Transformación YPF 1994-2009

CONSIDERACIONES GENERALES

Durante los años 1992 a 1994 la actividad de YPF experimentó importantes cambios que afectaron en forma sustancial la comparación de sus resultados de un período a otro. Antes de 1991, la industria del gas y el petróleo era dominada por completo por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Sociedad del Estado (Predecesora), una empresa estatal que operaba en un mercado completamente regulado. A partir de 1991, la Sociedad comenzó un programa de transformación (el Plan de Transformación), que incluyó la enajenación de reservas y otros activos, de acuerdo con la política del Gobierno Argentino de fomentar la competencia en la industria del petróleo y gas y en cumplimiento del programa estratégico de la Sociedad, diseñado para aumentar su competitividad y rentabilidad. En gran medida como resultado de estas enajenaciones, que incluyeron la transferencia de la tercera parte de las participaciones en importantes campos petrolíferos, las reservas probadas de YPF cayeron de 4100 millones de barriles de petróleo equivalentes (BPE) al 10 de enero de 1991 a 2.500 millones de BPE al 1° de enero de 1995, y la producción de gas disminuyó de 619.000 millones de pies cúbicos en 1991 a 379.000 millones de pies cúbicos en 1994 (365.000 millones de píes cúbicos corresponden a las propiedades retenidas por la Sociedad al 10 de enero de 1995). La producción de petróleo crudo, sin embargo, fue de 126 millones de barriles (120 millones de barriles de propiedades retenidas por YPF al 10 de enero de 1995), contra 127 millones de barriles en 1991, reflejando los esfuerzos de YPF para mejorar la producción de crudo en sus propiedades retenidas. Ver Producción y Reservas de Petróleo y Gas.

Además, la nueva Dirección de YPF inició un programa de reducción de costos, que incluyó la reducción de la nómina de personal de un total de más de 51.000 empleados (incluidos aproximadamente unos 15.000 empleados bajo contrato) al 10 de enero de 1991, a aproximadamente 5.800 empleados al 10 de enero de 1995, excluyendo aproximadamente 3.500 ex empleados que actualmente prestan servicios a YPF (como así también a otras sociedades) en virtud de acuerdos contractuales entre YPF y distintas sociedades formadas por ellos. El costo de los contratistas que prestan servicios que anteriormente prestaban empleados de la sociedad, compensó parcialmente la reducción de costos de nómina. La Sociedad considera que la reducción de empleados ha disminuido significativamente su estructura de costos sin afectar negativamente su capacidad para generar ingresos.

Las operaciones de YPF también se vieron afectadas por las variaciones en los precios del petróleo y los cambios en la economía argentina. En el período 1992/94, los precios fluctuaron significativamente tanto en el mercado internacional como en el local. El precio promedio de transferencia por barril de petróleo para YPF (que refleja el precio del mercado local) fue de U$S 16,80 para 1992, U$S 14,51 para 1993 y U$S 12,90 para 1994. El precio de venta promedio en dólares por barril para el crudo West Texas Intermediate (WTI) fue de U$S 20,55, U$S 18,44 y U$S 17,18 para 1992, 1993 y 1994, respectivamente. Desde la desregulación, las diferencias entre el precio de mercado del crudo en la Argentina y el precio del WTI responden, principalmente, a los costos de flete y a su calidad relativa. La diferencia entre el WTI y el precio promedio de transferencia por barril de petróleo para YPF durante cada período, varía de acuerdo al volumen de crudo entregado en cada punto de transferencia; por ejemplo, como el volumen de crudo proveniente de Neuquén ha aumentado, la brecha se ha ampliado, a causa de la mayor distancia de los mercados. En diciembre de 1993 el WTI se cotizó a U$S14 por barril, su mínimo valor en los últimos cinco años, mientras que al cierre de 1994 se recuperó hasta U$S 17,77 por barril. La volatilidad del precio internacional del crudo en los últimos tres años se debe en parte a los excesivos volúmenes disponibles en el mercado mundial en relación con la demanda y a la desordenada forma de actuar adoptada por la OPEP Los cambios futuros en el precio internacional del crudo continuarán afectando los resultados de YPF

El mercado del gas natural fue desregulado efectivamente el 10 de mayo de 1994. YPF ha negociado acuerdos de mediano plazo con las ocho compañías distribuidoras de gas. Estos acuerdos estipulan la venta de gas natural por un período de cinco años y establecen precios que varían de acuerdo con la producción de cada yacimiento en los que se origina el gas natural y la estación climática del año en la que la venta tiene lugar. YPF considera que las leyes y regulaciones pertinentes requieren que ENARGAS, el ente regulador que aprueba los precios del gas cobrados a los consumidores por las compañías distribuidoras de gas, apruebe automáticamente los precios contractuales, excepto en aquellos casos en que los mismos sean el resultado de condiciones no competitivas. Si esa aprobación es obtenida por las compañías distribuidoras, YPF anticipaba un precio promedio para sus ventas de gas natural de, aproximadamente, U$S 1,20 por millón BTU para 1995.

La economía argentina también sufrió cambios drásticos en los años analizados. Desde principios de 1991, en que el Gobierno Argentino implementó una serie de reformas económicas conocidas como el Plan de Convertibilidad, la inflación se redujo significativamente y el índice de crecimiento aumentó a niveles superiores a los de la mayoría de los países industrializados. El siguiente cuadro indica la tasa de inflación en la Argentina según el índice de precios mayoristas nivel general (IPMNG), el índice de devaluación del peso con relación al dólar y la tasa de crecimiento real del PBI argentino para los períodos indicados.

	1994	1993	1992
Inflación IPMNG	5.8%	0.1%	3 2%
Devaluación/revaluación de la moneda	0.0%	0.0%	0.0%
Crecimiento del PBI	6.0%	6.0%	87%

(Estimación del Ministerio de Economía Obras y Servicios Públicos). De acuerdo con las normas contables profesionales argentinas, toda la información contable fue expresada en moneda constante utilizando el IPMNG, a fin de reflejar los efectos de la inflación. La información contable del período comprendido entre 1992 y 1994 fue expresada en moneda constante del 31 de diciembre de 1994. Ver nota 2 a los estados contables. Los precios de algunos de los productos y costos fueron fijados en relación con los precios internacionales.

Los resultados de las operaciones de la Sociedad están influenciados por la estacionalidad, debido a que la demanda de gas natural y productos refinados es típicamente más baja en el primer trimestre, que incluye los meses de verano en la Argentina, y es generalmente mas alta en el tercer trimestre, que comprende los meses de invierno.

Renegociación del Contrato de TOTAL

Hasta febrero de 1994, YPF era parte de un contrato de servicios con TOTAL Austral S.A. y sus socios en relación a ciertas áreas offshore en Tierra del Fuego, de petróleo y gas. Este contrato requería que la Sociedad comprara o pagara por ciertas cantidades de gas natural hasta el año 2026 a precios fijados por contrato que excedían significativamente el precio previamente regulado de $ 0,97 por millón BTL. Un acuerdo definitivo, efectivo desde febrero de 1994, reemplazó el Contrato de Servicios TOTAL incluyendo ciertos nuevos arreglos (Renegociación de TOTAL). El acuerdo relevó a YPF de pérdidas sustanciales en la compra de gas por contrato, pero incluyó la transferencia de ciertas áreas productivas lo que resultó en una pérdida en la producción de petróleo y gas por las concesiones y participaciones transferidas a los Socios de TOTAL Austral las reservas probadas transferidas a los Socios de TOTAL, al 31 de diciembre de 1993, eran de 1.901 millones BTU de gas natural y 52 millones de barriles de petróleo crudo. Ver nota 15.a a los estados contables.

Inauguración del Oleoducto Trasandino

El 15 de febrero de 1994, la Sociedad inauguró el servicio de transporte de petróleo crudo a través del Oleoducto Trasandino, un oleoducto desde Puesto Hernández, en la Cuenca Neuquina, Argentina, cruzando la Cordillera de Los Andes hasta Concepción. Chile. La capacidad del oleoducto fue aumentada a 106.000 barriles por día. La cantidad de petróleo crudo transportado a través del oleoducto aumentó constantemente desde que el servicio comenzó. Un promedio de 80.300 barriles por día fueron transportados en diciembre de 1994, de los cuales 60.250 barriles correspondieron a YPF, ENAP, la compañía nacional de petróleo de Chile, que está obligada a comprar un mínimo de 40.000 barriles por día para proveer su refinería de Concepción; el remanente fue exportado a través del puerto de Concepción.

YPF, ENAP e Inter-Río Holdings Establishment son propietarios y operadores del oleoducto. YPF tiene una participación del 57,75% en el capital. Ver nota 15.c a los estados contables.

Venta del Area Río Neuquén

En mayo de 1994, la Sociedad acordó vender el área de Río Neuquén, tal como lo requería el Gobierno Argentino, como condición para la privatización de YPF en julio de 1993, con el objeto de incrementar la competencia entre los productores de gas natural dentro del país. La Sociedad recibió algunas ofertas por el área de Río Neuquén, y la oferta ganadora fue de casi U$S 161 millones. YPF transfirió el 90% de su participación en mayo de 1994, y el restante 10% fue transferido cuando el Gobierno Argentino autorizó la transferencia del 100% de la concesión, en agosto de l994 En 1993 el área produjo 890.000 barriles de petróleo y condensados, y 21.500 millones de pies cúbicos de gas natural. Las reservas probadas asociadas a esta área eran de 10 millones de barriles de petróleo y 238.000 millones de pies cúbicos de gas natural, al 1° de enero de 1994. Los fondos provenientes de esa venta fueron retenidos por la Sociedad y usados para propósitos corporativos generales. La Sociedad reconoció una ganancia de $ 67 millones por esta transacción, en el segundo trimestre de 1994.

Acuerdo Amoco

El 1° de enero de 1995, YPF completó las transacciones que le eran exigidas en la renegociación de su Contrato de Servicios con Amoco Argentina, con relación al área Cerro Dragón/Anticlinal Grande, en el yacimiento del Golfo San Jorge (Acuerdo Amoco). Como resultado de esta renegociación, YPF retuvo un 12,20% de participación en la producción de Cerro Dragón/Anticlinal Grande, y anexará al contrato dos pequeñas áreas adyacentes. YPF tendrá la obligación de abonar el 100% de las regalías y del canon de la producción de las áreas combinadas Como contrapartida, YPF fue relevada de la obligación de pagar los impuestos nacionales de Amoco relacionarlos con su participación en la producción del área concesionada —una obligación incluida en el contrato original celebrado en 1958. En ese momento, YPF era una compañía estatal, y los contratistas de empresas estatales, como Amoco, estaban exentos de los impuestos generados por esos contratos. Desde la privatización de YPF, en 1993, Amoco perdió esta exención, y la obligación de YPF de pagar los impuestos y regalías de ese contrato, que finalizaba en el año 2013, podría haber resultado perjudicial. Ver nota 15.c a los estados contables.

Las reservas probadas asociadas con estas propiedades eran de 50 millones de barriles de petróleo crudo y condensados, y de 5.300 millones de píes cúbicos de gas natural, al 1° de enero de 1995; la producción atribuible a estas participaciones en 1994 fue de 5,7 millones de barriles de petróleo crudo y condensados y de 1.100 millones de pies cúbicos de gas natural. YPF reconoció una pérdida de $ 66 millones en el segundo trimestre de 1994. por las operaciones comprendidas en el Acuerdo Amoco. Ver nota 15.c a los estados contables.

Adquisición del 50% de Petroken

El 17 de junio de 1994 YPF adquirió el 51% del Patrimonio Neto de Petroken Petroquímica Ensenada SA. (Petroken) a IPAKO S.A. por un precio de compra total de U$S 42 millones de dólares y simultáneamente vendió el 1% a Shell Compañía Argentina de Petróleo S.A. (Shell Argentina), resultando de ello que YPF y Shell Argentina posean cada una el 50% del patrimonio de Petroken. Petroken posee y opera una planta petroquímica que produce poli propileno y otros productos. La planta tiene capacidad para producir 100.000 toneladas de poli propileno anualmente. En conexión con esta operación, YPF asumió ciertas garantías dadas en favor de los acreedores de Petroken por pasivos de aproximadamente $ 39 millones que, se estimó, serían cancelados con fondos provenientes del flujo operativo de Petroken. YPF también indemnizó a IPAKO S.A. en un monto igual al valor nominal de los bonos del gobierno que Petroken pudiera recibir en relación con los quebrantos impositivos acumulados anteriores al 31 de marzo de 1991 hasta un máximo de U$S 2,2 millones. En conexión con esta transacción. IPAKO transfirió a favor de YPF reclamos contra Petroken por un valor aproximado de U$S 6 millones. YPF acordó con Petroken la provisión de propileno a largo plazo. YPF es actualmente uno de los principales proveedores de propileno a Petroken. Shell Argentina continua con el manejo de la planta. YPF cree que la adquisición de este porcentaje del patrimonio de Petroken fortalece la posición de la Sociedad en el mercado petroquímico, permitiéndole convertirse en una empresa integrada verticalmente en productos con mayor margen.

