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2 septiembre, 2026

El techo de Vaca Muerta: la mitad de los pozos nuevos no suma un barril extra

Julio volvió a ser un mes de números redondos para el petróleo argentino: el país tocó un máximo histórico de 912,9 mil barriles diarios, con Vaca Muerta aportando el 71,1% de ese total. Sin embargo, el dato llamativo no está en el titular sino en la letra chica: seis de cada diez pozos nuevos conectados en el último año no sumaron un solo barril de crecimiento, solo repusieron lo que la roca madre pierde por declino natural.

Así lo detalla el informe mensual de GtoG Energy Consulting, que cruzó datos del Capítulo IV de la Secretaría de Energía de la Nación con el registro de fractura de julio. El documento establece que los pozos que producían hace doce meses hoy entregan un 39,2% menos de crudo. Es la cinta de correr del shale: hay que perforar todo el tiempo solo para no retroceder.

El cálculo es concreto. De los 513 pozos no convencionales que se conectaron entre agosto de 2025 y julio de 2026, 316 se usaron exclusivamente para reponer el declino. Apenas 197 representaron crecimiento neto de la producción NOC, que en el año subió 135,3 mil barriles diarios hasta los 648,9 mil actuales.

La cuenta que no cierra tan fácil

Para sostener el nivel de producción de los próximos doce meses, GtoG Energy calcula que la industria necesita conectar 399 pozos nuevos, solo para compensar la caída proyectada de 254,5 mil barriles diarios. Si el objetivo es repetir el crecimiento de este año, ese número trepa a 611 pozos: un 19,1% más que los conectados en el último ciclo.

La brecha entre lo que se perforó y lo que haría falta perforar es la que enciende la alarma. El informe sostiene que el declino de base se mantiene estable, entre 34% y 42% anual, desde 2023, pese a que los pozos son cada vez más largos y con más etapas de fractura. El diseño mejoró el caudal inicial, pero no cambió la pendiente de caída.

Ahí aparece el cuello de botella. Julio mostró la mayor caída mensual de actividad del año: 2.010 etapas de fractura, un 27,2% menos que el récord de junio, con siete equipos de fractura fuera de operación. Sin esos sets trabajando a pleno, sostener el ritmo de conexión de pozos que exige la formación se vuelve cada vez más difícil.

El cuello de botella no está en la roca

GtoG Energy calcula que sostener y hacer crecer la producción como en 2026 demanda unas 30.200 etapas de fractura por año, prácticamente toda la capacidad que el sector proyecta tener disponible. No hay margen ocioso: cualquier freno en la logística de fractura se traduce, de manera directa, en menos pozos nuevos y menos barriles de reposición.

La arena es otro límite físico. Cada pozo consume unas 11.300 toneladas, lo que equivale a 490 camiones. El informe señala que sostener y crecer el shale oil pediría 6,9 millones de toneladas de arena al año, casi toda la demanda proyectada del país para 2026, que es de 7 millones.

El 75% de esa arena viaja más de mil kilómetros desde Entre Ríos, y el viaje pasó de 48 a entre 70 y 75 horas. En boca de pozo hay stock para dos o tres días, no más. “El set no puede parar ni una hora”, resume el reporte de la consultora sobre ese margen casi inexistente.

$Vaca Muerta volvió a romper su récord de etapas de fractura$

Lo que está en juego si no se suman equipos

El costo de sostener este esquema tampoco es menor. GtoG Energy estima que repetir el crecimiento de 2026 exige una inversión de unos 6.100 millones de dólares anuales en perforación y terminación de pozos, sin contar facilities ni midstream. Solo mantener el nivel actual, sin crecer, ya demanda unos 4.000 millones de dólares por año.

El informe advierte que, si no se suman equipos de fractura y de perforación al ritmo que exige el declino, la producción de Vaca Muerta podría tocar un techo antes de lo esperado y entrar en una meseta, no porque falte roca, sino porque la cantidad de pozos nuevos no alcanzaría para reemplazar los barriles que se pierden mes a mes.

Es la paradoja que atraviesa todo el informe de julio: la producción argentina de crudo bate récords y Vaca Muerta crece 26,4% interanual, pero ese resultado convive con un sistema que necesita perforar cada vez más rápido solo para no retroceder. El diseño de pozos mejoró el arranque, no la curva de caída posterior.

10 agosto, 2026

Vaca Muerta dio vuelta el mercado: de la falta de equipos de fractura a una sobreoferta de bombas

Hace cuatro años, la foto de Vaca Muerta totalmente diferente. Los sets de fractura eran codiciados por las operadoras, se festejaba con fuegos artificiales la llegada de un nuevo equipo y los fierros estaban al límite de su operatividad. En 2022, la roca madre tenía ocho equipos activos y sumar actividad implicaba importar nuevas bombas, una inversión difícil en un mercado condicionado por las restricciones externas.

“Si se decidiera aumentar la actividad, una de las restricciones será el equipamiento de fractura. No hay suficientes sets para incrementar los niveles. Si desean hacerlo, las empresas tendrían que traer más equipamientos e invertir más”, advertía entonces Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage. +e.

La foto de 2026 es otra. En julio se realizaron 2.010 etapas de fractura, el registro mensual más bajo del año, pero también el mejor julio de la serie. La cantidad de sets aumentó y, al mismo tiempo, cada equipo ganó productividad. Esa combinación cambió el equilibrio entre oferta de bombeo y demanda.

El giro en el mercado de fractura

En su cuenta de LinkedIn, Fucello describió que la industria pasó a una nueva etapa donde el crecimiento de la actividad ya no requiere sumar equipos al mismo ritmo.

