La actividad de fractura hidr谩ulica en Vaca Muerta tuvo en noviembre su punto m谩s bajo del a帽o. Con 1.762 etapas, el mes registr贸 una ca铆da del 12,7% respecto de octubre y qued贸 apenas por encima del m铆nimo de enero. Sin embargo, lejos de revertir la tendencia general, el descenso se da en un marco de expansi贸n acumulada: 2025 ya es el a帽o de mayor actividad de la historia con 22.045 fracturas, un 23,7% por encima de todo el volumen registrado durante 2024.

Los datos, relevados por Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, describen un escenario doble: una desaceleraci贸n puntual en el ritmo operativo, pero una consolidaci贸n del shale como el 煤nico motor capaz de sostener el crecimiento energ茅tico nacional. Hoy, el 98% de todas las etapas de fractura del pa铆s corresponden a Vaca Muerta, un indicador que refleja la virtual desaparici贸n del convencional en t茅rminos de nuevos desarrollos.

La distribuci贸n por operadora tambi茅n confirma esta concentraci贸n. En noviembre, YPF realiz贸 934 fracturas y mantuvo una participaci贸n superior al 50%, tanto en el mes como en el acumulado anual. Sumadas, Vista (201), Pampa Energ铆a (196), Pluspetrol (172), Tecpetrol (146) y Chevron (82) no alcanzan el volumen operado por la compa帽铆a estatal, que logr贸 un predominio sin antecedentes desde los primeros a帽os del desarrollo masivo.

La posici贸n de YPF no solo condiciona el ritmo de actividad, sino que tambi茅n define precios de referencia, asignaci贸n de contratos y la din谩mica de la cadena de proveedores. En un mercado con pocos actores principales, la estructura operativa queda fuertemente ligada a las decisiones de inversi贸n de la petrolera con mayor presencia en la cuenca.

El segmento de servicios muestra una l贸gica similar. SLB encabez贸 la actividad con 545 etapas, seguida por Halliburton (389), SPI (172) y Tenaris-Techint (146 ). La integraci贸n operativa entre SLB e YPF explica gran parte de este liderazgo. Halliburton mantiene una presencia consistente, mientras que SPI logr贸 consolidar participaci贸n gracias a programas de empresas como Pluspetrol.

El contraste m谩s marcado aparece al observar el comportamiento del convencional. En octubre, la producci贸n alcanz贸 296.000 barriles diarios, con una baja interanual de 32.500 barriles. El 60% de ese volumen corresponde al Golfo San Jorge y el 30% a la cuenca neuquina. Desde mediados de 2024, todas las cuencas aceleraron sus tasas de declinaci贸n, un efecto combinado de menores inversiones y precios internacionales m谩s moderados.

En el caso del gas, la producci贸n convencional acumul贸 en los primeros diez meses de 2025 una ca铆da del 13,8% interanual, solo atenuada por el aporte del proyecto F茅nix en la Cuenca Austral. Las proyecciones para 2026 anticipan un descenso m谩s pronunciado, en lo que representa el desempe帽o m谩s bajo del segmento desde 2016.

Aun as铆, la producci贸n total marc贸 un nuevo m谩ximo hist贸rico: en octubre alcanz贸 los 865.000 barriles diarios, superando el r茅cord de 1998. El aporte del shale 鈥�568.000 barriles por d铆a鈥� explica completamente este crecimiento. En una mirada de largo plazo, la producci贸n nacional es hoy 56% superior a la de hace una d茅cada.

El dinamismo de Vaca Muerta tambi茅n se reflej贸 en el sector externo. Hasta octubre, Argentina obtuvo 5.415 millones de d贸lares en exportaciones de crudo, un incremento del 19% interanual. El pa铆s redujo importaciones de gas y GNL por 628 millones de d贸lares y sum贸 21 millones de metros c煤bicos diarios de capacidad de transporte adicional. Desde 2024, la energ铆a mantiene un super谩vit sostenido en la balanza comercial.