YPF S.A. — Interim / Quarterly Report 2004

Nov 8, 2004

SOCIEDAD ANONIMA

Estados Contables al 30 de Septiembre de 2004
y Comparativos

Informe de Revisión Limitada de Estados
Contables de Períodos Intermedios

Informe de la Comisión Fiscalizadora

Informe de Revisión Limitada de Estados
Contables de Períodos Intermedios

A los Señores Directores de
YPF SOCIEDAD ANONIMA:

1. Hemos efectuado una revisión limitada del balance general de YPF SOCIEDAD ANONIMA (la “Sociedad”) al 30 de septiembre de 2004 y de los correspondientes estados de resultados, de evolución del patrimonio neto y de flujo de efectivo por el período de nueve meses terminado en dicha fecha. Asimismo, hemos efectuado una revisión limitada del balance general consolidado de YPF SOCIEDAD ANONIMA y sus sociedades controladas y en las que ejerce control conjunto al 30 de septiembre de 2004, y de los correspondientes estados consolidados de resultados y de flujo de efectivo por el período de nueve meses terminado en dicha fecha, que se exponen como información complementaria en el Cuadro I. La preparación y emisión de dichos estados contables es responsabilidad de la Dirección de la Sociedad.
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 su conjunto. Por lo tanto, no expresamos tal opinión.
3. Como se describe en la Nota 9 a los estados contables básicos adjuntos, durante el año 2002 se implementó en el país un profundo cambio del modelo económico para superar la crisis económica en el mediano plazo. A tales efectos, el Gobierno Nacional abandonó el modelo de paridad del peso con el dólar estadounidense vigente desde el mes de marzo de 1991 y adoptó diversas medidas de carácter económico, monetario, financiero, fiscal y cambiario. Los estados contables deben ser leídos tomando en cuenta las cuestiones previamente mencionadas. La evolución futura de la crisis económica podría requerir de medidas adicionales del Gobierno Nacional.
4. Basados en nuestra revisión, no hemos tomado conocimiento de ninguna modificación significativa que deba hacerse a los estados contables mencionados en el primer párrafo para que los mismos estén presentados de conformidad con las normas contables profesionales vigentes en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina.
5. En relación con los estados contables al 31 de diciembre de 2003 y al 30 de septiembre de 2003, que se presentan con propósitos comparativos, hemos emitido nuestro informe del auditor de fecha 4 de marzo 2004, sin salvedades, y nuestro informe de revisión limitada de estados contables de períodos intermedios de fecha 6 de noviembre de 2003, sin salvedades, respectivamente.

Estos estados contables, presentados con propósitos comparativos, incluyen las modificaciones correspondientes a la exposición de las operaciones discontinuadas según se menciona en la Nota 1.c a los estados contables consolidados adjuntos.

1. En cumplimiento de disposiciones vigentes y de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, informamos que:
2. Los estados contables adjuntos se encuentran asentados en el libro Inventarios y Balances.
3. Los estados contables de YPF SOCIEDAD ANONIMA al 30 de septiembre de 2004 han sido preparados, en todos sus aspectos significativos, de conformidad con la Ley de Sociedades Comerciales y las normas pertinentes de la Comisión Nacional de Valores y surgen de registros contables llevados, en sus aspectos formales, de conformidad con las disposiciones legales vigentes.
4. Al 30 de septiembre de 2004, la deuda devengada en concepto de aportes y contribuciones con destino al Sistema Integrado de Jubilaciones y Pensiones, que surge de los registros contables de la Sociedad, asciende a $ 3.484.291, no siendo exigible a esa fecha.

Buenos Aires, 4 de noviembre de 2004

DELOITTE & Co. S.R.L.
C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 - Fº 3

RICARDO C. RUIZ
Socio
Contador Público U.B.A.
C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 156 - Fº 159

ESTADOS CONTABLES AL 30 DE SEPTIEMBRE DE 2004 Y COMPARATIVOS

Indice

	Página
* Carátula	1
* Balances generales consolidados	2
* Estados de resultados consolidados	3
* Estados de flujo de efectivo consolidados	4
* Notas a los estados contables consolidados	5
* Anexos a los estados contables consolidados	19
* Balances generales	21
* Estados de resultados	22
* Estados de evolución del patrimonio neto	23
* Estados de flujo de efectivo	24
* Notas a los estados contables	25
* Anexos a los estados contables	49

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

EJERCICIOS ECONOMICOS Nº 28 Y 27

INICIADOS EL 1º DE ENERO DE 2004 Y 2003

ESTADOS CONTABLES AL 30 DE SEPTIEMBRE DE 2004 Y COMPARATIVOS

(Los estados contables al 30 de septiembre de 2004 y 30 de septiembre de 2003 son 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.

Ultima modificación de los estatutos: 10 de abril de 2003.

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

Composición del capital al 30 de septiembre de 2004

(expresado en pesos)

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

NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS

POR EL PERIODO DE NUEVE MESES FINALIZADO EL 30 DE SEPTIEMBRE DE 2004 Y COMPARATIVOS

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

(Los estados contables al 30 de septiembre de 2004 y 30 de septiembre de 2003 son no auditados)

1. ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS
2. Bases de presentación:

Siguiendo el procedimiento establecido en la Resolución Técnica Nº 21 de la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas (“F.A.C.P.C.E.”), YPF Sociedad Anónima (la “Sociedad” o “YPF”) ha consolidado sus balances generales al 30 de septiembre de 2004 y al 31 de diciembre de 2003 y los estados de resultados y de flujo de efectivo por los períodos de nueve meses finalizados el 30 de septiembre de 2004 y 2003, según se detalla a continuación:

• • • Las inversiones y resultados en sociedades controladas, en las que se posee los votos necesarios para formar la voluntad social, son sustituidos por los activos, pasivos, resultados y, en caso de corresponder, diferencias transitorias, las que se agrupan con los de la Sociedad luego de realizar las eliminaciones de los saldos y operaciones con las mencionadas sociedades y otros ajustes de consolidación que correspondan. En caso de existir socios minoritarios, se segrega la porción de los mismos en el patrimonio neto y resultados.
  • Las inversiones y resultados en sociedades sobre las que se ejerce control conjunto son sustituidos por los activos, pasivos, resultados y, en caso de corresponder, diferencias transitorias, en proporción al porcentaje de tenencia y considerando las eliminaciones de los saldos y operaciones con las mencionadas sociedades y otros ajustes de consolidación que correspondan.

En virtud de la Resolución General Nº 368 de la Comisión Nacional de Valores (“CNV”), la Sociedad presenta sus estados contables consolidados, incluidos en el Cuadro I, precediendo a sus estados contables básicos.

• 1. Estados contables utilizados en la consolidación:

Se han utilizado los últimos estados contables disponibles de las sociedades sobre las cuales YPF ejerce control o control conjunto, considerando, en caso de corresponder, los hechos y las operaciones significativas subsecuentes y/o información de gestión disponible y las transacciones entre YPF y la sociedad relacionada, que hubieran modificado el patrimonio neto de la segunda.

• 1. Criterios de valuación:

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

Otros activos y resultados de las operaciones discontinuadas

En julio de 2004, YPF Holdings Inc. vendió por un valor de U$S 43 millones su participación en Global Companies LLC y afiliadas (“Global”), sociedad bajo control conjunto con operaciones en el segmento de Refino y Marketing en los Estados Unidos de América. La utilidad por la venta de Global ascendió a 47 y se incluyó en el rubro “Resultado por la venta de las operaciones discontinuadas” del estado de resultados.

En octubre de 2004, YPF a través de YPF Internacional Ltd. vendió su participación en YPF Indonesia Ltd., sociedad controlada con operaciones de exploración y producción en Indonesia por un valor de U$S 41 millones. Los activos y pasivos de YPF Indonesia Ltd. al 30 de septiembre de 2004 fueron expuestos en el rubro “Otros activos” del balance general. Los resultados por las operaciones de Global e YPF Indonesia Ltd. hasta la fecha efectiva de venta se exponen en el rubro “Resultado de las operaciones discontinuadas” del estado de resultados.

Asimismo, los estados contables presentados con propósitos comparativos han sido modificados para dar efecto retroactivo a las ventas mencionadas. En tal sentido, los activos, pasivos y resultados de Global e YPF Indonesia Ltd. fueron expuestos netos en el rubro “Otros activos” del balance general y en el rubro “Resultado de las operaciones discontinuadas” del estado de resultados, respectivamente.

Los activos y pasivos de Global e YPF Indonesia Ltd. al 31 de diciembre de 2003 ascendían a 493 y 373, respectivamente. Las ventas netas y el resultado operativo por el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2003 ascendían a 2.699 y 16, respectivamente.

Bienes de uso

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

Activos intangibles

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

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

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

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

La política de financiamiento relacionada con los planes de pensión consiste en aportar a los planes montos suficientes para dar cumplimiento a los requisitos de financiamiento mínimos establecidos en las regulaciones gubernamentales respectivas, más los montos adicionales que la Dirección considere apropiados. Los beneficios relacionados con los planes son devengados sobre la base de la antigüedad y la remuneración percibida durante los años de trabajo. Asimismo, YPF Holdings Inc. posee un plan no contributivo de retiro complementario para ejecutivos y otros empleados seleccionados.

YPF Holdings Inc. proporciona determinados beneficios de atención médica y de seguro de vida a ciertos empleados retirados y, asimismo, ciertos seguros y beneficios de retiro a individuos en el caso que la relación laboral sea terminada por YPF Holdings Inc. con anterioridad al retiro normal. YPF Holdings Inc. devenga el costo estimado de estos beneficios, excepto las pensiones, durante el período de servicio activo de los empleados. Los empleados pueden acceder a los beneficios mencionados si cumplen con los requisitos mínimos de edad y años de servicio. YPF Holdings Inc. registra los beneficios otorgados cuando se alcanza el período mínimo de servicio, cuando el pago del beneficio es probable y cuando su monto puede estimarse razonablemente. Otros beneficios posteriores al retiro y al empleo son financiados a medida que los reclamos son notificados.

Ingresos y costos de actividades de construcción

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

Instrumentos derivados

Compañía Mega S.A. (“Mega”) y Profertil S.A. mantienen instrumentos de cobertura con el fin de establecer una protección frente a la variación en las tasas de interés establecidas en contratos correspondientes a obligaciones financieras. Los cambios en el valor corriente de estos instrumentos de cobertura de flujo de efectivo son registrados en la línea “Diferencias transitorias - Medición de instrumentos derivados” del balance general y cargados a los resultados financieros del estado de resultados a medida que las transacciones relacionadas son reconocidas. Los valores corrientes de estos instrumentos derivados ascienden a 5 y 10 al 30 de septiembre de 2004 y 31 de diciembre de 2003, respectivamente, y se exponen en el rubro “Préstamos” del balance general.

1. DETALLE DE LOS PRINCIPALES RUBROS DE LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS

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

Balances Generales Consolidados al 30 de Septiembre de 2004 y 31 de Diciembre de 2003

Activo

1. Inversiones:	2004				2003
	Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente
Colocaciones transitorias y títulos públicos	366 (1)		4		952 (1)		9
Participación en sociedades	-		977		-		857
Previsión para desvalorización de participaciones en sociedades	-		(319)		-		(293)
	366		662		952		573

1. Incluye 322 y 891 al 30 de septiembre de 2004 y 31 de diciembre de 2003, respectivamente, que corresponden a inversiones con vencimiento originalmente pactado inferior a tres meses.

1. Créditos por ventas:	2004				2003
	Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente
Deudores comunes	1.956		74		1.761		84
Sociedades relacionadas	455		-		428		-
	2.411		74		2.189		84
Previsión para deudores por ventas de cobro dudoso	(327)		-		(375)		-
	2.084		74		1.814		84

1. Otros créditos:	2004				2003
	Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente
Impuesto diferido	-		184		-		203
Créditos de impuestos y reembolsos por exportaciones	301		52		285		106
Deudores por servicios	34		-		40		-
Gastos pagados por adelantado	76		217		46		251
Cánones y derechos	18		110		18		125
Sociedades relacionadas	3.790 (1)		648		5.906 (1)		615
Préstamos a clientes	9		87		9		87
Por reconversión de contratos	-		21		-		25
Uniones Transitorias de Empresas y Consorcios	13		-		29		-
Diversos	381		89		186		91
	4.622		1.408		6.519		1.503
Previsión para otros créditos de cobro dudoso	(119)		-		(122)		-
Previsión para valuar otros créditos a su valor recuperable	-		(72)		-		(80)
	4.503		1.336		6.397		1.423

• • • • 1. Incluye 2.409, los cuales devengan un interés anual de entre el 1,52% y el 2,65% al 30 de septiembre de 2004 y 4.393 al 31 de diciembre de 2003, con Repsol International Finance B.V. (sociedad relacionada bajo control común).

1. Bienes de cambio:	2004		2003
Productos destilados y otros procesados para la venta	627		413
Petróleo crudo	359		268
Productos en proceso de destilación y separación	15		16
Materia prima, envases y otros	190		109
	1.191		806

1. Bienes de uso:	2004		2003
Valor residual de bienes de uso (Anexo A)	20.354		20.474
Previsión para perforaciones exploratorias improductivas	(28)		(39)
Previsión para obsolescencia de materiales	(26)		(26)
Previsión para bienes de uso a desafectar	(21)		(21)
	20.279		20.388

Pasivo

1. Cuentas por pagar:	2004				2003
	Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente
Proveedores	1.283		38		1.367		37
Obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos	-		469		-		347
Sociedades relacionadas	205		-		144		-
Uniones Transitorias de Empresas y Consorcios	106		-		104		-
Diversas	107		95		62		70
	1.701		602		1.677		454

1. Préstamos:					2004				2003
	Tasa de Interés(1)		Vencimiento del Capital		Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente
Obligaciones Negociables de YPF	7,75-10,00%		2007-2028		16		1.078		574		1.075
Sociedades relacionadas (2)	2,34-10,77%		2004-2014		106		135		48		-
Obligaciones Negociables de Maxus	-		-		-		-		6		-
Obligaciones Negociables de Mega	5,50-10,77%		2004-2014		19		220		29		409
Préstamo sindicado de Profertil	3,73-7,22%		2004-2010		70		259		41		366
Swaps de tasa de interés	-		-		1		4		1		9
Otras deudas bancarias y otros acreedores	1,25-5,72%		2004-2007		141		157		214		226
					353		1.853		913		2.085

(1) Tasa de interés anual vigente al 30 de septiembre de 2004.

(2) Incluye 146 y 93 otorgados por Repsol Netherlands Finance B.V. y Mega, respectivamente, al 30 de septiembre de 2004 y 44 otorgados por Repsol Netherlands Finance B.V. al 31 de diciembre de 2003.

Estados de Resultados Consolidados al 30 de Septiembre de 2004 y 2003

1. Otros egresos, netos:	Ingresos (Egresos)
	2004		2003
Previsión para juicios pendientes	(100)		(140)
Diversos	(96)		17
	(196)		(123)

1. COMPROMISOS Y CONTINGENCIAS DE SOCIEDADES CONTROLADAS

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

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

.