El dato que marca el giro es la capacidad ociosa. El especialista estima que cerca del 30% de la capacidad de bombeo permanece sin utilizar. Es una situación muy distinta a la de los años en que conseguir un set era uno de los principales límites para acelerar el desarrollo de Vaca Muerta.

“Récord de etapas + máxima eficiencia + sobreoferta de bombas + 30% de capacidad ociosa + precios bajo presión”, aseguró. El cambio tiene una explicación: el bombeo continuo, la automatización y menores tiempos no productivos permiten que un mismo set complete más etapas durante el mes y genere más capacidad efectiva.

Se cambian las reglas del negocio

“YPF utilizó su escala para tensionar precios y redefinir la referencia económica de la terminación. Esa nueva referencia empieza a pesar sobre todo el mercado”, destacó Fucello y remarcó que el contrato con Halliburton muestra cómo una operadora con escala puede asegurarse capacidad durante años y, al mismo tiempo, fijar una referencia de costos para el resto del mercado.

En abril, la empresa de mayoría estatal adjudicó a Halliburton un contrato de cinco años para servicios de completación no convencional, con cuatro sets de fractura dedicados. El acuerdo incluye la tecnología eléctrica Zeus, en su primera implementación internacional, según informó la compañía estadounidense.

Los números de julio muestran esa concentración. YPF realizó 1.067 etapas, el 53% del total. Vista Energy aportó 358 y Pluspetrol completó 215. Luego aparecieron PAE, con 111; Tecpetrol, con 105; Pampa Energía, con 93, y GeoPark, con 61. Siete compañías explicaron prácticamente toda la actividad mensual.

La actividad tampoco se derrumbó. Julio quedó por debajo de las 2.760 etapas de junio, pero siguió en niveles históricamente altos.

En este sentido, Fucello subrayó que la lectura debe incorporar la productividad creciente de las flotas: una mayor cantidad de etapas puede lograrse sin que la demanda de horsepower crezca en la misma proporción.

“El crecimiento de etapas ya no se traduce linealmente en demanda de horsepower. Continuous pumping, automatización y menores tiempos no productivos hacen que cada set produzca cada vez más”, explicó. La consecuencia es directa: mientras aumenta la eficiencia, la oferta efectiva de bombeo crece más rápido que la necesidad de sumar nuevos equipos.

Durante los primeros siete meses del año se contabilizaron 16.977 etapas de fractura. El objetivo de acercarse a 28.000 en 2026 continúa dentro del horizonte, aunque el segundo semestre deberá mantener un ritmo elevado. Además, el cuello de botella puede cambiar de lugar: tener sets disponibles no alcanza si faltan pozos listos para completar. “Cuando la capacidad excede la demanda, el poder de negociación cambia de lado”, ponderó Fucello.

5 agosto, 2026

La Amarga Chica: el bloque de YPF que marca el ritmo de Vaca Muerta

En julio, la actividad de fractura en Vaca Muerta volvió a mostrar a YPF como protagonista del mes. El bloque La Amarga Chica concentró 574 etapas repartidas en apenas dos pads, el LACH 246 y el LACH 75, y se quedó con el primer puesto del ranking mensual.

La cifra no es menor: casi duplica al segundo bloque de la tabla. Con un promedio de 287 etapas de fractura por pad, La Amarga Chica confirma que sigue siendo uno de los activos más intensivos de YPF en toda la Cuenca Neuquina, según el relevamiento de julio.

Del trabajo se encargó Halliburton, la compañía de servicios que más pads fracturó durante el mes en toda la formación. De los 17 pads relevados en julio, ocho pasaron por sus equipos, un dato que explica buena parte del peso de los bloques operados por YPF.

Vista Energy, el escolta más firme

Detrás aparece Bajada de Palo Oeste, el bloque que opera Vista Energy en el corazón del shale neuquino, con 358 etapas distribuidas otra vez en dos pads. El BPO-47 aportó 260 etapas por sí solo, uno de los registros individuales más altos de todo julio.

El otro pad del bloque, el BPO-07, sumó 98 etapas más y quedó a cargo de SLB, la misma compañía de servicios que trabajó en Coirón Amargo Sur Este y en Rincón de Aranda durante ese mismo mes en la cuenca.

Con 358 etapas, Bajada de Palo Oeste quedó lejos del líder, pero igual de lejos del tercero. Ese margen lo deja como una referencia clara del ritmo que impuso Vista Energy en julio dentro del desarrollo no convencional de Vaca Muerta.

$Vaca Muerta arrancó 2026 con un récord histórico de fracturas y máxima actividad$

Lajas Este y el peso de varios pads

Lajas Este, operado por YPF, tomó otro camino para llegar al podio: en vez de concentrar la actividad en uno o dos pads, la repartió entre tres. Entre el LAJE 18, el LAJE 20 y el LAJE 31 sumó 248 etapas en julio.

Ese tercer puesto muestra un patrón distinto al de los dos bloques que lo superan. Mientras La Amarga Chica y Bajada de Palo Oeste concentraron etapas de fractura en pads puntuales, Lajas Este creció a partir de un desarrollo más repartido dentro del mismo bloque shale.

Los tres pads de Lajas Este pasaron por los equipos de Halliburton, que también fracturó los dos pads de La Amarga Chica. En julio, esa compañía de servicios estuvo detrás de tres de los cuatro bloques que encabezaron la actividad en Vaca Muerta.

El resto del pelotón

Bajo del Choique, el bloque de Pluspetrol, sumó 200 etapas entre el C1B y el B1B, ambos a cargo de SPI. Quedó cuarto en la tabla de julio, apenas por debajo de Lajas Este y bastante lejos todavía del podio que armaron YPF y VISTA.