Acción regulatoria referente a los contratos de gas natural

Los contratos entre la Sociedad y las compañías distribuidoras prevén que el precio en boca de pozo a recibir por YPF a partir de enero de 1995 para su producción de gas natural de la cuenca Neuquina sea $ 1,25 por millón de BTU. De hecho, a pesar de que ENARGAS, el ente regulador que aprueba los precios del gas cobrado a los consumidores por las compañías distribuidoras, aprobó incluir en la base tarifaría $ 1,15 por millón de BTU para enero y febrero de 1995; la mayoría de las compañías distribuidoras han aceptado, y están abonando, el precio definido contractualmente, YPF considera que las leyes y regulaciones relevantes requieren que ENARGAS apruebe automáticamente los precios de los contratos, excepto en aquellos casos en que los mismos sean el resultado de condiciones no competitivas, las cuales no fueron alegadas en esta situación. Las compañías distribuidoras estuvieron contractualmente obligadas a realizar todas las acciones judiciales y regulatorias vigentes para conseguir que ENARGAS reconozca los precios de contrato para enero y febrero de 1995.

Oferta pública de adquisición de las acciones ordinarias de Maxus Energy Corporation

El 28 de febrero de 1995, YPF y Maxus Energy Corporation (Maxus) anunciaron un acuerdo por el cual YPF haría una oferta pública de adquisición por la totalidad de las acciones ordinarias de Maxus, por un precio de U$S 5,50 por acción. Si más del 50% de las acciones en circulación con derecho a voto son efectivamente adquiridas, y ciertas condiciones son cumplimentadas, una subsidiaria de YPF se fusionaría con Maxus y las acciones ordinarias de Maxus que no hayan sido adquiridas por YPF en la oferta, serían canjeadas por igual monto de U$S 5,50 por acción. El Directorio de Maxus aprobó la Oferta y la fusión y recomendó a los accionistas de Maxus aceptar dicha Oferta. Las acciones preferidas de Maxus siguen en circulación.

La oferta por todas las acciones ordinarias de Maxus comenzó en los primeros días de marzo de 1995. YPF firmó una carta compromiso con The Chase Manhattan Bank N.A. para organizar y suscribir el financiamiento de hasta U$S 800 millones a ser utilizados en la adquisición. La deuda por la adquisición de las acciones y los préstamos mencionados fueron totalmente garantizados por YPF Además, de acuerdo con el Contrato de Fusión, en caso de que Maxus no pudiera hacer frente a sus obligaciones en el momento en que las mismas fueran exigibles, ya sea al vencimiento o por otro motivo, incluyendo los dividendos correspondientes a las acciones preferidas y los pagos por rescate, YPF se comprometió por período de nueve años posterior a la consumación de la fusión, a capitalizar la empresa hasta el monto necesario para permitirle afrontar sus obligaciones. La oferta, la fusión y el financiamiento estuvieron sujetos a varias condiciones, incluyendo la efectiva adquisición por parte de YPF de acciones de Maxus que representen como mínimo la mayoría absoluta del total de las acciones de Maxus en circulación y de los títulos u opciones convertibles en acciones de Maxus.

AÑO 2002

Reestructuración de YPF

En relación con el plan de reestructuración de activos estratégicos y desinversiones de Repsol YPF en todo el mundo, la Sociedad realizó las siguientes transacciones:

- YPF vendió participaciones en inversiones permanentes, registrando una ganancia consolidada neta de $ 687 millones al 31 de diciembre de 2002, en la línea "Resultado por la venta de inversiones no corrientes" del estado de resultados:

• En enero de 2002, YPF International Ud. vendió el 100% de su participación en YPF Blora Ltd., YPF Maxus Southeast Sumatra, YPF Java Baratlaut B.V., YPF Madura Barat B.V., YPF Poleng B.V. y PT IIAPCO Services, sociedades que poseen activos en Indonesia, por un monto total de aproximadamente U$S 174 millones, registrando una ganancia de $ 114 millones.

• En marzo de 2002, el Directorio aprobó la transferencia de Repsol YPF Chile Ltda., bajo ciertas condiciones, y Repsol YPF Gas Chile Ltda., sociedades surgidas de la escisión de YPF Chile S.A., a Repsol YPF y a Repsol Butano S.A., respectivamente. Con fecha 28 de marzo de 2002, se transfirió Repsol YPF Gas Chile Ltda. a Repsol Butano S.A. por un monto de U$S 45 millones, registrando una pérdida neta de $ 24 millones. Con fecha 16 de diciembre de 2002, se transfirió Repsol YPF Chile Ltda. a Repsol YPF por un monto de U$S 104 millones, registrando una pérdida neta de $ 4 millones.

• En julio de 2002, YPF vendió, a valores de mercado, su participación en Repsol YPF Santa Cruz S.A. (sociedad escindida de YPF International Ltd.) a Repsol YPF por U$S 883 millones, registrando una ganancia de $ 601 millones. Repsol YPF Santa Cruz S.A. posee las inversiones en Andina y Maxus Bolivia Inc.

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

TRANSFORMACION 2004

Características de la Sociedad

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

Los resultados de las operaciones de la Sociedad están influenciados por la estacionalidad, debido a que la demanda de gas natural y ciertos productos refinados es típicamente más baja en el primer trimestre, que incluye los meses de verano en la Argentina, y es generalmente más alta en el tercer trimestre, que comprende los meses de invierno. Por lo expuesto, las condiciones climáticas inciden sobre los resultados de YPF, particularmente sobre las ventas de gas natural.

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

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

Durante 2004 las operaciones de YPF fueron organizadas en las siguientes Unidades de

Negocios:

• Exploración y Producción

• Refino y Marketing

• Química

• Gas Natural y Electricidad

• Corporación y otros

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

YPF es una sociedad subsidiaria de Repsol YPF S.A. ("Repsol YPF"), una compañía petrolera organizada de acuerdo con las leyes del Reino de España que posee una participación del 99,04% en el capital accionario de YPF. Repsol YPF es una compañía integrada de petróleo y gas comprometida en todos los aspectos de la actividad petrolera, incluyendo exploración, desarrollo y producción de crudo y gas natural, transporte de productos derivados de hidrocarburos, gas licuado de petróleo y gas natural, refinación de petróleo, producción de una amplia gama de productos petroquímicos y comercialización de productos derivados de hidrocarburos, petroquímicos, gas licuado de petróleo y gas natural.

Como producto de la adquisición de YPF, Repsol YPF es la mayor empresa petrolera privada de Latinoamérica y España, y una de las diez empresas petroleras más grandes del mundo, basándose en la capitalización de mercado y en las reservas probadas. Además, Repsol YPF es una empresa equilibrada en cuanto a sus actividades de upstream y downstream.

Año 2005

Características de la Sociedad

Las operaciones de YPF se vieron afectadas principalmente por los cambios en los precios internacionales de hidrocarburos líquidos. El precio promedio por barril del crudo, naftas de exportación y el gasoil en el mercado externo obtenido por YPF, fue de U$S 55,8, U$S 41,3 y U$S 30,6 en 2005, 2004 y 2003, respectivamente. Los precios promedios del WTI fueron U$S 56,58, U$S 41,40 y U$S 31,07 en 2005, 2004 y 2003, respectivamente. Los cambios futuros en el precia internacional del crudo y de los productos refinados continuarán afectando los resultados de YPF.

Como consecuencia del cambio en el modelo de gestión introducido por Repsol YPF S.A a partir del 1° de enero de 2005, las operaciones del segmento Gas Natural y Electricidad han sido incluidas en el segmento Exploración y Producción.

Durante 2005 las operaciones de YPF fueron organizadas en las siguientes Unidades de Negocios:

• Exploración y Producción: exploración y producción, incluyendo las compras contractuales de gas y compras de petróleo crudo derivados de contratos de servicios y concesiones, así como las ventas de petróleo crudo intersegmento y gas natural y sus derivados y generación eléctrica.

• Refino y Marketing: la refinación y comercialización de petróleo crudo a terceros y productos derivados de petróleo, incluido GLP (Gas Licuado de petróleo), y la logística de la distribución de los productos.

• Química: las operaciones petroquímicas.

• Corporación y otros: los gastos y activos de la administración central, las actividades de construcción y las actividades de remediación del medio ambiente por operaciones anteriores de YPF Holdings Inc. (nota 3 a los estados contables consolidados).

YPF es una sociedad subsidiaría de Repsol YPF S.A. (“Repsol YPF"), una compañía petrolera organizada de acuerdo con las leyes del Reino de España que posee una participación del 99,04% en el capital accionario de YPF. Repsol YPF es una compañía integrada de petróleo y gas comprometida en todos los aspectos de la actividad petrolera, incluyendo exploración, desarrollo y producción de crudo y gas natural, transporte de productos derivados de hidrocarburos, gas licuado de petróleo y gas natural, refinación de petróleo, producción de una amplia gama de productos petroquímicos y comercialización de productos derivados de hidrocarburos, petroquímicos, gas licuado de petróleo y gas natural.

Repsol YPF es la mayor empresa petrolera en España y una de las principales en Latinoamérica. Además, Repsol YPF es una empresa equilibrada en cuanto a sus actividades de upstream y downstream

AÑO 2006

Características de la Sociedad

Las operaciones de YPF se vieron afectadas por los cambios en los precios internacionales de hidrocarburos líquidos. El precio promedio por barril del crudo, naftas de exportación y el gasoil en el mercado externo obtenido por YPF fue de U$S 67,7, U$S 55,8 y U$S 41,3 en 2006, 2005 y 2004, respectivamente. Los precios promedios del WTI fueron U$S 66,18, U$S 56,58 y U$S 41,40 en 2006, 2005 y 2004, respectivamente. Los cambios futuros en el precio internacional del crudo y de los productos refinados continuarán afectando los resultados de YPF, tanto por los ingresos generados por las exportaciones como por el costo de sus importaciones.

Durante 2006 las operaciones de YPF continuaron organizadas en las siguientes Unidades de Negocios:

• Química: las operaciones petroquímicas.

Repsol YPF es la mayor empresa petrolera en España y una de las principales en Latinoamérica. Además, Repsol YPF es una empresa equilibrada en cuanto a sus actividades de upstream y downstream.

AÑO 2007

Características de la Sociedad

Las operaciones de YPF se vieron afectadas por los cambios en los precios internacionales de hidrocarburos líquidos. El precio promedio correspondiente a naftas de exportación y petroquímicos en el mercado externo obtenido por YPF fue de US$ 89,83, US$ 78,03 y US$ 65,74 en 2007, 2006 y 2005, respectivamente. Los precios promedios correspondientes a la cotización del crudo WTI fueron US$ 72,23, US$ 66,18 y US$ 56,58 en 2007, 2006 y 2005, respectivamente. Si bien el petróleo crudo no constituye para la Sociedad un producto significativo dentro de su canasta de exportaciones, dado que prácticamente la totalidad de su producción es destinada a satisfacer los requerimientos de las refinerías nacionales, la evolución del precio internacional de barril de crudo afecta la determinación de los precios de transferencia entre segmentos de negocios de la Sociedad.

Sin embargo, a partir de la Resolución M.E.P. 394/07, mencionada precedentemente, que ha fijado un tope respecto a los valores que cada empresa puede obtener por la comercialización externa de hidrocarburos, la evolución al alza de la cotización del precio internacional del crudo, cuando el mismo se encuentre por encima de US$ 60,9 por barril, se ha visto limitada en cuanto a su efecto sobre los resultados de YPF S.A Los cambios futuros en el precio internacional del crudo, en la medida que este último afecte las adquisiciones que la Sociedad realice atento a satisfacer su capacidad de refinación, como asimismo los cambios en los precios de los productos refinados, todo ello considerando también el régimen de retenciones a las exportaciones que resultare aplicable, continuarán afectando los resultados de YPF

Durante 2007 las operaciones de YPF continuaron organizadas en las siguientes Unidades de Negocios:

• Química: las operaciones petroquímicas.

• Administración Central y otros: 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.