Al 30 de septiembre de 2004, el total de previsiones para contingencias medioambientales asciende a aproximadamente 193. La Gerencia considera que ha previsionado adecuadamente todas las contingencias medioambientales, que son probables y que pueden ser razonablemente estimadas, sin embargo, cambios en la situación actual, podrían provocar variaciones, incluso aumentos, de tales previsiones en el futuro.

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

Asimismo, bajo el acuerdo donde Maxus le vendió Chemicals a Occidental, Maxus se obligó a indemnizar a Chemicals y Occidental por el 50% de ciertos costos ambientales incurridos por Chemicals en los proyectos que impliquen actividades de remediación relacionadas con emplazamientos de plantas químicas u otras propiedades utilizadas en el transcurso de los negocios de Chemicals a la Fecha de Cierre y durante cualquier período posterior a la Fecha de Cierre, que se relacionen o surjan de condiciones, hechos o circunstancias descubiertas por Chemicals y donde la misma haya notificado por escrito antes del 4 de septiembre de 1996, independientemente de cuándo Chemicals incurra y notifique tales costos, limitándose la exposición total de Maxus por esta participación en los costos a U$S 75 millones. El total incurrido por YPF Holdings Inc. conforme a este acuerdo de participación de costos fue de aproximadamente U$S 69 millones al 30 de septiembre de 2004. Los costos remanentes (U$S 6 al 30 de septiembre de 2004) han sido previsionados. TS acordó asumir todas las indemnizaciones antes mencionadas de Maxus con Occidental respecto de Chemicals.

En las siguientes discusiones concernientes a emplazamientos de plantas y emplazamientos de terceros, las referencias a YPF Holdings Inc. incluyen, según corresponda y al sólo efecto de información, referencias a Maxus y TS. Como se indica precedentemente, TS es una subsidiaria de YPF Holdings Inc. y ha asumido ciertas obligaciones de Maxus.

Newark, New Jersey. Un acuerdo homologado, previamente acordado por la Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos de América (“EPA”), el Departamento de Protección Ambiental y Energía de New Jersey, el (“DEP”) y Occidental, como sucesora de Chemicals, fue emitido en 1990 por el Tribunal de Distrito de New Jersey de los Estados Unidos de América, el cual requiere la implementación de un plan de remediación en la antigua planta de agroquímicos de Chemicals en Newark, New Jersey. En 1998, la EPA aprobó el plan de remediación. TS considera que el plan de remediación aprobado ha sido completado y ha sometido el informe relacionado con la fase de optimización requerida, la cual incluye pruebas y operaciones relacionadas, a consideración de la EPA. TS se encuentra a la espera de una respuesta de la EPA sobre el referido informe a fin de que pueda avanzar en la fase de optimización. Este trabajo fue supervisado y pagado por TS conforme a lo descripto en párrafos anteriores respecto de la obligación de indemnizar a Occidental. YPF Holdings Inc. previsiona aproximadamente U$S 1 millón promedio por año por 9 años a partir del 1 de enero de 2004, correspondientes a la totalidad de los costos necesarios para terminar con la fase de optimización y para luego, continuar con la operación y mantenimiento de dicha remediación.

Río Passaic, New Jersey. Ciertos estudios indican que los sedimentos de los bajos de la Bahía de Newark, incluido el río Passaic adyacente a la planta de Newark, están contaminados con sustancias químicas peligrosas provenientes de varias fuentes. Los estudios sugieren que los contaminantes derramados históricamente por la planta de Newark se encuentran sepultados generalmente bajo depósitos de sedimentos más recientes. Maxus, en nombre de Occidental, negoció un acuerdo con la EPA conforme al cual TS está realizando más pruebas y estudios para caracterizar el sedimento y la flora y fauna contaminados en una porción de seis millas del río Passaic cerca del emplazamiento de la planta. La estabilidad de los sedimentos en la totalidad de la porción de seis millas del río Passaic bajo estudio también está siendo analizada como parte de los estudios de TS. Actualmente YPF Holdings Inc. espera que tales pruebas y estudios sean finalizados en 2005 y que el costo a incurrir con posterioridad al 30 de septiembre de 2004 sea aproximadamente de 9, el que se encuentra totalmente previsionado. Maxus y TS han estado realizando estudios similares bajo su propio patrocinio durante varios años. Asimismo, la EPA y otros organismos, se pronunciaron por los bajos del río Passaic en un esfuerzo cooperativo llamado Iniciativa de Restauración de los Bajos del Río Passaic (“IRRP”). TS acordó participar, junto con aproximadamente otras treinta y dos compañías, en un análisis de factibilidad propuesto en relación con la IRRP. Otras compañías están actualmente negociando colaborar conjuntamente con las actividades de la EPA. La participación estimada de TS en estos trabajos asciende a 1 para los próximos tres años, monto que ha sido totalmente previsionado. Al 30 de septiembre de 2004, se ha previsionado un importe total de 39 a efectos de continuar con estos estudios y otros asuntos relacionados al río Passaic y a la Bahía de Newark (ver más adelante lo referente a la Directiva N° 1 del DEP y la Orden Administrativa de Consentimiento (la “AOC”)). Hasta tanto no se terminen y evalúen tales estudios, YPF Holdings Inc. no se encuentra en condiciones de estimar qué costos adicionales, si los hubiere, sería necesario incurrir. Sin embargo, es posible que trabajos adicionales, incluso medidas de remediación provisorias, sean requeridos con relación al río Passaic y/o la Bahía de Newark.

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

El 13 de febrero de 2004, EPA y Occidental firmaron la AOC, mediante la cual TS (en representación de Occidental) ha acordado realizar estudios para identificar el sedimento y la flora y fauna contaminada en la Bahía de Newark. TS presentó una propuesta de un plan de trabajos iniciales a la EPA. TS anticipa que el plan de trabajos iniciales, un estudio que incluiría toma de muestras de la Bahía de Newark, será aprobado a principios del 2005. Los planes actuales de TS para llevar a cabo este estudio en el 2005 tienen un costo estimado de 13. Dicho monto ha sido completamente previsionado. Una vez que se hayan recolectado los datos del estudio inicial, se determinará qué trabajos adicionales, en caso de ser necesarios, se requerirán.

Condado de Hudson, New Jersey. Hasta 1972, Chemicals operó una planta de procesamiento de cromato ferroso en Kearny, New Jersey (la “Planta de Kearny”). De acuerdo con el DEP, los residuos provenientes de las operaciones de procesamiento de este mineral fueron utilizados como material de relleno en diversos emplazamientos en y próximos al Condado de Hudson. Como resultado de las negociaciones entre Occidental (en nombre de Chemicals) y el DEP, Occidental firmó una orden administrativa de consentimiento con el DEP en 1990 para la investigación y realización de trabajos de saneamiento en emplazamientos de residuos minerales de cromato ferroso en Kearny y Secaucus, New Jersey. TS, en representación de Occidental, está proporcionando una garantía financiera por un monto de U$S 20 millones para la ejecución del trabajo. Esta garantía financiera podrá reducirse con la aprobación del DEP luego de revisiones anuales de costos. Aunque TS ha participado en el costo de los estudios y está implementando acciones de saneamiento provisorias y realizando investigaciones de saneamiento, el costo final de los trabajos de saneamiento no puede ser determinado. TS entregó el informe de su investigación sobre saneamiento y estudio de factibilidad al DEP a fines del 2001 y actualmente el DEP continúa revisándolo. El resultado de la revisión de dicho informe por parte del DEP podría aumentar los costos de los trabajos de saneamiento adicionales que pudieran ser requeridos. YPF Holdings Inc. ha establecido una previsión en base a su mejor estimación de los costos de investigación y remediación que aún deben incurrirse, los cuales ascienden a 77 aproximadamente al 30 de septiembre de 2004. Adicionalmente, el DEP ha manifestado que espera que Occidental y Maxus participen con los otros productores de cromo en el suministro de fondos para ciertas actividades de saneamiento con respecto a un número de los denominados emplazamientos “huérfanos” de cromo ubicados en el Condado de Hudson, New Jersey. Occidental y Maxus han negado su participación con respecto a esos emplazamientos en los cuales no existen pruebas de la presencia de residuos generados por Chemicals. El Estado de Nueva Jersey ha expresado la posibilidad de iniciar acciones legales a los efectos de recuperar los gastos incurridos en relación con estos lugares. Las partes han llegado a un acuerdo en relación a los reclamos por los daños al medio ambiente provocados por los residuos de cromato ferroso, tanto en algunos sitios huérfanos como en otros sitios conocidos y desconocidos en los condados de Hudson y Essex, New Jersey. Las partes han iniciado conversaciones a fin de llegar a una posible resolución del conflicto, a la fecha no se conoce la resolución de dicha negociación. Adicionalmente, en junio de 2004, el DEP manifestó su intención de llevar a cabo un programa de pruebas de sedimentos en una parte del Río Hackensack, cerca de la anterior Planta de Kearny. TS, en representación de Occidental, y otros grupos se han comprometido a llevar adelante negociaciones con el DEP sobre esta cuestión. El Gobernador de New Jersey emitió un Decreto Ejecutivo en el que se requiere a los organismos estatales proporcionar justificativos específicos para cualquier requisito del estado más exigente que los requisitos federales. En 1998, el DEP propuso nuevos niveles de acción de suelos para el cromo. Mientras que la propuesta continúa incompleta en ciertos aspectos, el DEP actualmente está revisando los niveles de acción propuestos.

Painesville, Ohio. Desde aproximadamente 1912 hasta 1976, Chemicals operó instalaciones de fabricación en Painesville, Ohio. Las operaciones durante estos años implicaron varios emplazamientos separados pero contiguos en una superficie de aproximadamente 1.300 acres. El área principal en cuestión fue históricamente la antigua planta de procesamiento de cromato ferroso de Chemicals (la “Planta de Cromo”). Durante varios años, el emplazamiento de la Planta de Cromo estuvo bajo el control administrativo de la EPA conforme a una orden administrativa de consentimiento, en virtud de la cual Chemicals está obligada a mantener una capa de arcilla sobre la planta de cromo y realizar ciertos monitoreos de agua subterránea y de superficie. Muchos otros lugares fueron cubiertos con arcilla anteriormente y un sitio específico, que era un lugar de descarga de residuos desde mediados de la década del 60 hasta la década de los 70, fue cercado y está siendo controlado. En 1995, la Agencia de Protección Ambiental de Ohio (la “OEPA”) emitió la Orden y Observaciones Finales de los Directores (la “Orden de los Directores”) ordenando la realización de investigaciones y estudios de factibilidad en relación con trabajos de remediación ambiental en el área de la antigua planta de Painesville. TS ha acordado participar en la realización de las investigaciones y estudios de factibilidad como ha sido requerido en la Orden de los Directores. TS entregó a la OEPA un informe sobre la investigación ambiental de toda la planta, finalizado en el año 2003. TS entregará los estudios de factibilidad requeridos separadamente. Al 30 de septiembre de 2004 el costo total estimado para la realización de las investigaciones y estudios de factibilidad será de aproximadamente 2. Adicionalmente, en el tercer trimestre del 2004, la OEPA aprobó ciertos trabajos, incluyendo la remediación del emplazamiento de una antigua planta de cemento, la remediación de una antigua planta de fundición de aluminio y trabajo asociado con los planes de desarrollo abordado en los párrafos siguientes. TS estima su participación en los costos asociados a estos proyectos en aproximadamente 10. En tanto que la OEPA apruebe proyectos adicionales para el emplazamiento de la antigua planta de Painesville, será necesario previsionar montos adicionales. A pesar de las muchas actividades de saneamiento, mantenimiento y monitoreo realizadas, el emplazamiento de la ex planta de Painesville fue propuesto para ser incluido en la lista de prioridades nacionales conforme a la Ley Integral de Responsabilidad, Compensación y Respuesta Ambiental de 1980, y modificatorias (“CERCLA”); sin embargo, la EPA ha manifestado que no se incluirá el emplazamiento en la lista en caso de cumplirse satisfactoriamente la Orden de los Directores y los programas de la OEPA. YPF Holdings Inc. ha previsionado un monto total de 12 al 30 de septiembre de 2004 de su participación estimada en los costos de realización de las investigaciones y estudios de factibilidad, el trabajo de remediación y otras operaciones y actividades de mantenimiento en este emplazamiento. A la fecha, no puede determinar el alcance y naturaleza de otras investigaciones o saneamientos que pudieran ser requeridos; no obstante, con el avance de las investigaciones y estudios de factibilidad, YPF Holdings Inc. evaluará continuamente el estado del emplazamiento de la planta de Painesville y efectuará todas las modificaciones, incluyendo aumentos de la previsión que puedan ser necesarios. TS ha llegado a un acuerdo con un especialista para el posible desarrollo y uso de toda o parte de la planta. Sin embargo, no se puede asegurar que la misma pueda ser utilizada parcial o íntegramente para la producción.

Emplazamientos de terceros. Chemicals fue designada también como parte potencialmente responsable (“PPR”) por la EPA conforme al CERCLA con relación a un número de emplazamientos de terceros, donde supuestamente se han descargado o localizado las sustancias peligrosas provenientes de las operaciones de la planta de Chemicals. Se han nombrado numerosos PPRs en casi todos estos emplazamientos. En varios de estos, Chemicals no ha tenido vinculación. Aunque los PPRs son por lo general solidariamente responsables por el costo de las investigaciones, limpieza y otros costos, cada uno de ellos tiene el derecho de contribución por parte de los otros PPRs y, en la práctica, la participación en los costos por parte de los PPRs generalmente se efectúa por acuerdo entre los mismos. Al 30 de septiembre de 2004, YPF Holdings Inc. ha previsionado aproximadamente 12 por su participación en los costos estimados para ciertos emplazamientos, mientras que el costo final de otros emplazamientos no puede estimarse a la fecha.

La Autoridad del Puerto de Houston (“Puerto”) ha demandado a una serie de compañías, incluyendo a Occidental (como sucesor de Chemicals) y Maxus, alegando daños a su propiedad por más de U$S 25 millones, como así también la necesidad de realizar los trabajos de remediación en ciertos lugares de la misma, como resultado de la contaminación presuntamente emanada de una instalación lindera a Greens Bayou que anteriormente había pertenecido a Chemicals y en la cual se producía DDT y otros químicos. En 1983 Chemicals incorporó a una compañía en la que tenía una participación del 50% la mencionada instalación y posteriormente, en 1985, vendió toda su participación en dicha compañía. Luego, en 1985, Maxus adquirió la totalidad de la compañía, vendiéndola posteriormente a terceros. TS está conduciendo esta cuestión en nombre de Occidental y considera que cualquier contaminación a la propiedad del Puerto de Houston que haya emanado de la instalación lindera a Greens Bayou tuvo lugar con posterioridad a la transferencia de la compañía o ha sido remediada. Los reclamos del Puerto fueron resueltos mediante un pago inicial de U$S 30 millones y otros compromisos, incluyendo un convenio para remediar ciertas propiedades en las cercanías a la instalación de Greens Bayou, un convenio con otro demandado para adquirir una parcela de tierra por U$S 5 millones, y un convenio para indemnizar al Puerto hasta U$S 20 millones en relación a ciertos asuntos. Basado en las estimaciones actuales, el costo de tal remediación se estima no superará un total de U$S 44 millones. Conforme al acuerdo firmado por los demandados para compartir los costos de la remediación, TS, en representación de Occidental, contribuyó con U$S 6,3 millones a fin de lograr un acuerdo sujeto a ciertas condiciones. La audiencia en este arbitraje fue efectuada el 14 de octubre de 2004, y se espera que el Tribunal Arbitral se pronuncie para mediados de noviembre de 2004.