La Caverna, con un solo pad operado por YPF, aportó 189 etapas en julio y se metió quinto. Le siguió Coirón Amargo Sur Este, de PAE, con 111 etapas en el pad CASE, trabajado por SLB durante el mismo período relevado.

Más atrás quedaron Los Toldos Este 2, de Tecpetrol, con 105 etapas a cargo de Tenaris, y Rincón de Aranda, de Pampa Energía, que sumó 93 etapas entre dos pads fracturados por Halliburton y SLB en distintos momentos de julio.

$Vaca Muerta rompe récords en etapas de fractura de la mano de YPF.$

Los bloques con menor actividad

Loma Jarillosa Este, de Geopark, cerró julio con 61 etapas en su único pad, el LJE 1030, también con Tenaris como compañía de servicios. Un escalón más abajo quedó Chihuido de la Sierra Negra, de YPF, con 56 etapas en el pad CHSN 56N.

El bloque con menos actividad del mes fue La Calera, de Pluspetrol, con apenas 15 etapas en el pad B5. Es además el único caso de gas en toda la tabla de julio: el resto de los 17 pads relevados produjo petróleo.

En total, los 17 pads fracturados en julio en Vaca Muerta sumaron 2.010 etapas de fractura. La Amarga Chica se quedó con más de una cuarta parte de ese total, un número que ningún otro bloque estuvo cerca de igualar durante el mes.

3 agosto, 2026

Julio frenó el ritmo de fractura en Vaca Muerta

Durante los primeros siete meses del año, Vaca Muerta mostró un ritmo de actividad elevado. Enero contabilizó 2.401 etapas, febrero 2.371, marzo 2.616, abril 2.335, mayo 2.484 y junio alcanzó el máximo anual con 2.760. Julio rompió esa tendencia al retroceder hasta las 2.010 etapas, aunque todavía quedó por encima de cualquier julio de años anteriores.

“La actividad de fractura shale —medida en cantidad de etapas— cerró julio en torno a las 2.010 etapas. Fue el registro mensual más bajo de 2026 y mostró una corrección importante frente al pico de junio. Sin embargo, la comparación histórica cambia la lectura: aun siendo el peor mes del año, fue el julio de mayor actividad desde que se inició la serie”, consideró Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, en una publicación de LinkedIn.

YPF volvió a liderar la actividad de Vaca Muerta

La distribución de las etapas de fractura volvió a mostrar el predominio de YPF, que concentró 1.067 etapas, equivalentes al 53% del total ejecutado durante julio. La empresas de mayoría estatal mantuvo una amplia diferencia sobre el resto de las operadoras, consolidando su liderazgo en el desarrollo de la formación no convencional.

Detrás de YPF se ubicó Vista Energy, con 358 etapas, lo que representó el 18% de la actividad mensual. El tercer lugar quedó para Pluspetrol, que completó 215 etapas, mientras que Pan American Energy (PAE) alcanzó 111 y Tecpetrol cerró el mes con 105.

El grupo de empresas con mayor participación lo completaron Pampa Energía, con 93 etapas, y GeoPark, que registró 61. En conjunto, las siete operadoras explicaron las 2.010 etapas de fractura realizadas durante julio, reflejando una actividad que siguió concentrada en un reducido grupo de compañías con fuerte presencia en Vaca Muerta.

“Una golondrina no hace verano, y un mes aislado tampoco define una tendencia. Pero el dato no debe ignorarse ni minimizarse: julio fue el registro más bajo de 2026 y obliga a seguir con atención la evolución del segundo semestre”, advirtió Fucello.

Las razones detrás de la baja

Más allá del retroceso frente al pico de junio, el especialista consideró que existen distintos factores operativos que pueden explicar la variación mensual. Entre ellos mencionó la secuencia de los pads, la disponibilidad de los sets de fractura, las tareas de mantenimiento y la planificación de cada operadora, aspectos que suelen modificar el ritmo de las completaciones sin alterar necesariamente la tendencia de fondo.

En esa línea, Fucello explicó que parte de la variación observada durante julio puede responder a cuestiones propias de la dinámica de los proyectos y no a un cambio estructural del mercado. La actividad de fractura depende de la coordinación entre perforación, logística y disponibilidad de equipos, por lo que los movimientos mensuales suelen responder a múltiples variables.

“Parte de la variación puede responder a la secuencia de pads, la disponibilidad y el mantenimiento de los sets, y la programación de cada operadora”, sostuvo el country manager de NCS Multistage, al analizar el desempeño registrado durante julio.

El desafío para el segundo semestre

Uno de los aspectos que Luciano Fucello identificó como clave para los próximos meses es el equilibrio entre la perforación y la completación de pozos. El especialista señaló que mantener el nivel de actividad de los equipos de fractura dependerá, en buena medida, de que exista un inventario suficiente de pozos perforados listos para completar.

Ese punto adquiere relevancia porque la expansión de Vaca Muerta ya no depende únicamente de sumar capacidad de fractura. También requiere que las operaciones de perforación sostengan un ritmo capaz de alimentar de manera continua el trabajo de los sets, evitando cuellos de botella que puedan limitar la actividad en los meses siguientes.

“Para sostener el ritmo de los sets de fractura se necesita un backlog suficiente de pozos perforados y continuidad en la operación de los rigs. Si ese inventario se reduce, el límite podría dejar de estar en la capacidad de fractura y trasladarse a la disponibilidad de pozos listos para completar”, explicó Fucello.

