Desafío EnergéticoLos primeros datos de 2026 confirman que la aceleración no se detiene. En los primeros tres meses del año se ejecutaron 7.379 etapas shale, un ritmo mensual de aproximadamente 2.460 etapas, que supera en un 23% el promedio mensual de 2025. Si ese ritmo se mantiene a lo largo del año, 2026 podría superar las 29.000 etapas y quebrar todos los registros históricos de la formación.
Para una región —Neuquén— que alberga la segunda reserva de gas no convencional y el cuarto yacimiento de petróleo shale del mundo, estos números no son solo estadística. Son la señal más potente de que la escala industrial de Vaca Muerta está siendo alcanzada, y que su inserción en la geopolítica energética global ya no es una promesa: es un hecho en construcción.
El mercado de fractura hidráulica en Vaca Muerta muestra en 2025-2026 una dinámica competitiva inédita. Por primera vez en la historia de la formación, SLB desafió el liderazgo histórico de Halliburton: en 2025, la empresa de origen francés ejecutó 9.312 etapas shale frente a las 9.030 de su rival norteamericana, marcando un hito en la distribución del mercado.
Sin embargo, los datos de los primeros meses de 2026 muestran una reversión. Halliburton recuperó la punta con 3.061 etapas (41,5% del total shale), seguida por SLB con 2.109 (28,6%). El tercer lugar corresponde a Tenaris —con 967 etapas y el 13,1% del mercado— cuya incorporación como empresa de servicios de fractura representa uno de los movimientos más relevantes del sector: la siderúrgica argentino-italiana amplió su cadena de valor y hoy compite de igual a igual con operadores históricos.
Calfrac sigue presente con 828 etapas (11,2%) y SPI completa el tablero con 414 (5,6%).
En el segmento convencional, el mercado experimenta una contracción estructural —de 2.121 etapas en 2016 a apenas 245 en los tres primeros meses de 2026—, reflejo del desplazamiento definitivo de la actividad hacia los horizontes no convencionales. El Tight Gas, que llegó a representar 1.165 etapas en 2016, registra cero en 2026, un dato que merece una lectura doble: la formación prácticamente dejó de ser relevante en el mix de fractura, en parte porque muchos yacimientos tight evolucionaron hacia categorías shale con nuevas técnicas de completación.
En el lado de las operadoras, YPF mantiene una presencia dominante e insustituible: 12.495 etapas en 2025 (52% del total shale) y 3.295 en los primeros meses de 2026. La empresa estatal no solo lidera en volumen sino que actúa como traccionador del mercado de servicios, sosteniendo la demanda de equipamiento y fuerza de trabajo que permite que toda la cadena funcione.
Pero el dato más relevante para los próximos años es el comportamiento del pelotón. Vista Energy —la empresa conducida por Miguel Galuccio— se consolida como la segunda operadora más activa con 2.655 etapas en 2025 y 861 en el arranque de 2026. Pampa Energía sorprende con 1.591 etapas en 2025 y ya acumula 610 en 2026. Pluspetrol CN, que en 2024 era una presencia menor, escaló a 593 etapas en los primeros meses de 2026 —segunda solo después de YPF en ese período—, señal de que el proyecto de Rincón de Aranda avanza con fuerza.
Tecpetrol (503), PAE (429) y Total (355) completan el cuadro de las grandes operadoras activas. Shell, con 210 etapas en 2026 YTD, sigue presente aunque con menor intensidad respecto a años anteriores.
Los números de Vaca Muerta adquieren una dimensión radicalmente diferente cuando se los lee frente al escenario energético global de marzo-abril de 2026. Lo que describíamos hace apenas semanas como "volatilidad geopolítica" se convirtió, en pocas jornadas, en el mayor shock de oferta energética desde la crisis del petróleo de los años 70.