Acción Legal. En 1998, una subsidiaria de Occidental entabló un juicio en un tribunal del Estado de Ohio para obtener una declaración de los derechos de las partes con respecto a obligaciones por ciertos costos relacionados con la planta de Chemicals situada en Ashtabula, Ohio, y así como también por otros costos. Maxus y Occidental han presentado peticiones al tribunal para que dicte sentencia de pleno derecho sobre ciertos hechos en controversia. En 2002, la Corte concedió a Occidental y denegó a Maxus las respectivas mociones. Maxus consideró que la Corte se ha equivocado y ha apelado.

En 2001, el Auditor General del Estado de Texas determinó a Midgard Energy Company, subsidiaria de YPF Holdings Inc., una deuda por un impuesto estatal (“franchise tax”) de aproximadamente 76 en impuestos de franquicias del Estado de Texas, más los intereses y las multas (actualmente estimadas en 150) por el período comprendido entre 1984 y 1997. La base de este reclamo esencialmente obedece al intento del Auditor de caracterizar ciertas deudas como aportes de capital. YPF Holdings Inc. considera que la determinación carece de mérito y la ha objetado mediante los recursos administrativos correspondientes.

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

En 2002, Occidental demandó a Maxus y a TS en la Corte de la ciudad de Dallas del Estado de Texas a efectos de obtener una declaración de la corte que obligue a Maxus y a TS, conforme al acuerdo de venta mediante el cual Maxus vendió Chemical a Occidental, a participar en la defensa e indemnización que correspondiera a Occidental, en obligaciones anteriores de Chemicals relativas al “Agente Naranja” y el monómero vinílico clorhídrico (“VCM”), no obstante, el hecho de que, a) dicho acuerdo tiene una cláusula que limita esa obligación de defensa e indemnización a 12 años con respecto a la mayoría de los juicios, y b) TS no es parte interesada en dicho acuerdo. Maxus y TS, por un lado, y Occidental por el otro, promovieron recursos de tratamiento sumario para este proceso. El 19 de julio de 2004 la Corte concedió a Maxus y TS la moción y denegó la de Occidental y el 20 de agosto de 2004, la Corte dictó una sentencia final. Occidental promovió una moción para un nuevo juicio. El 29 de octubre de 2004, la Corte notificó a las partes la necesidad de un plazo adicional para considerar la moción de Occidental para un nuevo juicio. La decisión de la Corte está prevista para mediados de noviembre de 2004. En junio de 2003 la Corte Suprema de Justicia confirmó, con una votación de 4 a favor y 4 en contra, la decisión de la Corte de Segunda Instancia de Apelaciones, que sostenía que la negociación de 1984 de los reclamos de los veteranos de Vietnam no impide que ciertos veteranos de Vietnam efectúen reclamos alegando daños producidos por la exposición al “Agente Naranja”. Maxus cree que existen varias defensas para cada reclamo de los veteranos de Vietnam, que no están ligados a los términos de la negociación de 1984, y además, cree que Occidental es responsable por cualquier juicio presentado después del 4 de septiembre de 1986.

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

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

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

1. INFORMACION CONSOLIDADA SOBRE SEGMENTOS DE NEGOCIO

La Sociedad organiza su estructura de negocio en cinco segmentos, los cuales comprenden: la exploración y producción, incluyendo las compras contractuales de gas y compras de petróleo crudo derivados de contratos de servicios y concesiones, así como las ventas de gas natural y petróleo crudo intersegmento (“Exploración y Producción”); la refinación y comercialización de petróleo crudo y productos derivados del petróleo (“Refino y Marketing”); las operaciones petroquímicas (“Química”); la comercialización de ciertos derivados de gas natural y generación eléctrica (“Gas Natural y Electricidad”); y las restantes actividades realizadas por el grupo YPF, que no encuadran en estas categorías, agrupadas bajo la clasificación de “Administración Central y Otros”, que comprende principalmente los gastos y activos de la administración central, las actividades de construcción y las actividades de remediación del medio ambiente por operaciones anteriores de YPF Holdings Inc. (Nota 3).

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

	Exploración y Producción		Refino y Marketing		Química		Gas Natural y Electricidad		Administra-ción Central y Otros		Ajustes de Consolidación		Total
Período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2004
Ventas netas a terceros	1.298		9.656		1.354		238		110		-		12.656
Ventas netas a sociedades relacionadas	360		1.332		-		174		-		-		1.866
Ventas netas intersegmentos	8.322		607		125		-		90		(9.144)		-
Ventas netas	9.980		11.595		1.479		412 (1)		200		(9.144)		14.522
Utilidad (Pérdida) operativa	5.038		1.051		390		189		(283)		(85)		6.300
Resultado de inversiones no corrientes	5		23		64		27		-		-		119
Depreciación y amortización	1.437		277		63		22		23		-		1.822
Inversión en bienes de uso	1.741		207		51		2		21		-		2.022
30 de septiembre de 2004
Activos	15.480		8.177		2.197		1.059		4.792		(824)		30.881

	Exploración y Producción		Refino y Marketing		Química		Gas Natural y Electricidad		Administra-ción Central y Otros		Ajustes de Consolidación		Total
Período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2003
Ventas netas a terceros	889		8.885		918		196		82		-		10.970
Ventas netas a sociedades relacionadas	278		1.629		-		109		-		-		2.016
Ventas netas intersegmentos	7.992		490		147		-		91		(8.720)		-
Ventas netas	9.159		11.004		1.065		305 (1)		173		(8.720)		12.986
Utilidad (Pérdida) operativa	4.695		1.251		270		126		(218)		(86)		6.038
Resultado de inversiones no corrientes	18		4		75		59		-		-		156
Depreciación y amortización	1.358		278		52		23		22		-		1.733
Inversión en bienes de uso	1.639		107		30		4		20		(3)		1.797
31 de diciembre de 2003
Activos	15.508		7.240		1.985		1.018		7.788		(595)		32.944

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

Las ventas por exportaciones por los períodos de nueve meses finalizados el 30 de septiembre de 2004 y 2003 fueron 5.944 y 5.499, respectivamente. Estas exportaciones se realizaron principalmente a Estados Unidos de América, Brasil y Chile.

YPF SOCIEDAD ANONIMA

NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES

POR EL PERIODO DE NUEVE MESES FINALIZADO EL 30 DE SEPTIEMBRE DE 2004 Y COMPARATIVOS

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

(Los estados contables al 30 de septiembre de 2004 y 30 de septiembre de 2003 son no auditados)

1. BASES DE PRESENTACION DE LOS ESTADOS CONTABLES

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

Los estados contables por los períodos de nueve meses finalizados el 30 de septiembre de 2004 y 2003 son no auditados pero, en opinión de la Dirección de la Sociedad, contemplan todos los ajustes necesarios para ser presentados 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 mediante la aplicación del método de reexpresión en moneda constante establecido por la Resolución Técnica Nº 6 de la F.A.C.P.C.E. y considerando lo establecido por la Resolución General Nº 441 de la CNV, que estableció la discontinuación de la reexpresión de los estados contables en moneda constante a partir del 1 de marzo de 2003.

Efectivo

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

Instrumentos financieros derivados

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

Criterio de reconocimiento de ingresos

Los ingresos por ventas de petróleo crudo, productos destilados y gas natural se reconocen al momento en que la propiedad y los riesgos son transferidos al cliente.

Participación en Uniones Transitorias de Empresas y Consorcios

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

Concesiones de explotación y permisos de exploración

De acuerdo con la Ley Nº 24.145 promulgada en noviembre de 1992, las áreas que la Sociedad tenía asignadas fueron transformadas en concesiones de explotación y permisos de exploración, regidos por la Ley Nº 17.319. Los permisos de exploración pueden tener un plazo de hasta 17 años y las concesiones de explotación tienen un plazo de 25 años, que puede ser extendido por un plazo adicional de 10 años.

Valor corriente de los instrumentos financieros y concentración del riesgo crediticio

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

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

Adicionalmente, la exposición a pérdidas por incumplimiento de las contrapartes de las obligaciones que puedan surgir de los instrumentos financieros derivados es mínima, debido a que las mismas son instituciones financieras con alta calificación crediticia.

Uso de estimaciones

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

Resultados por acción

Los resultados por acción han sido calculados en base a las 393.312.793 acciones de la Sociedad en circulación y la utilidad neta por los períodos de nueve meses finalizados el 30 de septiembre de 2004 y 2003.

1. CRITERIOS DE VALUACION

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

a) Caja y bancos:

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

b) Inversiones corrientes, créditos por ventas, otros créditos y deudas:

• En moneda nacional: a su valor nominal incorporando, en caso de corresponder, los intereses devengados al cierre de cada período o ejercicio según las cláusulas específicas de cada operación. Los fondos comunes de inversión han sido valuados a su valor de cotización al cierre de cada período o ejercicio. En los casos en que es requerido por las normas contables profesionales, el valor descontado al cierre de cada período o ejercicio, no difiere significativamente del mencionado valor nominal.
• En moneda extranjera: a su valor nominal convertido a los tipos de cambio vigentes al cierre de cada período o ejercicio para la liquidación de estas operaciones, incorporando, en caso de corresponder, los intereses devengados a la fecha de cierre de los mismos según las cláusulas específicas de cada operación. Las diferencias de cambio resultantes fueron imputadas a los resultados del período o ejercicio. Las inversiones en títulos públicos han sido valuadas a su valor de cotización al cierre del período o ejercicio. El detalle respectivo se expone en el Anexo G.

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

c) Bienes de cambio:

• Productos destilados para la venta, productos en proceso de destilación y petróleo crudo: a su costo de reproducción al cierre del período o ejercicio, según corresponda.
• Materias primas y envases: han sido valuados a su costo ajustado según lo mencionado en Nota 1, que no difiere significativamente de su costo de reposición al cierre del período o ejercicio, según corresponda.

d) Inversiones no corrientes:

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

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

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

Las sociedades del exterior en las cuales YPF participa, han sido definidas como sociedades no integradas debido a que acumulan efectivo y otras partidas monetarias, incurren en gastos, generan ingresos y obtienen financiación en el exterior. Los activos y pasivos de dichas sociedades fueron convertidos a pesos utilizando las cotizaciones vigentes al cierre del período o ejercicio, según corresponda. Los resultados fueron convertidos empleando los tipos de cambio correspondientes a las fechas de las transacciones. Las correspondientes diferencias de cambio generadas en la conversión han sido imputadas al balance general en el rubro “Diferencias transitorias - Conversión de participaciones en sociedades del exterior”, que se mantendrá hasta que se produzca la venta de la inversión neta o el reembolso total o parcial del capital.

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

En caso de corresponder, se han adecuado los estados contables de las sociedades controladas, bajo control conjunto o influencia significativa para adaptarlos a los criterios contables aplicados en la preparación de los estados contables de YPF. Dichas adecuaciones corresponden principalmente a la aplicación de las normas contables profesionales vigentes en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires a las inversiones del exterior y a la eliminación de revalúos técnicos de bienes de uso.

Para la valuación de la participación en sociedades sobre las que se ejerce control, control conjunto e influencia significativa, se han utilizado los últimos estados contables disponibles al cierre del período o ejercicio, considerando los hechos y las operaciones significativas subsecuentes y/o información de gestión disponible y las transacciones entre YPF y la sociedad relacionada que hubieran modificado el patrimonio de la segunda (Anexo C).

La Sociedad presenta estados contables consolidados como información complementaria a los presentes estados contables (Cuadro I).

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

e) Bienes de uso:

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

Actividades de producción de petróleo y gas

• La Sociedad utiliza el método del esfuerzo exitoso para contabilizar las operaciones relacionadas con las actividades de exploración y producción de petróleo y gas. En consecuencia, los costos de exploración, excluidos los costos de los pozos exploratorios, han sido imputados a resultados cuando se incurren. Los costos de perforación de los pozos exploratorios, incluidos los pozos de prueba estratigráfica, se capitalizan hasta que se determina si existen reservas probadas que justifiquen su desarrollo comercial. En tal sentido, los costos de perforación de un pozo exploratorio también son imputados a resultados si el proceso de determinación de reservas probadas excede a un año desde la fecha de finalización de la perforación.
• Los costos de perforación aplicables a los pozos productivos y a los pozos secos de desarrollo y los costos de equipos relacionados con el desarrollo de las reservas de petróleo y gas han sido activados.
• Los costos activados relacionados con actividades productivas, han sido depreciados por campo, utilizando el método de las unidades de producción, mediante la aplicación de la relación entre el petróleo y el gas producido y las reservas de petróleo y gas probadas y desarrolladas que se estima recuperar.
• Los costos activados relacionados con compras de propiedades con reservas probadas, han sido depreciados por campo, utilizando el método de las unidades de producción, mediante la aplicación de la relación entre el petróleo y el gas producido y las reservas de petróleo y gas probadas totales.
• Los costos futuros por obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos se han activado a su valor actual junto con los bienes de uso que le dieron origen con contrapartida en la línea “Cuentas por pagar” del balance general y se deprecian utilizando el método de unidades de producción.

Otros bienes de uso

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

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

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

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

El valor de los bienes de uso, considerados al nivel de cada segmento de negocio según se define en la Nota 4 a los estados contables consolidados, no supera su valor recuperable.

f) Impuestos, retenciones y regalías:

Impuesto a las ganancias y a la ganancia mínima presunta

La Sociedad determina el cargo contable por impuesto a las ganancias de acuerdo con el método del impuesto diferido, el cual considera el efecto de las diferencias temporarias originadas en la distinta base de medición de activos y pasivos según criterios contables e impositivos y de los quebrantos impositivos existentes y créditos fiscales no utilizados susceptibles de deducción de ganancias impositivas futuras, computados considerando la tasa impositiva vigente, que actualmente alcanza el 35%. La Sociedad ha registrado los mencionados activos y pasivos diferidos por sus respectivos valores nominales. El efecto correspondiente a la medición de dichos activos y pasivos diferidos sobre bases descontadas no es significativo.