YPF es una sociedad controlada por Repsol YPF S.A. ("Repsol YPF'), una compañía petrolera organizada de acuerdo con las leyes del Reino de España que a la fecha de emisión de la presente Memoria y Estados Contables posee una participación del 84,14% en el capital accionario de YPF. Repsol YPF es una compañía integrada de petróleo y gas comprometida en todos los aspectos de la actividad petrolera, incluyendo exploración, desarrollo y producción de crudo y gas natural, transporte de productos derivados de hidrocarburos, gas licuado de petróleo y gas natural, refinación de petróleo, producción de una amplia gama de productos petroquímicos y comercialización de productos derivados de hidrocarburos, petroquímicos, gas licuado de petróleo y gas natural. Véase adicionalmente el apartado "Hechos Recientes".

AÑO 2008

Características de la Sociedad

Los precios promedios correspondientes a la cotización del crudo WTI fueron US$ 99,67, US$ 72,23 y US$ 66,18 en 2008, 2007 y 2006, respectivamente. No obstante las variaciones en las cotizaciones antes mencionadas, y como consecuencia de la Resolución M.E.P 394/07 vigente a partir de Noviembre de 2007, que estableció un nuevo régimen de retenciones a las exportaciones para ciertos productos hidrocarburíferos, los efectos resultantes de las mismas se han visto limitados durante el año 2008 como consecuencia del tope respecto a los valores que cada empresa puede obtener por la comercialización externa de hidrocarburos.

En este orden, la evolución al alza del precio internacional del crudo, cuando el mismo superó los US$ 60,9 por barril, ha tenido efectos poco significativos sobre los resultados de YPF S.A., considerando tanto los beneficios potenciales asociados a la venta de productos hidrocarburíferos al exterior, atento a los mayores precios que son absorbidos par las retenciones mencionadas, como así también teniendo en cuenta el impacto de los mismos en las adquisiciones de petróleo crudo que realiza la Sociedad atento a satisfacer su capacidad de refinación..

Durante 2008 las operaciones de YPF continuaron organizadas en las siguientes Unidades de Negocios:

• Exploración y Producción: exploración y producción, incluyendo las compras de gas, compras de petróleo crudo derivadas de contratos de servicios y concesiones, así como las ventas de petróleo crudo intersegmento y gas natural y sus derivados y generación eléctrica.

• Refino y Marketing: refinación, transporte, compra y comercialización de petróleo crudo a terceros y productos destilados

• Química: las operaciones petroquímicas.

• Administración Central y otros: los gastos y activos de la administración central y las actividades de construcción

Desde 1999, YPF es una sociedad controlada por Repsol YPF, una compañía integrada de petróleo y gas con sede central en España y operaciones en todo el mundo Repsol YPF fue la propietaria de aproximadamente el 99% del capital accionario de YPF desde el año 2000 hasta el 21 de febrero de 2008, cuando Petersen Energía S A., sociedad constituida en el Reino de España ("Petersen Energía"), adquirió 58.603.606 de nuestros ADSs de Repsol YPF, lo que representa el 14,9% de nuestro capital social, por US$ 2 235 millones (la "Operación Petersen").

Asimismo, Repsol YPF otorgó opciones a favor de los Señores Enrique Eskenazi, Sebastián Eskenazi, Ezequiel Eskenazi Storey y Matías Eskenazi Storey, accionistas de Petersen Energía o en su caso, a favor de sociedades directa o indirectamente controladas en un 100% por cualquiera de ellos (los "Beneficiarios' o "el Grupo Petersen") para adquirir hasta un 10,1% adicional del capital social de la Sociedad en el transcurso de cuatro años (las "Opciones Petersen"). El 20 de mayo de 2008, Petersen Energía Inversora S.A. ("PEISA") ejerció la opción de adquirir acciones que representan el 0,1% del capital social de YPF, lo cual quedó formalizado luego del cumplimiento de ciertos requisitos Adicionalmente, PEISA anunció el lanzamiento de una oferta pública de adquisición por la totalidad de las acciones de YPF que aún no poseía a dicho momento, a un precio de US$ 49,45 por acción o ADS y por la cual adquirió, luego de finalizado dicho proceso el 20 de Octubre de 2008, 461.868 acciones de YPF, representativas del 0,117% de nuestro capital.

AÑO 2009

Características de la Sociedad

Los precios promedios correspondientes a la cotización del crudo WTI fueron US$ 61,81, US$ 99,67 y US$ 72,23 en 2009, 2008 y 2007, respectivamente No obstante las variaciones en las cotizaciones antes mencionadas, y como consecuencia de la Resolución M.E.P. 394/07 vigente a partir de Noviembre de 2007, que estableció un nuevo régimen de retenciones a las exportaciones para ciertos productos hidrocarburíferos, los efectos resultantes de las mismas se han visto limitados durante los años 2008 y 2009 como consecuencia del tope respecto a los valores que cada empresa puede obtener por la comercialización externa de hidrocarburos..

Durante 2009 las operaciones de YPF continuaron organizadas en las siguientes Unidades de Negocios:

• Refino y Marketing: refinación, transporte, compra y comercialización de petróleo crudo a terceros y productos destilados.

• Química: las operaciones petroquímicas.

• Administración Central y otros: los gastos y activos de la administración central y las actividades de construcción

Desde 1999, YPF es una sociedad controlada por Repsol YPF, una compañía integrada de petróleo y gas con sede central en España y operaciones en todo el mundo. Repsol YPF fue la propietaria de aproximadamente el 99% del capital accionarlo de YPF desde el año 2000 hasta el 21 de febrero de 2008, cuando Petersen Energía S A, sociedad constituida en el Reino de España ("Petersen Energía"), adquirió 58.603.606 de nuestros ADSs de Repsol YPF, lo que representa el 14,9% de nuestro capital social, por US$ 2.235 millones (la "Operación Petersen").

El 20 de mayo de 2008, Petersen Energía Inversora S.A. ("PEISA") ejerció la opción de adquirir acciones que representan el 0,1 % del capital social de YPF, lo cual quedó formalizado luego del cumplimiento de ciertos requisitos. Adicionalmente, PEISA anunció el lanzamiento de una oferta pública de adquisición por la totalidad de las acciones de YPF que aún no poseía a dicho momento, a un precio de US$ 49,45 por acción o ADS y por la cual adquirió, luego de finalizado dicho proceso el 20 de Octubre de 2008, 461.868 acciones de YPF, representativas del 0,117% de nuestro capital.

TRANSFORMACIÓN

Administración central y otros

En el ejercicio 2010, las pérdidas operativas por gastos administrativos y otros alcanzaron los $ 952 millones, un 16,1% superiores a las del ejercicio anterior, siendo las principales causas los mayores sueldos y cargas sociales, los mayores honorarios y retribuciones por servicios, especialmente vinculados a contrataciones de servicios informáticos y licencias por uso de software, y las mayores erogaciones por publicidad, compensados parcialmente con una ganancia operativa
levemente mayor obtenida por nuestra sociedad controlada A- Evangelista S.A., la cual es imputada a este segmento, y por ingresos vinculados a servicios de apoyo, fundamentalmente en materia informática, que fueran brindados a sociedades relacionadas.

Liquidez y Recursos de Capital

Los fondos netos generados por las actividades operativas en 2011 fueron de $ 12.770 millones, en comparación con los $ 12.726 millones en 2010.

Las principales aplicaciones de fondos en actividades de inversión y financiación en 2011 incluyeron $ 12.289 millones destinados al pago de inversiones realizadas en bienes de uso, que corresponden principalmente a inversiones realizadas por nuestra unidad de negocio de Exploración y Producción, como así también a las inversiones realizadas en nuestras refinerías y según se menciona en párrafos precedentes y $ 5.565 millones en pagos de dividendos. Estas aplicaciones también se afrontaron con $ 3.994 millones de fondos netos correspondientes a préstamos obtenidos.

Las principales aplicaciones de fondos en actividades de inversión y financiación en 2010 incluyeron $ 8.729 millones destinados al pago de inversiones realizadas en bienes de uso, que corresponden principalmente a inversiones realizadas por nuestra unidad de negocio de Exploración y Producción, $ 4.444 millones en pagos de dividendos, mientras que los fondos netos provenientes de financiación ascendieron durante el año 2010 a $ 724 millones.

Las inversiones de capital y exploración durante 2011 han sido de $ 13.639 millones en comparación con $ 8.961 millones del año anterior. Del monto total correspondiente al año 2011, aproximadamente el 67% correspondieron al negocio de Exploración y Producción, 23% a Refino y Marketing, 8% a Química y 2% a Administración Central y otros.

Las inversiones de capital y exploración durante 2010 han sido de $ 8.961 millones en comparación con $ 5.832 millones del año anterior. Del monto total correspondiente al año 2010, aproximadamente el 70% correspondieron al negocio de Exploración y Producción, 20% a Refino y Marketing, 8% a Química y 2% a Administración Central y otros.

Como consecuencia del Acuerdo firmado entre Repsol YPF y el Grupo Petersen, las Partes han acordado una política de dividendos que resulte satisfactoria para las Partes y que contribuya a la caracterización de las acciones de la Compañía en los mercados como particularmente atractivas para lograr una adecuada relación entre los dividendos y las ganancias de la compañía (pay out). En este orden, las Partes acordaron distribuir en forma de dividendo el noventa por ciento (90%) de las utilidades de la Compañía, que serán satisfechos en dos (2) pagos cada año.

El total de préstamos al 31 de diciembre de 2011 es de $ 12.767 millones, de los cuales $ 8.113 millones corresponden al corto plazo y $ 4.654 millones al largo plazo. Aproximadamente el 85% de los préstamos al 31 de diciembre de 2011 han sido contraídos en dólares.

Al 31 de diciembre de 2011, el patrimonio neto de la Sociedad ascendía a $ 18.735 millones, que incluye la reserva legal de $ 2.007 millones. De acuerdo con lo establecido por la Ley W19.550 de Sociedades Comerciales, 5% de la utilidad neta del ejercicio debe ser apropiada a reserva legal hasta que la misma alcance el 20% del capital social. Al 31 de diciembre de 2011, la reserva legal se encuentra totalmente integrada en el 20% del capital social por $ 2.007 millones.

Operaciones con sociedades relacionadas

Durante 2011 hubo compras y/o ventas y operaciones de financiación con sociedades relacionadas, las que fueron detalladas en la Nota 7 a los estados contables básicos.

Política de remuneraciones al Directorio y planes de bonificación e incentivos

Remuneraciones del Directorio

Además, aprobó efectuar pagos a cuenta de honorarios para el ejercicio 2011 a los directores y miembros de la Comisión Fiscalizadora por hasta un monto de $ 21.400.000. El monto total de honorarios por el ejercicio cerrado el 31 de diciembre de 2011 será establecido por la Asamblea Ordinaria de Accionistas que apruebe la gestión del Directorio.

Planes de bonificación e incentivos

El plan de bonificación dispone el pago de efectivo a los participantes en base a un conjunto de objetivos mensurables y específicos o a los resultados de las revisiones del desempeño individual, bajo los programas de Gestión Profesional Sustentable y Evaluación de Desempeño, aplicables a todos los empleados de YPF, según la categoría profesional de cada uno de ellos. La remuneración variable adicional pagadera a cada empleado, en la medida que se alcancen los compromisos y resultados asumidos, oscila entre 6% y 45% del sueldo base anual de dicho empleado.

Sistema de Control Interno

En relación con el sistema de Control Interno, la Sociedad tiene desarrolladas diversas funciones y responsabilidades. que conjuntamente contribuyen a asegurar un adecuado cumplimiento de las leyes y disposiciones vigentes, la fiabilidad de la información financiera y la eficiencia y eficacia de las operaciones. La interrelación de las funciones de la Dirección de Auditoria Corporativa (que incluye procedimientos de auditoría operativas, de gestión, cumplimiento de procedimientos y de seguridad informática, y pruebas de evaluación del funcionamiento de los controles de reporte financiero), la Dirección Administrativa y Fiscal (quien además de supervisar la fiabilidad de la información recibida a través del sistema de información financiera, controla los niveles de acceso al mismo, mantiene y revisa el cumplimiento de los procedimientos de seguridad informática y los niveles de aprobación de las operaciones económico financieras y establece homogéneamente los procedimientos y políticas administrativo-contable aplicables a toda la Sociedad) y las Unidades Operativas (quienes establecen, entre otros, los limites de autoridad y la política de inversiones), actuando coordinadamente y. apoyados en un sistema de información totalmente integrado como SAP, proveen un sistema de control interno eficaz.