El Brent, entre el pico histórico y la diplomacia de urgencia. El barril de crudo Brent superó los 100 dólares el 8 de marzo de 2026 por primera vez en cuatro años, escalando hasta un pico de 126 dólares en cuestión de días. El 31 de marzo cotizaba a 110,69 dólares, unos 35 dólares más que en igual período del año anterior. En las primeras horas del 1° de abril, los futuros del Brent cayeron hacia el nivel psicológico de los 100 dólares, luego de un breakthrough diplomático de último momento que señaló un posible fin a las hostilidades militares entre Irán y las fuerzas occidentales, disipando parcialmente la prima de guerra que había sostenido los precios en niveles récord.
La EIA proyecta que el Brent permanecerá por encima de los 95 dólares durante los próximos dos meses, para luego caer por debajo de los 80 dólares en el tercer trimestre de 2026 y rondar los 70 dólares hacia fin de año, con un promedio de 64 dólares proyectado para 2027. Esa trayectoria, sin embargo, depende casi enteramente de cómo evolucione la crisis del Estrecho de Ormuz.
La guerra con Irán y el colapso del Estrecho de Ormuz: el shock que cambió todo. El 28 de febrero de 2026 Estados Unidos atacó Irán, matando al Líder Supremo y desencadenando un conflicto militar activo con implicaciones directas sobre el suministro global de energía. Irán respondió donde más duele: cerrando el Estrecho de Ormuz. Desde el 4 de marzo de 2026, las fuerzas iraníes declararon el Estrecho "cerrado", amenazando y llevando a cabo ataques contra buques que intentaban transitarlo.
Las consecuencias fueron inmediatas y brutales. El Estrecho de Ormuz es crítico para el mercado energético global: aproximadamente el 30% del crudo marino del mundo transita por esa vía, junto con cerca del 20% del jet fuel y alrededor del 16% de la gasolina y nafta mundiales. El jefe de la Agencia Internacional de Energía (AIE) describió la situación como "el mayor desafío de seguridad energética global en la historia".
El mundo perdió entre 4,5 y 5 millones de barriles diarios de suministro como consecuencia del conflicto. Para contener el daño, Estados Unidos y sus aliados lanzaron la mayor liberación de reservas estratégicas de la historia —400 millones de barriles—, al tiempo que Washington levantó temporalmente sanciones sobre parte del petróleo ruso e iraní para dar al mercado cierto margen de respiración.
El conflicto tuvo un impacto adicional de consecuencias de largo plazo: partes de la mayor planta de GNL del mundo —operada por QatarEnergy en Ras Laffan— sufrieron daños por misiles, y su propietaria advirtió que las reparaciones podrían tomar hasta cinco años. Esa sola noticia reconfiguró el mercado global de gas licuado para la próxima década.
Al cierre de esta edición, Irán señaló que estaría dispuesto a detener los combates, siempre que tuviera garantías de que no sería atacado nuevamente. Trump, por su parte, extendió sucesivamente los plazos para que Irán reabra el Estrecho, postergando hasta el 6 de abril un ultimátum para destruir plantas eléctricas iraníes mientras las negociaciones continúan a través de intermediarios. Los mercados reaccionaron con alivio parcial, pero la fragilidad del escenario es total.
¿Qué significa todo esto para Vaca Muerta? La respuesta es compleja pero favorable en el mediano plazo. En lo inmediato, un Brent por encima de 100 dólares es un precio que convierte a cualquier barril producido en Neuquén en altamente rentable. En el mediano plazo, el daño a la infraestructura qatarí de GNL —con reparaciones que podrían extenderse hasta 2030— abre una ventana extraordinaria para que Argentina desarrolle su propia capacidad exportadora de gas licuado. El mundo que emerja de esta crisis va a necesitar proveedores de GNL fuera del Golfo Pérsico con urgencia que antes no existía.
Ucrania y Rusia: cuatro años de guerra que siguen destruyendo el mapa energético europeo. El conflicto en Ucrania, en su cuarto año de guerra total, sigue siendo el otro gran factor estructural que empuja la demanda global hacia nuevas fuentes de energía. Por primera vez en la guerra, Ucrania enfrenta no solo escasez eléctrica sino también desafíos severos en la producción de gas natural, luego de los masivos ataques rusos sobre las instalaciones gasíferas, que ya destruyeron más de la mitad de la capacidad de generación eléctrica del país.
