informe.

Como se describe en la Nota 13 a los estados contables adjuntos, durante este año se implementó en el país un profundo cambio del modelo económico y de la Ley de Convertibilidad vigente desde el mes de marzo de 1991. Las principales consecuencias del conjunto de medidas adoptadas hasta la fecha de este informe por el Gobierno Nacional y detalladas en la mencionada nota, son (a) la devaluación del peso argentino respecto del dólar estadounidense y la pesificación de ciertos activos y pasivos en moneda extranjera mantenidos en el país, (b) el incumplimiento de los pagos de la deuda pública externa, (c) la introducción de restricciones al retiro de fondos depositados en las instituciones financieras, (d) la restricción a realizar transferencias al exterior en concepto de pagos de capital de préstamos financieros y de distribución de dividendos sin la previa autorización del Banco Central de la República Argentina, (e) la implementación de nuevos regímenes de retención a las exportaciones de hidrocarburos y (f) el incremento de los precios internos. La evolución futura de la crisis económica podría requerir de medidas adicionales por parte del Gobierno Nacional. Los estados contables adjuntos deben ser leídos teniendo en cuenta las cuestiones previamente mencionadas.

Tal como indica la Nota 1 a los estados contables adjuntos, y de acuerdo con las normas del organismo de control societario, la Sociedad no ha reconocido contablemente los efectos de las variaciones en el poder adquisitivo de la moneda ocurridas desde el 1° de enero de 2002, lo que es requerido por la Resolución M.D. N° 3/2002 del Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. De haberse aplicado dicha resolución, (a) el patrimonio neto de la Sociedad al 31 de marzo de 2002 hubiera aumentado y la pérdida por el período de tres meses terminado en dicha fecha hubiera disminuido en aproximadamente $ 2.900 millones y $ 180 millones, respectivamente y (b) todos los saldos de los rubros al 31 de marzo de 2001 presentados con fines comparativos se hubieran reexpresado para reconocer los efectos de las variaciones en el poder adquisitivo de la moneda correspondientes al período enero a marzo de 2002.

1. Basados en el trabajo realizado, no hemos tomado conocimiento de ninguna modificación importante que deba hacerse a:
2. Los estados contables adjuntos, para que los mismos estén presentados de conformidad con la Ley de Sociedades Comerciales y las normas pertinentes de la Comisión Nacional de Valores y, excepto por la falta de reconocimiento de los efectos de las variaciones en el poder adquisitivo de la moneda mencionada en el párrafo anterior, con las normas contables profesionales vigentes en Argentina.
3. La "Información adicional a las notas a los estados contables - Art. N° 68 del Reglamento de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires".

Informamos además, en cumplimiento de disposiciones legales vigentes que, en ejercicio del control de legalidad que nos compete, hemos aplicado durante el período los restantes procedimientos descriptos en el artículo N° 294 de la Ley N° 19.550, que consideramos necesarios de acuerdo con las circunstancias, no teniendo observaciones que formular al respecto.

Buenos Aires,		Por Comisión Fiscalizadora
8 de mayo de 2002
		HOMERO BRAESSAS
		Síndico
		Contador Público U.B.A. C.P.C.E.C.F. T° 14 – F° 111

INFORME DE REVISION LIMITADA SOBRE LA RESEÑA
INFORMATIVA E INFORMACION ADICIONAL A
LAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES -
ART. N° 68 DEL REGLAMENTO DE LA BOLSA
DE COMERCIO DE BUENOS AIRES

A los Señores Directores de

YPF SOCIEDAD ANONIMA:

