El primer trimestre de 2026 dejó una señal que empieza a redefinir la lógica del no convencional argentino. Mientras la producción siguió empujada por el shale, la cantidad de equipos de perforación se mantuvo prácticamente estable. El crecimiento ya no pasa solo por sumar fierros, sino por exprimir más eficiencia en cada etapa del proceso.

La actividad upstream en la Argentina empieza a mostrar un cambio de etapa. Los datos del primer trimestre de 2026 reflejan que la producción de petróleo sigue creciendo de la mano de Vaca Muerta, pero ya no necesariamente al ritmo de una mayor cantidad de equipos en operación. Por el contrario, la industria exhibe una postal distinta: más barriles, más fracturas y más intensidad operativa, aun con un parque de perforación que se mantiene amesetado frente a los niveles de un año atrás.

Según el informe mensual del Grupo Argentino de Proveedores Petroleros, el sector reportó 41 equipos activos en enero, 43 en febrero y 42 en marzo. La serie muestra una leve recuperación respecto del piso observado a mediados de 2025, pero al mismo tiempo deja una señal de desaceleración en la comparación interanual: en marzo del año pasado trabajaban 50 rigs, es decir, ocho más que en la actualidad. La conclusión es clara: el sistema está produciendo más sin necesidad de expandir al mismo ritmo la cantidad de torres.

El corazón de ese fenómeno está, una vez más, en la Cuenca Neuquina. Hoy el 84% de las operaciones de perforación en oil & gas se concentra en objetivos no convencionales, mientras que el convencional queda reducido al 16%. Esa distribución confirma que las inversiones siguen orientadas casi exclusivamente al shale y consolida a Vaca Muerta como el núcleo dominante de la actividad hidrocarburífera argentina. De hecho, la Cuenca Neuquina concentra el 84% de los equipos activos, muy por encima de otras regiones como el Golfo San Jorge, que retiene apenas el 13% de la actividad de perforación.

En ese mapa, YPF sigue marcando el pulso del desarrollo. En marzo lideró la perforación con 15 equipos activos, seguida por Pan American Energy con 6, mientras Tecpetrol y Vista operaron 4 rigs cada una. Entre las empresas de servicios, Nabors encabezó el mercado con 13 equipos, por delante de Helmerich & Payne con 9, DLS Archer con 6 y San Antonio Internacional junto con PAE, con 5 cada una.

Pero el dato más fuerte no aparece en la perforación, sino en la completación de pozos. Marzo de 2026 dejó un récord histórico de etapas de fractura, una señal que ayuda a explicar por qué la producción continúa en ascenso aun cuando el número de torres no acompaña con la misma velocidad. El 97,4% de las operaciones de completación en el país ya corresponde al no convencional, mientras que el convencional apenas explica el 2,6%. Allí también YPF volvió a mostrar escala, con 1.116 etapas de fractura en un solo mes. Detrás se ubicaron Pluspetrol con 431, Vista con 281, PAE con 160, Shell con 156 y Tecpetrol con 138.

En el segmento de servicios especiales, Halliburton lideró la actividad de bombeo con 1.147 fracturas, seguida por Schlumberger con 600 etapas, Calfrac con 382, Tenaris con 263 y Weatherford con 224. Los números muestran que el verdadero motor del crecimiento hoy está en la capacidad de completar más y mejor, con diseños de pozos más largos, esquemas de estimulación más agresivos y una operación mucho más afinada que hace algunos años.

Lo que aparece, en el fondo, es una nueva fase de hipereficiencia. Vaca Muerta ya no necesita demostrar únicamente que puede producir; ahora está mostrando que puede sostener el crecimiento optimizando recursos, mejorando productividad por pozo y elevando la intensidad del fracking. Es una transformación relevante porque cambia la lógica con la que se mide el dinamismo del sector: ya no alcanza con mirar cuántos equipos perforan, también hay que observar cuántas fracturas se ejecutan, con qué ritmo y con qué nivel de rendimiento por desarrollo. Esa inferencia se desprende de la combinación entre el amesetamiento de rigs y el récord de completaciones informado para marzo.

Para la industria argentina, esta señal tiene varias lecturas. Por un lado, confirma que el no convencional logró dar un salto de madurez operativa. Por otro, deja planteado un desafío estratégico: si la productividad sigue creciendo más rápido que la infraestructura de evacuación, el cuello de botella no estará necesariamente en los yacimientos, sino en los ductos, la logística y la salida exportadora. En otras palabras, el upstream está mostrando que puede hacer más con menos fierros; ahora el resto de la cadena tendrá que acompañar ese cambio de escala. Esa última lectura es una conclusión analítica apoyada en el desempeño operativo que describe la nota.