La legislación sobre gobierno corporativo, tanto en Argentina mediante el Decreto W 677/01 y las Resoluciones de la CNV N' 400/02 y 402/02, como en Estados Unidos de América mediante la Ley Sarbanes - Oxley y sus regulaciones relacionadas, requiere un relevamiento, documentación y pruebas de eficacia del modelo de Control Interno. La Sociedad ha establecido el Comité Interno de Transparencia o Disclosure Committee, en el que participan los máximos responsables de cada área de negocios y corporativas, cuyo objetivo fundamental es dirigir y coordinar el establecimiento y mantenimiento de: procedimientos para la elaboración de la información de carácter contable y financiero que la Sociedad debe aprobar y registrar conforme a las normas que le son de aplicación o que, en general, comunique a los mercados, sistemas de control interno suficientes, adecuados y eficaces que aseguren la corrección, fiabilidad, suficiencia y claridad de los estados financieros de la Sociedad contenidos en los Informes Anuales y Trimestrales, así como de la información contable y financiera que la Sociedad debe aprobar y registrar.

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

Gestión de la Sociedad

Como consecuencia del Acuerdo entre Repsol YPF y el Grupo Petersen firmado el 21 de febrero de 2008, y por el cual se produjo la venta de acciones de la Sociedad a Petersen, las Partes han acordado la distribución de ciertas funciones en la Sociedad, como asimismo el número de integrantes de cada una en los órganos de Dirección, todo lo cual es efectivo desde la Asamblea de Accionistas de la Sociedad que se celebró el 7 de marzo de 2008.

Informe sobre Código de Gobierno Societario - Resolución General Nº 516/07 de la Comisión
Nacional de Valores.

En el Anexo 1 se incluye el Informe sobre Código de Gobierno Societario (el "Informe") con el fin de dar cumplimiento a lo dispuesto por la Resolución General de la Comisión Nacional de Valores ("CNV") Nº 516.

Perspectivas

La situación macroeconómica mundial no cesa, desde hace un periodo considerable, en cuanto a su amenaza continua de desestabilizar las principales variables que afectan el comercio internacional, y especialmente a partir de la situación que viven ciertas economías avanzadas, y según se menciona en párrafos precedentes. Los principales organismos de análisis macroeconómicos internacionales continúan precavidos en cuanto a las expectativas de crecimiento, manteniendo alertas respecto a las consecuencias que supondrán, tanto en el caso de que se tomen como asimismo que se dilaten en el tiempo, las medidas que aquellos países seriamente afectados por la crisis económico-financiera, fundamentalmente en la zona del euro, adoptarían.

Dentro del contexto mencionado precedentemente, lo cual no obstante representar un elemento desafiante en la gestión operativa de la Sociedad, atento fundamentalmente a los efectos en los flujos financieros, su disponibilidad y costo asociado para financiar el crecimiento y/o la inversión, y considerando asimismo el crecimiento estimado de la economía argentina, continuamos con el proceso de inversión y eficientización de nuestras actividades, tendiente a afianzar el objetivo de contribuir y acompañar en la mayor medida posible el proceso que viene recorriendo la Argentina, focalizándonos de esta forma no sólo en el corto plazo, sino fundamentalmente en los objetivos de mediano y largo plazo, teniendo en cuenta la creciente demanda de energía del país. Asimismo, dentro del proceso de visualización de oportunidades en el exterior que iniciáramos recientemente, y con el objetivo de permitirnos incorporar activos en otras latitudes, buscando incrementar el valor de la Sociedad, hemos participado activamente en Chile y Colombia, lo que entendemos nos brindará una posición relativa adecuada para iniciar nuevas actividades en el exterior en materia de Upstream.

Es de destacar, y con relación al valor que el mercado asigna a la Sociedad, que durante el primer semestre del corriente año nuestro accionista con participación mayoritaria ha vendido en el mercado parte de su participación en la Sociedad y, de acuerdo a los resultados de dichas operaciones, se ha observado un importante interés por las acciones de _la misma, lo cual podría considerarse como una reafirmación de la confianza que el mercado continúa depositando en la misma y las expectativas a futuro.

En materia de financiamiento durante el corriente año hemos finalizado exitosamente la colocación de obligaciones negociables en el mercado doméstico, manifestándose nuevamente de esta forma la confianza de los inversores en la Sociedad. Adicionalmente, parte de nuestros esfuerzos continúan enfocados a la optimización de nuestra estructura de financiamiento, atento a nuestra situación de liquidez corriente actual, todo lo cual facilitará la gestión de la Sociedad especialmente en cuanto al cumplimiento del plan estratégico de la misma, permitiéndonos continuar contribuyendo a satisfacer la demanda creciente de la Argentina en materia energética.

En términos de Exploración y Producción, la Sociedad continúa con su esfuerzo tendiente a aumentar los factores de recuperación en los yacimientos maduros mediante perforaciones de tipo infill drilling (búsqueda de petróleo remanente en el reservorio a través de nuevas perforaciones entre pozos existentes) y la recuperación secundaria y terciaria, buscando lograr a través de esto último y de otras iniciativas resultados satisfactorios de acuerdo al objetivo antes mencionado, no obstante y dadas las características propias de la actividad con su riesgo asociado, no poder garantizar el éxito de los mismos.

Asimismo, y dentro de unos de nuestros principales focos de actuación, continuamos con la labor realizada hasta la fecha en materia de exploración de recursos no convencionales, lo cual nos ha brindado resultados positivos en nuestra corta experiencia, tales como resultaron ser las perforaciones verticales realizadas en la zona Loma La Lata Norte (la cual incluye el norte de Loma La Lata y Loma Campana, en adelante "LLL Norte"), provincia de Neuquén, todos ellos con producciones iniciales de entre 200 y 600 barriles de petróleo equivalentes por día (bpe/d), y la perforación del pozo vertical La Amarga Chica-x3 en el área exploratoria de la Amarga Chica al norte del descubrimiento de LLL Norte
con objetivo en dicha zona y cuyas pruebas iniciales muestran producciones de 400 bpe/d, de 35 API, tras realizar cuatro fracturas hidráulicas esto último, todo ello sumado a los resultados anunciados durante 2011 en el área Bajada de Añelo.

El objetivo primario de las inversiones comprendidas bajo este proyecto es comprobar la productividad de la roca madre Vaca Muerta como reservorio no convencional de hidrocarburos líquidos, usando tecnología de punta como micro sísmica y estimulación hidráulica masiva. Los resultados positivos obtenidos hasta la fecha, a partir de las perforaciones realizadas, alientan a continuar con el plan exploratorio previsto para la formación mencionada para el año 2012.

Adicionalmente, durante el año 2011 hemos acordado con el Gobierno de la provincia de Mendoza extender por el término de diez años, a partir del vencimiento de sus plazos originales, la concesión de 16 áreas que la compañía opera en Mendoza, lo cual prevé un compromiso de erogar más de 4.100 millones de dólares durante el plazo previsto en el acuerdo, manifestando de esta forma nuestra firme intención de continuar invirtiendo en las potencialidades que ofrece la Argentina, contribuyendo de esta forma al desarrollo energético y económico. Dentro de la provincia mencionada, en el bloque Chachahuen, perteneciente a la cuenca Neuquina en la provincia de Mendoza, y en materia de descubrimiento de petróleo convencional, los resultados preliminares en los test de producción arrojaron caudales de entre 200 a 315 barriles de petróleo por día (bp/d) de densidad media (24° API).

Asimismo, y luego del éxito en la implementación del proyecto de regasificación de gas natural licuado en Bahía Blanca, a partir de la iniciativa del Gobierno Argentino tendiente a buscar las alternativas disponibles que permitan satisfacer la creciente demanda de gas del mercado doméstico, en particular en las cercanías del anillo de distribución de Buenos Aires, donde se concentra el principal centro de consumo del país, y de lo cual también fuéramos partícipes, YPF y Energía Argentina S.A. ("ENARSA") han desarrollado una nueva inversión, la cual ha implicado la aplicación de ingeniería compleja, con la construcción de un nuevo puerto, cediéndole aguas al río, acondicionado para recibir un barco regasificador en la localidad de Escobar, próximo a la Capital Federal. La operación de este nuevo servicio de regasificación, el cual entró en funcionamiento durante el mes de mayo del corriente año, está a cargo de YPF, mientras que las operaciones de compra y venta del producto son realizadas por ENARSA.

Atento a nuestro objetivo de satisfacer la demanda local de combustibles dentro de nuestras máximas posibilidades, es nuestra intención continuar mejorando la eficiencia de producción y de costos, buscando la optimización permanente de nuestros activos de refino a fin de aumentar su capacidad, aumentar su flexibilidad respecto a la obtención de los productos que son resultado del proceso de refinación, continuar adaptando nuestras refinerías a las nuevas normas de bajo contenido de azufre, y desarrollar nuestros activos y redes logísticas para satisfacer el crecimiento continuado esperado de la demanda. Dentro de este contexto hemos avanzado, entre otros, con:

a) La construcción de la Planta de Reformado Catalítico Continuo (CCR) en nuestro Complejo Industrial La Plata, que se estima implicará una inversión final superior a US$ 340 millones y que permitirá realizar procesos químicos de reformado de naftas a base de catalizadores, dando en consecuencia mejoras en términos de productividad, seguridad industrial y cuidado del medio ambiente;

b) La inversión en unidades de hidrotratamiento de gasoil (HTG "B" en La Plata, y HDS 11 en Luján de Cuyo) y nafta (HTN 11 en Luján de Cuyo) para mejorar aún más la calidad de las naftas y gasoil que producen nuestras refinerías, que permitirán satisfacer los objetivos enunciados previamente, incorporando asimismo gradualmente al mercado productos de alta gama en un todo acorde a la evolución tecnológica asociada, contribuyendo también a partir de todo ello al empleo de personal a partir de los requerimientos de los proyectos bajo cartera;

c) Construcción de un nuevo horno en la refinería de La Plata, cuyo objetivo es no sólo reemplazar la unidad anterior de antigua data, sino también y fundamentalmente incrementar la capacidad en un 30%, aumentando la tasa de utilización de la refinería y en consecuencia la producción de combustibles.

Asimismo, dentro del contexto antes mencionado, recientemente pusimos en marcha la Planta YPF Minero Valles, ubicada en Güemes, provincia de Salta, la cual abastecerá los proyectos mineros y minas en operación en Salta, Jujuy, Catamarca y Santiago del Estero. De esta forma, se afianza nuestro compromiso de estar más cerca de nuestros clientes mejorando la calidad de atención mediante la implementación de una logística exclusiva y focalizada, dado el difícil acceso a las zonas de desarrollo de estas actividades.

En materia de servicios a la minería y al agro, continuamos con nuestra focalización en dichas actividades, tendiente a ser partícipes y motores de dos de los vectores de crecimiento de la economía argentina. En este orden, durante 2011 inauguramos en la ciudad salteña de Güemes un nuevo establecimiento de nuestra red YPF DIRECTO. orientado a satisfacer las necesidades del sector industrial y minero de las provincias de Salta, Jujuy y Catamarca. Entre sus productos cuenta con gasoil minero, un combustible exclusivo de YPF óptimo para su utilización en zonas donde por efectos de altitud o latitud la temperatura ambiente es muy baja. Adicionalmente, durante el año 2011 realizamos la apertura de la base de Tres Arroyos, ubicada en una zona característica por el cultivo de cebada y trigo, y atendiendo la zona de los partidos de Tres Arroyos, San Cayetano y Gonzáles Chaves en la Provincia de Buenos Aires.

Dentro de la actividad antes mencionada, y reafirmando nuestra intención según se indica previamente, participamos en el VIII Congreso Internacional de Agro negocios, organizado en forma conjunta por la Facultad de Agronomía de la UBA y el PENSA (Programa de Estudios del Sistema Agroalimentario) de la Universidad de Sao Paulo, Brasil. Asimismo, ha finalizado la primera edición del Postgrado en Agro negocios y Alimentos que realizamos en convenio con la Facultad de Agronomía de la UBA. Tanto el Postgrado como el Programa en Agro negocios y Alimentos se orientan a brindar las competencias necesarias para la gestión competitiva del sector de los agro negocios y así potenciar los negocios de YPF en el creciente mercado del agro.

Adicionalmente, durante el corriente año pusimos en marcha el proyecto de recuperación de gases de antorcha del Complejo Industrial La Plata, el cual fue registrado dentro del Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) de las Naciones Unidas en Diciembre pasado, lo que nos permitirá acceder a190.000 certificados de reducción de emisiones, equivalentes a aproximadamente 1,9 millones de euros por año. Se trata del primer proyecto MDL de recuperación de gas de antorcha en refinería en el mundo.