En relación con nuestras revisiones limitadas de los estados contables de YPF SOCIEDAD ANONIMA correspondientes a los períodos intermedios terminados el 31 de marzo de 2002, 2001, 2000, 1999 y 1998 (que no se presentan en este documento), sobre los cuales emitimos nuestros informes de fecha 8 de mayo de 2002 (que incluye una salvedad determinada en relación con el no reconocimiento contable de los efectos de las variaciones en el poder adquisitivo de la moneda), 9 de mayo de 2000 y 27 de abril de 1999, que deben ser leídos juntamente con este informe, se nos ha requerido revisar ciertos datos contenidos en la Reseña Informativa y la Información adicional a las notas a los estados contables - Art. N° 68 del Reglamento de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, que se adjuntan a efectos de identificación con este informe. Dichos estados contables, Reseña Informativa e Información adicional a las notas a los estados contables - Art. N° 68 del Reglamento de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires son responsabilidad de la Dirección de la Sociedad, y estas últimas no son requeridas por las normas contables profesionales vigentes en Argentina y se presentan para cumplir con los requerimientos de la Comisión Nacional de Valores y la Bolsa de Comercio de Buenos Aires.

Nuestras revisiones fueron realizadas de acuerdo con las normas de auditoría vigentes en Argentina para la revisión limitada de estados contables de períodos intermedios. Dichas revisiones consisten principalmente en aplicar procedimientos analíticos a la información contable y en efectuar indagaciones a los responsables de las cuestiones contables y financieras. El alcance de estas revisiones es sustancialmente menor al de una auditoría de estados contables, cuyo objetivo es la expresión de una opinión sobre los estados contables tomados en conjunto y, por lo tanto, no expresamos tal opinión. La información incluida en la Reseña Informativa y en la Información adicional a las notas a los estados contables - Art. N° 68 del Reglamento de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, excepto por la indicada como "Información no cubierta por el informe de revisión limitada de estados contables de períodos intermedios", también ha estado sujeta a las indagaciones y procedimientos analíticos aplicados en la revisión limitada de los estados contables.

Basados en nuestras revisiones, no hemos tomado conocimiento de ninguna modificación importante que deba hacerse a la Reseña Informativa y a la Información adicional a las notas a los estados contables - Art. N° 68 del Reglamento de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires.

Buenos Aires, 8 de mayo de 2002	PISTRELLI, DIAZ Y ASOCIADOS C.P.C.E.C.F. T° 1 - F° 8
	RICARDO C. RUIZ
	Socio
	Contador Público U.B.A.
	C.P.C.E.C.F. T° 156 - F° 159

YPF S.A.

ESTADOS CONTABLES AL 31 DE MARZO DE 2002

INFORMACIÓN ADICIONAL A LAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES

ARTICULO 68 DEL REGLAMENTO

DE LA BOLSA DE COMERCIO DE BUENOS AIRES

(cifras en millones de pesos, excepto donde se indica en forma expresa)

Cuestiones generales sobre la actividad de la Sociedad:

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

	Créditos Corrientes
Vencidos entre enero y marzo de 2002	329
Vencidos entre octubre y diciembre de 2001	134
Vencidos entre julio y septiembre de 2001	58
Vencidos entre abril y junio de 2001	35
Vencidos entre abril de 2000 y marzo de 2001	77
Vencidos con anterioridad a marzo de 2000	308
	941 (1)

1. Del total de créditos vencidos y créditos corrientes a vencer detallados en el punto 3.b., 566 se encuentran cubiertos por las previsiones para deudores por ventas de cobro dudoso y para otros créditos de cobro dudoso.
2. Los créditos y las deudas a vencer son los siguientes:

	Corriente				No Corriente
	Créditos		Deudas		Créditos		Deudas
A vencer entre abril y junio de 2002	1.262		1.671		-		-
A vencer entre julio y septiembre de 2002	311		358		-		-
A vencer entre octubre y diciembre de 2003	95		2.188		-		-
A vencer entre enero y marzo de 2003	335		1.306		-		-
A vencer entre abril de 2003 y marzo de 2004	-		-		339		1.477
A vencer entre abril de 2004 y marzo de 2005	-		-		151		546
A vencer con posterioridad a abril de 2004	-		-		431		1.912
	2.003 (1)		5.523		921 (2)		3.935

1. Incluyen 239 de créditos en gestión judicial.
2. De este total 37 se encuentran cubiertos por la previsión para valuar otros créditos a su valor recuperable.