Adicionalmente, la Sociedad determina el impuesto a la ganancia mínima presunta aplicando la tasa vigente del 1% sobre los activos computables al cierre del ejercicio. Este impuesto es complementario del impuesto a las ganancias. La obligación fiscal de la Sociedad en cada ejercicio coincidirá con el monto mayor que surja de la determinación del impuesto a la ganancia mínima presunta y la obligación fiscal por el impuesto a las ganancias determinado aplicando la tasa vigente del 35% sobre la utilidad impositiva del ejercicio. Sin embargo, si el impuesto a la ganancia mínima presunta excede en un ejercicio fiscal al impuesto a las ganancias a pagar, dicho exceso podrá computarse como pago a cuenta de cualquier excedente del impuesto a las ganancias a pagar sobre el impuesto a la ganancia mínima presunta que pudiera producirse en cualquiera de los diez ejercicios siguientes.

La Sociedad estima que en el ejercicio corriente el importe a determinarse en concepto de impuesto a las ganancias será superior al impuesto a la ganancia mínima presunta, por lo que no ha registrado cargo alguno por este último concepto.

Regalías y regímenes de retención a las exportaciones de hidrocarburos

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

La Ley Nº 25.561 de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario, sancionada en enero de 2002, estableció la creación de un régimen de retenciones a las exportaciones de hidrocarburos por cinco años. Las alícuotas vigentes al 30 de septiembre de 2004 ascienden a 20% para el gas natural y gas licuado de petróleo, 5% para las naftas, gasoil y otros productos derivados y entre 25% y 45% para el petróleo en función del precio del West Texas Intermediate.

g) Previsiones:

• Deducidas del activo: se han constituido para reducir la valuación de los créditos por ventas, otros créditos, inversiones no corrientes y bienes de uso en base al análisis de los créditos de cobro dudoso y del probable valor recuperable de los activos afectados.
• Incluidas en el pasivo: se han constituido para afrontar situaciones contingentes que podrían originar obligaciones para la Sociedad. En la estimación de los montos, se ha considerado la probabilidad y el momento de su concreción, tomando en cuenta las expectativas de la Gerencia de la Sociedad y en consulta con sus asesores legales. En los casos en que es requerido por las normas contables profesionales, el valor descontado al cierre del período o ejercicio no difiere significativamente del valor nominal registrado.

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

h) Obligaciones ambientales:

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

i) Instrumentos derivados:

Al 30 de septiembre de 2004, la Sociedad mantiene contratos de swap de precio de crudo con el objeto de cubrir el cambio en el valor corriente de ciertos compromisos correspondientes a entregas de petróleo crudo originalmente pactados por aproximadamente 23,9 y 24,1 millones de barriles a ser entregados durante el término de diez y siete años, respectivamente, de acuerdo con los contratos de venta anticipada de petróleo crudo mencionados en la Nota 9.b (“ítem protegido”). Bajo estos contratos de swap de precio, la Sociedad recibirá precios variables que dependerán de los precios de mercado y pagará precios fijos. Al 30 de septiembre de 2004, aproximadamente 24 millones de barriles de crudo se encuentran protegidos bajo dichos contratos.

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

j) Cuentas del patrimonio neto:

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

k) Cuentas del estado de resultados:

Las cuentas del estado de resultados han sido registradas mediante la aplicación de los siguientes criterios, reexpresadas, de corresponder, de acuerdo a lo mencionado en la Nota 1:

• Las cuentas que acumulan operaciones monetarias a su valor nominal.
• El costo de ventas ha sido calculado computando las unidades vendidas en cada mes al costo de reproducción de dicho mes.
• Los cargos por consumos de activos no monetarios valuados al costo de adquisición, se calcularon en función de los importes ajustados de tales activos.
• El resultado por tenencia correspondiente a los bienes de cambio valuados a su costo de reproducción, se incluyó en el rubro “Resultado por tenencia de bienes de cambio”.
• Los resultados de inversiones permanentes en sociedades sobre las que se ejerce control, control conjunto o influencia significativa se computaron sobre la base de los resultados de dichas sociedades y se incluyeron en el rubro “Resultados de inversiones no corrientes”.

• Los resultados financieros por el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2003 se exponen netos del efecto de la inflación general sobre los activos y pasivos que los generaron. Bajo la denominación de “Resultado por exposición a la inflación” se expone el efecto de la inflación general sobre los activos y pasivos monetarios restantes.

• DETALLE DE LOS PRINCIPALES RUBROS DE LOS ESTADOS CONTABLES

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

Balances Generales al 30 de Septiembre de 2004 y 31 de Diciembre de 2003

Activo

1. Inversiones:	2004				2003
	Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente
Colocaciones transitorias y títulos públicos	121(1)(2)		-		673(1)		-
Participación en sociedades (Anexo C)	-		3.057		-		2.826
Previsión para desvalorización de participaciones en sociedades (Anexo E)	-		(319)		-		(293)
	121		2.738		673		2.533

1. Incluye 88 y 631 al 30 de septiembre de 2004 y 31 de diciembre de 2003, respectivamente, correspondientes a inversiones con vencimiento originalmente pactado inferior a tres meses.
2. Devengan interés a tasas anuales de entre 1,7% y 7%.

1. Créditos por ventas:	2004				2003
	Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente
Deudores comunes	1.777		73		1.554		80
Sociedades relacionadas (Nota 7)	540		-		491		-
	2.317(1)		73		2.045		80
Previsión para deudores por ventas de cobro dudoso (Anexo E)	(315)		-		(358)		-
	2.002		73		1.687		80

1. Incluye 294 en gestión judicial, 242 de plazo vencido a menos de tres meses, 80 de plazo vencido a más de tres meses, 1.668 a vencer dentro de los próximos tres meses y 33 a vencer a más de tres meses.

1. Otros créditos:	2004				2003
	Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente
Impuesto diferido (Nota 3.l)	-		155		-		166
Créditos de impuestos y reembolsos por exportaciones	276		18		254		18
Deudores por servicios	32		-		39		-
Gastos pagados por adelantado	65		139		35		156
Cánones y derechos	18		110		18		125
Sociedades relacionadas (Nota 7)	3.091(3)		631(3)		5.235		603
Préstamos a clientes	9		87		9		87
Por reconversión de contratos	-		21		-		25
Uniones Transitorias de Empresas y Consorcios	13		-		29		-
Diversos	179		80		130		84
	3.683(1)		1.241(2)		5.749		1.264
Previsión para otros créditos de cobro dudoso (Anexo E)	(119)		-		(122)		-
Previsión para valuar otros créditos a su valor recuperable (Anexo E)	-		(72)		-		(80)
	3.564		1.169		5.627		1.184

(1) Incluye 14 de plazo vencido a menos de tres meses, 106 de plazo vencido a más de tres meses y 3.563 a vencer de acuerdo al siguiente detalle: 2.176 de uno a tres meses, 38 de tres a seis meses, 37 de seis a nueve meses y 1.312 de nueve a doce meses.

(2) Incluye 654 a vencer de uno a dos años, 365 a vencer de dos a tres años y 222 a vencer a más de tres años.

(3) Devengan interés a tasas anuales de entre 1,87% y 6,67%.

1. Bienes de cambio:	2004		2003
Productos destilados para la venta	541		352
Petróleo crudo	350		262
Productos en proceso de destilación	13		14
Materias primas y envases	96		47
	1.000		675

1. Bienes de uso:	2004		2003
Valor residual de bienes de uso (Anexo A)	18.730		18.788
Previsión para perforaciones exploratorias improductivas (Anexo E)	(28)		(39)
Previsión para obsolescencia de materiales (Anexo E)	(26)		(26)
Previsión para bienes de uso a desafectar (Anexo E)	(21)		(21)
	18.655		18.702

Pasivo

1. Cuentas por pagar:	2004				2003
	Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente
Proveedores	1.101		28		1.237		27
Obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos	-		469		-		347
Sociedades relacionadas (Nota 7)	296		-		240		-
Uniones Transitorias de Empresas y Consorcios	106		-		104		-
Diversas	43		41		37		62
	1.546(1)		538(2)		1.618		436

1. Incluye 1.525 a vencer dentro de los próximos tres meses, 7 a vencer de tres a seis meses y 14 a vencer a más de seis meses.
2. Incluye 78 a vencer de uno a dos años y 460 a vencer a más de dos años.

1. Préstamos:					2004				2003
	Tasa de Interés(1)		Vencimiento del Capital		Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente
Obligaciones Negociables(2)	7,75-10,00%		2007-2028		16		1.078		574		1.075
Sociedades relacionadas (Nota 7)	2,34-2,84%		2004-2005		150		-		-		-
Otros acreedores	3,53%		2004-2007		83		157		76		220
					249		1.235		650		1.295

1. Tasa de interés anual vigente al 30 de septiembre de 2004.
2. Se exponen netas de 784 y 1.253 de Obligaciones Negociables propias en cartera, recompradas mediante operaciones en el mercado abierto, al 30 de septiembre de 2004 y 31 de diciembre de 2003, respectivamente.

Al 30 de septiembre de 2004, los vencimientos de los préstamos corrientes y no corrientes, son los siguientes:

	De 1 a 3 meses		De 3 a 6 meses		De 6 a 9 meses		De 9 a 12 meses		Total
Préstamos corrientes	84		124		2		39		249

	De 1 a 2 años		De 2 a 3 años		De 4 a 5 años		A más de 5 años		Total
Préstamos no corrientes	82		593		366		194		1.235

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)										2004				2003
		Año		Valor nominal						Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente
U$S 1.000		1997		U$S 300		7,75%		2007		4		518		15		517
U$S 1.000		1998		U$S 100		10,00%		2028		8		194		3		190
U$S 1.000		1999		U$S 225		9,13%		2009		4		366		12		368
- -		1994		U$S 350		-		-		-		-		544		-
										16		1.078		574		1.075

1. Tasa de interés anual vigente al 30 de septiembre de 2004.

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

Las deudas financieras contienen generalmente obligaciones usuales en contratos de esta naturaleza que incluyen limitaciones relativas a la creación de gravámenes sobre los activos de la Sociedad, protecciones ante cambios adversos y cláusulas de cesación de pagos cruzadas. La mayoría de las deudas pendientes de la Sociedad están sujetas al último tipo de cláusulas mencionadas, las cuales pueden ejecutarse si ocurre algún evento de cesación de pagos respecto de intereses o capital en una suma igual o superior a U$S 20 millones.

1. Anticipo de clientes, netos:	2004				2003
	Corriente		No Corriente		Corriente		No Corriente
Anticipo de clientes	716		1.595		432		1.276
Instrumentos financieros derivados de cobertura - Swaps de precio de hidrocarburos	(452)		(895)		(172)		(395)
	264		700(1)		260		881

(1) Incluye 264 a vencer de uno a dos años, 264 a vencer de dos a tres años y 172 a vencer a más de tres años.

Diferencias transitorias

1. Conversión de participaciones en sociedades del exterior:
	2004		2003
Saldo al inicio del ejercicio	(115)		-
Aumentos (disminuciones)	11		(115)
Saldo al cierre	(104)		(115)

Estados de Resultados al 30 de Septiembre de 2004 y 2003

1. Ventas netas:	Ingresos (Egresos)
	2004		2003
Ventas	14.127		12.806
Impuesto sobre los ingresos brutos	(207)		(188)
Retención a las exportaciones	(442)		(402)
	13.478		12.216

1. Otros egresos, netos:
	2004		2003
Previsión para juicios pendientes	(100)		(140)
Diversos	(15)		4
	(115)		(136)

1. Impuesto a las ganancias:	2004		2003
Impuesto a las ganancias corriente	(2.356)		(2.390)
Impuesto diferido	(11)		(183)
	(2.367)		(2.573)

La conciliación entre el cargo a resultados por impuesto a las ganancias correspondiente a los períodos de nueve meses finalizados el 30 de septiembre de 2004 y 2003 y el que resultaría de aplicar la tasa impositiva vigente sobre la utilidad neta antes de impuesto a las ganancias que surge de los estados de resultados de cada período, es la siguiente:

	2004		2003
Utilidad neta antes de impuesto a las ganancias	6.263		5.921
Tasa impositiva vigente	35%		35%
Tasa impositiva vigente aplicada a la utilidad neta antes de impuesto a las ganancias	(2.192)		(2.072)
Diferencias permanentes:
Reexpresión en moneda constante	(269)		(339)
Resultado de inversiones no corrientes	99		106
Diferencia de cambio no deducible	(6)		(26)
Diversas	1		(242)
	(2.367)		(2.573)

Asimismo, la composición del impuesto diferido al 30 de septiembre de 2004 y 31 de diciembre de 2003, es la siguiente:

	2004		2003
Activos impositivos diferidos
Diferencias de cambio generadas por la devaluación inicial del peso - Ley Nº 25.561	111		151
Previsiones no deducibles	228		250
Diversos	84		51
Total activo impositivo diferido	423		452
Pasivos impositivos diferidos
Bienes de uso	(224)		(235)
Diversos	(44)		(51)
Total pasivo impositivo diferido	(268)		(286)
Total impuesto diferido	155		166

1. CAPITAL SOCIAL

Al 30 de septiembre de 2004, el capital suscripto es de 3.933 y está representado por 393.312.793 acciones ordinarias, escriturales, divididas en cuatro clases de acciones (A, B, C y D) de valor nominal $ 10 con derecho a un voto por acción que se encuentra totalmente suscripto, integrado y autorizado a la oferta pública.

Al 30 de septiembre de 2004, Repsol YPF, S.A. (“Repsol YPF”) controla la Sociedad, directa e indirectamente, mediante una participación del 99,04%. El domicilio legal de Repsol YPF es Paseo de la Castellana 278, 28046 Madrid, España.

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

Al 30 de septiembre de 2004, el Estado Nacional Argentino posee 1.000 acciones Clase A de YPF. Mientras existan acciones Clase A, se requerirá ineludiblemente su voto afirmativo para: 1) fusiones, 2) adquisición de más del 50% de las acciones de la Sociedad en caso de copamiento accionario consentido u hostil, 3) transferencia total de los derechos de exploración y explotación, 4) disolución voluntaria de la Sociedad o 5) cambio de domicilio social y/o fiscal de la Sociedad fuera de la República Argentina. En los casos 3) y 4) se requerirá, además, la previa aprobación del Congreso de la Nación Argentina.

1. ACTIVOS DE DISPONIBILIDAD RESTRINGIDA Y GARANTIAS OTORGADAS

Al 30 de septiembre de 2004, YPF ha otorgado garantías en relación con las actividades de financiación de las sociedades Pluspetrol Energy S.A., Central Dock Sud S.A. y PBBPolisur S.A. por un monto de aproximadamente U$S 56 millones, U$S 65 millones y U$S 13 millones, respectivamente. Los préstamos relacionados tienen vencimiento final en 2011. Asimismo, YPF ha firmado garantías en relación con la financiación de la expansión de la planta de PBBPolisur S.A. por un monto de aproximadamente U$S 149 millones hasta el 2017, teniendo el prestamista la opción de exigir la cancelación de dicho pasivo en 2005, 2010 y 2015.

La Sociedad ha prendado la totalidad de sus acciones de Mega y Profertil S.A. por requerimiento de los respectivos acuerdos de financiación y se ha comprometido, entre otras cosas, a mantener su participación en dichas sociedades hasta el 31 de diciembre de 2004 y hasta el 31 de diciembre de 2010, respectivamente. Adicionalmente, la Sociedad ha otorgado una garantía en relación con la actividad de financiación de Mega por un monto de aproximadamente U$S 13 millones.

