Fracturas en Vaca Muerta: crecimiento récord en medio de tensiones internacionales

La foto que dejan los datos de fractura procesados sobre la base adjunta hasta marzo de 2026 es contundente: el shale ya no es el segmento dominante de Vaca Muerta, sino el verdadero centro de gravedad de toda la actividad. En marzo se registraron 2.616 etapas de fractura en shale, el valor mensual más alto de toda la serie observada desde 2016.

En el acumulado del primer trimestre, el shale sumó 7.379 etapas, contra 5.706 en igual período de 2025. Eso implica un crecimiento interanual del 29,3%. En paralelo, el convencional cayó de 386 a 245 etapas en el mismo tramo, una baja del 36,5%, mientras que el tight gas quedó directamente en cero.

Ese dato no es apenas estadístico. Lo que está ocurriendo es una reasignación estructural del capital, de los equipos y de la prioridad operativa. Cada etapa que se suma en shale y desaparece en tight o convencional habla de una industria que dejó de repartir apuestas y concentra recursos donde encuentra escala, productividad y velocidad de monetización. En términos simples: la Argentina hidrocarburífera se parece cada vez menos a un mosaico de cuencas y plays diversos, y cada vez más a una gran máquina shale con base en Neuquén.

La concentración también se ve en los jugadores. En el shale del primer trimestre de 2026, YPF explicó el 44,7% de las etapas de fractura, con 3.295. Muy por detrás aparecen Vista, con 861 etapas; Pampa Energía, con 610; Pluspetrol CN, con 593; y Tecpetrol, con 503. Del lado de las compañías de servicio, Halliburton lideró con 3.061 etapas, equivalente al 41,5% del total shale, seguida por SLB con 2.109, Tenaris con 967, Calfrac con 828 y SPI con 414. No es un detalle menor: la expansión existe, pero se monta sobre una estructura altamente concentrada, tanto en operadores como en prestadores. Eso vuelve más eficiente al sistema, pero también lo hace más sensible a cuellos de botella, problemas sindicales, fallas de abastecimiento o demoras logísticas.

En el convencional, la señal es inversa. La actividad no sólo cae: además se achica sobre pocos actores. PAE concentró el 64,5% de las etapas del primer trimestre, con 158, seguida muy de lejos por CGC con 45. Entre las empresas de servicio, Latitud 45 explicó el 64,1% del total, por delante de San Antonio y Calfrac. Lo que muestran esos números es un negocio que ya no discute expansión sino administración de remanentes, eficiencia de costos y selectividad extrema. El convencional sobrevive, pero ya no ordena el mercado.

El tight gas, por su parte, pasó de ser un capítulo relevante hace una década a convertirse en una actividad residual. La serie histórica exhibe con claridad que su peso se fue diluyendo hasta desaparecer en el arranque de 2026. Eso no significa que el gas haya dejado de importar. Significa otra cosa: que el capital se desplazó hacia ventanas más competitivas y hacia desarrollos donde la relación entre productividad por pozo, disponibilidad de infraestructura y expectativa de precios luce más favorable.

Ahora bien, sería un error leer este salto de Vaca Muerta sólo en clave local. Neuquén crece, sí, pero crece dentro de un sistema energético internacional profundamente alterado. La Administración de Información Energética de Estados Unidos señaló en marzo que el Brent pegó un salto abrupto tras el inicio de la acción militar en Medio Oriente y la disrupción de flujos por el Estrecho de Ormuz. En su escenario de marzo, la EIA sostuvo que el Brent se mantendría por encima de los 95 dólares por barril en los próximos meses, aunque luego podría bajar por debajo de los 80 dólares en el tercer trimestre y acercarse a 70 dólares hacia fines de 2026, siempre bajo el supuesto de que las interrupciones no se profundicen.

La misma EIA reportó además que las tarifas de los VLCC desde Medio Oriente hacia Asia tocaron en marzo niveles no vistos desde al menos 2005, luego del cierre efectivo del Estrecho de Ormuz y del encarecimiento del seguro de guerra para la navegación. Ese fenómeno no sólo golpea a los productores del Golfo: también reduce disponibilidad global de buques, encarece fletes en otras rutas y mete más presión sobre toda la cadena de comercialización del crudo. 

La dimensión del riesgo no es menor. La IEA recordó que por Ormuz transitan alrededor de 20 millones de barriles diarios, cerca del 25% del comercio marítimo mundial de petróleo, y que además por allí pasa cerca del 19% del comercio global de GNL. Cuando ese cuello de botella se vuelve incierto, el mercado entero repricinga riesgo, desde el barril hasta el gas y el costo financiero de cada cargamento. 

Para Argentina eso tiene una doble lectura. Por un lado, un barril más alto mejora caja, acelera decisiones de inversión y sostiene el atractivo exportador de Vaca Muerta. Por otro, la suba de precios internacionales no llega sola: viene acompañada de mayor volatilidad, fletes más caros, presión sobre insumos, seguros más costosos y mayor exposición a disrupciones logísticas. En otras palabras, el precio ayuda, pero la logística puede comerse una parte creciente de esa renta extraordinaria.

El frente europeo también sigue pesando. La guerra entre Rusia y Ucrania no desapareció del tablero energético; mutó. La Unión Europea avanzó este año con una regulación para eliminar su dependencia del gas ruso hacia 2027, profundizando un proceso de sustitución que ya venía modificando flujos, contratos y destinos del GNL. Eurostat mostró además que el bloque siguió reduciendo la participación rusa en sus importaciones energéticas, mientras aumentó el peso del LNG dentro de la matriz importada. Ese corrimiento sostiene la competencia global por moléculas flexibles y por infraestructura de licuefacción, regasificación y transporte. 

Aun así, el cuadro internacional no es lineal. La IEA proyectaba antes de la última escalada geopolítica que la oferta global de petróleo seguiría creciendo en 2026, y el Banco Mundial venía advirtiendo que, más allá de los shocks de corto plazo, el balance estructural seguía apuntando a una presión bajista de precios por desaceleración de la demanda, sobre todo en China, y por mayor aporte de productores no OPEP+. Es decir: Vaca Muerta se beneficia hoy de un premio geopolítico, pero no puede construir su estrategia sobre la fantasía de un barril eternamente alto.

Ese es, probablemente, el dato más importante que deja la serie de fracturas: Vaca Muerta está entrando en una etapa de madurez industrial, pero todavía dentro de una economía política muy frágil. La escala aumenta, la curva técnica mejora y la productividad se consolida; sin embargo, la competitividad final ya no depende sólo del subsuelo. Depende de ductos, arena, acceso a equipos, financiamiento, rutas, ferrocarril, puertos, reglas cambiarias y capacidad para exportar sin regalar margen en cada eslabón.

Por eso el récord de marzo merece una lectura menos celebratoria y más estratégica. Sí, el shale neuquino está en expansión y el dato es sólido. Sí, el convencional se sigue retirando del centro del escenario y el tight gas quedó relegado a la marginalidad. Pero el verdadero desafío no es llegar a más etapas de fractura. Es transformar ese volumen en una plataforma exportadora estable, rentable y menos vulnerable a las sacudidas del mapa mundial.

Vaca Muerta ya demostró que puede crecer. Lo que todavía debe demostrar es que puede hacerlo sin quedar rehén de cada crisis internacional, de cada cuello logístico y de cada improvisación doméstica. En energía, como siempre, el problema no es sólo producir más. El problema es sostener valor cuando el mundo tiembla.