Definiciones de H. Marín
YPF cerró el primer trimestre de 2026 con un hito operativo que el propio Horacio Marín llevó al epicentro de la conversación en la última presentación de los resultados.
Un pad ubicado en el bloque Loma Campana —la operación insignia de la compañía en el corazón de Vaca Muerta— bombeó casi 110 horas continuas y completó 52 etapas en menos de 5 días. La marca redefine el estándar de fractura para la cuenca neuquina y se inscribe en una transformación más amplia del aparato productivo de la petrolera bajo control estatal.
«Permítanme destacar varias eficiencias operativas alcanzadas en los primeros meses del año», dijo Marín a los analistas. «Primero, batimos un nuevo récord de fractura en el primer trimestre, bombeando casi 110 horas continuas y completando 52 etapas en menos de 5 días en un pad del bloque Loma Campana».
El numero puede desagregarse. Marzo cerró con 2.616 etapas de fractura en toda Vaca Muerta —el récord histórico mensual del shale argentino, según el relevamiento que elabora Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage— y la marca de YPF en Loma Campana se inscribe en ese pico de actividad. Del total mensual, Halliburton ejecutó 1.147 punciones, equivalentes al 44% del fracking total de la cuenca, según los registros del mismo relevamiento.
La compañía estadounidense que ya concentra casi la mitad del trabajo en Vaca Muerta es la misma que en abril cerró con YPF el contrato a cinco años para incorporar cuatro sets de fractura eléctrica.
Velocidad, longitud y horas de bombeo
El pad récord no aparece como un acto aislado. Maximiliano Westen, vicepresidente de Estrategia, Nuevos Negocios y Controlling de YPF, desplegó en la presentación el detalle técnico que sostiene la marca. La velocidad de drilling en el shale oil hub de la compañía alcanzó 364 metros por día en el primer trimestre, un 12% por encima de 2025. La velocidad de fracturing no convencional escaló a 11,2 etapas por set por día, una mejora interanual del 15%, soportada por un aumento del 10% en horas de bombeo hasta un promedio de 18,5 horas diarias.
La consistencia operativa se traduce en menos tiempo no productivo y mayor regularidad entre etapas. En enero, la compañía perforó un pozo horizontal en La Amarga Chica en apenas 10 días, alcanzando una velocidad puntual de 520 metros por día.
Hay además un cambio de diseño que el director financiero del proyecto Argentina LNG suele ubicar entre los drivers de eficiencia menos visibles. YPF pasó de un estándar de longitud lateral de aproximadamente 3.000 metros en años previos a casi 3.450 metros en el primer trimestre de 2026. Más drilling, más fractura y laterales más largos son la misma ecuación: más roca productiva contactada por pozo, ramp-up más rápido y costo por barril descendente.
El número de 11,2 etapas por set por día explica el récord de Loma Campana en clave de aritmética operacional. A esa velocidad sostenida, un pad de 52 etapas debería completarse en 4,6 días con un único set premium en operación continua. La marca de YPF —menos de 5 días para 52 etapas— indica que la operación corrió contra el techo del estado del arte global con flota diésel. La llegada de los sets Zeus eléctricos no representa una mejora marginal sino un salto de tramo: la velocidad efectiva por set sube en torno al 17% según el benchmark Coterra-Permian, lo que mueve el cuello de la flota hacia la logística de arena, agua y wireline.
El acuerdo Halliburton: Zeus aterriza fuera de Estados Unidos
El segundo movimiento del trimestre se firmó en abril.
YPF cerró un contrato a cinco años con Halliburton para incorporar cuatro sets de fractura eléctrica en Vaca Muerta. La operación convierte a la compañía argentina en la primera fuera de Estados Unidos en desplegar la plataforma Zeus en escala completa, sumada a la herramienta Octiv AutoFrac, que automatiza la ejecución de etapas y permite el control digital del bombeo desde un cuarto de comando central.
«Estamos importando los últimos equipos de tecnología desde Estados Unidos», precisó Marín. «Halliburton va a tener en Argentina la primera flota de frac eléctrico. Nuestro real-time intelligent center está trabajando muy bien y mejorando mucho».
La diferencia técnica con la flota actual de Vaca Muerta es estructural. Cada unidad Zeus entrega 5.000 caballos de fuerza hidráulica, el doble de potencia por unidad respecto al diésel convencional, lo que permite la misma operación con la mitad de los equipos en superficie. La eliminación de motores diésel reduce el tiempo no productivo asociado a transmisiones y sistemas hidráulicos. El despliegue inaugural con Coterra Energy en el Permian arrojó un aumento del 17% en la eficiencia por etapa, según datos del propio fabricante.
La cadena productiva: lifting cost, shale oil y salida diciembre
El paquete de eficiencias se traduce en métricas que Marín exhibe con orgullo. El lifting cost —el costo operativo directo de extraer un barril del subsuelo, sin computar inversión de capital, transporte, regalías ni impuestos— cayó 42% interanual en el upstream consolidado hasta u$s 8,8 por barril. La compresión obedece a tres movimientos simultáneos: la salida de campos convencionales maduros que operaban con un lifting cost de u$s 21,9 por barril, el peso creciente del shale en la matriz hasta el 76% del crudo total y las ganancias de eficiencia en las operaciones de pulling, especialmente en Loma Campana.
En los bloques del shale oil hub, el indicador alcanza el nivel best-in-class —el rango de los operadores más competitivos del shale a escala global— de u$s 4 por barril. La Angostura Sur —el bloque 100% YPF que pasó de 2.000 a 55.000 barriles diarios en 18 meses— opera con un lifting cost de u$s 3 por barril, el más bajo del portfolio de la compañía.
La consecuencia agregada es un récord de producción shale. «Por el lado de la producción, nuestro shale oil alcanzó 205.000 barriles por día: 5% más que el trimestre anterior y un crecimiento notable de 39% interanual, representando 76% de nuestra producción total de crudo», sostuvo Marín. «Este hito nos posiciona en línea con el objetivo anual de aproximadamente 215.000 barriles por día y una salida en diciembre de 250.000 barriles por día».
La curva de actividad acompaña. La compañía tiene asegurados los 19 rigs y los frac sets que demanda la salida de diciembre. Westen aclaró en el call que el ritmo del primer trimestre no fue una desaceleración sino una recomposición del mix de pozos. «No hubo slowdown. Lo que pasó es que en el primer trimestre comparado con el cuarto del año pasado drillamos pozos laterales más largos, en promedio 6% más largos. Drillamos prácticamente la misma cantidad».
El propio Marín marcó el límite que la curva no puede saltar. «No podemos acelerar este año porque tenemos bottlenecks. Vamos a alcanzar un cuello de evacuación entre octubre y noviembre», declaró frente a una pregunta de AdCap Securities. La asamblea de VMOS del 23 de abril asignó a YPF 44.000 barriles diarios adicionales del oleoducto, llevando su participación del 25% al 30%. Oldelval expandirá su capacidad de transporte en aproximadamente 150.000 barriles por día hacia fin de año, de los cuales YPF tomará 40.000.