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

No existen créditos o deudas significativos en especie o sujetos a cláusula de ajuste.

Los saldos que devengan intereses son los siguientes:

Créditos Corrientes:	715
Créditos No corrientes:	328
Pasivos Corrientes:	3.453
Pasivos No corrientes:	2.466

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

Inventario físico de los bienes de cambio:

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

Valores corrientes:

1. Para valuar los bienes de cambio a su costo de reproducción se consideraron los costos de producción propios del promedio de los últimos tres meses.

Bienes de uso:

1. No existen bienes de uso revaluados técnicamente.
2. El monto total de bienes de uso sin usar por ser obsoletos y/o por tener lenta rotación está totalmente previsionado y asciende a 12, tratándose en su casi totalidad de materiales y equipos retirados de la operación.

Participaciones en otras sociedades:

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

Valores recuperables:

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

Seguros:

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

Bienes cubiertos	Riesgo cubierto	Monto cubierto	Valor contable
Equipamiento y demás activo fijo en general, utilizado en explotación, destilación, transporte, y demás actividades. Pérdida de beneficios.	Todo riesgo (Primer riesgo absoluto)	1.000 (1)	7.458
Vehículos livianos	Responsabilidad civil	3
Vehículos pesados	Responsabilidad civil	10
Mercaderías	Todo riesgo de transporte	25 (1)
Responsabilidad civil general y de productos	Daños a terceros	400 (1)
Responsabilidad civil por carga y descarga de aeronaves	Daños a terceros	900 (1)
Responsabilidad civil marítima (incluye charteadores)	Daños a terceros	400 (1)
Pozos	Control, reperforación, derrame y polución	175 (1)(2)

(1) Cifras expresadas en millones dólares.

(2) Cobertura por cada potencial siniestro.

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

Contingencias positivas y negativas:

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

Adelantos irrevocables a cuenta de futuras suscripciones:

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

JOSE MARIA RANERO DIAZ

Director

YPF Sociedad Anónima

Domicilio: Av. Roque Sáenz Peña 777 Buenos Aires

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

Reseña Informativa al 31 de marzo de 2002

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

Contenido

1.- Comentarios Generales (*)

2.- Síntesis de la Estructura Patrimonial

3.- Síntesis de la Estructura de Resultados

4.- Datos Estadísticos (*)

5.- Indices

6.- Perspectivas (*)

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

1. Comentarios Generales

A partir de comienzos de diciembre de 2001, las autoridades nacionales implementaron diversas medidas de carácter monetario y de control de cambios, que comprendían, principalmente, la restricción a la libre disponibilidad de los fondos depositados en las entidades bancarias y la imposibilidad práctica de realizar ciertas transferencias al exterior, con excepción de aquellas vinculadas al comercio exterior. Posteriormente, el Gobierno declaró el incumplimiento del pago de los servicios de la deuda externa y, el 6 de enero de 2002, el Congreso Nacional sancionó la Ley Nº 25.561 de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario, que implicó un profundo cambio del modelo económico vigente hasta ese momento y la modificación de la ley de convertibilidad vigente desde marzo de 1991 y que faculta al Poder Ejecutivo, entre otros aspectos, a sancionar medidas adicionales de carácter monetario, financiero y cambiario conducentes a superar la actual crisis económica en el mediano plazo.

En este contexto económico financiero, la Sociedad registró en el primer trimestre de 2002 una pérdida neta de $1.838 millones, fuertemente impactada por diferencias de cambio netas negativas que ascendieron a aproximadamente $2.500 millones. La utilidad operativa del primer trimestre de 2002 ascendió a $730 millones, 7% superior a los $683 millones del mismo período de 2001, producto del efecto de las operaciones en el mercado externo en dólares, aunque con caída de precios internacionales, lo cual fue compensado por una caída de volúmenes y precios promedio de los productos destinados al mercado interno.