En este orden, han sido aprobados y completados la instalación de dos sistemas de recuperación de gases a mecheros en la Refinería La Plata para aprovechar en hornos y calderas el gas que se quemaba en antorchas. La inversión realizada tiene por objetivo generar un ahorro de combustible en la refinería y reducir las emisiones a la atmósfera del gas efecto invernadero, contemplado en el Protocolo de Kyoto, además de mejorar la imagen del complejo industrial.

Adicionalmente, y dentro de esta temática, realizamos actualmente los esfuerzos e inversiones necesarias con el objetivo de obtener la aprobación por parte de las Naciones Unidas para un proyecto de similares características para nuestra refinería de Luján de Cuyo.

Dentro de nuestro objetivo de cuidado y mejora del medioambiente, recientemente lanzamos al mercado un nuevo combustible cuyo objetivo apunta a mejorar la calidad de los combustibles de uso masivo, para incrementar la calidad del aire de los grandes centros urbanos y promover el cuidado por el medio ambiente. El combustible mencionado posee menos azufre que el gasoil común (con un máximo de 500 partes por millón) y optimiza el rendimiento de los motores, adelantándonos de esta forma a las disposiciones de la Secretaría de Energía. que obliga a todas las petroleras a ofrecer un gasoil de mayor calidad desde el 1" de julio de este año en ciertas localidades de la Argentina.

Finalmente, durante el segundo trimestre de 2011 inauguramos en la localidad de Tigre, provincia de Buenos Aires, la estación de servicio más moderna de Latinoamérica, todo ello dentro del concepto de eficiencia energética y cuidado del medioambiente.

Según los Estados Contables de la Sociedad al 31 de diciembre de 2011, el saldo de utilidades no asignadas a dicha fecha es de $ 5.296 millones, incluidas las utilidades correspondientes al ejercicio finalizado en la fecha antes mencionada. Adicionalmente, luego del pago de dividendos aprobado en reuniones de Directorio de fechas 26 de abril y 2 de noviembre de 2011, existe un saldo remanente correspondiente a la reserva para futuros dividendos de $ 1.057 millones. Las normas legales vigentes establecen que debe destinarse a la Reserva Legal no menos del 5% de la utilidad de cada ejercicio hasta que dicha reserva alcance un monto igual al 20% del capital social (art. 70, Ley 19.550), hecho este último que se ha cumplimentado durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2009.

Teniendo en cuenta las previsiones de la RG CNV 593/11, el Directorio se encuentra evaluando las diversas alternativas disponibles en relación con la imputación de los Resultados No Asignados para su presentación a la Asamblea General de Accionistas. A este fin, el Directorio estima necesario contar con un plazo adicional que le permita llevar a cabo un análisis detallado de las mismas, con el objeto de formular la propuesta que pondrá a consideración de los accionistas con la antelación necesaria, conforme lo exige la normativa aplicable.

Habida cuenta de lo anterior, el Directorio estima conveniente diferir la propuesta de asignación de los Resultados No Asignados para la oportunidad de realizar próximamente la convocatoria a la Asamblea General de Accionistas.

Asamblea General de Accionistas.

Entre otros propósitos, la presente Memoria. análisis y explicaciones de la Dirección, tiene por objeto cumplir con la información requerida por la Ley de Sociedades Comerciales (Artículo 66 de la Ley Nº 19.550).
EL DIRECTORIO
Buenos Aires, 8 de marzo de 2012

Administración central y otros

En el ejercicio 2012, las pérdidas operativas por gastos administrativos y otros alcanzaron los $ 2.493 millones, un 41,6% superiores a las del ejercicio anterior. Dentro de las causas que motivan la variación antes mencionada se encuentran mayores sueldos y cargas sociales, mayores honorarios y retribuciones por servicios, especialmente vinculados a contrataciones de servicios informáticos y licencias por uso de software, sumado al efecto de los menores resultados operativos obtenidos por nuestra sociedad controlada A - Evangelista SA, la cual es imputada a este segmento, fundamentalmente como consecuencia del reconocimiento de reducciones en márgenes estimados correspondientes a obras de largo plazo cuyo impacto acumulado tiene efecto en los resultados del corriente año.

En adición a lo mencionado previamente, los resultados del segmento se ven afectados negativamente por la registración de los cargos vinculados a nuestra sociedad controlada YPF Holdings (efecto negativo incremental de aproximadamente $ 249 millones en 2012), a partir tanto del avance de negociaciones de acuerdos con entidades gubernamentales americanas vinculadas a litigios, todo ello con el objetivo de minimizar los impactos potenciales que dichas situaciones representan, como así también a la actualización de los costos estimados de remediaciones atento a la nueva información disponible y/o avance en las tareas de caracterización de sitios.

Liquidez y Recursos de Capital

Los fondos netos generados por las actividades operativas en 2012 fueron de $ 17.301 millones, en comparación con los $12.686 millones en 2011, lo que representa un aumento de 36,4%.

Las principales aplicaciones de fondos en actividades de inversión y financiación en 2012 incluyeron $ 16.403 millones destinados al pago de inversiones realizadas en bienes de uso, lo cual representa un incremento de aproximadamente 35% respecto al año anterior, que corresponden principalmente a inversiones realizadas por nuestra unidad de negocio de Exploración y Producción, como así también a las inversiones realizadas en nuestras refinerías y según se menciona en párrafos precedentes, $ 303 millones en pagos de dividendos y $ 920 millones en pagos de intereses.

Estas aplicaciones también se afrontaron con $ 3.877 millones de fondos netos correspondientes a préstamos obtenidos y
a la emisión de nuevas series de obligaciones negociables. Las principales aplicaciones de fondos en actividades de inversión y financiación en 2011 incluyeron $ 12.158 millones destinados al pago de inversiones realizadas en bienes de uso, $ 5.565 millones en pagos de dividendos y $ 457 millones en pagos de intereses, mientras que los fondos netos provenientes de financiación ascendieron durante el año 2011 a $ 4.178 millones.

El total de préstamos al 31 de diciembre de 2012 es de $ 17.104 millones, de los cuales $ 5.004 millones corresponden al corto plazo y $ 12.100 millones al largo plazo. Aproximadamente el 52% de los préstamos al 31 de diciembre de 2012 han sido contraídos en dólares, comparado con aproximadamente un 85% que habían sido contraídos en dicha moneda al 31 de diciembre de 2011. Al 31 de diciembre de 2012, el total de efectivo y equivalentes asciende a $ 4.747 millones.

Al 31 de diciembre de 2012, el patrimonio neto de la Sociedad ascendía a $31.260 millones, que incluye la reserva legal de $ 2.007 millones. De acuerdo con lo establecido por la Ley Nº19.550 de Sociedades Comerciales, 5% de la utilidad neta del ejercicio debe ser apropiada a reserva legal hasta que la misma alcance el 20% del capital social. Al 31 de diciembre de 2012, la reserva legal se encuentra totalmente integrada en el 20% del capital social por $ 2.007 millones.

Operaciones con sociedades relacionadas

Durante 2012 hubo compras y/o ventas y operaciones de financiación con sociedades relacionadas, las que fueron detalladas en la Nota 6 a los estados contables individuales y consolidados.

Política de remuneraciones al Directorio y planes de bonificación e incentivos
Remuneraciones del Directorio

Las normas legales vigentes establecen que la compensación anual pagada a los miembros del Directorio (incluidos aquellos que realizan actividades ejecutivas) no puede exceder el 5% del resultado neto del ejercicio si YPF no paga dividendos por ese período, pudiendo incrementarse hasta un 25% del resultado neto si se pagasen dividendos. La retribución del Presidente y otros Directores que trabajan como ejecutivos, conjuntamente con la de todos los otros Directores, requiere de la ratificación de una Asamblea General Ordinaria de Accionistas. Con fecha 17 de julio de 2012, la Asamblea de Accionistas de la Sociedad aprobó por mayoría absoluta de las acciones con derecho a voto presentes la autorización al Directorio para efectuar pagos a cuenta de honorarios por el período que va desde 4 de junio de 2012, fecha en la cual se produjo la designación de los directores y miembros de la Comisión Fiscalizadora, hasta la finalización del ejercicio 2012 por hasta la suma de $ 34.800.000, quedando el tratamiento del pago de los honorarios efectuados entre el 1 de enero y el 4 de junio de 2012 diferido para su resolución por parte de la próxima Asamblea que tratará la retribución de los directores y síndicos por el ejercicio 2012.

Planes de bonificación e incentivos

La Compañía cuenta con un plan de bonificación a corto plazo, de pago en efectivo a los participantes en base a un conjunto de objetivos mensurables y específicos o a los resultados de las revisiones del desempeño individual, bajo los programas de Gestión Profesional Sustentable y Evaluación de Desempeño, aplicables a los empleados de YPF, según la categoría profesional de cada uno de ellos. La remuneración variable adicional pagadera a cada empleado, en la medida que se alcancen los compromisos y resultados asumidos, oscila en promedio entre 6% y 45% del sueldo base anual de dicho empleado.

Adicionalmente, cuenta con un plan de bonificación a largo plazo, aplicable a ejecutivos y personal clave de la Compañía, consistente en el pago de sumas de dinero basado en el cumplimiento objetivos estratégicos de largo plazo y en el desempeño individual de os participantes. A partir del ejercicio 2013, la Compañía considera conveniente reconvertir dicho plan de retribución a largo plazo por uno basado en el otorgamiento de acciones. El nuevo plan alcanzará al nivel ejecutivo y gerencial Y a personal clave con conocimiento técnico critico, y se prevé ponerlo en marcha en el 2013, una vez obtenidas las aprobaciones necesarias para ello, reconvirtiendo planes de largo plazo en ejecución y otorgando un nuevo plan con este esquema. Este nuevo esquema favorecerá el alineamiento del desempeño de los ejecutivos y del personal técnico clave con los objetivos del Plan estratégico de la compañía que apunta a recuperar el autoabastecimiento energético del país generando valor para el accionista.

Sistema de Control Interno

En relación con el sistema de Control Interno, la Sociedad tiene desarrolladas diversas funciones y responsabilidades, que conjuntamente contribuyen a asegurar un adecuado cumplimiento de las leyes y disposiciones vigentes, la fiabilidad de la información financiera y la eficiencia y eficacia de las operaciones.

La interrelación de las funciones de la Dirección de Auditoría Interna (que incluye procedimientos de auditoría operativas, de gestión, cumplimiento de procedimientos y de seguridad informática, y pruebas de evaluación del funcionamiento de los controles de reporte financiero), la Dirección Financiera (quien además de supervisar la fiabilidad de la información recibida a través del sistema de información financiera, controla los niveles de acceso al mismo, mantiene y revisa el cumplimiento de los procedimientos de seguridad informática y los niveles de aprobación de las operaciones económico financieras y establece homogéneamente los procedimientos y políticas administrativo-contable aplicables a toda la Sociedad) y las
Unidades Operativas (quienes establecen, entre otros, los limites de autoridad y la política de inversiones), actuando coordinadamente y apoyados en un sistema de información totalmente integrado como SAP, proveen un sistema de control interno eficaz.

La legislación sobre gobierno corporativo, tanto en Argentina mediante el Decreto No 677/01 y las Resoluciones de la CNV N° 400/02 y 402/02, como en Estados Unidos de América mediante la Ley Sarbanes - Oxley y sus regulaciones relacionadas, requiere un relevamiento, documentación y pruebas de eficacia del modelo de Control Interno.

La Sociedad ha establecido el Comité Interno de Transparencia o Disclosure Committee, en el que participan los máximos responsables de cada área de negocios y corporativas, cuyo objetivo fundamental es dirigir y coordinar el establecimiento y mantenimiento de: procedimientos para la elaboración de la información de carácter contable y financiero que la Sociedad debe aprobar y registrar conforme a las normas que le son de aplicación o que, en general, comunique a los mercados, sistemas de control interno suficientes, adecuados y eficaces que aseguren la corrección, fiabilidad, suficiencia y claridad de los estados financieros de la Sociedad contenidos en los Informes Anuales y Trimestrales, así como de la información contable y financiera que la Sociedad debe aprobar y registrar.

Gestión de la Sociedad

La Ley Nº 26.741, en su artículo 15, establece que para el desarrollo de su actividad, YPF Sociedad Anónima continuará operando como sociedad anónima abierta, en los términos del Capitulo 11, Sección V, de la Ley 19.550 y normas concordantes. Asimismo, en su artículo 16, dicha ley establece que la gestión de los derechos accionarios correspondientes a las acciones sujetas a expropiación, por parte del Estado nacional y las provincias, se efectuará con arreglo a los siguientes principios: a) La contribución estratégica de YPF Sociedad Anónima al cumplimiento de los objetivos de la Ley de Expropiación; b) La administración de YPF Sociedad Anónima conforme a las mejores
prácticas de la industria y del gobierno corporativo, preservando los intereses de sus accionistas y generando valor para ellos; e) El gerenciamiento de YPF S.A. a través de una gestión profesionalizada.