A pesar de la desaceleración observada en julio, el especialista considera que el objetivo anual todavía permanece al alcance. Con siete meses transcurridos, el acumulado de etapas de fractura mantiene un nivel elevado y deja margen para que el segundo semestre vuelva a mostrar meses de alta intensidad operativa, siempre que las condiciones de la cadena de valor acompañen.

“Con siete meses transcurridos, el objetivo de aproximarse a las 28.000 etapas en 2026 continúa siendo alcanzable, aunque exige sostener un segundo semestre de alta intensidad. La tendencia de fondo sigue siendo expansiva, pero julio recuerda que el crecimiento no es automático ni lineal”, afirmó Fucello.

3 julio, 2026

El mapa de las operadoras en el fracking de Vaca Muerta

Vaca Muerta ya no sorprende. La roca madre convirtió romper récords en una tradición. Un parámetro para ser testigo del potencial del shale son las etapas de fracturas. Es que en el primer semestre del año se completaron 14.958 punciones, una cifra que anticipa otro año récord para la industria y deja al sector encaminado a superar las 28.000 etapas antes de finalizar el año.

Las operaciones avanzaron con un ritmo constante durante la primera mitad del año. Enero registró 2.401 operaciones, febrero sumó 2.371, marzo alcanzó 2.616, abril cerró con 2.335, mayo contabilizó 2.484 y junio marcó un récord histórico de 2.760 etapas, consolidando la aceleración de la actividad.

El volumen acumulado estuvo impulsado principalmente por proyectos orientados al shale oil, aunque varios desarrollos de gas mantuvieron un nivel de inversión relevante.

$YPF logró un nuevo récord en el fracking de Vaca Muerta.$

YPF concentró la mayor actividad en ocho bloques

El liderazgo volvió a quedar en manos de YPF, que explicó cerca de la mitad de todas las fracturas realizadas durante el semestre. La empresa de mayoría estatal completó 7.065 etapas de fractura, convirtiéndose nuevamente en la operadora con mayor actividad dentro de la roca madre. Su estrategia combinó desarrollos de petróleo y gas distribuidos en ocho áreas de la Cuenca Neuquina.

Los principales trabajos se concentraron en Loma Campana, donde ejecutó 1.846 etapas, seguida por Lajas Este, con 1.594; La Caverna, con 1.525; y La Amarga Chica, con 1.237. Estos cuatro bloques explicaron la mayor parte del programa de completación de la compañía.

La actividad también alcanzó a Bajo del Toro Norte, con 284 etapas; Rincón del Mangrullo, con 262; Aguada de la Arena, con 204; y Narambuena, con 113. Mientras los primeros bloques estuvieron orientados principalmente al petróleo, Aguada de la Arena y Rincón del Mangrullo aportaron actividad vinculada al gas.

La consolidación de Pluspetrol y Vista

Detrás de YPF aparece Pluspetrol, que ejecutó 1.797 etapas de fractura durante el semestre. La empresa concentró sus operaciones entre el desarrollo petrolero de Bajo del Choique, con 1.104 etapas, y el bloque gasífero La Calera, que sumó 693.

El tercer lugar correspondió a Vista Energy, con 1.545 etapas, todas destinadas al desarrollo de petróleo. La mayor actividad se concentró en Bajada del Palo Oeste, con 922 etapas, seguida por Bajada del Palo Este, con 375, y Aguada Federal, con 248.

Más atrás se ubicó Pampa Energía, que completó 986 etapas. La compañía enfocó la mayor parte de sus trabajos en Rincón de Aranda, donde ejecutó 816 fracturas sobre objetivos petroleros, mientras que otras 170 etapas correspondieron al desarrollo gasífero de Sierra Chata.

$Vaca Muerta volvió a registrar una baja en sus etapas de fractura.$

Un nivel elevado de actividad en Vaca Muerta

Pan American Energy (PAE) realizó 962 etapas de fractura durante el semestre. Su actividad combinó desarrollos de gas y petróleo, con 236 etapas en Aguada Picha Oeste, 497 en Coirón Amargo Sur Este y 229 en Lindero Atravesado.

Por su parte, Tecpetrol ejecutó 793 etapas, impulsadas principalmente por el desarrollo gasífero de Fortín de Piedra, donde realizó 652 etapas, además de otras 141 en Puesto Parada, orientadas al petróleo.

En el caso de Shell, la compañía acumuló 577 etapas. Del total, 367 correspondieron al bloque petrolero Cruz de Lorena, mientras que 210 se realizaron en Bajada de Añelo, uno de los principales activos gasíferos que opera dentro de Vaca Muerta.

La actividad también mostró movimiento entre otras operadoras. TotalEnergies registró 426 etapas, distribuidas entre 355 en el desarrollo gasífero de Aguada Pichana Este y 71 en el mismo bloque, aunque sobre objetivos petroleros.

Chevron completó 382 etapas en El Trapial, mientras Phoenix alcanzó 306 etapas concentradas en Mata Mora Oeste, uno de sus principales activos dentro del shale neuquino.

Entre las novedades del semestre sobresalió el ingreso de GeoPark al desarrollo de Loma Jarillosa Este, donde ejecutó 119 etapas de fractura. La compañía concretó así sus primeras operaciones de estimulación hidráulica en ese bloque, incorporándose al grupo de operadoras con actividad en Vaca Muerta durante 2026.

1 julio, 2026

Vaca Muerta acelera: junio registró la mayor actividad de fracturas de la historia

Vaca Muerta alcanzó en junio el mayor nivel de actividad de etapas de fractura desde que existen registros. Durante el mes se realizaron 2.760 etapas de fractura, un volumen que superó ampliamente el máximo anterior y consolidó el fuerte ritmo de desarrollo del shale argentino.