1. PARTICIPACION EN UNIONES TRANSITORIAS DE EMPRESAS Y CONSORCIOS

Al 30 de septiembre de 2004, las Uniones Transitorias de Empresas (“UTEs”) y los principales Consorcios de exploración y producción en los que la Sociedad participa son las siguientes:

Nombre y Ubicación		Participación		Operador		Ultimos Estados Contables Emitidos		Actividad
Acambuco Salta		22,50%		Pan American Energy LLC		31/03/04		Exploración y producción
Aguada Pichana Neuquén		27,28%		Total Austral S.A.		30/06/04		Producción
Aguaragüe Salta		30,00%		Tecpetrol S.A.		31/08/04		Exploración y producción
Bandurria Neuquén		27,30%		YPF S.A.		31/12/03		Exploración
CAM-2/A SUR Tierra del Fuego y Santa Cruz		50,00%		Sipetrol S.A.		-		Exploración y producción
CAM-3 Santa Cruz		50,00%		Sipetrol S.A.		-		Exploración y producción
Campamento Central / Cañadón Perdido Chubut		50,00%		YPF S.A.		31/12/03		Producción
CCA-1 GAN GAN Chubut		50,00%		Wintershall Energía S.A.		-		Exploración
CGSJ - V/A Chubut		50,00%		Wintershall Energía S.A.		-		Exploración
Corralera Neuquén		40,00%		Chevron San Jorge S.R.L.		-		Exploración
El Tordillo Chubut		12,20%		Tecpetrol S.A.		30/06/04		Producción
Filo Morado Neuquén		50,00%		YPF S.A.		31/12/03		Generación de energía eléctrica
La Tapera y Puesto Quiroga Chubut		12,20%		Tecpetrol S.A.		30/06/04		Exploración
Llancanelo Mendoza		51,00%		YPF S.A.		31/12/03		Exploración y producción
Magallanes “A” Santa Cruz		50,00%		Sipetrol S.A.		31/12/03		Producción
Palmar Largo Formosa		30,00%		Pluspetrol S.A.		30/06/04		Producción
Puesto Hernández Neuquén y Mendoza		61,55%		Pecom Energía S.A.		30/06/04		Producción
Ramos Salta		15,00% (1)		Pluspetrol Energy S.A.		31/12/03		Producción
San Roque Neuquén		34,11%		Total Austral S.A.		30/06/04		Exploración y producción
Tierra del Fuego Tierra del Fuego		30,00%		Pan American Fueguina S.R.L.		30/06/04		Producción

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

Hasta el 30 de septiembre de 2004, la Sociedad licitó y resultó adjudicataria en forma total o asociada con terceros de permisos de exploración en varias áreas, oscilando su participación entre el 30% y el 100%.

Los activos y pasivos al 30 de septiembre de 2004 y 31 de diciembre de 2003 y los costos de producción por los períodos de nueve meses finalizados el 30 de septiembre de 2004 y 2003 de las UTEs y consorcios que se incluyen en cada rubro de los estados contables son los siguientes:

	2004		2003
Activo corriente	63		79
Activo no corriente	1.847		1.792
Total del activo	1.910		1.871
Pasivo corriente	170		152
Pasivo no corriente	131		133
Total del pasivo	301		285
Costos de producción	566		516

Para la determinación de la participación en UTEs y consorcios se han utilizado los últimos estados contables disponibles al cierre de cada período o ejercicio, según corresponda, considerando los hechos y las operaciones significativas subsecuentes y/o información de gestión disponible.

1. SALDOS Y OPERACIONES CON SOCIEDADES RELACIONADAS

Al 30 de septiembre de 2004 y 31 de diciembre de 2003, los principales saldos pendientes por operaciones con sociedades controladas, bajo control conjunto, influencia significativa, la sociedad controlante y otras sociedades relacionadas bajo control común son los siguientes:

	2004										2003
	Créditos por ventas		Otros créditos				Cuentas por pagar		Préstamos		Créditos por ventas		Otros créditos				Cuentas por pagar
	Corriente		Corriente		No Corriente		Corriente		Corriente		Corriente		Corriente		No Corriente		Corriente
Sociedades controladas:
Operadora de Estaciones de Servicios S.A.	13		-		-		6		-		9		-		-		5
A - Evangelista S.A.	-		10		-		23		-		-		1		-		18
Otras	-		-		-		44		-		-		-		-		44
	13		10		-		73		-		9		1		-		67
Sociedades bajo control conjunto:
Petroken Petroquímica Ensenada S.A. (“Petroken”)	51		6		-		2		-		35		-		-		-
Profertil S.A.	15		-		-		39		-		11		37		-		14
Mega	124		2		-		-		150		112		30		-		21
Refinería del Norte S.A. (“Refinor”)	93		-		-		47		-		57		-		-		43
	283		8		-		88		150		215		67		-		78
Sociedades bajo influencia significativa:	112		6		-		43		-		73		22		-		28
Sociedad controlante y otras sociedades relacionadas bajo control común:
Repsol YPF	-		1.256		-		20		-		-		1.385		-		33
Repsol YPF Transporte y Trading S.A.	52		-		-		-		-		132		-		-		-
Repsol YPF Gas S.A.	14		6		50		-		-		10		22		48		2
Repsol YPF Gas Chile Ltda.	-		-		319		-		-		-		8		299		-
Repsol YPF Brasil S.A.	12		31		262		13		-		21		25		256		14
Repsol International Finance B.V.	-		1.755		-		-		-		-		3.699		-		-
Otras	54		19		-		59		-		31		6		-		18
	132		3.067		631		92		-		194		5.145		603		67
	540		3.091		631		296		150		491		5.235		603		240

La Sociedad efectúa operaciones de compra, de venta y financieras con sociedades relacionadas. Los precios y tasas de estas operaciones se aproximan a los correspondientes a operaciones con terceros. Las principales operaciones de compra, de venta y financieras con estas sociedades por los períodos de nueve meses finalizados el 30 de septiembre de 2004 y 2003, son las siguientes:

	2004								2003
	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.	11		67		-		-		6		60		-		-
A - Evangelista S.A.	-		85		-		-		1		91		-		-
	11		152		-		-		7		151		-		-
Sociedades bajo control conjunto:
Petroken	129		4		-		-		116		1		-		-
Profertil S.A.	49		109		35		-		41		38		50		4
Mega	425		-		173		(1)		306		-		-		1
Refinor	187		96		-		-		216		80		-		-
	790		209		208		(1)		679		119		50		5
Sociedades bajo influencia significativa:	418		181		-		-		192		169		-		-
Sociedad controlante y otras sociedades relacionadas bajo control común:
Repsol YPF	-		11		185		36		-		16		(80)		36
Repsol YPF Transporte y Trading S.A.	509		82		-		-		894		22		-		-
Repsol YPF Brasil S.A.	54		-		-		11		46		-		-		12
Repsol YPF Gas S.A.	155		1		17		5		141		-		10		5
Repsol International Finance B.V.	-		-		1.989		24		-		-		(1.613)		17
Otras	110		74		-		14		258		9		25		4
	828		168		2.191		90		1.339		47		(1.658)		74
	2.047		710		2.399		89		2.217		486		(1.608)		79

1. BENEFICIOS SOCIALES Y OTROS BENEFICIOS PARA EL PERSONAL

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

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

El cargo a resultados relacionado con los programas de bonificación descriptos fue 22 y 15 por los períodos de nueve meses finalizados el 30 de septiembre de 2004 y 2003, respectivamente.

b) Plan de retiro:

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

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

Los cargos totales reconocidos bajo el plan de retiro ascienden a aproximadamente a 3 por los períodos de nueve meses finalizados el 30 de septiembre de 2004 y 2003.

c) Programas de incentivo a directivos:

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

• Programa de Apreciación Accionaria 2000: basado en la apreciación de la cotización de la acción de Repsol YPF entre el momento de otorgamiento de los derechos y el de su ejercicio y es abonado en efectivo. Al 30 de septiembre de 2004 existen 184.245 derechos de apreciación accionaria cuyo valor base es de 16,40 euros por acción y 212.965 derechos de apreciación accionaria cuyo valor base es de 24,60 euros por acción. Los beneficiarios podrán ejercitar los derechos no ejercitados hasta diciembre de 2004.
• Programa de Apreciación Accionaria 2002: basado en la apreciación de la cotización de la acción de Repsol YPF entre el momento de otorgamiento de los derechos y el de su ejercicio y es abonado en efectivo. Al 30 de septiembre de 2004 existen 612.665 derechos de apreciación accionaria cuyo valor base es de 13 euros por acción y 650.905 derechos de apreciación accionaria cuyo valor base es de 18 euros por acción.

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

El costo de estos programas es medido como el exceso del valor de mercado de la acción al cierre de cada período por sobre el precio de ejercicio y considerando el valor de mercado de las opciones mencionadas. El cargo neto correspondiente a estos programas por los períodos de nueve meses finalizados el 30 de septiembre de 2004 y 2003 no ha sido significativo.

1. COMPROMISOS Y CONTINGENCIAS

a) Previsión para juicios pendientes:

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

Adicionalmente, existen causas en las que YPF es demandada por aproximadamente 413, para las cuales no se ha constituido previsión debido a que la Gerencia de la Sociedad, en base a los elementos de juicio disponibles a la fecha y a la opinión de sus asesores legales, no ha podido determinar con razonable certeza la perspectiva de las mismas. Asimismo, existen 196 causas con perspectiva desfavorable en las que YPF es demandada para las cuales no se han constituido previsión debido a que la Gerencia de la Sociedad, en base a los elementos de juicio disponibles a la fecha y a la opinión de sus asesores legales, no ha podido determinar razonablemente el monto de las mismas.

b) Otros compromisos y contingencias:

Compromisos contractuales:

En junio de 1998 y diciembre de 2001, YPF recibió de compradores de petróleo crudo pagos anticipados por compromisos futuros de entregas de petróleo por aproximadamente U$S 315 millones y U$S 400 millones, respectivamente. Bajo los términos de estos contratos la Sociedad acordó vender y entregar a los compradores aproximadamente 23,9 millones y 24,1 millones de barriles de petróleo crudo durante el término de diez y siete años, respectivamente. La Sociedad podrá utilizar crudos de diferentes orígenes para satisfacer sus entregas contractuales, incluyendo crudo de producción propia y crudo adquirido a terceros. Estos anticipos por ventas de crudo han sido expuestos como “Anticipos de clientes, netos” en el balance general y los mismos serán aplicados a las entregas realizadas a los compradores durante el término de los contratos. Al 30 de septiembre de 2004, aproximadamente 24 millones de barriles de crudo se encuentran pendientes de entrega.

Arrendamientos operativos:

Al 30 de septiembre de 2004, los principales contratos de arrendamiento que han comenzado a ejecutarse a partir del 1 de enero de 2003, corresponden principalmente a alquileres de equipamiento de instalaciones de producción en yacimientos. Los cargos por estos contratos al 30 de septiembre de 2004 ascendieron a 35.

Al 30 de septiembre de 2004, los pagos futuros estimados relacionados con estos contratos, ascienden a 57 hasta 1 año, 158 de 1 a 5 años y 1 a más de 5 años.

Reclamos fiscales:

La AFIP ha iniciado un reclamo respecto de la liquidación de las tasas de Infraestructura Hídrica y Gasoil respecto de las exportaciones de nafta y gasoil, por los períodos comprendidos entre enero y diciembre de 2002 y entre junio de 2001 y marzo de 2002, respectivamente, por un monto total de 176, más intereses. YPF considera, basada en la opinión de sus asesores legales externos, que existen sólidas razones legales y constitucionales para sostener que los reclamos no resultan válidos y ha hecho una presentación judicial cuestionando dichos reclamos.

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

Pasivos y contingencias asumidas por el Estado Nacional Argentino:

En virtud de la Ley de Privatización de YPF, el Estado Nacional Argentino se hizo cargo de ciertas obligaciones de la sociedad predecesora al 31 de diciembre de 1990. En ciertos juicios relacionados con eventos o actos que ocurrieron con anterioridad a dicha fecha, YPF ha sido requerido a anticipar el pago establecido en ciertas decisiones judiciales. YPF posee el derecho a reclamar el reintegro de las sumas abonadas en función a la mencionada indemnidad.

Hasta el 30 de septiembre de 2004, todos los reclamos relacionados con la sociedad predecesora recibidos por YPF han sido o están en proceso de ser notificados al Gobierno Nacional Argentino.

Pasivos ambientales de YPF:

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

No obstante, se ha encomendado la realización de estudios a fin de profundizar el conocimiento de la situación ambiental de determinadas zonas geográficas en las que la Sociedad tiene actividades, a fin de establecer su estado, causas y remedios, así como en su caso en función de la antigüedad del problema, las responsabilidades del Estado Nacional en virtud de la obligación de mantener indemne a YPF por los pasivos que pudieran existir con anterioridad al 31 de diciembre de 1990.

Al 30 de septiembre de 2004, se han provisionado las obligaciones ambientales cuyas evaluaciones y/o saneamientos son probables, significativos y se pueden estimar razonablemente, en base al programa de remediación actual de la Sociedad. Cambios legislativos y tecnológicos futuros podrían causar una reevaluación de esas estimaciones. La Sociedad no puede predecir cuál será la legislación o reglamentación que se promulgará en el futuro o de qué manera se administrarán o se harán cumplir las leyes y reglamentaciones existentes y futuras y por ello podrían, al igual que los estudios en realización, afectar los resultados de las operaciones en el largo plazo.

Pasivos ambientales de Maxus:

Ciertos pasivos ambientales relacionados con operaciones de Chemicals fueron asumidos por parte de TS y Maxus, subsidiarias controladas indirectamente a través de YPF Holdings Inc. YPF se comprometió a contribuir con fondos hasta un monto que permita hacer frente a los compromisos ambientales asumidos y a sus costos y gastos operativos (Nota 3 a los estados contables consolidados).

Mercado del gas licuado de petróleo:

Con fecha 22 de marzo de 1999, YPF fue notificada de la Resolución Nº 189/99 de la ex Secretaría de Industria, Comercio y Minería (la “Secretaría”), la cual impuso a la Sociedad una multa de 109, en moneda de esa fecha, por interpretar que se habría incurrido en abuso de posición dominante en el mercado a granel del gas licuado de petróleo (“GLP”), debido a la existencia de diferencia de precios entre las exportaciones de GLP respecto de las ventas en el mercado interno, durante el período comprendido entre 1993 y 1997. En julio de 2002, la Corte Suprema confirmó la multa e YPF efectivizó el pago reclamado.

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

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

YPF presentó el 4 de febrero del 2004 recurso de queja ante la Cámara Nacional de Apelaciones en lo Penal Económico, ante el rechazo por parte de la CNDC del pedido de nulidad de la resolución que dispuso la imputación por falta de mayoría y pre-juzgamiento. Asimismo, YPF volvió a agraviarse por la no resolución de la cuestión previa de prescripción oportunamente planteada. Con fecha 13 de abril de 2004, la Cámara Nacional de Apelaciones en lo Penal Económico decidió conceder el recurso de queja planteado por YPF, y en consecuencia deberá expedirse sobre la procedencia de la nulidad en cuanto a la integración del Tribunal (falta de mayoría), situación que no ha ocurrido a la fecha de emisión de estos estados contables.