Con fecha 4 de junio de 2012 el Directorio de la Sociedad designó al Sr. Miguel Matías Galuccio como Presidente del Directorio, Gerente General y/o Chief Executive Officer de YPF S.A., con mandato por un ejercicio.

Informe sobre Código de Gobierno Societario - Resolución General Nº 606/12 de la Comisión Nacional de Valores

Perspectivas

Los principales organismos de análisis macroeconómicos internacionales continúan siendo cautos en cuanto a las expectativas de crecimiento, manteniendo alertas respecto a las consecuencias que supondrán, tanto en el caso de que se tomen como asimismo que se dilaten en el tiempo, las medidas que se estiman necesarias adoptar en aquellos países seriamente afectados por la crisis económico-financiera, fundamentalmente en la zona del euro.

Luego de implementadas las disposiciones de la Ley de Expropiación, y considerando específicamente los ambiciosos objetivos de la misma, la Compañía se enfrenta a un fuerte desafío en su gestión operativa, re focalizando la misma no sólo en el corto plazo, sino fundamentalmente en el mediano y largo plazo. En este orden, el logro de los objetivos declarados por la mencionada ley, dentro de los que se encuentra el incremento de la producción y el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos, dará lugar a la sustentabilidad de la Sociedad, todo ello basado en un perfil de inversión y crecimiento constante que aseguren de esta forma valor futuro para el conjunto de sus accionistas y atento a los intereses de cada uno de ellos.

Dentro de este contexto, el 30 de Agosto de 2012, la Sociedad ha aprobado y anunciado el Plan Estratégico 2013-2017 que constituirá las bases para el desarrollo de la misma en los próximos años. Dicho plan tiene como base reafirmar el compromiso de crear un nuevo modelo de compañía en la Argentina que alinea los objetivos de YPF con los del país, donde YPF se constituya en el líder de la industria que apunte a revertir el desbalance energético nacional y a lograr el autoabastecimiento de hidrocarburos en el largo plazo.

El Plan Estratégico 2013-2017 implica el establecimiento de importantes objetivos para los próximos años, los cuales se centran en : (i) el desarrollo de recursos no convencionales, que implica una oportunidad única en nuestro país debido: a) la expectativa vinculada a la existencia de grandes volúmenes de recursos prospectivos en la Argentina, tal como resulta de estimaciones incluidas en reportes emitidos por diversas entidades a nivel internacional, b) la participación relevante que poseemos en los derechos de exploración y explotación sobre el acreage en el cual se encontrarían localizados dichos recursos y e) la posibilidad de integrar un portafolio de proyectos de alto potencial; (ii) el relanzamiento de la exploración convencional y no convencional, extendiendo los límites de yacimientos actuales e incursionando en nuevas fronteras exploratorias, incluyendo el offshore; (iii) el aumento en inversión y gastos operativos en áreas maduras que presentan oportunidades rentables de aumentos del factor de recuperación mediante pozos infill, extensión de la recuperación secundaria y pruebas de recuperación terciaria; (iv) retornar a una activa producción de gas natural acompañando la producción de crudo y (v) aumentar la producción de productos refinados mejorando la capacidad de refinación, lo que implicará mejorar la capacidad instalada, incrementar, actualizar y convertir nuestras refinerías.

Tal como se menciona previamente, dentro de nuestros principales focos de actuación se encuentra la profundización de los trabajos en materia de exploración de recursos no convencionales. Los resultados positivos obtenidos hasta la fecha, a partir de las perforaciones realizadas, alientan a continuar con el plan exploratorio previsto para la formación mencionada para el año 2013 y sucesivos. Con el objetivo mencionado precedentemente, hemos comenzado a mantener reuniones con diferentes empresas importantes del mercado petrolero, a efectos de trabajar en buscar formas asociativas e incrementar las inversiones para poder desarrollar dichos recursos .

En tal sentido, en el mes de diciembre de 2013 hemos completado con subsidiarias de Chevron Corporation (en adelante "Chevron") un Acuerdo de Proyecto de Inversión que tiene por objetivo la explotación conjunta de hidrocarburos no convencionales en la provincia del Neuquén. El Acuerdo contempla un desembolso, de hasta 1.240 millones de dólares por parte de Chevron para una primera fase de trabajo que desarrolla unos 20 km2 (el "proyecto piloto") (4.942 acres) de los 395 km2 (97.607 acres) correspondientes al área afectada al proyecto, ubicada en la mencionada provincia y que incluye las áreas Loma La Lata Norte y Loma Campana. Este primer proyecto piloto contempla la perforación de más de 100 pozos.

Conjuntamente con lo ya invertido por YPF en la mencionada área, este nuevo aporte comprendería una inversión total de 1.500 millones de dólares en el proyecto piloto, donde ya se encuentran operando 19 equipos de perforación y se extraen más de 10 mil barriles equivalentes de petróleo diarios. Juntamente con lo ya invertido por YPF en la mencionada área y una vez completado el monto comprometido luego de finalizado el proyecto piloto, ambas empresas estiman, sujeto al cumplimiento de ciertas condiciones, continuar con el desarrollo total del Área Loma Campana, compartiendo las inversiones al 50 por ciento.

En el mismo sentido, durante el mes de septiembre de 2013, hemos firmado con Dow Europe Holding B.V. y PBB Polisur S.A. (ambas en adelante "Dow'') un Acuerdo que contempla un desembolso por ambas partes de hasta U$S 188 millones que se destinarán a la explotación conjunta de un proyecto piloto de gas no convencional en la provincia del Neuquén, de los cuales Dow aportaría hasta U$S 120 millones a través de un financiamiento convertible en una participación en el proyecto, que contempla una primera fase de trabajo en la que se perforarían 16 pozos.

En caso que Dow ejerza la opción de conversión, la Sociedad cedería el 50% de su participación en el área "El Orejano", la cual comprende una extensión total de 45 km2 (11.090 acres), en la provincia del Neuquén y el 50% de participación en una UTE a conformarse para la explotación de dicha área. Cabe recordar que durante el mes de marzo de 2013 pusimos en servicio en esta área el primer pozo de shale gas de la compañía en el país denominado orejano x-2 (EOr. X-2). Con este pozo, ubicado aproximadamente a 60 Km. al noroeste de la ciudad de Añelo, provincia de Neuquén, logramos inyectar gas de Vaca Muerta al Sistema de Transporte Nacional a través del Gasoducto Pacífico operado por la empresa Transporte de Gas del Norte.

De igual forma, con fecha 6 de noviembre de 2013, hemos firmado un acuerdo de inversión con Petrolera Pampa S.A. (en adelante "Petrolera Pampa"), por el cual Petrolera Pampa se compromete a invertir US$ 151,5 millones a cambio del 50% de participación en la producción de los hidrocarburos del área Rincón del Mangrullo en la Provincia del Neuquén correspondiente a la "Formación Mulichinco" (en adelante el "Área"), en la cual YPF será operador del Área. Durante una primera etapa (que deberá ser completada en un plazo de 12 meses), Petrolera Pampa se ha comprometido a invertir US$ 81,5 millones para la perforación de 17 pozos y la adquisición e interpretación de aproximadamente 40 km2 de sísmica 3D.

Adicionalmente, la Sociedad sumará una inversión equivalente para la perforación de 17 pozos adicionales de los cuales tendrá derecho a obtener el 100% de lo producido. Una vez concluida la primera etapa de inversión Petrolera Pampa podrá optar por continuar con una segunda fase de inversiones (a ser completada en un plazo de 12 meses) que contempla una inversión de US$ 70 millones para la perforación de 15 pozos. Finalizadas las dos etapas, las Partes podrán llevar adelante las inversiones necesarias para el desarrollo futuro del Área de acuerdo a los porcentajes de participación respectiva (50% cada una de ellas) .

Por otra parte, el 12 de febrero de 2014 hemos firmado un acuerdo de adquisición de las operaciones que la empresa Apache tiene en el país y de esta manera, una vez producido el cierre de la transacción, nos posicionaremos como la principal operadora de Gas de Argentina. Los principales activos incluidos en la transacción se encuentran en las provincias del Neuquén, Tierra del Fuego y Río Negro, producen un total de 46.800 barriles equivalentes de petróleo por día, cuentan con una infraestructura importante de duetos y plantas y se emplean unas 350 personas. Además ciertos activos poseen potencial de exploración y desarrollo en la formación Vaca Muerta.

Esta compra, implicará un impacto significativo para YPF: volvemos a la Cuenca Austral, aumentaremos la producción de gas, incrementaremos nuestras reservas de hidrocarburos y accederemos a una producción de petróleo calidad Medanito, óptimo para nuestras refinerías. El precio convenido entre las partes es de US$ 800 millones, más capital de trabajo, menos los ajustes a la fecha de cierre del contrato que puedan surgir por cuestiones fuera del curso ordinario de los negocios. A la fecha de los presentes Estados Contables ya se ha pagado un anticipo de US$ 50 millones. A su vez, YPF ha celebrado un acuerdo de cesión de activos con Pluspetrol S.A. ("Piuspetrol") por el cual le otorga, a cambio de US$ 217 millones, porcentajes de participación correspondientes a Apache Energía Argentina S.R.L. (sociedad controlada por Apache Ganada Argentina Holdings S.a.r.) en 3 concesiones y cuatro contratos de UTE, como así también una participación correspondiente a YPF en un contrato de UTE. Todas las participaciones se vinculan a activos ubicados en la provincia del Neuquén y con el objetivo de explorar y desarrollar en conjunto la formación Vaca Muerta.

Adicionalmente, con fecha 31 de enero de 2014, YPF ha adquirido de Petrobras Argentina S.A. su participación del 38,45% en el contrato de UTE Puesto Hernández que oportunamente celebraran ambas empresas, contrato bajo el cual se realiza la explotación del área de concesión Puesto Hernández (el "Área"). El Área es una concesión de explotación, ubicada en las provincias de Neuquén y Mendoza, cuyo titular es YPF con vencimiento en el año 2027, operada a través del mencionado contrato de UTE que expira el 30 de junio de 2016 y que será cancelado anticipadamente, pasando YPF a tener el 100% de la participación en el área Puesto Hernández, convirtiéndose en su operador. Puesto Hernández produce en la actualidad más de 10.000 barriles por día de crudo liviano (calidad Medanito).

La transacción se realizó por un monto de US$ 40,7 millones. YPF, al pasar a ser el operador del Área, podrá acelerar los planes de inversión para optimizar su potencial productivo hasta el año 2027.

Del mismo modo, con fecha 7 de lebrero de 2014, YPF ha adquirido de Potasio Río Colorado S.A. su participación del 50% en el contrato de UTE Segmento 5 Loma La Lata - Sierra Barrosa formación conocida como "Lajas" que oportunamente celebraran ambas empresas, contrato bajo el cual se realiza la explotación del área de concesión Loma La Lata - Sierra Barrosa provenientes del horizonte geológico "Lajas" (el "Área"). El Área es una concesión de explotación, ubicada en la provincia de Neuquén, cuyo titular es YPF con vencimiento en el año 2027, operada por YPF a través del mencionado contrato de UTE que se extendía hasta la finalización de la concesión y/o de cualquier acuerdo o contrato que otorgaría el derecho a seguir explotando el "Área" y que será cancelado anticipadamente, pasando YPF a tener el 100% de la participación en el área Segmento 5 Loma La Lata- Sierra Barrosa "Lajas". La transacción se realizó por un monto de US$ 25 millones.

Otro aspecto de suma importancia en cuento a la actividad productiva fueron las renovaciones de las concesiones de explotación en la Provincia de Chubut producidas durante el ejercicio. En este sentido, el 2 de octubre de 2013 se publicó la ley de la Provincia de Chubut que aprueba el Acuerdo de Extensión de las Concesiones de Explotación El Tordillo,

La Tapera y Puesto Quiroga ubicadas en la Provincia de Chubut. YPF es titular del12.196% de dichas concesiones mientras que Petrobras Argentina S.A. es titular del 35.67% y TECPETROL S.A. es titular del restante 52.133%. Las Concesiones fueron extendidas por el plazo de 30 años contados a partir del año 2017. Asimismo, el 26 de diciembre de 2013, YPF suscribió con la Provincia de Chubut un Acuerdo para la extensión del plazo de duración original de las Concesiones de Explotación Restinga Alí, Sarmiento, Campamento Central -Cañadón Perdido, Manantiales Behr y El Trébol. El Acuerdo de Extensión prorrogan por el término de 30 años los plazos de las concesiones de explotaciones que vencían en los años 2017 (Campamento Central- Cañadón Perdido y El Trébol- Escalante), 2015 (Restinga AIQ-y
2016 (Manantiales Behr).