El desempeño también permitió que el acumulado de 2026 llegara a 14.958 etapas, mientras las proyecciones del sector anticipan un cierre anual superior a las 28.000.

Según los datos del country manager de NCS Multistage, Luciano Fucello, las etapas de fractura crecieron de manera sostenida respecto de mayo, cuando se habían registrado 2.484 operaciones.

La evolución mensual refleja una aceleración de la actividad durante el primer semestre: enero cerró con 2.401 etapas, febrero con 2.371, marzo alcanzó 2.616, abril descendió a 2.335 y mayo volvió a recuperar dinamismo antes del récord alcanzado en junio.

Pluspetrol se consolidó en el segundo lugar

Las operadoras de Vaca Muerta mostraron una fuerte concentración de la actividad. El principal impulsor de la actividad fue YPF que registró 1.392 punciones. Es decir, concentró exactamente la mitad de todas las fracturas durante el mes.

Detrás de YPF se ubicó Pluspetrol, con 443 etapas, equivalentes al 16% del total mensual. En tercer lugar apareció Pampa Energía, que ejecutó 339 etapas, representando el 12% de la actividad registrada en junio.

El resto del ranking estuvo integrado por Pan American Energy (PAE), con 179 etapas; Vista, con 165; GeoPark, que completó 119; Chevron, con 81; y Phoenix, con 42 etapas. En conjunto, estas compañías completaron el volumen récord que permitió cerrar el mejor mes de la historia para la actividad de fractura en el shale argentino.

Uno de los datos destacados del mes fue la menor participación del gas no convencional dentro de las tareas de completación. Apenas el 9% de las etapas correspondieron a desarrollos gasíferos, una proporción inferior a la observada en otros períodos y que refleja el predominio de los proyectos petroleros durante junio.

GeoPark debutó en Loma Jarillosa Este

Entre las novedades operativas sobresalió el ingreso de GeoPark a las tareas de estimulación hidráulica en Loma Jarillosa Este. La compañía concretó allí sus primeras 119 etapas de fractura, trabajos que fueron ejecutados por Tenaris, marcando el inicio de una nueva etapa para ese desarrollo dentro de Vaca Muerta.

También se registró actividad en el segmento de tight gas. Durante junio se realizaron 54 etapas en el área Río Neuquén, operada por YPF, manteniendo el desarrollo de ese tipo de reservorios aunque con un peso mucho menor frente al shale oil.

En materia de servicios especiales, el mercado volvió a mostrar una elevada utilización de los equipos disponibles, aunque cuatro sets de fractura permanecieron sin actividad durante todo el mes. Aun así, el nivel general de utilización permitió alcanzar el mayor volumen mensual registrado hasta el momento.

Halliburton es una de las empresas lideres en Vaca Muerta.

FILE – In a Monday, June 26, 2017, file photo, a Halliburton employee works near rows of hydraulic fracturing pumping units at a three pad site in Midland, Texas. Halliburton Co. reports earnings, Monday, Jan. 22, 2018. (Steve Gonzales//Houston Chronicle via AP, File)

Halliburton lideró los servicios de fractura

Las empresas de servicios petroleros también exhibieron una clara concentración. Halliburton lideró ampliamente el mercado con 1.477 etapas, equivalentes al 54% del total mensual. Su actividad estuvo vinculada principalmente a los trabajos desarrollados por YPF, además de operaciones para Pampa Energía y Chevron.

El segundo lugar correspondió a SLB, que ejecutó 679 etapas, representando el 25% del mercado. La empresa prestó servicios para YPF, Pampa Energía, Pan American Energy y Vista, consolidándose como el segundo proveedor más activo durante junio.

Por su parte, Calfrac completó 241 etapas (9%), mientras SPI realizó 202 (7%). Tenaris ejecutó 161 etapas, equivalentes al 6% del total, impulsadas principalmente por las primeras operaciones de GeoPark en Loma Jarillosa Este y por trabajos para Phoenix. Con estos resultados, la actividad de fractura acumulada en 2026 alcanzó 14.958 etapas, prácticamente la mitad del objetivo proyectado para todo el año, estimado en más de 28.000 etapas.

24 mayo, 2026

Radiografía de los bloques más fracturados en Vaca Muerta

El desarrollo técnico de Vaca Muerta mostró un despliegue sin precedentes durante el primer cuatrimestre. Entre enero y abril se completaron un total de 9.714 etapas de fractura, lo que representó un incremento del 23% en comparación con las 7.913 registradas en el mismo período del año anterior.

La distribución de las operaciones ratificó que la ventana de shale oil fue el principal motor de la cuenca con un total de 7736 etapas de fractura. Las empresas aceleraron sus planes en busca de saldos exportables de crudo para aprovechar la infraestructura de transporte en marcha.

Por su parte, la ventana de shale gas acumuló 1978 etapas de fractura entre enero y abril, reflejando una actividad más estacional y acotada. Las compañías modularon sus inversiones a la espera de la consolidación de nuevos proyectos de infraestructura invernal.

En este marco, YPF ratificó su liderazgo absoluto en la formación no convencional al sumar 4.431 etapas de fractura. La empresa de mayoría estatal concentró casi la mitad de las operaciones totales del período, enfocando sus mayores esfuerzos en el desarrollo de sus áreas principales de crudo.

El top cinco de Vaca Muerta

El bloque La Caverna (1152 etapas totales), operado por YPF, construyó su liderazgo con 256 fracturas en enero, 189 en febrero y 398 en marzo, divididas en tres tandas de 266, 7 y 125 etapas. En abril, la petrolera de bandera sumó las últimas 309 fracturas en el área.