El promedio del crudo intermedio del Oeste de Texas (WTI) para el primer trimestre de 2002 fue de $21,55, lo que representa una disminución del 25% respecto del precio del mismo trimestre de 2001, en el que ascendió a $28,77, tendencia que también impacta en los precios de los productos derivados.

Teniendo en cuenta la existencia de un nuevo contexto inflacionario (el incremento del índice aplicable para la reexpresión de estados contables fue del 32% en el período enero a marzo de 2002) y las condiciones creadas por el nuevo régimen establecido, por la Ley de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario, con fecha 6 de marzo de 2002, el Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CPCECABA) aprobó la Resolución M.D. N° 3/2002, que establece, entre otros aspectos, la reanudación del ajuste por inflación en los ejercicios o períodos intermedios cerrados a partir del 31 de marzo de 2002 inclusive y, admite, que las mediciones contables reexpresadas por el cambio en el poder adquisitivo de la moneda hasta el momento de interrupción de los ajustes, como las que tengan fecha de origen en el período de estabilidad, se consideren expresadas en moneda de diciembre de 2001.

La Sociedad deberá aplicar las normas de la Resolución M.D. N° 3/2002 del CPCECABA una vez que sean aprobadas por el organismo de control societario. De haber aplicado dicha Resolución, (a) el patrimonio neto de la Sociedad al 31 de marzo de 2002 hubiera aumentado y la pérdida por el período de tres meses terminado en dicha fecha hubiera disminuido en aproximadamente $2.900 millones y $180 millones, respectivamente y (b) todos los saldos de los rubros al 31 de marzo de 2001 presentados con fines comparativos en los estados contables al 31 de marzo de 2002, se hubieran reexpresado para reconocer los efectos de las variaciones en poder adquisitivo de la moneda correspondientes al período enero a marzo de 2002.

1.1. PRIMER TRIMESTRE 2002 VS PRIMER TRIMESTRE 2001

• • 1. Exploración y Producción, y Gas Natural y Electricidad

En el primer trimestre de 2002, los segmentos Exploración y Producción, y Gas Natural y Electricidad registraron una utilidad operativa de $680 millones, lo que representa un mayor resultado de $58 millones respecto de los $622 millones obtenidos en el primer trimestre de 2001. La causa de este incremento se encuentra asociada a la variación del tipo de cambio libre para las operaciones de exportación y de las variaciones de precio en las operaciones locales de venta de crudo acordadas por las compañías petroleras, neto de menores precios internacionales, menores volúmenes de gas natural en el mercado local y ciertos aumentos en costos operativos, como regalías, amortizaciones y costos de extracción por la renegociación de contratos.

Las ventas de crudo se incrementaron en $186 millones, principalmente por el efecto de las variaciones en el tipo de cambio sobre los precios internacionales aplicables a las operaciones comerciales pero compensados por la caída del 25% de estos últimos y por la ausencia de las ventas de crudo de las propiedades de Indonesia que se transfirieron con fecha efectiva 1° de enero de 2002. Los ingresos por venta de crudo se vieron parcialmente compensados por la caída en las ventas de gas natural en el mercado local por $19 millones.

Con relación a los gastos operativos hubo incrementos en los cargos por agotamiento de activos fijos derivados de un incremento de la alícuota, incrementos en las regalías petroleras por efecto del tipo de cambio aplicable al cálculo del valor boca de pozo en cada caso y un aumento de los costos de extracción como resultado de las renegociaciones de contratos que se llevan a cabo con los proveedores de la Sociedad, afectados por la evolución de las variables económicas del país.

La producción conjunta de petróleo y gas disminuyó un 10%, básicamente producto de la venta de las propiedades de Indonesia y Venezuela durante el año 2001 y, de la menor producción local de gas natural, por una caída de demanda. Compensó este efecto un aumento de la producción de crudo en la Argentina, la cual se incrementó un 2% con una producción promedio diaria para el primer trimestre de 2002 de 463 mil barriles de crudo por día.