Adicionalmente, la Sociedad ha negociado con el Poder Ejecutivo de la provincia de Tierra del Fuego los términos para extender sus concesiones en dicha provincia, habiendo suscripto con fecha 18 de diciembre de 2013 el Acuerdo de Extensión para las Concesiones Tierra del Fuego y los Chorrillos hasta los años 2027 y 2026, respectivamente. A la fecha de emisión de los presentes estados contables, el mencionado acuerdo se encuentra pendiente de ratificación por la Legislatura de la provincia de Tierra del Fuego.

Asimismo, durante el mes de febrero 2013 hemos lanzado la exploración no convencional en la provincia de Chubut en la Formación D-129, dentro del Golfo San Jorge, en Comodoro Rivadavia. De esta forma, buscamos ampliar las fronteras de los recursos no convencionales más allá de Vaca Muerta.

Por otra parte, la Sociedad continúa con El Plan Exploratorio Argentina que consistió en revisar de manera integral todas las cuencas sedimentarias y el estudio del potencial de recursos de petróleo y gas del país, lo que permitió trazar un mapa de oportunidades para la búsqueda de hidrocarburos en distintas provincias. Para la revisión técnica de cada cuenca, la compañía conformó un equipo multidisciplinario (cuyo trabajo insumió más de 32.000 horas) y se establecieron convenios con más de 20 universidades e institutos tecnológicos de todo el país, organismos públicos provinciales y nacionales, la Secretaría de Energía de la Nación y el IAPG (Instituto Argentino del Petróleo y del Gas). Este programa revela un nuevo mapa de oportunidades para ampliar las fronteras hidrocarburíferas en nuestro país que abarca acciones concretas en provincias que eran consideradas "no petroleras", dentro de lo que se encuentra la perforación de 25 pozos de estudio (considerados exploración de frontera), con objetivos convencionales y no convencionales y la realización de estudios de sísmica.

Por otra parte durante el año 2012, la Sociedad, mediante su controlada YPF Inversora Energética S.A., ejerció su derecho, conforme lo establecen los acuerdos contractuales, para adquirir la mayoría accionaría de MetroGAS, todo ello a través del uso de la opción para adquirir el 54,67% de las acciones de Gas Argentino (GASA) de la empresa British Gas (BG), operación que fue finalmente perfeccionada en mayo de 2013. Esta decisión tiene como objetivo hacer de MetroGAS una empresa más eficiente y rentable, asumiendo por primera vez la gestión de una de las compañías de distribución de gas más atractivas de América Latina que cuenta actualmente con más de 2 millones de clientes.

Otro desafío encarado por la Sociedad en la gestión, ha sido el entrar en el segmento de energía eléctrica, a través de la creación de YPF Energía Eléctrica S.A. a partir del 1º de agosto de 2013. Esta nueva sociedad, que surge de la escisión de los activos de Pluspetrol Energy (sociedad vinculada hasta el 31 de Julio de 2013 en la que YPF participaba en un 45% de su capital social), tiene por objetivo la producción y comercialización de energía eléctrica. A través de la operación de sus centrales eléctricas de última generación ubicadas en la localidad de El Bracho, provincia de Tucumán, mediante dos ciclos combinados que totalizan 800 MW de potencia, aportará el 5% de la energía consumida en la Argentina y contribuirá al abastecimiento energético de las operaciones de YPF, avanzando en la generación de valor de la cadena de producción energética.

Merece destacarse también la creación de YPF Tecnología S.A. (Y-TEC), una nueva empresa en sociedad con el Conicet con la misión de investigar, desarrollar, producir y comercializar tecnologías, conocimientos, bienes y servicios en la industria energética, que será un referente internacional tecnológico en la producción de petróleo y gas no convencional. Sus procesos estarán orientados a determinar prioridades y alinear los trabajos de I+D con las necesidades de las unidades de negocios de Upstream y Downstream, así como diseñar un Plan de Tecnología para el aumento rápido y eficiente de la producción, coordinado en todo momento con las políticas de preservación y cuidado del Medio Ambiente definidas por la Sociedad.

A partir del incendio ocurrido en la refinería La Plata y como consecuencia de haber sido afectada dicha ciudad por un temporal sin precedentes, se implementó un plan de normalización, que incluye como principal punto la aceleración de la construcción de una nueva planta de coke, que demandará una inversión de alrededor de 800 millones de dólares y que se estima poner en marcha durante el año 2015. Asimismo, es nuestra intención mejorar la eficiencia de producción, buscando la optimización permanente de nuestros activos de refino a fin de aumentar su capacidad, aumentar su flexibilidad respecto a la obtención de los productos que son resultado del proceso de refinación, continuar adaptando nuestras refinerías a las nuevas normas de bajo contenido de azufre, y desarrollar nuestros activos y redes logísticas para satisfacer el crecimiento continuado esperado de la demanda.

En materia de financiamiento, nuestros esfuerzos continúan enfocados a la optimización de nuestra estructura de financiamiento, como así también a la búsqueda de fuentes adicionales de financiación atento a nuestros objetivos incrementales de inversión, hechos que han comenzado a materializarse a partir de la emisión de obligaciones negociables realizadas por la Sociedad durante 2012 y 2013. En este sentido, ha sido un gran logro para YPF la emisión de dos series de Obligaciones Negociables internacionales por 650 millones de dólares con resultados que superaron las mejores expectativas. La primera de ellas por 150 millones de dólares se realizó a una tasa interés variable LIBOR más 7,5% con vencimiento a 5 años y garantizada con flujos futuros de fondos provenientes de exportaciones. La segunda
por 500 millones de dólares, se realizó a una tasa interés fija del 8,875% con un único vencimiento a 5 años y sin garantías. De esta manera, YPF luego de 15 años vuelve a acceder a los mercados internacionales con una respuesta que demostró la confianza que los
inversores tienen en los resultados y las perspectivas de la Sociedad.

La compañía, con este tipo de instrumentos, consolida su estrategia de diversificación de fuentes de financiamiento y extensión de plazo de su deuda, para sostener los niveles de nuestro plan de inversión en la producción de hidrocarburos.

Según los Estados Contables Individuales de la Sociedad al 31 de diciembre de 2013, el saldo de utilidades no asignadas a dicha fecha es de $ 5.131 millones, incluidas las utilidades correspondientes al ejercicio finalizado en la fecha antes mencionada. Las normas legales
vigentes establecen que debe destinarse a la Reserva Legal no menos del 5% de la utilidad de cada ejercicio hasta que dicha reserva alcance un monto igual al 20% del capital social (art. 70, Ley 19.550), hecho este último que se ha cumplimentado durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2009. El Directorio se encuentra evaluando las diversas alternativas disponibles en relación con la imputación de los Resultados No Asignados para su presentación a la Asamblea General de Accionistas. A este fin, el Directorio estima necesario

contar con un plazo adicional que le permita llevar a cabo un análisis detallado de las mismas, con el objeto de formular la propuesta que pondrá a consideración de los accionistas con la antelación necesaria, conforme lo exige la normativa aplicable. Habida cuenta de lo anterior, el Directorio estima conveniente diferir la propuesta de asignación de tos Resultados No Asignados para la oportunidad de realizar próximamente la convocatoria a la Asamblea General de Accionistas que trate tos Estados Contables anuales.

Entre otros propósitos, la presente Memoria, análisis y explicaciones de la Dirección, tiene por objeto cumplir con la _información requerida por la Ley de Sociedades Comerciales (Artículo 66 de la Ley Nº 19.550).
EL DIRECTORIO
Buenos Aires, 7 de marzo de 2014

Administración Central y Otros

En el año 2013 la pérdida operativa del segmento Administración Central y Otros ascendió a $ 1.522 millones, frente a los $ 2.493 millones correspondientes al año anterior. Los resultados del segmento fueron positivamente afectados por menores pérdidas vinculadas a
nuestra sociedad controlada YPF Holdings con respecto a los cargos registrados en el año 2012, referidos a la actualización de los costos estimados de remediaciones ambientales, los mejores resultados registrados en 2013 por nuestra sociedad controlada A-Evangelista S.A.,
como así también por el efecto de la redistribución de ciertos costos corporativos a los negocios mencionados en los párrafos precedentes, compensado todo esto parcialmente con mayores costos por incremento de salarios y cargas sociales, contrataciones de servicios
informáticos y publicidad institucional.
.

Operaciones con sociedades relacionadas

Durante 2013 hubo compras y/o ventas y operaciones de financiación con sociedades relacionadas, las que fueron detalladas en la Nota 6 a los estados contables individuales y consolidados.

Política de remuneraciones al Directorio y planes de bonificación e incentivos

Remuneraciones del Directorio Las normas legales vigentes establecen que la compensación anual pagada a los miembros del Directorio (incluidos aquellos que realizan actividades ejecutivas) no puede exceder el 5% del resultado neto del ejercicio si YPF no paga dividendos por ese período, pudiendo incrementarse hasta un 25% del resultado neto si se pagasen dividendos. La retribución del Presidente y otros Directores que trabajan como ejecutivos, conjuntamente con la de todos los otros Directores, requiere de la ratificación de una Asamblea General Ordinaria de Accionistas. Con fecha 30 de abril de 2013, la Asamblea de Accionistas de la Sociedad aprobó por mayoría absoluta de las acciones con derecho a voto presentes la autorización al Directorio para efectuar pagos a cuenta de honorarios por el ejercicio 2013 por hasta la suma de $ 73.700.000.

Planes de bonificación e incentivos

La Compañía cuenta con un plan de bonificación a corto plazo, de pago en efectivo a los participantes en base a un conjunto de objetivos mensurables y específicos o a los resultados de las revisiones del desempeño individual, bajo los programas de Dirección por Objetivos y Evaluación de Desempeño, aplicables a los empleados de YPF, según la categoría profesional de cada uno de ellos. La remuneración variable adicional pagadera a cada empleado, en la medida que se alcancen los compromisos y resultados asumidos, oscila en
promedio entre 6% y 50% del sueldo base anual de dicho empleado.

Adicionalmente, cuenta con un plan de bonificación a largo plazo basado en acciones, aplicable al nivel ejecutivo y gerencial y a personal clave con conocimiento técnico crítico el cual fue aprobado en el Directorio el pasado 6 de Junio de 2013. Este nuevo plan favorece el
alineamiento del desempeño de los ejecutivos y del personal técnico clave con los objetivos del Plan estratégico de la compañía que apunta a recuperar el autoabastecimiento energético del país generando valor para el accionista.

Sistema de Control Interno

La interrelación de las funciones de la Dirección de Auditoría Interna (que incluye procedimientos de auditoría operativas, de gestión,
cumplimiento de procedimientos y de seguridad informática, y pruebas de evaluación del funcionamiento de los controles de reporte financiero), la Vicepresidencia Financiera (quien además de supervisar la fiabilidad de la información recibida a través del sistema de
información financiera, controla los niveles de acceso al mismo, mantiene y revisa el cumplimiento de los procedimientos de seguridad informática y los niveles de aprobación de las operaciones económico financieras y establece homogéneamente los procedimientos y
políticas administrativo-contable aplicables a toda la Sociedad) y las Unidades Operativas (quienes establecen, entre otros, los límites de autoridad y la política de inversiones), actuando coordinadamente y apoyados en un sistema de información totalmente integrado como SAP,
proveen un sistema de control interno eficaz.

La legislación sobre gobierno corporativo, tanto en Argentina mediante la ley 26.831 y la Resolución de la CNV Nº 622/2013, como en Estados Unidos de América mediante la Ley Sarbanes - Oxley y sus regulaciones relacionadas, requiere un relevamiento, documentación y
pruebas de eficacia del modelo de Control Interno.

hechos significativos a ser comunicados a los organismos de contralor y a los mercados, opinar respecto de la propuesta del Directorio para la designación de los auditores externos a contratar por la Sociedad y velar por su independencia, verificar el cumplimiento de la
normativa aplicable, de ámbito nacional o internacional, en asuntos relacionados con las conductas en los mercados de valores, asegurarse de que los Códigos Éticos y de Conducta internos y ante los mercados de valores, aplicables al personal de la Sociedad y sus controladas, cumplen las exigencias normativas y son adecuados para la Sociedad.