Asimismo, el 31 de agosto del 2004 YPF apeló la resolución de la CNDC que rechazó el planteo de prescripción. La CNDC concedió el recurso y remitió las actuaciones a la Sala II de la Cámara Nacional de Apelaciones en lo Civil y Comercial Federal para su trámite.

Acuerdo con el Estado Nacional y la Provincia de Neuquén:

Con fecha 28 de diciembre de 2000, el Poder Ejecutivo Nacional, a través del Decreto Nº 1.252, otorgó a YPF la prórroga de la concesión de explotación del área Loma La Lata - Sierra Barrosa de la cual YPF es titular, por un plazo adicional de 10 años hasta el mes de noviembre del año 2027, de acuerdo con las condiciones establecidas en el Acuerdo de Prórroga suscripto el 5 de diciembre de 2000, entre el Estado Nacional, la Provincia de Neuquén e YPF. Con motivo de dicho acuerdo, YPF se comprometió, entre otras cosas, a abonar al Estado Nacional U$S 300 millones por la obtención de la prórroga antes mencionada en tres cuotas anuales, los cuales fueron registrados en el rubro bienes de uso; a definir un programa de inversiones de U$S 8.000 millones en la Provincia de Neuquén, desde el año 2000 hasta el 2017 y a abonar a la Provincia de Neuquén el 5% del flujo de fondos neto proveniente de la concesión, durante cada año del plazo de la prórroga. Las obligaciones mencionadas fueron alcanzadas por la normativa económica establecida en la Ley Nº 25.561 de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario.

Reclamo de EDF International S.A.:

EDF Internacional S.A. (“EDF”), ha iniciado un procedimiento arbitral internacional, que se rige por el Reglamento de Arbitraje de la Cámara de Comercio Internacional, en el que demanda a Endesa Internacional S.A., Repsol YPF e YPF. En dicho proceso arbitral, EDF reclama que Repsol YPF e YPF sean condenados a pagarle la suma de U$S 69 millones en relación con la venta de Electricidad Argentina S.A., sociedad controlante de Edenor S.A., por la revisión del precio pagado, según se estipuló en el contrato de compra-venta de acciones, alegando la desvinculación de la paridad del tipo de cambio del peso respecto del dólar estadounidense antes del 31 de diciembre de 2001. La Gerencia de la Sociedad, basada en la opinión de sus asesores legales externos, considera que la Ley de Convertibilidad Nº 23.928 fue derogada a partir de la entrada en vigencia de la Ley Nº 25.561 de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario, promulgada el 6 de enero de 2002 y que, por lo tanto, el reclamo de EDF carece de fundamentos.

Disponibilidad de divisas por exportaciones:

El Decreto Nº 1.589/89 del Poder Ejecutivo Nacional establece que los productores con libre disponibilidad de petróleo crudo, gas natural y/o gases licuados en los términos de la Ley Nº 17.319 y decretos complementarios, y los productores que así lo convengan en el futuro, tendrán la libre disponibilidad del porcentaje de divisas proveniente de las exportaciones de petróleo crudo, derivados del petróleo crudo, gas natural y/o gases licuados de libre disponibilidad, establecido en los concursos y/o renegociaciones, o acordados en los contratos respectivos. En todos los casos, el porcentaje máximo de libre disponibilidad de divisas no podrá exceder al 70% de cada operación.

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

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

El 25 de marzo de 2003, la Cámara Federal de Salta hizo lugar a la excepción de incompetencia opuesta por la parte demandada, por lo que las actuaciones se radicaron ante los Tribunales Federales con asiento en la Ciudad de Buenos Aires.

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

Por otra parte, el Juzgado interviniente consideró que el juicio tenía contenido patrimonial y dado que existe un nuevo régimen especial de libre disponibilidad de hasta un 70% de las divisas procedentes de exportaciones de hidrocarburos, como estrategia procesal se consideró conveniente desistir del juicio. En el supuesto de un eventual pedido de liquidación de divisas por parte del Banco Central, por exportaciones de hidrocarburos realizadas desde la vigencia del Decreto N° 1.606/01 hasta que entrara en vigencia el Decreto N° 2.703/02, YPF S.A. podrá cuestionar administrativamente tal decisión, así como plantear medidas cautelares en el marco de otras actuaciones judiciales.

Modificaciones en la normativa económica de la República Argentina:

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

1. RESTRICCIONES A LOS RESULTADOS NO ASIGNADOS

De acuerdo con las disposiciones de la Ley Nº 19.550, el 5% de la utilidad neta del ejercicio debe ser apropiada a la reserva legal, hasta que la misma alcance el 20% del capital social (capital suscripto y ajuste de los aportes).

El Directorio de la Sociedad, en su reunión del 27 de octubre de 2004, dispuso la distribución de la reserva para futuros dividendos constituida por la Asamblea General Ordinaria de Accionistas del 21 de abril de 2004, mediante el pago de un dividendo en efectivo de 1.770 (4,50 pesos por acción).

De acuerdo con la Ley Nº 25.063, sancionada en diciembre de 1998, los dividendos que se distribuyan, en dinero o en especie, en exceso de las utilidades impositivas acumuladas al cierre del ejercicio inmediato anterior a la fecha de pago o distribución, estarán sujetos a una retención del 35% en concepto de impuesto a las ganancias con carácter de pago único y definitivo, excepto los que se distribuyan a accionistas radicados en países con los cuales existan convenios para evitar la doble imposición, los cuales estarán sujetos a una alícuota menor. Se consideran utilidades impositivas acumuladas a los efectos de este impuesto al saldo de utilidades contables acumuladas al cierre del ejercicio inmediato anterior a la vigencia de la referida ley menos los dividendos pagados más las utilidades impositivas determinadas a partir de dicho ejercicio y los dividendos o utilidades provenientes de otras sociedades en Argentina.

Anexo C

YPF SOCIEDAD ANONIMA

BALANCES GENERALES AL 30 DE SEPTIEMBRE DE 2004 Y 31 DE DICIEMBRE DE 2003

INVERSIONES EN ACCIONES Y PARTICIPACION EN OTRAS SOCIEDADES

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

(Los estados contables al 30 de septiembre de 2004 y 30 de septiembre de 2003 son no auditados)

		2004																									2003
													Información sobre el ente emisor
		Características de los valores															Ultimos estados contables
Denominación y Emisor		Clase		Valor Nominal			Cantidad		Valor Registrado		Costo		Actividad Principal		Domicilio Legal		Fecha		Capital Social		Resultado		Patrimonio Neto		Participación sobre capital social		Valor Registrado
Controladas:
YPF International S.A.		Ordinarias		Bs.	100		147.695		333		1.392		Inversión		Av. José Estenssoro 100, Santa Cruz de la Sierra, República de Bolivia		30/09/04		-	(2)	(9)		333		99,99%		335
YPF Holdings Inc.		Ordinarias		U$S	0,01		100		195	(3)	424		Inversión y financiera		717 North Harwood Street, Dallas, Texas, U.S.A.		30/06/04		1.602		(90)		35		100,00%		321
Operadora de Estaciones de Servicios S.A.		Ordinarias		$	1		11.880		252		258		Gestión comercial de estaciones de servicios de propiedad de YPF S.A.		Av. Roque Sáenz Peña 777, Buenos Aires, Argentina		30/09/04		244		9		252		99,99%		244
A-Evangelista S.A.		Ordinarias		$	1		8.683.498		94		31		Servicios de ingeniería y construcción		Tucumán 744, P. 12º, Buenos Aires, Argentina		30/09/04		9		1		94		99,91%		93
Argentina Private Development Company Limited (en liquidación)		Ordinarias		U$S	0,01		769.414		44		84		Inversión y financiera		P.O. Box 1109, Gran Caimán, British West Indies		31/12/01		-	(2)	3		44		100,00%		44
									918		2.189																1.037
Control conjunto:
Compañía Mega S.A.(6)		Ordinarias		$	1		77.292.000		393		169		Separación, fraccionamiento y transporte de líquidos de gas natural		Av. Roque Sáenz Peña 777, P. 7º, Buenos Aires, Argentina		30/06/04		203		157		931		38,00%		279
Petroken Petroquímica Ensenada S.A.		Ordinarias		$	1		40.602.826		166		88		Petroquímica		Sarmiento 1230, P. 6º, Buenos Aires, Argentina		30/06/04		81		38		331		50,00%		151
Profertil S.A.		Ordinarias		$	1		1.000.000		430		391		Producción y venta de fertilizantes		Alicia Moreau de Justo 750, P. 1º, Of. 11, Buenos Aires, Argentina		30/06/04		2		143		860		50,00%		319
Refinería del Norte S.A.		Ordinarias		$	1		45.803.655		175		64		Refinación		Maipú 1, P. 2º, Buenos Aires, Argentina		31/12/03		92		97		354		50,00%		184
									1.164		712																933
Influencia significativa:
Oleoductos del Valle S.A.		Ordinarias		$	10		4.072.749		105	(1)	26		Transporte de petróleo por ducto		Florida 1, P. 10º, Buenos Aires, Argentina		30/06/04		110		20		347		37,00%		103
PBBPolisur S.A.		Ordinarias		$	1		12.838.664		164		236		Petroquímica		Av. Eduardo Madero 900, P. 7º, Buenos Aires, Argentina		30/06/04		46		192		587		28,00%		100
Terminales Marítimas Patagónicas S.A.		Ordinarias		$	10		476.034		45		-		Almacenamiento y despacho de petróleo		Av. Leandro N. Alem 1180, P. 11º, Buenos Aires, Argentina		30/06/04		14		10		135		33,15%		47
Oiltanking Ebytem S.A.		Ordinarias		$	10		351.167		35		7		Transporte y almacenamiento de hidrocarburos		Alicia Moreau de Justo 872, P. 4º, Of. 7, Buenos Aires, Argentina		30/06/04		12		3		118		30,00%		29
Gasoducto del Pacífico (Argentina) S.A.		Preferidas		$	1		12.298.800		25		21		Transporte de gas por ducto		San Martín 323, P. 19º, Buenos Aires, Argentina		30/06/04		87		11		251		10,00%		29
Central Dock Sud S.A.		Ordinarias		$	0,01		86.799.282		21	(3)	46		Generación de energía eléctrica y su comercialización en bloque		Reconquista 360, P. 6º, Buenos Aires, Argentina		30/06/04		65		(13)		267		9,98%	(5)	29
Gas Argentino S.A.		Ordinarias		$	1		104.438.182		135		338		Inversión en MetroGas S.A.		Gregorio Araoz de Lamadrid 1360, Buenos Aires, Argentina		30/06/04		309		(18)		297		45,33%		93
Inversora Dock Sud S.A.		Ordinarias		$	1		40.291.975		150	(3)	193		Inversión y financiera		Reconquista 360, P. 6º, Buenos Aires, Argentina		30/06/04		94		(9)		255		42,86%		158
Pluspetrol Energy S.A.		Ordinarias		$	1		30.006.540		255		121		Exploración y explotación de hidrocarburos y generación, producción y comercialización de energía eléctrica		Lima 339, Buenos Aires, Argentina		30/06/04		67		33		567		45,00%		229
Oleoducto Trasandino (Argentina) S.A.		Preferidas		$	1		8.099.280		25		-		Transporte de petróleo por ducto		Esmeralda 255, P. 5º, Buenos Aires, Argentina		30/06/04		45		12		138		18,00%		24
Otras Sociedades:
Diversas(4)		-			-		-		15		13		-		-		-		-		-		-		-		15
									975		1.001																856
									3.057		3.902																2.826

1. Corresponde al porcentaje de participación sobre el patrimonio neto de la sociedad, neto de resultados no trascendidos a terceros.
2. No se expone valor alguno dado que el valor registrado es menor a $ 1 millón.
3. Corresponde al porcentaje de participación sobre el patrimonio neto de la sociedad más ajustes para adecuar los criterios contables a los de YPF S.A.
4. Incluye Enerfin S.A. (en liquidación), A-Evangelista Construções e Serviços Ltda., Gasoducto del Pacífico (Cayman) Ltd., A&C Pipeline Holding Company, Poligás Luján S.A.C.I., Petróleos Transandinos YPF S.A. y Mercobank S.A.
5. Adicionalmente, la Sociedad posee un 29,93% de participación indirecta en el capital a través de Inversora Dock Sud S.A.
6. En función de lo estipulado en el convenio de accionistas, existe control conjunto de parte de los accionistas en esta sociedad.

Informe de la Comisión 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 30 de septiembre de 2004 y los correspondientes estados de resultados, de evolución del patrimonio neto y de flujo de efectivo por el período de nueve meses terminado en esa fecha, y el balance general consolidado de YPF SOCIEDAD ANONIMA y sus sociedades controladas y en las que ejerce control conjunto al 30 de septiembre de 2004 y los correspondientes estados consolidados de resultados y de flujo de efectivo por el período de nueve 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. Nº 68 del Reglamento de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires”, cuya presentación no es requerida por las normas contables profesionales vigentes en Argentina. Dichos documentos son responsabilidad del Directorio de la Sociedad en ejercicio de sus funciones exclusivas.

Nuestro trabajo sobre los estados contables mencionados en el primer párrafo consistió en verificar la congruencia de la información significativa contenida en dichos estados con la información sobre las decisiones societarias expuestas en actas, y la adecuación de dichas decisiones a la ley y a los estatutos, en lo relativo a sus aspectos formales y documentales. Para la realización de dicho trabajo hemos tenido en cuenta principalmente los informes de los auditores externos Deloitte & Co. S.R.L. de fecha 4 de noviembre de 2004, correspondientes a la revisión limitada de estados contables de períodos intermedios y a la información adicional a la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, ambos emitidos de acuerdo con las normas de auditoría vigentes en Argentina. No hemos efectuado ningún control de gestión y, por lo tanto, no hemos evaluado los criterios y decisiones empresarias de administración, financiación, comercialización y producción, dado que estas cuestiones son responsabilidad exclusiva del Directorio de la Sociedad. Consideramos que nuestro trabajo y los informes de los auditores externos nos brindan una base razonable para fundamentar nuestro informe.

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

Basados en el trabajo realizado, no hemos tomado conocimiento de ninguna modificación significativa que deba hacerse a:

1. Los estados contables mencionados en el primer párrafo, para que los mismos estén presentados de conformidad con las normas contables profesionales vigentes en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, la Ley de Sociedades Comerciales y las normas pertinentes de la Comisión Nacional de Valores.
2. La “Información adicional a las notas a los estados contables - Art. Nº 68 del Reglamento de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires”.

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 Nº 294 de la Ley Nº 19.550, que consideramos necesarios de acuerdo con las circunstancias, no teniendo observaciones que formular al respecto.