En Lajas Este (927 etapas totales), también bajo la operación de YPF, la actividad de este cuatrimestre incluyó 196 etapas en enero, seguidas por tres tandas en febrero de 66, 223 y 59 fracturas. En marzo se adicionaron 267 etapas, concluyendo en abril con un pozo de 103 fracturas.

Para el yacimiento La Amarga Chica (833 etapas totales), controlado por YPF, el primer mes del año aportó tres tandas de 99, 238 y 5 etapas. En febrero, la operadora ejecutó 232 fracturas, mientras que en abril cerró el período con dos desembolsos técnicos de 157 y 102 etapas.

El bloque Bajo del Choique (738 etapas totales), operado por Pluspetrol, sumó 224 fracturas en enero y tres tandas en febrero de 36, 126 y 192 etapas. En marzo, la compañía adicionó 15 fracturas en la estructura, mientras que en abril completó el programa con 145 etapas de estimulación.

En el histórico Loma Campana (714 etapas totales), operado por YPF, la actividad se concentró en tres meses clave: enero aportó un pozo de 137 fracturas, febrero sumó dos tandas de 273 y 45 etapas, y en marzo se completaron las últimas 259 fracturas del cuatrimestre.

El yacimiento Bajada del Palo Oeste (497 etapas totales), operado por Vista, mostró un desembolso técnico de 199, 48 y 49 etapas durante el mes de enero. La compañía completó su campaña en este bloque específico durante abril, oportunidad en la que registró una tanda de 114 fracturas.

$YPF logró un nuevo récord en el fracking de Vaca Muerta.$

Fracturas cada vez más eficientes

En Rincón de Aranda (477 etapas totales), operado por Pampa Energía, las tareas se iniciaron en enero con 163 etapas. En febrero, la firma sumó un pozo de 238 fracturas y completó el esquema en marzo con un remanente de 76 etapas de estimulación hidráulica.

El bloque La Calera (452 etapas totales), operado por Pluspetrol, evidenció un perfil gasífero regular con 59 etapas en enero, seguido por dos tandas de 30 y 101 fracturas en febrero. En marzo anotó su mayor registro con 224 etapas, cerrando abril con 38 fracturas.

En tanto, el bloque Aguada Pichana Este (426 etapas totales), operado por Total, reportó un inicio de año con 185 y 3 etapas en enero. En febrero la firma francesa sumó un pozo de 140 fracturas, mientras que en marzo y abril completó tandas de 27 y 71 etapas respectivamente.

El ranking continuó con Rincón del Mangrullo de YPF (262 etapas totales; con 35 fracturas en enero y 38 en marzo), Aguada Federal de Vista (248 etapas totales; con 41 en febrero y 207 en marzo) y Aguada Pichana Oeste de PAE (236 etapas totales; con 179 en enero y 57 en febrero).

Por su parte, Cruz de Lorena de Shell aportó 236 etapas totales en abril, Bajada del Palo Este de Vista registró 230 etapas totales (156 en febrero y 74 en marzo), y Bajo del Toro de YPF anotó un pozo de 226 etapas totales en abril.

$El fracking de Vaca Muerta sigue en valores top.$

Seguir impulsado el no convencional

Completaron el listado de bloques Bajada de Añelo de Shell (210 etapas totales; 54 en febrero y 156 en marzo), Aguada de la Arena de YPF (204 etapas totales; 154 en marzo y 50 en abril) y Coirón Amargo Sur Este de PAE (185 etapas totales; 33 en febrero y 152 en marzo).

Finalmente, el bloque Lindero Atravesado de PAE sumó 184 etapas totales (8 en marzo y 176 en abril), Mata Mora Oeste de Phoenix aportó 182 etapas totales (11 en febrero, 98 en marzo y 73 en abril), y Sierra Chata de Pampa Energía anotó 170 etapas totales (133 en marzo y 37 en abril).

En el cierre del listado, el yacimiento Puesto Parada de Tecpetrol acumuló 141 etapas totales (49 en enero y 92 en febrero), mientras que El Trapial de Chevron sumó 113 etapas totales en abril y Narambuena de YPF aportó sus 113 etapas totales en enero.

4 abril, 2026

Por qué YPF perdió un billón de pesos a pesar del éxito en Vaca Muerta

YPF atraviesa una paradoja financiera sin precedentes en su historia reciente. Mientras sus operaciones en Vaca Muerta generan ganancias récord y una eficiencia técnica envidiable, el balance consolidado del 2025 muestra un número en rojo que impacta. La compañía cerró el ejercicio con una pérdida neta superior al billón de pesos.

Este resultado negativo no surge de una crisis operativa, sino de un proceso de sinceramiento fiscal y contable. La firma reportó un resultado operativo positivo de 2.279.171 millones de pesos, pero factores extraordinarios vinculados a la regularización de deudas impositivas y la salida de los campos maduros terminaron por arrastrar la cifra final hacia el terreno de las pérdidas.

“El principal factor que arrastró el resultado final a terreno negativo fue un cargo impositivo extraordinario de 1.520.119 millones de pesos. Esto se debió a la adhesión de la firma a un régimen de regularización para saldar controversias con las autoridades fiscales por el cómputo de quebrantos impositivos”, informaron desde la compañía.

Radiografía de un rojo extraordinario

Para alcanzar la cifra final de pérdida, el informe detalla un impacto impositivo masivo. El cargo total por impuesto a las ganancias ascendió a 2.394.827 millones de pesos en 2025. Este monto incluye la decisión de cerrar litigios de años anteriores por los quebrantos impositivos actualizados por inflación, buscando dar una previsibilidad jurídica definitiva a la empresa.

