Lideran YPF, Vista Energy y Pluspetrol
La Fundación Contactos Petroleros estimó para 2026 un total de 28.040 etapas de fractura hidráulica en Vaca Muerta, lo que representa un aumento del 22% respecto a las 24.000 proyectadas para 2025 y un 57,4% sobre las 17.814 registradas en 2024.
Estas etapas miden la actividad en pozos horizontales de hasta 3.000 metros de longitud lateral, con clusters espaciados entre 50 y 100 metros.
El avance actual, con más de 17.800 etapas en los primeros nueve meses de 2025, se alinea con el inicio del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) a fines de 2026, que evacuará 350.000 barriles diarios de shale oil. Estos datos se basan en contratos firmados con 12 de las 15 operadoras principales, lo que evidencia una optimización técnica con tasas de recuperación inicial (IP) mejoradas en un 15-20% en los últimos dos años, gracias a avances en proppants y fluidos.
Según los especialistas, la actividad no depende de incentivos temporales, sino de una maduración operativa que posiciona a Vaca Muerta como componente clave de la cadena hidrocarburífera global, con impactos en la reducción de importaciones y el desarrollo de sectores relacionados.
YPF, Vista Energy y Pluspetrol, en el podio
Según el informe, YPF lidera en proyección con 13.600 etapas, equivalentes al 48,5% del total y superando el récord de 2022 (12.000 etapas), mediante integración vertical en bloques como Loma Campana y Bandurria Sur. Siguen Vista Energy con 3.100 etapas (11,1%) en Bajada del Palo Oeste y La Amarga Chica y Pluspetrol con 2.500 (8,9%), distribuidas en 1.700 ex ExxonMobil en Bajo del Choique-La Invernada y 800 en La Calera.
En el caso de Tecpetrol, el reporte destaca una proyección de 2.400 etapas (8,6%) en Fortín de Piedra, enfocada en gas con IPs superiores a 2 MMscf/d; Pampa Energía con 1.600 (5,7%); Shell con 1.500 (5,4%); Pan American Energy con 1.300 (4,6%); Phoenix Global con 840 (3,0%); Chevron con 600 (2,1%); TotalEnergies con 400 (1,4%); y Capex con 200 (0,7%).
Según sostienen los especialistas, el VMOS requerirá este volumen para potenciar exportaciones, estabilizar el tipo de cambio y mitigar presiones inflacionarias fiscales, con incrementos productivos del 10-15% que alcanzan eficiencias globales (EUR por encima de 500 Mboe por pozo en áreas consolidadas). Apuntan que esto atraerá inversiones extranjeras, siempre que se resuelvan cuellos de botella logísticos mediante colaboración público-privada.