Buenos Aires, 4 de noviembre de 2004

Por Comisión Fiscalizadora

HOMERO BRAESSAS

Síndico

Contador Público U.B.A.

C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 14 – Fº 111

Informe de Revisión Limitada sobre la Reseña
Informativa e Información Adicional a las
Notas a los Estados Contables - Art. Nº 68 del
Reglamento de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires

A los Señores Directores de
YPF SOCIEDAD ANONIMA:

1. En relación con nuestra revisión limitada de los estados contables de YPF SOCIEDAD ANONIMA correspondientes al período de nueve meses terminado el 30 de septiembre de 2004 (que no se presentan en este documento), sobre los cuales emitimos nuestro informe de revisión limitada de estados contables de períodos intermedios con fecha 4 de noviembre de 2004, que debe ser leído juntamente con este informe, se nos ha requerido revisar ciertos datos contenidos en la "Reseña Informativa" y en la "Información adicional a las notas a los estados contables - Art. Nº 68 del Reglamento de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires" por el período de nueve meses terminado el 30 de septiembre de 2004, que se adjuntan firmados a efectos de su identificación con este informe. Los documentos mencionados son responsabilidad de la Dirección de la Sociedad, no son requeridos por las normas contables profesionales vigentes en Argentina y se presentan para cumplir con los requerimientos de la Comisión Nacional de Valores y de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, respectivamente.
2. Nuestra revisión fue realizada de acuerdo con las normas de auditoría vigentes en Argentina para la revisión limitada de estados contables de períodos intermedios y estuvo destinada, primordialmente, a expresar las manifestaciones limitadas incluidas en nuestro informe arriba mencionado. El alcance de una revisión limitada es sustancialmente menor al de una auditoría de estados contables, cuyo objetivo es la expresión de una opinión sobre los estados contables tomados en su conjunto y, por lo tanto, no expresamos tal opinión. La información contenida en la "Reseña Informativa" y en la "Información adicional a las notas a los estados contables - Art. Nº 68 del Reglamento de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires", 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 nuestra revisión de los estados contables al 30 de septiembre de 2004.
3. Basados en nuestra revisión, no hemos tomado conocimiento de ninguna modificación significativa que deba hacerse a la información contenida en la "Reseña Informativa" y en la "Información adicional a las notas a los estados contables - Art. Nº 68 del Reglamento de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires" por el período de nueve meses terminado el 30 de septiembre de 2004.
4. En relación con la información contenida en la "Reseña Informativa" correspondiente a los períodos de nueve meses terminados el 30 de septiembre de 2003 y 2002, que se presentan con propósitos comparativos, hemos emitido nuestros informes de revisión limitada de estados contables de períodos intermedios de fecha 6 de noviembre de 2003 y 7 de noviembre de 2002, sin salvedades, respectivamente. La información correspondiente al período de nueve meses terminado el 30 de septiembre de 2002 no incluye las modificaciones correspondientes a la exposición de las operaciones discontinuadas según se menciona en la Nota 1.c a los estados contables consolidados.
5. La información contenida en la “Reseña Informativa” correspondiente a los períodos de nueve meses terminados el 30 de septiembre de 2001 y 2000, fue revisada por otros auditores, quienes emitieron su informe de revisión limitada de estados contables de períodos intermedios con fecha 6 de noviembre de 2001, sin salvedades. La información correspondiente a los períodos de nueve meses terminados el 30 de septiembre de 2001 y 2000 no incluye la adecuación de los saldos como consecuencia de la aplicación de los nuevos principios contables vigentes en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires a partir del 1 de enero de 2003 ni las modificaciones correspondientes a la exposición de las operaciones discontinuadas según se menciona en la Nota 1.c a los estados contables consolidados.

Buenos Aires, 4 de noviembre de 2004

DELOITTE & Co. S.R.L.
C.P.C.E.C.A.B.A. T° 1 - F° 3

RICARDO C. RUIZ
Socio
Contador Público U.B.A.
C.P.C.E.C.A.B.A. T° 156 - F° 159

YPF S.A.

ESTADOS CONTABLES AL 30 DE SEPTIEMBRE DE 2004

INFORMACION ADICIONAL A LAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES

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

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

Cuestiones generales sobre la actividad de la Sociedad:

1. La Sociedad no está sujeta a regímenes jurídicos específicos y significativos que pudieran implicar decaimientos o renacimientos contingentes de beneficios previstos por los mismos.
2. No existen hechos que afecten significativamente la comparabilidad de los estados contables al 30 de septiembre de 2004.
3. a. No existen deudas de plazo vencido. Los créditos de plazo vencido son los siguientes:

	Créditos Corrientes
Vencidos entre julio y septiembre de 2004	264
Vencidos entre abril y junio de 2004	16
Vencidos entre enero y marzo de 2004	17
Vencidos entre octubre y diciembre de 2003	17
Vencidos entre octubre de 2002 y septiembre de 2003	28
Vencidos con anterioridad a septiembre de 2002	387
	729

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

	Corriente				No Corriente
	Créditos		Deudas		Créditos		Deudas
A vencer entre octubre y diciembre de 2004	3.845		3.250		-		-
A vencer entre enero y marzo de 2005	57		285		-		-
A vencer entre abril y junio de 2005	42		82		-		-
A vencer entre julio y septiembre de 2005	1.327		118		-		-
A vencer entre octubre de 2005 y septiembre de 2006	-		-		673		426
A vencer entre octubre de 2006 y septiembre de 2007	-		-		379		901
A vencer con posterioridad a septiembre de 2007	-		-		262		1.162
	5.271 (1)		3.735		1.314 (2)		2.489

1. Del total de créditos vencidos detallados en el punto 3.a. anterior y de los créditos corrientes a vencer aquí detallados, 294 se encuentran en gestión judicial y 434 se encuentran cubiertos por las previsiones para deudores por ventas de cobro dudoso y para otros créditos de cobro dudoso.
2. De este total 72 se encuentran cubiertos por la previsión para valuar otros créditos a su valor recuperable.

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

La Sociedad posee pasivos correspondientes a anticipos de clientes netos, relacionados con compromisos futuros de entrega de petróleo por 964, los cuales se detallan en la Nota 3.h a los estados contables básicos. No existen otros créditos o deudas significativos en especie o sujetos a cláusula de ajuste.

Los saldos que devengan intereses son los siguientes:

Créditos Corrientes:	3.061
Créditos No corrientes:	668
Pasivos Corrientes:	224
Pasivos No corrientes:	1.256

1. En el Anexo C de los estados contables se expone el porcentaje de participación en sociedades del art. 33 de la Ley Nº 19.550. Adicionalmente, en la Nota 7 a los estados contables se exponen los saldos deudores y acreedores con dichas sociedades, incluyéndose en las notas 3.a) y 3.b) a los estados contables básicos o en el Anexo G a los estados contables, según corresponda y cuando fuera aplicable, la información prevista en los puntos 3 y 4 precedentes.
2. No existen, ni existieron durante el 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 30 de septiembre de 2004.

Valores corrientes:

1. Para valuar los bienes de cambio a su costo de reproducción se consideraron los costos de producción propios al cierre del período.

Bienes de uso:

1. No existen bienes de uso revaluados técnicamente.
2. El monto total de bienes de uso sin usar por ser obsoletos y/o por tener lenta rotación está totalmente previsionado y asciende a 26, tratándose principalmente de materiales y equipos retirados de la operación.

Participaciones en otras sociedades:

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

Valores recuperables:

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

Seguros:

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

Bienes cubiertos	Riesgo cubierto	Monto cubierto (1)	Valor contable
Equipamiento y demás activo fijo en general, utilizado en explotación, destilación, transporte, y demás actividades	Todo riesgo (Primer riesgo absoluto)	700	18.979
Mercaderías	Todo riesgo de transporte	90	-
Pozos	Control, reperforación, derrame y polución	250 (2)	-

(1) Cifras expresadas en millones de dólares estadounidenses.

(2) Cobertura por cada potencial siniestro.

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

Contingencias positivas y negativas:

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

Aportes irrevocables a cuenta de futuras suscripciones:

1. Los aportes irrevocables tienen origen en la absorción por parte de YPF S.A. de Astra C.A.P.S.A. y de Repsol Argentina S.A. con motivo de la fusión de dichas sociedades. En relación a la Resolución General Nº 466 emitida por la Comisión Nacional de Valores, la Asamblea de Accionistas de la Sociedad deberá evaluar la capitalización de los mencionados aportes irrevocables.
2. No existen dividendos acumulativos impagos de acciones preferidas.
3. En la Nota 10 a los estados contables se exponen las condiciones, circunstancias y plazos para las restricciones a la distribución de los resultados no asignados.

JOSE MARIA RANERO DIAZ

Director

YPF Sociedad Anónima

Domicilio: Av. Roque Sáenz Peña 777 Buenos Aires

Ejercicio Económico Nº 28 iniciado el 1° de enero de 2004

Reseña Informativa al 30 de septiembre de 2004

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

Contenido

1.- Comentarios Generales (*)

2.- Síntesis de la Estructura Patrimonial

3.- Síntesis de la Estructura de Resultados

4.- Datos Estadísticos (*)

5.- Índices

6.- Perspectivas (*)

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

1. Comentarios Generales

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

Con motivo de las ventas mencionadas, los resultados de Global e Indonesia se exponen en el rubro “Resultados de las operaciones en discontinuación” del estado consolidado de resultados, mientras que los activos de Indonesia se muestran en la línea “Otros activos” del balance general consolidado. La información correspondiente al período de nueve meses terminado el 30 de septiembre de 2003, con propósito comparativo, ha sido modificada para dar efecto retroactivo a la determinación de las mencionadas ventas. Como consecuencia de ello, las ventas netas y el resultado operativo por el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2003 se muestran disminuidas en $ 2.699 millones y $ 16 millones, respectivamente.

Respecto de las variables externas que inciden directamente sobre los resultados de la Sociedad, cabe destacar la evolución del precio del crudo intermedio del Oeste de Texas – WTI. El precio promedio de los primeros nueve meses del año fue U$S 39,09, un 26% superior al de igual período del año anterior. Por otra parte la cotización promedio del dólar para los primeros nueve meses del año actual fue similar a la del año anterior, siendo el tipo de cambio promedio de los primeros nueve meses del año $ 2,91 por dólar.

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

• 1. NUEVE MESES DE 2004 VS. NUEVE MESES DE 2003

Las ventas de los primeros nueve meses de 2004 ascendieron a $ 14.522 millones, 12% superiores a las de igual período de 2003, como consecuencia de mayores ventas tanto en el mercado externo como interno. Las ventas del mercado externo se originaron en un fuerte aumento de los precios, principalmente los del crudo, gas oil y naftas de exportación, que compensaron la caída de los volúmenes que tuvieron estos productos en ese mercado. Las mayores ventas en el mercado local se lograron a través de un incremento de las ventas de gas oil y petroquímicos, como así también por un aumento del precio del gas natural facturado a industrias.

A pesar de los incrementos de precios en el mercado externo e interno antes mencionados, el margen operativo de los primeros nueve meses de 2004 fue levemente inferior al de igual periodo de 2003 por un importante aumento de las compras de combustibles y crudo y un incremento generalizado de gastos , principalmente regalías por el aumento del precio del WTI, amortizaciones por mayores inversiones, transportes por incremento de la modalidad “Costo y Flete”, mayores cargos por perforaciones improductivas e incrementos en gastos de mantenimiento y contrataciones de servicios que reflejan la inflación interna.

Como consecuencia de los efectos antes mencionados, la utilidad operativa de los primeros nueve meses ascendió a $ 6.300 millones, superior a la de igual período de 2003 en $ 262 millones.

Los resultados en sociedades vinculadas aportaron $ 119 millones, inferiores a las del año anterior en $ 37 millones como consecuencia de los menores resultados financieros por diferencias de cambio positivas generados por Pluspetrol Energy.

Durante estos primeros nueve meses del año 2004 se registraron mayores egresos diversos por $ 73 millones, principalmente por mayores gastos medioambientales, que fueron parcialmente compensados con el resultado obtenido de la venta de Global, que ascendió a $ 47 millones.

Los resultados financieros netos fueron positivos en $ 88 millones, a diferencia de la pérdida de $ 122 millones registrada el año anterior. Las principales causas de esta variación fueron las menores diferencias de cambio netas registradas en el presente período respecto del mismo período del año anterior y los mejores resultados por tenencia de los bienes de cambio.

El cargo por impuesto a las ganancias fue de $ 2.465 millones, $ 142 millones menos que igual período de 2003, por lo que el resultado final de los primeros nueve meses del año 2004, que ascendió a $ 3.896, fue $ 548 millones superior al de igual período de 2003.

Respecto del nivel de actividad, la producción de gas natural de los primeros nueve meses del 2004 aumentó un 10% respecto de igual período de 2003, compensando la menor producción de crudo y líquidos que cayó un 7%.

TERCER TRIMESTRE 2004 VS. TERCER TRIMESTRE 2003

Durante el tercer trimestre de 2004 el WTI registró un fuerte incremento, arrojando un precio promedio para dicho período de U$S 43,81, 46% superior al del tercer trimestre de 2003. Por otra parte el tipo de cambio promedio del tercer trimestre de 2004 fue mayor al de igual período de 2003 en un 6%.

Como consecuencia de este fuerte aumento del WTI, y consecuentemente de los precios de referencia de los productos en el mercado externo, las ventas crecieron en un 20%. En el mercado local las ventas se incrementaron a través de los mayores precios del gas natural comercializado a industrias y de un aumento de los precios y despachos de gas oil. En el mercado externo los mayores ingresos provenientes de los mejores precios se vieron fuertemente compensados con una caída de los volúmenes de crudo exportados como consecuencia de una menor producción.

Por otra parte las compras y gastos aumentaron en $ 603 millones, lo que representa un incremento del 25%. Estos mayores cargos provienen de mayores compras de crudo para cumplir compromisos externos, gas natural a Bolivia y combustibles, y de incrementos en regalías, gastos de transporte y de conservación y mantenimiento.

Como consecuencia de los efectos mencionados anteriormente, el resultado operativo del tercer trimestre de 2004, que ascendió a $ 2.390 millones, fue un 14% superior al del tercer trimestre de 2003.

Durante este trimestre se registró la ganancia por la venta de Global por $ 47 millones, que quedó compensada por los mayores egresos no operativos registrados en este periodo respecto de igual período del año anterior.

La utilidad neta del tercer trimestre de 2004 fue de $ 1.497 millones, superior a la del tercer trimestre de 2003 en $ 338 millones como consecuencia del mejor resultado operativo de $ 297 millones, mejores resultados financieros por $73 millones, compensado por un mayor cargo por impuesto a las ganancias por $ 38 millones.

• • 1. Exploración y Producción

En el tercer trimestre de 2004, el segmento Exploración y Producción registró una utilidad operativa de $ 1.926 millones, incrementando su ganancia en $ 370 millones respecto de los $ 1.557 millones del tercer trimestre de 2003. Este mejor resultado estuvo originado en los mejores precios de referencia para la venta de crudo que compensó ampliamente las mayores compras de crudo, como consecuencia de la menor producción, y de gas natural a Bolivia e incrementos de ciertos gastos operativos.