Sin embargo, el costo fiscal no fue el único peso en la balanza. La empresa reconoció pérdidas en su segmento de Upstream debido a la devaluación de sus pozos antiguos. Estos bloques convencionales mostraron una declinación natural más severa de lo proyectado, obligando a un ajuste contable millonario para reflejar su valor real de mercado antes de su venta definitiva.

“La Sociedad reconoció una pérdida por cambios en el valor razonable de los activos mantenidos para la venta por 517.862 millones de pesos, generada principalmente por la declinación más pronunciada de los campos y la menor producción esperada a partir de su comportamiento”, detallaron desde la empresa.

El éxodo masivo del convencional

Bajo el denominado Proyecto Campos Maduros, la firma inició la desinversión en 46 áreas distribuidas en todo el país. La venta de bloques convencionales le permitió a la compañía liberara recursos técnicos valiosos para que cada peso del Capex sea destinado exclusivamente a Vaca Muerta.

Este retiro estratégico también involucró costos operativos de transición que golpearon el balance. Se registraron cargos por materiales obsoletos que sumaron 253.025 millones de pesos y provisiones millonarias para la optimización de personal de terceros.

“Esta disposición de activos relacionados con campos maduros es consistente con los planes de gestión de la Sociedad, que considera que la racionalización del portafolio Upstream convencional es una de las palancas sobre las cuales se basa la estrategia de YPF”, afirmaron desde la compañía.

Inversión récord para el despegue

A pesar del rojo final, el nivel de inversiones alcanzó cifras nunca antes vistas en la industria nacional. El despliegue de capital en propiedades, planta y equipo superó los 27,6 billones de pesos. La mayor parte de este flujo fue directo a las entrañas de Vaca Muerta, financiando el desarrollo de pozos horizontales y nuevas instalaciones de tratamiento de crudo.

La apuesta por el no convencional se complementa con obras de infraestructura masiva como el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). Este megaproyecto, liderado por la asociada VMOS, ya consiguió financiamiento internacional por 2.000 millones de dólares.

“YPF realiza estimaciones de recursos y reservas consistentes con los planes de gestión de la Sociedad, con foco en las actividades e inversiones en yacimientos no convencionales, que considera es una de las palancas en las que se basa la estrategia”, consideraron desde la compañía.

El horizonte del GNL nacional

El balance de 2025 también sienta las bases para el ambicioso Proyecto Argentina LNG. Junto a socios, YPF planea exportar GNL desde las costas de Río Negro. Este plan contempla un horizonte de veinte años y requiere la estabilidad financiera que la regularización de los quebrantos impositivos pretende garantizar a largo plazo.

La solidez operativa es indiscutible al observar el flujo de efectivo. Al cierre del año, YPF mantenía en caja 1.352.703 millones de pesos, superando las disponibilidades del ejercicio anterior. Esto demuestra que la petrolera tiene fondos necesarios para ejecutar sus planes de expansión, a pesar de que el resultado contable final fuera afectado por cargos extraordinarios de carácter no recurrente.

“La petrolera impulsa el ‘Proyecto LNG’ para procesar gas de Vaca Muerta mediante plantas flotantes de licuefacción en Río Negro. Este plan contempla un horizonte de exportación a 20 años y la construcción de un gasoducto dedicado exclusivamente para este fin”, detallaron.

4 abril, 2026

El crecimiento de Vaca Muerta vuelve a presionar al midstream

La actividad en Vaca Muerta volvió a sorprender al marcar niveles históricos durante los primeros meses de 2026. Así lo afirmó Ernesto Díaz, vicepresidente de Rystad Energy para Latinoamérica, quien destacó que la formación “entró en una nueva fase de aceleración” que supera ampliamente las proyecciones realizadas por la consultora en informes previos.

En una publicación en LinkedIn, Díaz explicó que dos indicadores anticipan el crecimiento: los pozos iniciados y las etapas de fractura. Ambos alcanzaron máximos nunca registrados. En marzo se contabilizaron alrededor de 55 pozos spud, mientras que el primer trimestre del año superó las 3.000 etapas de fractura, lo que marca un hito para el shale argentino.

Para el analista, estos valores no representan simples métricas operativas, sino los mejores predictores del aumento de producción futura. Son señales tempranas y altamente confiables de que el desarrollo de la roca madre encara un ciclo de expansión mucho más agresivo que el observado en años anteriores.

Una actividad que se triplica en pocos años

Según datos históricos, la cuenca pasó de perforar entre 10 y 15 pozos mensuales durante 2018 y 2019 a niveles superiores a los 50 pozos por mes en 2026. Para Díaz, esta dinámica implica más que un crecimiento sostenido: se trata de “una multiplicación por tres en menos de cinco años”, con efectos directos en la oferta de petróleo y gas.

La tendencia también se repite en las completaciones. Mientras que hace seis años se realizaban entre 500 y 800 etapas de fractura por mes, el sistema hoy opera en un rango que supera las 2.000 y alcanza picos de más de 3.000. Este salto, en palabras del especialista, implica “una escala brutal en productividad”.

El efecto sobre la curva de producción es prácticamente inmediato. Los pozos perforados hoy impactan entre seis y doce meses después, mientras que las fracturas muestran resultados en un plazo aún más corto. Por eso, Díaz considera que el crecimiento de la producción ya está asegurado para todo 2026 e incluso para 2027.

Midstream, el nuevo límite del sistema

El vicepresidente de Rystad remarcó que el verdadero desafío ya no está en el upstream. A medida que aumenta la extracción, también crece la producción de gas asociado y líquidos del gas natural (NGLs), lo que tensiona la capacidad disponible para evacuar y procesar los volúmenes incrementales.

