La actividad de fractura hidráulica en Vaca Muerta tuvo en noviembre su punto más bajo del año. Con 1.762 etapas, el mes registró una caída del 12,7% respecto de octubre y quedó apenas por encima del mínimo de enero. Sin embargo, lejos de revertir la tendencia general, el descenso se da en un marco de expansión acumulada: 2025 ya es el año 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 desaceleración puntual en el ritmo operativo, pero una consolidación del shale como el único motor capaz de sostener el crecimiento energético nacional. Hoy, el 98% de todas las etapas de fractura del país corresponden a Vaca Muerta, un indicador que refleja la virtual desaparición del convencional en términos de nuevos desarrollos.

La distribución por operadora también confirma esta concentración. En noviembre, YPF realizó 934 fracturas y mantuvo una participación superior al 50%, tanto en el mes como en el acumulado anual. Sumadas, Vista (201), Pampa Energía (196), Pluspetrol (172), Tecpetrol (146) y Chevron (82) no alcanzan el volumen operado por la compañía estatal, que logró un predominio sin antecedentes desde los primeros años del desarrollo masivo.

La posición de YPF no solo condiciona el ritmo de actividad, sino que también define precios de referencia, asignación de contratos y la dinámica de la cadena de proveedores. En un mercado con pocos actores principales, la estructura operativa queda fuertemente ligada a las decisiones de inversión de la petrolera con mayor presencia en la cuenca.

El segmento de servicios muestra una lógica similar. SLB encabezó la actividad con 545 etapas, seguida por Halliburton (389), SPI (172) y Tenaris-Techint (146 ). La integración operativa entre SLB e YPF explica gran parte de este liderazgo. Halliburton mantiene una presencia consistente, mientras que SPI logró consolidar participación gracias a programas de empresas como Pluspetrol.

El contraste más marcado aparece al observar el comportamiento del convencional. En octubre, la producción alcanzó 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 declinación, un efecto combinado de menores inversiones y precios internacionales más moderados.

En el caso del gas, la producción convencional acumuló en los primeros diez meses de 2025 una caída del 13,8% interanual, solo atenuada por el aporte del proyecto Fénix en la Cuenca Austral. Las proyecciones para 2026 anticipan un descenso más pronunciado, en lo que representa el desempeño más bajo del segmento desde 2016.

Aun así, la producción total marcó un nuevo máximo histórico: en octubre alcanzó los 865.000 barriles diarios, superando el récord de 1998. El aporte del shale —568.000 barriles por día— explica completamente este crecimiento. En una mirada de largo plazo, la producción nacional es hoy 56% superior a la de hace una década.

El dinamismo de Vaca Muerta también se reflejó en el sector externo. Hasta octubre, Argentina obtuvo 5.415 millones de dólares en exportaciones de crudo, un incremento del 19% interanual. El país redujo importaciones de gas y GNL por 628 millones de dólares y sumó 21 millones de metros cúbicos diarios de capacidad de transporte adicional. Desde 2024, la energía mantiene un superávit sostenido en la balanza comercial.