Las ventas de crudo del tercer trimestre de 2004 ascendieron a $ 3.027 millones, 24% superiores a las del tercer trimestre de 2003, como consecuencia del incremento de los precios de transferencia de crudo a la unidad de Refino y Marketing que aumentaron un 34%, compensando la caída del 9% del total del volumen vendido.

Las ventas de gas natural del tercer trimestre de 2004 ascendieron a $ 699 millones, un 30%, mayores a las de igual período de 2003 como consecuencia del aumento del precio a industrias, que compensó el menor volumen vendido en el período.

Con relación a los gastos operativos hubo incrementos en gastos de conservación y mantenimiento, mayores cargos por regalías como consecuencia del aumento de los precios en boca de pozo y mayores gastos de exploración por perforaciones improductivas en Argentina y en el Golfo de México.

La producción total de líquidos y gas medidos en barriles equivalentes de petróleo cayó un 5% durante el tercer trimestre de 2004 respecto de igual período de 2003, como consecuencia de la caída de producción de crudo en un 9% y la de gas natural en un 2%

• • 1. Gas Natural y Electricidad

Los resultados operativos del tercer trimestre de 2004 ascendieron a $ 72 millones, $ 30 millones superiores a los del tercer trimestre de 2003, siendo la principal causa de esta variación los mayores resultados obtenidos por Compañía Mega, quien incrementó su resultado operativo en $ 29 millones, como consecuencia de los incrementos de precios registrados por el etano, el GLP y la gasolina.

• • 1. Refino y Marketing

En el tercer trimestre de 2004, el segmento de Refino y Marketing registró una ganancia operativa de $ 376 millones, 10% menor a la obtenida en el tercer trimestre del año anterior.

Esta disminución del resultado se debe principalmente al incremento del 34% del costo del crudo comprado a la unidad de Exploración y Producción. Los precios obtenidos en el mercado externo compensaron este aumento de la materia prima, a través de los fuertes aumentos en los precios del gas oil y las naftas de exportación. En cambio el mercado local solo pudo trasladar parte de este incremento a los precios del gas oil y aerokerosene, y en menor medida a las naftas.

Durante el tercer trimestre de 2004 también se observan mayores retenciones a las exportaciones como consecuencia de la entrada en vigencia de retenciones sobre las naftas.

Respecto de los volúmenes comercializados, se observa una mayor demanda interna de gas oil, que consecuentemente redujo los volúmenes disponibles para la exportación. En este último mercado se destaca el aumento del fuel oil.

Por otra parte se registraron mayores compras de crudo y productos a terceros, mayores gastos de transportes, originados por la modalidad “Costo y Fletes”, incremento en el impuesto a las transferencias bancarias, mayores consumos de materiales y gastos de contratación de servicios, mantenimiento y conservación.

El nivel de procesamiento en refinerías se incrementó en un 7%, siendo el actual de 309 mil barriles diarios, lo que representa una utilización del 97% de la capacidad teórica instalada que asciende a 319,5 mil barriles diarios. Esto es consecuencia, en parte, de una planificación de stocks, para absorber las paradas de planta previstas para el cuarto trimestre.

• • 1. Química

Los resultados operativos del tercer trimestre de 2004 ascendieron a $ 177 millones, $ 68 millones superiores a los del tercer trimestre de 2003, como consecuencia de un fuerte incremento de las ventas en el mercado externo, tanto en volumen como en precio.

• • 1. Corporación y Otros

En el tercer trimestre de 2004 los gastos corporativos ascendieron a $ 116 millones, $ 37 millones mayores a los del tercer trimestre de 2003, principalmente por mayores cargos por sueldos y gastos al personal, contrataciones de obras y servicios y gastos en publicidad institucional.

• • 1. Otros Ingresos y Egresos Netos

En el tercer trimestre de 2004 el rubro Otros Egresos Netos registró un resultado negativo de $ 89 millones, por lo que la pérdida fue mayor a la de igual trimestre del año anterior en $ 48 millones, originados principalmente en cargos por juicios registrados durante el tercer trimestre de 2004.

• • 1. Resultados financieros y por tenencia

Durante el tercer trimestre de 2004 los resultados financieros y por tenencia arrojaron una ganancia neta de $ 47 millones, $ 73 millones mayor a la del tercer trimestre de 2003, de la cual $ 110 millones corresponden a resultados por tenencia de bienes de cambio, compensados por $ 18 millones de menores diferencias de cambio, $9 millones de menores intereses generados por activos y $ 10 millones de mayores intereses generados por pasivos en los trimestres de referencia.

• • 1. Impuesto a las Ganancias

El cargo a resultados por impuesto a las ganancias del tercer trimestre de 2004 fue $ 921 millones, mayor al del tercer trimestre de 2003 en $ 38 millones.

1. Síntesis de la Estructura Patrimonial

Balances Generales Consolidados al 30 de Septiembre de 2004, 2003, 2002, 2001 y 2000.

(Cifras expresadas en millones de pesos)

	30/09/04	30/09/03(2)	30/09/02	30/09/01(1)	30/09/00(1)
Activo
Activo Corriente	8.507	9.445	9.642	7.904	5.466
Activo No Corriente	22.374	22.221	22.998	25.747	22.622
Total del Activo	30.881	31.666	32.640	33.651	28.088
Pasivo
Pasivo Corriente	4.242	6.306	5.029	8.678	5.097
Pasivo No Corriente	3.858	4.250	6.909	3.855	5.157
Total del Pasivo	8.100	10.556	11.938	12.533	10.254
Diferencias Transitorias de Medición de Instrumentos Derivados	(5)	(12)	(14)	-	-
Conversión de participaciones en sociedades del exterior	(104)	(132)	-	-	-
Participación de Terceros en Sociedades Controladas	-	-	-	35	136
Patrimonio Neto	22.890	21.254	20.716	21.083	17.698
Total del Pasivo, Diferencias Transitorias, Participación de Terceros en Sociedades Controladas y Patrimonio Neto	30.881	31.666	32.640	33.651	28.088

1. No incluye el efecto de la adecuación de los saldos como consecuencia de la aplicación de los nuevos principios contables vigentes en la Argentina a partir del 1 de enero de 2003.
2. La información correspondiente al período de nueve meses terminado el 30 de septiembre de 2003 incluye las modificaciones correspondientes a la exposición de las operaciones en discontinuación (acápite 1).

Firmado a los efectos de su identificación

con nuestro informe de fecha 04 - NOVIEMBRE - 2004

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1. Síntesis de la Estructura de Resultados

Estados de Resultados Consolidados por los períodos de seis meses finalizados el 30 de Septiembre de 2004, 2003, 2002, 2001 y 2000.

	30/09/04	30/09/03(2)	30/09/02	30/09/01(1)	30/09/00(1)
Ventas Netas	14.522	12.986	13.695	13.817	13.894
Costo de Ventas	(6.660)	(5.711)	(7.897)	(7.875)	(7.856)
Utilidad Bruta	7.862	7.275	5.798	5.942	6.038
Gastos de Administración	(332)	(255)	(323)	(328)	(303)
Gastos de Comercialización	(965)	(796)	(760)	(1.125)	(835)
Gastos de Exploración	(265)	(186)	(158)	(121)	(224)
Utilidad Operativa	6.300	6.038	4.557	4.368	4.676
Resultado de Inversiones No Corrientes	119	156	(495)	73	35
Amortización Llave de Negocio	-	-	(15)	-	-
Otros Egresos, Netos	(196)	(123)	(96)	(138)	(349)
Resultados Financieros y por Tenencia	88	(122)	(3.069)	(552)	(277)
Resultado por la Venta de Activos No Corrientes y Bienes de Uso a Desafectar	-	-	679	277	(429)
Utilidad Neta antes de Impuesto a las Ganancias y Participación de Terceros en los Resultados de Sociedades Controladas	6.311	5.949	1.561	4.028	3.656
Impuesto a las Ganancias	(2.465)	(2.607)	294	(1.512)	(1.464)
Participación de Terceros en los Resultados de Sociedades Controladas	-	-	-	(4)	(20)
Utilidad Neta antes de operaciones en discontinuación	3.846	3.342	1.855	2.512	2.172
Resultados de las operaciones en discontinuación	3	6	-	-	-
Resultado por la venta de las operaciones discontinuadas	47	-	-	-	-
Utilidad Neta	3.896	3.348	1.855	2.512	2.172

1. No incluye el efecto de la adecuación de los saldos como consecuencia de la aplicación de los nuevos principios contables vigentes en la Argentina a partir del 1 de enero de 2003.
2. La información correspondiente al período de nueve meses terminado el 30 de septiembre de 2003 incluye las modificaciones correspondientes a la exposición de las operaciones en discontinuación (acápite 1).

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1. Datos Estadísticos

		Ene/ Set	Ene/ Set	Ene/ Set	Ene/ Set	Ene/ Set
	Unidad	2004	2003	2002	2001	2000
Entregas de Crudo	mbd	402	433	444	499	462
Producción neta de gas natural	Mpcd	1.968	1.795	1.644	1.806	1.834
Ventas de crudo a terceros	mbd	69	97	138	184	191
Ventas de gas natural	Mpcd	1.893	1.876	1.765	1.814	1.890
Crudo procesado	bd	307.184	306.676	297.890	308.350	290.006
Subproductos Vendidos
Naftas	bd	79.021	89.107	78.777	85.367	81.268
Gas Oil	bd	124.076	129.600	118.730	137.142	129.981
JP1 y Kerosén	bd	14.013	13.891	16.051	18.624	21.820
Fuel Oil	bd	13.096	10.783	6.000	13.020	5.365
LPG y NGL	bd	34.826	39.344	35.402	41.149	49.125
Otros	bd	65.242	56.444	49.086	38.971	46.042
TOTAL	bd	330.274	339.169	304.046	334.273	333.601
Crudo Vendido
En el mercado local	mbd	13	13	28	20	21
En el exterior	mbd	56	84	110	164	170
Subproductos Vendidos
En el mercado local	mbd	194	192	192	210	227
En el exterior	mbd	136	147	112	124	107
TOTAL CRUDO Y SUBPRODUCTOS VENDIDOS	mbd	399	436	442	518	525
POLÍMEROS
En el mercado local	Tnd	144	132	126	133	135
En el exterior	Tnd	86	115	128	124	87
FERTILIZANTES
Urea	Tnd	868	516	370	635	-
Otros	Tnd	44	41	35	137	-
TOTAL FERTILIZANTES VENDIDOS EN EL MERCADO LOCAL	Tnd	912	557	405	772	-
Urea	Tnd	596	711	949	200	-
Otros	Tnd	108	265	128	44	-
TOTAL FERTILIZANTES VENDIDOS EN EL MERCADO EXTERIOR	Tnd	704	976	1.077	244	-

1. Índices

	30/09/04	30/09/03(2)	30/09/02	30/09/01(1)	30/09/00(1)
Liquidez corriente (Activo Corriente sobre Pasivo Corriente)	2,005	1,498	1,917	0,911	1,072
Solvencia (Patrimonio Neto sobre Pasivo Total)	2,826	2,013	1,735	1,682	1,726
Inmovilizado del Capital (Activo no Corriente sobre Activo Total)	0,725	0,702	0,705	0,765	0,805

1. No incluye el efecto de la adecuación de los saldos como consecuencia de la aplicación de los nuevos principios contables vigentes en la Argentina a partir del 1 de enero de 2003.
2. La información correspondiente al período de nueve meses terminado el 30 de septiembre de 2003 incluye las modificaciones correspondientes a la exposición de las operaciones en discontinuación (acápite 1).

Firmado a los efectos de su identificación

con nuestro informe de fecha 04 - NOVIEMBRE - 2004

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1. Perspectivas

Siguiendo los lineamientos del plan estratégico de Repsol YPF, la compañía definió un presupuesto de inversiones similar a los de los últimos años, orientado a mantener la capacidad de producción de hidrocarburos, en un contexto de precios que superan las previsiones iniciales.

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

La unidad de Química mantendrá los niveles de producción alcanzados durante el año 2003, dado que los precios internacionales del metanol y urea se han mantenido atractivos durante el año y se estima que continuarán en ese nivel. Por otra parte se espera una recuperación de los precios internacionales de los productos aromáticos para fines de año.

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

	COTIZACIÓN DE CIERRE
	Bolsa de Buenos Aires en PESOS por acción			Bolsa de Nueva York en DÓLARES por acción
	2002	2001	2000	2002	2001	2000
Cotización del último día de enero	41,50	30,50	35,85	17,48	30,00	35,13
Cotización del último día de febrero	41,25	29,00	36,00	17,10	30,35	35,56
Cotización del último día de marzo	59,00	28,55	35,50	18,05	28,95	35,50
Cotización del último día de abril	58,00	27,50	32,75	14,90	28,00	32,38
Cotización del último día de mayo	43,50	29,00	33,50	11,01	29,00	33,44
Cotización del último día de junio	44,50	23,00	39,00	10,52	23,00	38,81
Cotización del último día de julio	38,00	22,00	37,00	10,05	21,80	37,12
Cotización del último día de agosto	45,00	20,45	32,00	12,20	19,80	35,69
Cotización del último día de septiembre	46,00	17,20	31,00	10,50	16,50	31,75
Cotización del último día de octubre	38,00	16,00	31,10	10,05	16,45	30,75
Cotización del último día de noviembre	43,00	16,00	31,00	11,25	17,90	30,88
Cotización del último día de diciembre	44,50	23,60	29,40	12,17	19,65	29,94

Cotización del último día de enero de 2003	47,50	13,79
Cotización del último día de febrero de 2003	50,25	15,75
Cotización del último día de marzo de 2003	54,50	18,78
Cotización del último día de abril de 2003	54,50	19,61
Cotización del último día de mayo de 2003	71,00	24,65
Cotización del último día de junio de 2003	76,00	26,60
Cotización del último día de julio de 2003	76,00	25,86
Cotización del último día de agosto de 2003	74,00	24,60
Cotización del último día de septiembre de 2003	79,00	26,80
Cotización del último día de octubre de 2003	95,00	33,01
Cotización del último día de noviembre de 2003	98,00	33,56
Cotización del último día de diciembre de 2003	109,00	37,02
Cotización del último día de enero de 2004	113,00	37,04
Cotización del último día de febrero de 2004	112,00	38,10
Cotización del último día de marzo de 2004	114,00	39,79
Cotización del último día de abril de 2004	109,00	39,50
Cotización del último día de mayo de 2004	111,00	38,88
Cotización del último día de junio de 2004	116,00	39,01
Cotización del ultimo día de julio de 2004	120,00	40,39
Cotización del ultimo día de agosto de 2004	119,00	39,25
Cotización del ultimo día de septiembre de 2004	124,00	41,50
Cotización del ultimo día de octubre de 2004	122,00	41,50
Cotización del día 3 de noviembre de 2004	115,00	41,91

	JOSÉ MARÍA RANERO DÍAZ
	Director