• • 1. Refino y Marketing y Química

En el primer trimestre de 2002, los segmentos de Refino y Marketing y Química, registraron una ganancia operativa de $262 millones, lo que representa un mayor resultado de $151 millones respecto de los $111 millones obtenidos en el primer trimestre de 2001. Este aumento de los resultados del negocio se logró dado que los ingresos por ventas de productos en el mercado externo recogieron todo el efecto de la liberación de la paridad cambiaria en este primer trimestre, mientras que al costo del petróleo crudo se le aplicaron los tipos de cambio diferenciales, según los acuerdos de precios alcanzados entre las petroleras locales.

El volumen procesado en las refinerías en Argentina en el primer trimestre de 2002 fue de 287 mil barriles diarios (mbd), representando una utilización de 86% de la capacidad teórica instalada de 334 mbd. Este nivel de procesamiento es 4% inferior a la carga diaria de 300 mbd del mismo trimestre de 2001, la cual representaba una utilización del 90%, básicamente respondiendo a la restricción de la demanda observada en el mercado local.

La caída del consumo en el mercado interno en los últimos meses determinó una menor venta de combustibles de alrededor del 7% en naftas y 11% en gas oil, sin que se haya afectado sensiblemente el market share en el mercado minorista.

1.1.3. Corporación

En el primer trimestre de 2002, los gastos corporativos fueron superiores a los del primer trimestre de 2001, registrando $43 millones comparados con los $36 millones del año anterior. La principal causa de este incremento se origina en los costos de software y licencias informáticas, ya que los mismos están expuestos a la variación del tipo de cambio.

1.1.4. Otros Ingresos y Egresos Netos

En el primer trimestre de 2002, el rubro Otros Ingresos (Egresos) Netos, registró un resultado negativo de $47 millones, a diferencia del cargo positivo de $5 millones, registrado en el mismo período del año anterior, como consecuencia del impuesto a los débitos bancarios, cargos por provisiones para contingencias y saneamiento de créditos no operativos.

1.1.5. Diferencia de cambio

Como resultado de la modificación de la ley de convertibilidad y la consecuente liberación del tipo de cambio, la Sociedad registró un cargo negativo por diferencia de cambio por su exposición a la moneda extranjera de aproximadamente $2.500 millones.

1.1.6. Intereses generados por Pasivos

Como consecuencia del endeudamiento financiero nominado en su totalidad en dólares estadounidenses, los intereses generados por pasivos registrados durante el primer trimestre de 2002 alcanzaron la suma de $121 millones. Esto representa un incremento del 100% respecto de igual período de 2001, que ascendieron a un total de $62 millones. Sin embargo, medidos en términos de dólares, en el primer trimestre de 2002 los intereses financieros devengados fueron inferiores (aproximadamente U$S 51 millones) en comparación de igual período del año anterior como consecuencia del menor endeudamiento en la mencionada moneda.

1.1.7. Resultado por la venta de activos no corrientes

En esta línea se han agrupado los resultados generados por las ventas de participaciones de la Sociedad y sus sociedades controladas, principalmente en Indonesia.

1.1.8. Impuesto a las Ganancias

Como resultado de los cargos negativos generados por la devaluación, la Sociedad no ha registrado impuesto a las ganancias por el primer trimestre de 2002, excepto por el correspondiente a ciertas compañías controladas.

2. Síntesis de la Estructura Patrimonial

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

(Cifras expresadas en millones de pesos)

	31/03/02	31/03/01	31/03/00	31/03/99	31/03/98
Activo
Activo Corriente	5.192	3.248	2.255	1.673	1.494
Activo No Corriente	12.355	11.915	10.442	11.569	11.301
Total del Activo	17.547	15.163	12.697	13.242	12.795
Pasivo
Pasivo Corriente	6.343	3.408	2.462	2.269	2.538
Pasivo No Corriente	4.560	2.152	2.470	3.511	3.015
Total del Pasivo	10.903	5.560	4.932	5.780	5.553
Participación de Terceros en Sociedades Controladas	-	14	63	145	153
Patrimonio Neto	6.644	9.589	7.702	7.317	7.089
Total del Pasivo, participación de terceros en Sociedades controladas y Patrimonio Neto	17.547	15.163	12.697	13.242	12.795

