Equipos de perforación y sets de fractura (servicios)
Es el corazón económico de Vaca Muerta —fractura y perforación se llevan ~85% del costo de un pozo de USD 14 M— pero también el más concentrado: Halliburton y SLB suman ~70% de las etapas y un set de fractura cuesta USD 50-110 M con contratos cautivos (Halliburton, 5 años exclusivo con YPF). No se entra compitiendo de frente en el bombeo masivo, sino por el costado: el déficit de equipos e-frac/dual-fuel bajo take-or-pay con una operadora mediana, la internalización vía JV (SPI/Pluspetrol y AESA/YPF ya lo probaron) y los servicios satélite de alto margen y baja rivalidad (snubbing, coiled tubing de gran alcance). La apertura importadora y el fin del Impuesto PAÍS abaratan traer el equipo; el RIGI de los megaproyectos sostiene la demanda.
La agenda que mueve el nicho es mixta: el RIGI (federal y provincial) crea el motor de pozos, la apertura importadora abarata el equipo —cortando en dos sentidos— y el régimen de promoción neuquino es la puerta de entrada del proveedor de servicios. Cada norma abre en el panel de reformas de la portada, con su estado y su fuente primaria.
habilitaRIGI: más tiempo y más sectoresEstira un año la ventana del RIGI: más megaproyectos firmes en Vaca Muerta = más pozos = más demanda sostenida de perforación y fractura.ver la reforma →habilitaAdiós al CIBU: se libera la importación de maquinaria usadaImportar maquinaria y equipos pesados usados deja de pasar por el certificado previo (CIBU) → baja el capex de sumar un set high-spec o un rig, lo más caro de entrar.ver la reforma →habilitaImpuesto PAIS: subio, bajo y se extinguioSin el Impuesto PAÍS, traer el equipo importado baja de precio: abarata el capex del operador y del proveedor que internaliza.ver la reforma →tocaImportar sin permiso previo: del SIRA al SEDI informativoLa apertura corta en dos sentidos: abarata importar el equipo (refuerza la demanda del servicio) pero suma competencia importada al que sólo revende fierro nacional. Neto favorable al nicho de servicio.ver la reforma →habilitaInvierta en Neuquén: el 'RIGI neuquino' que empieza en USD 500.000El 'RIGI neuquino' arranca en USD 500.000 —tamaño de una PyME de servicios—: exención de IIBB y Sellos + estabilidad fiscal para el proveedor que se radica en cuenca.ver la reforma →Este mercado no flota solo: lo arrastran megaproyectos concretos. Estos son los que mueven la demanda de este nicho — cada uno con su inversión y su estado.
Mega-desarrollo de YPF: plateau de 240.000 bbl/d en 2032, 1.152 pozos. Señal del salto de escala del upstream neuquino apalancado en la evacuación…
ver el proyecto →Desarrollo del activo que Pluspetrol compro a ExxonMobil. Pico de 100.000 bbl/d + 12 MMm3/d, +600 pozos. Incluye el carry obligatorio de 10% de GyP.
ver el proyecto →Plateau objetivo ~45.000 bbl/d en 2027 (producía ~27.000-28.000 a 2026). Aprobado al RIGI ~30-jun-2026 (20º del régimen, 1er upstream petrolero)…
ver el proyecto →Desarrollo de ~70.000 bbl/d, ~380 pozos, concesión a 35 años. Carry de 10% de GyP.
ver el proyecto →Quién reparte el mercado, por dónde se entra, qué se paga y qué lo puede romper.
está
mercado
Líder 2026, ventaja ~2 a 1 sobre el 2do; ~1.500 fracturas/mes. Contrato exclusivo 5 años con YPF: 4 sets e-frac Zeus (5.000 HHP/unidad, +17% velocidad; 1ro llega en octubre) + OCTIV AutoFrac.
Lideró el acumulado 2025 (~39%) pero cayó al 2do en 2026. Aliado de Vista.
Entró a fractura además de tubos.
Cuarto jugador.
Nuevo entrante por internalización (compró la fractura de Weatherford). Prueba viva del modelo 'operadora internaliza su servicio'.
Duopolio menos marcado en perforación.
No competir de frente en el bombeo masivo: un set de fractura cuesta USD 50-110 M y los contratos son cautivos. Se entra por el costado:
Déficit de equipos e-frac/dual-fuel. La cuenca crece +22%/año y faltan sets de última generación: 1-2 sets eléctricos o dual-fuel bajo contrato take-or-pay con una operadora mediana (Vista, PAE, Pluspetrol) o como JV.
Internalización como modelo de entrada. SPI (Pluspetrol) y AESA (YPF) ya probaron que una operadora puede crear su brazo de servicios y capturar el margen del duopolio — hueco para una JV operadora-driller/fracturador.
Perforación high-spec con MPD (Managed Pressure Drilling) y pozos extra-largos (+4.000 m): pocos equipos califican.