Gestión de la Sociedad

La Ley No 26.741, en su artículo 15, establece que para el desarrollo de su actividad, YPF Sociedad Anónima continuará operando como sociedad anónima abierta, en los términos del Capítulo 11, Sección V, de la Ley 19.550 y normas concordantes. Asimismo, en su artículo
16, dicha ley establece que la gestión de los derechos accionarios correspondientes a las acciones sujetas a expropiación, por parte del Estado nacional y las provincias, se efectuará con arreglo a los siguientes principios: a) La contribución estratégica de YPF Sociedad
Anónima al cumplimiento de los objetivos de la Ley de Expropiación; b) La administración de YPF Sociedad Anónima conforme a las mejores prácticas de la industria y del gobierno corporativo, preservando los intereses de sus accionistas y generando valor para ellos; e) El
gerenciamiento de YPF S.A. a través de una gestión profesionalizada.

Con fecha 31 de mayo de 2013 el Directorio de la Sociedad designó al Sr. Miguel Matías Galuccio como Presidente del Directorio, Gerente General y/o Chief Executive Officer y Vicepresidente Ejecutivo de YPF S.A., con mandato por un ejercicio, renovando el mandato por el mismo plazo para el que había sido designado por el Directorio de la Sociedad el 4 de junio de 2012.

Informe sobre Código de Gobierno Societario - Resolución General Nº 606/12 de la Comisión Nacional de Valores

Consideraciones Generales

i. Presentación de los estados contables

Los estados contables consolidados de YPF (los "Estados Contables") se presentan sobre la base de la aplicación de las Normas Internacionales de Información Financiera ("NIIF"). La adopción de las mismas, tal como fueron emitidas por el Consejo de Normas
Internacionales de Contabilidad (IASB por su sigla en inglés) fue resuelta por la Resolución Técnica W 26 (texto ordenado) de la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas ("FACPCE") y por las Normas de la Comisión Nacional del Valores ("CNV"). Las NIIF son de aplicación obligatoria para YPF, según la norma contable profesional y las normas regulatorias antes citadas, a partir del ejercicio que se inició el 1 de enero de 2012.

ii. Características de la Sociedad

Los precios promedios correspondientes a la cotización del barril de crudo Brent fueron US$ 99,02, US$ 108,64 y US$ 111,65 en 2014, 2013 y 2012, respectivamente. No obstante

las variaciones en las cotizaciones antes mencionadas, en el mercado interno los valores para la comercialización de crudo surgen como consecuencia de las negociaciones acordadas entre productores y refinadores en el mercado interno. Esto último se da, entre otros, como consecuencia de la ausencia de volúmenes excedentes de exportación de crudo y respecto a las necesidades del mercado doméstico, considerando asimismo la Resolución del Ministerio de Economía y Finanzas Públicas W1077/14, que establece un régimen de retenciones a las exportaciones para ciertos productos hidrocarburíferos determinando en la práctica topes respecto a los valores que cada empresa podría obtener por la comercialización externa de hidrocarburos.

En este sentido, el precio promedio de compra/venta por barril de crudo para la Sociedad ha sido de US$ 78, 16, US$ 73,72 y US$
71,93 para 2014, 2013 y 2012, respectivamente.

En 2013 la Sociedad reorganizó su estructura de reporte de segmentos de negocio agrupando el negocio de "Química" y el negocio "Refino y Marketing" en un nuevo y único segmento de negocio denominado "Downstream". Lo antes mencionado obedece fundamentalmente a la estrategia común y/o compartida a la que ambos negocios confluyen, considerando las sinergias que se generan entre ambos, todo ello asimismo a partir del enfoque de maximización de combustibles ofrecidos al mercado, tanto en lo que respecta al volumen como así también a la calidad de los mismos.

En consecuencia, la Sociedad ha adecuado la información comparativa correspondiente al año 2012 conforme al cambio antes mencionado.

En este orden, la nueva estructura de segmentos de negocio, definidos teniendo en cuenta los criterios establecidos por la NIIF 8, consiste en:

• Downstream: la refinación, transporte, compra de crudo y gas a terceros e intersegmento, la comercialización a terceros de petróleo crudo, gas, productos destilados, petroquímicos, la generación eléctrica y distribución de gas natural;

• Administración Central y Otros: las restantes actividades realizadas por la Sociedad, que no encuadran en estas categorías, comprendiendo principalmente los gastos y activos de la administración central, las actividades de construcción y las remediaciones ambientales correspondientes a nuestra sociedad controlada YPF Holdings (ver nota 3 a los Estados Contables Consolidados).

Administración Central y Otros

En el año 2014 la pérdida operativa del segmento Administración Central y Otros ascendió a $ 3.343 millones, frente a los $ 1.522 millones correspondientes al año anterior.

Los resultados del segmento fueron afectados principalmente por una provisión de $ 1.227 millones registrada por la sociedad Maxus Energy Corporation, sociedad subsidiaria de YPF Holdings, vinculada a reclamos de terceros basados en supuestas antiguas responsabilidades contractuales y que esta subsidiaria objetará oportunamente (ver Nota 3 a los Estados Contables Consolidados), y en menor medida por los mayores costos por incremento de salarios y cargas sociales, por los mayores cargos por honorarios por servicios y publicidad institucional y propaganda, todo ello compensado parcialmente por los mejores resultados obtenidos por nuestra sociedad controlada A-Evangelista.

iii. Principales variaciones en activos v pasivos

Al cabo del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014, el Activo de la Sociedad alcanzó los $208.554 millones, lo que representó un incremento del 53,8% con respecto al saldo al 31 de diciembre de 2013.

El activo no corriente, que totalizó un valor de $166.454 millones, presenta un incremento del 64,7% con respecto a la gestión anterior. Este incremento está originado fundamentalmente en un incremento de los Bienes de Uso en $63.434 millones, como consecuencia de haber registrado altas por un total de $58.613 millones, de su apreciación en $28.631 teniendo en cuenta su valuación en dólares históricos según la moneda funcional de la Sociedad, compensado parcialmente por bajas y transferencias por $3.874 millones y las correspondientes depreciaciones por $19.936, como consecuencia de las mayores inversiones, del incremento en los niveles de producción de la Sociedad y de la mayor apreciación previamente explicada.

Dentro de las principales inversiones en la gestión se encuentran, la adquisición de las sociedades del Grupo YSUR (que corresponden a las operaciones que la empresa Apache tenía en el país, habiéndonos posicionado de esta manera como la principal operadora de gas de Argentina), las inversiones realizadas en el Upstream, fundamentalmente en el desarrollo de las áreas Loma Campana, Aguada Toledo- Sierra Barrosa (formación Lajas), Rincón del Mangrullo, Manantiales Behr, El Trébol, Los Perales, Cañadón Seco y Chachahuen y las inversiones realizadas en el Downstream, fundamentalmente en el desarrollo de la nueva unidad de Cake y una nueva unidad de Alquilación en Refinería La Plata, y nuevas unidades de Hidrogenación de Naftas en las Refinerías La Plata y Luján de Cuyo, así como las obras tendientes a mejorar nuestras instalaciones logísticas y proyectos orientados a la mejora en el desempeño de seguridad y medio ambiente.

El activo corriente, que totalizó un valor de $ 42.100 millones, presenta un incremento del 22% con respecto a la gestión anterior. Este incremento está originado en principalmente por un incremento de los Créditos por Ventas en $ 4.757 millones como consecuencia directa del incremento en las ventas y por un mayor saldo a cobrar correspondiente al Programa de Estímulo a la Inyección Adicional de Gas Natural y por un incremento de los Bienes de Cambio en $ 3.120 millones, básicamente por la mayor apreciación de los mismos teniendo en cuenta su valuación en dólares históricos según la moneda funcional de la Sociedad.

En lo que respecta al Pasivo de la Sociedad, al cierre de la gestión 2014, totalizó $135.773 millones, lo que representó un incremento del 55,4% con respecto al saldo al 31 de diciembre de 2013.

El pasivo no corriente, que totalizó $82.407 millones, tuvo un incremento del 51,1% con respecto a la gestión anterior, motivado por un incremento en los préstamos de largo plazo por $12.954 millones como consecuencia de una serie de emisiones de Obligaciones Negociables, internacionales y locales, como así también por su apreciación de aquellas emisiones en dólares estadounidenses, un incremento de $ 7.489 millones del pasivo por Impuesto Diferido como consecuencia de la apreciación de los bienes de uso considerando
la moneda funcional de la Sociedad y un incremento de $7.392 millones de las provisiones, como consecuencia principalmente de mayores provisiones para el abandono de campos en $4.867, mayores provisiones para juicios y contingencias por $1.994 millones y mayores
provisiones de medio ambiente en $505 millones.

El pasivo corriente alcanzo un valor de $53.366 millones, lo que representó un incremento del 62,7% sobre el cierre de la gestión 2013. Este incremento está ocasionado principalmente por un aumento de las cuentas a pagar relacionadas con el giro habitual de la empresa en $10.094 millones, que tiene su explicación directa en el mayor nivel de actividad general de la sociedad y en los mayores costos registrados como consecuencia del incremento general de precios previamente descripto. Asimismo, los préstamos corrientes también se incrementaron en $4.461 como consecuencia de una mayor utilización de las líneas de crédito con las entidades financieras, como así también por su
apreciación de aquellas financiaciones denominadas en dólares. También contribuyeron al incremento del pasivo corriente el mayor saldo a pagar del Impuesto a las ganancias por $3.850 millones, como consecuencia del mejor resultado generado a lo largo de la presente
gestión.

iv. Liquidez v Recursos de Capital

Durante el año 2014, la generación de caja operativa alcanzó los $ 46.154 millones, un 120,2% mayor a la del año anterior. Este incremento de $ 25.190 millones se produjo principalmente por el crecimiento del EBITDA de $ 18.305 millones y por una mayor reducción del capital de trabajo, en la cual merece destacarse la cobranza de $ 1.689 millones en concepto de seguro por pérdida de beneficios, relacionado con el siniestro sufrido por nuestra refinería La Plata en abril de 2013.

A su vez, a través de sus actividades de financiación, en 2014 la Sociedad obtuvo una generación neta de fondos de $ 10.628 millones, proveniente de una mayor toma y refinanciación de vencimientos de deuda, principalmente mediante la emisión de obligaciones negociables en el mercado local e internacional, de la cual $ 5.059 millones fueron destinados a pago de intereses y $ 464 a pago de dividendos. En esta línea cabe destacar la emisión de US$ 1.000 millones a 10 años de plazo colocada en el mercado internacional en abril de 2014, que ha sido la más grande realizada por una compañía argentina en toda la historia. Asimismo, debe tenerse en consideración la erogación por la recompra de acciones propias por $ 200 millones. En 2013, la generación neta de fondos proveniente de la toma y refinanciación de vencimientos de deuda había ascendido a $ 10.025 millones, habiéndose destinado $ 2.720 millones a pago de intereses,$ 326 millones
a pago de dividendos y $ 120 millones a la recompra de acciones propias.

La mayor generación de caja operativa, así como también el mayor endeudamiento neto de la Sociedad, fueron destinados al flujo de efectivo de las actividades de inversión, el cual alcanzó un total de $ 53.405 millones durante el año 2014, presentando un incremento de $
31.204 millones en comparación con el ejercicio anterior, lo que representó un aumento aproximado del 140,6%. Este incremento se explica, por una parte, por las mayores adquisiciones de bienes de uso y activos intangibles, considerando asimismo los aportes de capital en inversiones en sociedades, por un total de $ 29.731 millones, incluyendo las adquisiciones del grupo de sociedades YSUR y de las participaciones adicionales en las áreas Puesto Hernández, Lajas, La Amarga Chica y Bajada de Añelo.

Por otra parte, también se produjo un menor ingreso por venta de bienes de uso y activos intangibles por $ 3.291 millones, considerando en 2014 los ingresos por la venta de activos a Pluspetrol y por las ventas parciales de las extensiones de concesiones en las áreas La Ventana y Magallanes, mientras que en 2013 se consideraba el ingreso proveniente del acuerdo de inversiones con Chevron en el área Loma Campana. Cabe mencionar también la cobranza en 2014 de $ 1.818 millones en concepto de seguro por daño.

La generación de recursos previamente explicada, deviene en una adecuada situación de liquidez al 31 de diciembre de 2014, con un total de $ 9.758 millones de pesos en efectivo y equivalentes al mismo, alcanzando un ratio de liquidez de 0,79. Asimismo, la deuda financiera de la Sociedad alcanzó los $ 49.305 millones de pesos, siendo exigible en el corto plazo sólo un 27% del total.

Fuente : Memorias y Balances Repsol-YPF 1994-2014