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 08 - MAYO - 2002 PISTRELLI, DIAZ Y ASOCIADOS C.P.C.E.C.F. Tº 1 - Fº 8 RICARDO C. RUIZ Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.C.F. Tº 156 - Fº 159

3. Síntesis de la Estructura de Resultados

Estados de Resultados por los períodos de tres meses finalizados el 31 de Marzo de 2002, 2001, 2000, 1999 y 1998.

	31/03/02	31/03/01	31/03/00	31/03/99	31/03/98
Ventas Netas	2.656	2.120	2.092	1.379	1.367
Costo de Ventas	(1.654)	(1.223)	(1.266)	(949)	(895)
Utilidad Bruta	1.002	897	826	430	472
Gastos de Administración	(75)	(50)	(44)	(34)	(38)
Gastos de Comercialización	(150)	(149)	(118)	(118)	(105)
Gastos de Exploración	(47)	(15)	(46)	(29)	(35)
Utilidad Operativa	730	683	618	249	294
Resultado de Inversiones Permanentes	(13)	(5)	4	0	8
Otros Ingresos (Egresos), Netos	(47)	5	(43)	13	(2)
Resultados Financieros y por Tenencia	(2.580)	(52)	(38)	(100)	(70)
Resultado Neto por la Venta de Inversiones No Corrientes y de Bienes de Uso a Desafectar	78	(1)	-	-	-
Utilidad neta antes de impuesto a las ganancias, y participación de terceros en los resultados de Sociedades controladas y dividendos al capital preferido	(1.832)	630	541	162	230
Impuesto a las ganancias	(6)	(278)	(210)	(50)	(76)
Participación de Terceros en los resultados de Sociedades controladas	-	-	(4)	(2)	(3)
(Pérdida) Utilidad Neta antes de dividendos al capital preferido	(1.838)	352	327	110	151
Dividendos al capital preferido de sociedades controladas	-	-	-	(2)	(2)
(Pérdida) Utilidad Neta	(1.838)	352	327	108	149

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 08 - MAYO - 2002 PISTRELLI, DIAZ Y ASOCIADOS C.P.C.E.C.F. Tº 1 - Fº 8 RICARDO C. RUIZ Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.C.F. Tº 156 - Fº 159

4. Datos Estadísticos

		Ene/Mar	Ene/Mar	Ene/Mar	Ene/Mar	Ene/Mar
	Unidad	2002	2001	2000	1999	1998
Producción de Crudo	mbd	449	500	457	508	504
Producción neta de gas natural	Mpcd	1.389	1.497	1.419	1.534	1.034
Ventas de crudo a terceros	mbd	136	181	194	243	276
Ventas de gas natural	Mpcd	1.312	1.573	1.493	1.603	1.332
Crudo procesado	bd	296.816	299.828	292.426	298.024	285.775
Subproductos Vendidos
Naftas	bd	79.549	69.472	73.669	94.719	84.365
Gas Oil	bd	126.667	135.258	126.579	118.449	124.410
JP1 y Kerosene	bd	14.168	19.110	18.712	19.290	15.959
Fuel Oil	bd	5.563	17.387	4.241	7.688	4.306
LPG y NGL	bd	31.719	37.640	51.107	57.130	58.248
Otros	bd	45.630	34.374	44.841	48.228	42.875
TOTAL	bd	303.296	313.241	319.149	345.504	330.163
Polímeros	tnd	247	227	233	143	184
Fertilizantes	tn	963	-	-	-	-
TOTAL	tnd	1.210	227	233	143	184
Crudo Vendido
En el mercado local	mbd	19	30	28	11	31
En el exterior	mbd	117	151	166	232	245
Subproductos Vendidos
En el mercado local	mbd	183	212	219	212	228
En el exterior	mbd	120	101	100	134	102
TOTAL CRUDO Y SUBPRODUCTOS VENDIDOS	mbd	439	494	513	589	606
POLIMEROS
En el mercado local	Tnd	106	133	142	121	105
En el exterior	Tnd	141	94	91	22	79
FERTILIZANTES
Urea	Tnd	591	-	-	-	-
Otros	Tnd	61	-	-	-	-
TOTAL FERTILIZANTES VENDIDOS EN MERCADO LOCAL	Tnd	652	-	-	-	-

