El fracking de Vaca Muerta cerró el primer semestre de 2026 con 14.958 etapas de fractura, cerca del 20% por encima de las alrededor de 12.469 del mismo período de 2025. El número ratifica el pulso de actividad de la formación neuquina.
Debajo del acumulado se movió algo más fino: el mercado de las empresas que ejecutan esa fractura volvió a cambiar de manos. Halliburton recuperó el liderazgo que SLB le había arrebatado en 2025, el primer año en que la petrolera de servicios de mamelucos azules destronó a su rival histórico.
El año en que SLB destronó a Halliburton
El cierre de 2025 explica la magnitud del giro. Según el relevamiento mensual de Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage y presidente de la Fundación Contactos Energéticos, SLB completó 9.312 etapas en el año contra 9.023 de Halliburton. La diferencia se construyó en el segundo semestre: durante los primeros seis meses Halliburton todavía encabezaba por un margen mínimo, y la ventaja se dio vuelta a partir de julio. Fue la primera vez que Halliburton perdió la punta anual desde que el shale entró en fase industrial.
El ascenso de SLB no fue casual. La compañía apoyó su año en la fractura simultánea —el Dual Frac, que le permitió completar picos de 401 punciones en un mes con una sola cuadrilla— y en la coordinación en tiempo real con el centro de operaciones de YPF, una combinación que redujo los tiempos muertos. En 2026 la película se invirtió mes a mes. Halliburton lideró los seis primeros meses del año: 1.147 etapas en marzo, el 44% del total de la cuenca, y 1.303 en mayo, el 52,5% de toda la actividad mensual. En el semestre acumuló alrededor de 7.100 punciones, un salto cercano al 50% frente a las 4.664 del mismo tramo de 2025. SLB cerró en torno a las 3.800, un retroceso de alrededor del 15% respecto de las 4.446 con las que había peleado la punta un año antes.
El contrato que le devolvió YPF a Halliburton
La bisagra tiene nombre propio: YPF.
La petrolera de mayoría estatal concentra cerca de la mitad de la fractura de Vaca Muerta y reparte esa demanda entre las grandes de servicios, así que su asignación define el ranking. En el acumulado de 2025 ese reparto estaba equilibrado: Halliburton y SLB compartían la actividad de la petrolera casi en partes iguales. En junio de 2026 el equilibrio se rompió.
Según los especialistas, Halliburton activó un nuevo contrato con YPF que la dejó con el grueso de la actividad de la petrolera —cuatro sets activos— y relegó a SLB a un esquema on call. El acuerdo a cinco años que ambas firmaron en abril, que incorpora cuatro equipos e incluye la fractura eléctrica Zeus, es el marco de ese reordenamiento.
El contrato pesa más de lo que sugiere un mes.
En el primer semestre de 2025, YPF representó casi dos tercios del trabajo de cada una de las dos grandes: 2.950 de las 4.664 etapas de Halliburton y 2.966 de las 4.446 de SLB. Para las dos, la petrolera de bandera es el cliente que define el año. Al quedarse con los sets dedicados de YPF, Halliburton capturó el ancla de todo el mercado.
A SLB le quedó un residual—186 de las 1.392 fracturas de YPF en junio, el 13%— y la tarea de recomponer volumen con clientes más chicos y dispersos como Vista, Capsa y Pampa Energía. Ahí se explica buena parte del retroceso del semestre.
Un duopolio con segundo pelotón
La concentración es el rasgo estructural del mercado. Halliburton y SLB juntas ejecutaron cerca de dos tercios de todas las etapas del semestre —el 67% en marzo—, sobre un servicio que equivale al 60% del costo de un pozo horizontal en la formación. Detrás quedó un pelotón de escala mucho menor.
Tenaris, del Grupo Techint, sostuvo el tercer lugar apoyada en Tecpetrol, TotalEnergies y Phoenix. Calfrac repartió su actividad entre Pan American Energy y Vista Energy. Weatherford, que había registrado actividad en 2025, no aparece entre las de servicio que operaron en junio de 2026. Desde 2016, cuando arrancó el desarrollo masivo, la cuenca acumula más de 110.000 etapas.
La novedad del período es un jugador que no responde a la lógica del proveedor externo.
SPI, sigla de Servicios Petroleros Integrados, es la subsidiaria de fractura de Pluspetrol, que empezó a operar en mayo de 2025 con un set propio y trabaja de manera exclusiva para su controlante. Ejecutó las etapas de Pluspetrol en La Calera y en Bajo del Choique-La Invernada, los activos que la compañía sumó tras la compra a ExxonMobil. Es un modelo de integración vertical que ninguna otra operadora replica: fractura con estructura propia en lugar de contratar a las grandes de servicios.
El semestre récord dejó también una señal de alerta. En junio, cuatro sets de fractura permanecieron sin operar y la actividad ligada a gas retrocedió 9%.
La flota, entre la eficiencia y el Permian
La pregunta de fondo es si el servicio puede sostener el salto proyectado a 28.000 etapas para 2026, un 22% sobre el récord de 2025. La respuesta llega por dos vías. La primera es la eficiencia: YPF alcanzó 11,2 etapas por set por día en el primer trimestre, un 15% más que en 2025, con laterales que pasaron de 3.000 a casi 3.450 metros y bombeo cercano a las 24 horas. Más roca por pozo con la misma cantidad de equipos.
La segunda es la oferta de flota, y ahí entra el contexto internacional. Según Rystad Energy, el Permian —la cuenca de referencia en Estados Unidos— redujo su cantidad de equipos de perforación de 302 a 250 entre el primer y el cuarto trimestre de 2025, y las grandes de servicios vienen liberando capacidad en ese mercado para redirigirla hacia Vaca Muerta. La demanda argentina resiste incluso con un WTI en torno a los u$s 60: el lifting cost de YPF, cercano a los u$s 4 por barril, mantiene la ecuación en pie. Con un operador dominante que genera la demanda y dos proveedores que la ejecutan, el ritmo depende de correr esa frontera de eficiencia más rápido que el competidor. Es, en el fondo, lo que le devolvió a Halliburton el liderazgo.