Sin embargo, las cifras positivas dadas a conocer por la Secretaría de Energía de la Nación no responden a una mejora en los rendimientos de los yacimientos por una mejor aplicaciones de técnicas de recuperación secundaria y terciaria o a la suma de pozos productivas, sino que obedece a que en el segundo trimestre de este año no hubo conflictos sindicales en las áreas de Chubut y Santa Cruz similares a los registrados en igual período del 2011.

En el primer semestre de este año, la producción de petróleo de YPF en todas las cuencas ascendió a 5,77 millones de metros cúbicos con una suba del 9,28 por ciento en comparación a los 5,28 millones de metros cúbicos obtenidos en igual período del año pasado.

En cuanto al gas, los datos no son alentadores. Obtuvo 5.149,29 millones de metros cúbicos, con un descenso del 2,9 por ciento comparados con los 5.299,53 millones de metros cúbicos del primer semestre del 2011.

La reactivación de la producción de petróleo en Chubut y Santa Cruz le permitió a YPF permitió compensar la caída en la extracción de hidrocarburos en Neuquén.

Entre enero y junio de este año alcanzó una producción de 1,19 millones de metros cúbicos con una baja del 7,8 por ciento en relación a los 1,29 millones de metros cúbicos de igual período del 2011.

En cuanto al gas natural, extrajo 3.538,88 millones de metros cúbicos, con un descenso del 9 por ciento comparados con los 3.932,05 millones de metros cúbicos del primer semestre del 2011.

A la hora de medir los resultados en signos monetarios, la utilidad operativa acumulada del upstream a junio pasado ascendió a 3.367 millones de pesos, un 39,3 por ciento mayor que en el mismo período del 2011. Este incremento corresponde a la adecuación de los precios del crudo y a los mayores niveles de producción registrados durante el semestre.

Para la empresa, los mayores ingresos obtenidos permitieron compensar los mayores costos operativos registrados durante el semestre.

En cuanto a inversiones, la empresa continuó en el segundo trimestre de este año volcando recursos en las formaciones convencionales en las áreas Barranca Baya, Cañadón Seco y Manantiales Behr con el objetivo de aumentar el factor de recobro.

Además mantuvo los proyectos de recuperación secundaria en las áreas Señal Picada, Aguada Toledo, Sierra Barrosa y Los Perales.