5. Indices

	31/03/02	31/03/01	31/03/00	31/03/99	31/03/98
Liquidez corriente (Activo Corriente sobre Pasivo Corriente)	0,819	0,953	0,916	0,737	0,589
Endeudamiento (Pasivo Total sobre Patrimonio Neto)	1,641	0,580	0,640	0,790	0,783

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 08 - MAYO - 2002 PISTRELLI, DIAZ Y ASOCIADOS C.P.C.E.C.F. Tº 1 - Fº 8 RICARDO C. RUIZ Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.C.F. Tº 156 - Fº 159

6. Perspectivas

La empresa, reafirmando su compromiso productivo de largo plazo con el país, consolidará en el año 2002, las inversiones efectuadas en los últimos años, focalizando sus operaciones y su flujo de fondos en sus actividades en Argentina.

Cada uno de los diferentes segmentos de la Sociedad deberá adecuarse a la evolución macroeconómica del país, optimizando sus niveles de actividad a la demanda de los mercados en donde opera, lo que incluye también hacer foco en el desarrollo de nuevos mercados y oportunidades de negocio.

La Sociedad tiene previsto un programa de inversiones para sustentar estos fines, y si bien el mismo es analizado a la luz de los últimos acontecimientos económicos, es optimista sobre la evolución positiva de los principales indicadores macroeconómicos en el mediano plazo.

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

	COTIZACION DE CIERRE
	Bolsa de Buenos Aires en PESOS por acción		Bolsa de Nueva York en DOLARES por acción
	2000	1999	2000	1999
Cotización del último día de enero	35,85	31,70	35,13	31,88
Cotización del último día de febrero	36,00	29,10	35,56	29,00
Cotización del último día de marzo	35,50	31,60	35,50	31,06
Cotización del último día de abril	32,75	41,87	32,38	41,94
Cotización del último día de mayo	33,50	42,90	33,44	42,13
Cotización del último día de junio	39,00	39,40	38,81	38,00
Cotización del último día de julio	37,00	40,10	37,12	40,56
Cotización del último día de agosto	32,00	39,00	35,69	39,25
Cotización del último día de septiembre	31,00	38,30	31,75	38,94
Cotización del último día de octubre	31,10	38,70	30,75	38,81
Cotización del último día de noviembre	31,00	37,80	30,88	38,50
Cotización del último día de diciembre	29,40	36,50	29,94	36,94

Cotización del último día de enero de 2001	30,50	30,00
Cotización del último día de febrero de 2001	29,00	30,35
Cotización del último día de marzo de 2001	28,55	28,95
Cotización del último día de abril de 2001	27,50	28,00
Cotización del último día de mayo de 2001	29,00	29,00
Cotización del último día de junio de 2001	23,00	23,00
Cotización del último día de julio de 2001	22,00	21,80
Cotización del último día de agosto de 2001	20,45	19,80
Cotización del último día de septiembre de 2001	17,20	16,50
Cotización del último día de octubre de 2001	16,00	16,45
Cotización del último día de noviembre de 2001	16,00	17,90
Cotización del último día de diciembre de 2001	23,60	19,65
Cotización del último día de enero de 2002	41,50	17,48
Cotización del último día de febrero de 2002	41,25	17,10
Cotización del último día de marzo de 2002	59,00	18,05
Cotización del último día de abril de 2002	58,00	14,90
Cotización del día 7 de mayo de 2002	45,70	12,00

	JOSÉ MARÍA RANERO DÍAZ
	Director