Vaca Muerta en escala industrial: récord de fracturas en 2025 y un 2026 que arranca en máximos

La actividad de fractura hidráulica en Argentina cerró 2025 con un salto que consolida un cambio de régimen: el upstream local quedó, en términos operativos, fuertemente concentrado en el shale. El dato no es solo el récord anual, sino la continuidad: enero de 2026 abrió como la segunda marca mensual más alta de toda la serie 2016–2026, según el relevamiento de NCS Multistage que lidera Luciano Fucello.

El cuadro, sin embargo, no puede leerse aislado de dos condicionantes que hoy ordenan el debate sectorial: competitividad por costos y acceso al capital. Aun con productividad geológica destacada, Vaca Muerta compite en un mundo donde el petróleo vuelve a moverse bajo la lógica de disciplina de inversión y costos controlados.

Una breve reseña del contexto global

En el plano internacional, 2026 se perfila con crecimiento moderado de la demanda y un aumento relevante de oferta —especialmente fuera de OPEP+—, lo que suele traducirse en un mercado más sensible a shocks geopolíticos, pero también más exigente en eficiencia. La Agencia Internacional de Energía proyectó para 2026 un incremento de oferta con un peso importante de productores no-OPEP+.

En paralelo, el escenario financiero global sigue condicionado por el costo del dinero y por el “riesgo país” en emergentes: para proyectos intensivos en capital como shale e infraestructura, la disponibilidad y el precio del financiamiento se vuelven casi tan determinantes como el recurso. 

Los datos duros: shale dominante, convencional en retroceso y tight gas residual

De acuerdo con el Excel (serie 2016–enero 2026):

Shale (Vaca Muerta y shale asociado): 2025 cerró con 23.896 etapas, +34% vs 2024 (17.814).
Convencional: 1.110 en 2025 (baja vs 1.749 en 2024).
Tight gas: 64 en 2025 (baja vs 155 en 2024).

En total país 2025 (25.070 etapas sumando tipos), el shale explica 95,3%. Es un nivel de concentración que marca la agenda: cuando el sistema se apoya casi por completo en un único motor, cualquier freno —costos, infraestructura o financiamiento— tiene impacto “macro”.

En términos mensuales, el máximo histórico del período fue mayo 2025 (2.588 etapas shale) y el segundo máximo fue enero 2026 (2.401). La lectura es clave: no se trata de un pico aislado, sino de una meseta alta a lo largo de 2025.

Quién empuja la actividad: operadoras y servicios

Operadoras en shale (2025)

YPF: 12.495 (52,3%)
Vista: 2.655 (11,1%)
Pampa Energía: 1.591
Pluspetrol: 1.575
Tecpetrol: 1.414
PAE: 1.159
Shell: 883
Chevron: 784
Total: 418

El liderazgo de YPF es estructural: más de la mitad de las etapas shale. El resto muestra un pelotón de empresas medianas/grandes que ayudan a sostener la base.

Servicios de fractura (2025)

SLB: 9.312 (39,0%)
Halliburton: 9.030 (37,8%)
Tenaris: 2.239 (9,4%)
Calfrac: 1.740 (7,3%)
SPI: 1.148 (4,8%)
Weatherford: 427 (1,8%)

El mercado sigue concentrado en dos grandes jugadores (SLB–Halliburton), aunque con competencia real y rotaciones mensuales.

Competitividad: el desafío explícito es bajar costos

El crecimiento en etapas convive con una discusión que se repite en foros y presentaciones: Vaca Muerta sigue siendo más cara que su referencia internacional más competitiva (Permian, EE.UU.).

Reuters citó a ejecutivos de Chevron indicando que los costos de perforación en Argentina rondan ~35% por encima de Permian, aun con productividad muy alta. 

También hubo señales oficiales en la misma dirección: la brecha de costos se volvió un tema de agenda en 2025. 
Esto no invalida el salto de actividad, pero marca un límite: si el objetivo es crecer en exportaciones y sostener inversión en ciclos de precios más bajos, la reducción de costos deja de ser “deseable” y pasa a ser condición de competitividad.

Proveedores locales: oportunidad, pero con presión operativa y financiera

El salto de fracturas alimenta un ecosistema de pymes y proveedores (metalúrgicas, arenas/logística, mantenimiento, transporte, químicos, servicios de locación), pero también expone tensiones típicas de un boom:

exigencias de escala y cumplimiento (plazos, calidad, seguridad, continuidad),
capacidad de inversión propia para acompañar la demanda,
y condiciones comerciales (cobros, plazos, financiamiento de capital de trabajo) que suelen volverse más duras cuando el costo financiero sube.

En síntesis: el boom puede derramar, pero no de manera automática. Sin crédito accesible y reglas estables, parte del entramado local corre el riesgo de quedar “apretado” entre expansión y financiamiento caro.

Financiamiento: el cuello de botella silencioso

• El shale y la infraestructura demandan capital constante. En la práctica, el acceso a financiamiento sigue siendo un punto sensible por:
• costo financiero y percepción de riesgo, necesidad de obras de evacuación/exportación, y, en el caso argentino, la persistencia de restricciones y volatilidad macro.
• Reuters advirtió en 2025 que la desaceleración de actividad podía vincularse a precios más bajos, costos en alza y financiamiento caro, y lo planteó como un riesgo para el plan exportador. Aun así, hay señales de avance vía proyectos estructurales: el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) aparece como pieza clave, con financiamiento ya comprometido en parte y con meta exportadora de escala. 

Los datos del reporte de NCS Multistage que lidera Luciano Fucello muestran un 2025 récord y un enero 2026 en máximos. La industria demostró capacidad para operar en escala industrial. La discusión que sigue —y que definirá si esto se sostiene como tendencia— es menos épica, pero más decisiva: bajar costos para competir cuando el precio no acompaña, fortalecer proveedores locales sin ahogarlos financieramente, y conseguir financiamiento a tasa y plazos compatibles con el ritmo de inversión que exige el shale y la infraestructura exportadora.