En este sentido, la infraestructura de transporte, procesamiento y fraccionamiento se convierte en el principal cuello de botella. La consultora advierte que el sistema está entrando en una etapa donde la escala supera lo que el midstream puede absorber sin nuevas inversiones de magnitud.

Díaz consideró que este escenario redefine la historia de Vaca Muerta, que deja atrás una fase de crecimiento continuo para entrar en un ciclo marcado por la escala y las limitaciones logísticas. Para los inversores, este contexto abre oportunidades muy concretas en segmentos donde la presión ya se percibe con fuerza.

Según sus estimaciones, el nivel actual de actividad permitiría proyectar un crecimiento de entre 30% y 40% en la producción, lo que incrementaría las exigencias sobre la evacuación de gas, la capacidad de procesamiento y la infraestructura de fraccionamiento de NGLs, áreas donde se concentrarán las inversiones estratégicas del próximo ciclo.

6 enero, 2026

SLB es el nuevo rey del fracking de Vaca Muerta

Los números de 2025 en el fracking de Vaca Muerta dejó varias cuestiones para analizar. La industria completó casi 24 mil etapas de fracturas en el segmento shale estableciendo un crecimiento del 34% con respecto al 2024. El nivel de actividad se mantuvo acorde a lo proyectado, pero hubo cambios de liderazgo entre las empresas de servicio.

Tal como viene informando eolomedia, SLB le arrebató el primer puesto a Halliburton en el fracking de la roca madre. La tendencia se consolidó en el segundo semestre ya que, en la primera parte del año, los trabajadores de mamelucos rojos mantuvieron el histórico liderazgo en las punciones por una diferencia mínima de 200 etapas de fractura. Esa distancia quedó en el olvido ni bien comenzó julio.

Según el informe del country manager de NCS Multistage, Luciano Fucello, seis empresas de servicio estuvieron presentes en Vaca Muerta en 2025. SLB y Halliburton fueron las más requeridas, Tenaris se consolidó en el tercer puesto y un nuevo actor irrumpió en la escena del shale neuquino.

SLB, el nuevo rey del fracking

En 2025, SLB se quedó con el trono de las etapas de fracturas. Los trabajadores de mamelucos azules completaron 9.312 operaciones frente a las 9.023 de Halliburton. Este crecimiento estuvo asociado a la implementación de tecnologías avanzadas, como el Dual Frac.

Las fracturas en simultaneo permitió que se realicen 401 punciones en un mes con un solo crew y reducir el tiempo muerto logrando incrementar la eficiencia operativa en un 26%. Además, el Real Time Intelligence Center de YPF le permitió obtener visibilidad y coordinación en tiempo real, optimizando la gestión de las operaciones en campo.

SLB cosechó cuatro clientes a lo largo de 2025. YPF fue la compañía que más requirió sus servicios. La empresa de mayoría estatal solicitó 6.350 etapas de fractura. Detrás se ubicó Vista Energy con 2.655 punciones, Capex con 202 etapas de fractura y Pampa Energía con 105 operaciones.

Dinamismo en las etapas de fractura

Halliburton fue quien dominó históricamente el fracking de Vaca Muerta y quién implementó por primera vez el Dual Frac en la Cuenca Neuquina. Es un peso pesado de la industria a nivel mundial y su nombre está asociado a la eficiencia.

En este marco, los trabajadores de mameluco rojo cosecharon 5.557 etapas de fractura en todo 2025 gracias a los trabajos solicitados por cinco compañías.

La principal operadora que requirió sus servicios fue YPF con 5.557 punciones. Detrás se ubicó Pampa Energía con 1.486 operaciones y Pluspetrol con 313. Además, completó 883 etapas de fractura para Shell y 784 para Chevron.

Asimismo, Tenaris se afianzó en el tercer puesto del fracking de Vaca Muerta. La compañía del Grupo Techint realizó tareas para tres compañías del shale neuquino y sumó 2.134 operaciones durante el año pasado. Las operadoras que requirieron sus equipamientos fueron Tecpetrol – su hermana del Grupo Techint- con 1.414 fracturas, TotalEnergies con 418 punciones y Phoenix Global Resources (PGR) con 302 operaciones.

Calfrac fue otra de las compañías que tuvo una fuerte presencia en Vaca Muerta. La compañía de mamelucos verdes realizó 1.740 operaciones en la roca madre que se explica gracias al trabajo completado para dos operadoras: YPF y Pan American Energy. Para la empresa de mayoría estatal realizó 531 etapas de fractura y para PAE completó 1.209 operaciones.

Un nuevo viejo actor

Servicios Petroleros Integrados (SPI) y Weatherford son los encargados de cerrar el listado de las empresas de servicio en Vaca Muerta. Sin embargo, hay que hacer una salvedad sobre el desempeño de ambas compañías.

En febrero, Pluspetrol adquirió la división de servicios de fractura de Weatherford, conocida como Newco. El acuerdo implicó que se respeten los compromisos comerciales asumidos con clientes y contratistas por parte de Weatherford. La compañía continuará proveyendo tecnologías y servicios en el país. De esta manera, Pluspetrol conformó su propia empresa de servicios que denominó SPI.

Según el documento de la Fundación Contactos Petroleros, Weatherford prestó servicios hasta abril mientras que SPI empezó sus tareas en mayo.

Los trabajadores de mameluco rojo realizaron 427 operaciones en la roca madre y todas fueron para Pluspetrol. En tanto, SPI realizó 1.148 etapas de fractura, todas ejecutadas para Pluspetrol.