La diplomacia energética del conflicto ucraniano tuvo en los últimos meses varios capítulos: en enero, Trump logró que Putin acordara una pausa temporal en los ataques a infraestructura energética, pero Rusia reanudó los ataques masivos tras una breve tregua de apenas dos días entre el 30 de enero y el 1° de febrero.
Más recientemente, Zelensky propuso un alto al fuego energético para las festividades de Semana Santa, señalando que Kiev está dispuesto a cesar los ataques a la infraestructura rusa si Moscú hace lo propio. Rusia respondió al llamado con más ataques de drones Shahed sobre la red energética ucraniana.
El impacto geopolítico sobre Europa es directo. Con Ormuz en crisis y la infraestructura gasística ucraniana en ruinas, el continente enfrenta una doble perturbación de suministro simultánea. En ese escenario, el propio Zelensky propuso una tregua energética con Rusia en parte para aliviar la presión de precios generada por la crisis de Irán.
La paradoja es elocuente: dos guerras simultáneas en dos hemisferios del mapa energético global se retroalimentan en sus consecuencias sobre el precio de la energía.
Para Argentina, este escenario de doble shock —Ormuz y Ucrania— no es solo contexto: es el argumento más poderoso que existe para acelerar la infraestructura de exportación de Vaca Muerta. El mundo que necesitaba GNL antes del 28 de febrero lo necesita ahora con carácter de urgencia histórica. La pregunta que sigue siendo la misma, y que sigue sin respuesta satisfactoria, es si Argentina llegará a tiempo.
El gran riesgo de Vaca Muerta no está debajo del suelo. Está sobre la superficie. La formación puede producir mucho más de lo que Argentina puede exportar, y esa brecha se expresa en precios domésticos del gas que no reflejan el valor internacional del recurso, en oleoductos saturados en ciertos períodos del año, y en la ausencia de una terminal de GNL con capacidad suficiente para acceder al mercado spot global.
El proyecto de GNLAK —la planta de licuefacción para exportación— sigue siendo la pieza faltante más crítica del rompecabezas. Mientras Brasil completó su primera unidad flotante de GNL y Qatar inaugura nuevas trenes de producción, Argentina mantiene un debate sobre quién financia, quién opera y bajo qué condiciones se construye la infraestructura que convertiría a Vaca Muerta en un jugador global de gas. Cada mes de demora en esa decisión es un mes de renta que no captura el país.
Primero, el crecimiento de etapas en Vaca Muerta no es un fenómeno coyuntural. Con 23.894 en 2025 y un ritmo 2026 que podría superar las 29.000, estamos ante una curva de aceleración que tiene correlato directo en producción: más etapas significan más pozos completados, más barriles y más metros cúbicos extraídos.
Segundo, la consolidación del mercado de servicios en torno a cuatro o cinco jugadores globales —Halliburton, SLB, Tenaris, Calfrac, SPI— genera eficiencias pero también concentración. El surgimiento de Tenaris como competidor pleno en fractura es el movimiento más interesante del período: la empresa tiene ventaja de integración vertical que ningún competidor puede replicar fácilmente.
Tercero, el contexto geopolítico global actúa como viento de cola para Vaca Muerta. Un Medio Oriente inestable, una Europa hambrienta de gas y una Rusia excluida de los mercados occidentales configuran una oportunidad histórica para la que Argentina debería tener respuesta de infraestructura lista —o casi lista— en los próximos 36 meses.
La pregunta que sigue sin respuesta definitiva no es si Vaca Muerta puede crecer. Los datos demuestran que ya está creciendo. La pregunta es si Argentina es capaz de construir, a tiempo y con las condiciones institucionales adecuadas, la autopista por la que saldrán al mundo los hidrocarburos que el mundo necesita.
Fuente de datos: Luciano Fucello, Country Manager NCS Multistage — Market Share Fractura Hidráulica Argentina, marzo 2026. Procesamiento y análisis: Desafío Energético.