Servicios satélite de alto margen y baja rivalidad: snubbing, coiled tubing de gran alcance (hasta 8.000 m), milling de plugs, pesca y limpieza en laterales largos — nichos con 1-3 proveedores.
Casi todo el bombeo masivo es cautivo: Halliburton+SLB ~70% de etapas con contratos plurianuales (Halliburton 5 años exclusivo con YPF), Tenaris/Calfrac el resto; perforación Nabors+H&P ~54%. Un set de fractura cuesta USD 50-110 M. No direccionable de frente. estim
Direccionable: déficit de sets e-frac/dual-fuel bajo take-or-pay con operadora mediana, internalización (JV operadora-driller, modelo SPI/Pluspetrol), perforación high-spec/MPD y servicios satélite de baja rivalidad (snubbing, CT de gran alcance). Decenas a baja centena de M USD. estim
Realista para un entrante: NO un set propio de fractura (capital + contratos cautivos), sino un nicho high-spec o una JV de internalización con una mediana. tesis
derrame
Empleo técnico de alto valor (cuadrillas de fractura/perforación, mantenimiento de equipos), formación de operadores. Es el corazón del empleo directo del shale. tesis
calculamos
Concentración ALTA. Fractura: Halliburton+SLB ~70% de etapas (6.806 de 9.714 ene-abr 2026); parque ~una decena de equipos entre 5 firmas. Perforación: Nabors+H&P ~54%. Se erosiona por internalización (SPI debuta, AESA) y la entrada de Tenaris.
El nombre obvio no siempre es el cliente, y el mercado está mutando: la operadora que internaliza saltea al proveedor. Tres puertas distintas — saber cuál es la tuya es el primer paso de la venta:
Halliburton y SLB concentran el grueso de las etapas (ver el reparto arriba); YPF contrató a Halliburton 5 años exclusivo — sus etapas calzan casi exactas con las del proveedor.
Nabors (12 rigs, 3 a Vista), H&P (8, a YPF/Chevron/Tecpetrol) y DLS Archer (sumó equipos con YPF) — 37 de los 44 perforadores activos del país operan en Vaca Muerta.
SPI (Servicios Petroleros Integrados, de Pluspetrol) absorbió el set de fractura, las bases y el personal de Weatherford — la operadora se volvió su propio proveedor. AESA hace lo mismo dentro de YPF.
No es 'qué lo rompe': es el tablero para entrar en el momento justo. Estos son los datos que avisan, antes que el resto, que la demanda de equipos de perforación y fractura acelera.
Cada metro perforado es un rig-day facturado, y los pozos en perforación (no los terminados) son la flota de equipos trabajando ahora mismo: es el termómetro directo de la pata de perforación (~40% del TAM) y adelanta la fractura, porque se perfora antes de fracturar. La Secretaría de Energía lo publica mensual, por provincia y empresa (serie desde 2009).
Secretaría de Energía — dataset 'Perforación de pozos de petróleo y gas', oficial, mensual, por provincia ↗Para anticiparlo aún antes: el rig count (equipos de perforación activos — ~37 de los 44 del país operan en Vaca Muerta) precede al pozo 1-3 meses y lo relevan consultoras del sector (Aleph Energy de Dreizzen, la Fundación Contactos Energéticos de Fucello) que difunde la prensa especializada; y las altas de sets e-frac/dual-fuel (los cuatro equipos Zeus de Halliburton) anuncian saltos de capacidad. Las etapas de fractura por mes (Adjunto IV de la Secretaría de Energía) confirman el tempo de la otra mitad del TAM.
SPI (Pluspetrol) y AESA (YPF) ya internalizan; si se generaliza, el mercado de servicio a terceros se achica. tesis
Halliburton+SLB con e-frac Zeus/OCTIV suben la barrera tecnológica y de eficiencia; el entrante sub-escala queda afuera. tesis
La apertura importadora y el fin del Impuesto PAÍS ya son norma vigente: abaratan importar equipo —baja el capex del operador y refuerza la demanda del servicio— pero suman competencia importada al proveedor LOCAL de equipos. Neto favorable al nicho de servicio/operación, adverso al que sólo revende fierro nacional. verif el disparador
El TAM se arma desde unas pocas variables vivas, con dos métodos bottom-up que convergen (capex de pozo y etapas de fractura). Cada variable lleva su sello de frescura — qué cambia seguido y qué casi no se mueve.
El número se apoya en unas pocas variables. Cambiá una de ellas y se recalcula solo; cada una lleva su sello de frescura — cuánto conviene revisarla. estim
Cada cifra se contrasta contra su fuente antes de publicarla. Acá mostramos qué la sostiene — y dónde termina el dato verificado y empieza nuestra estimación.
El número resiste por dos caminos que convergen: ~470-500 pozos a USD 14 M cada uno —de los que perforación + fractura son ~85%—, y 23.896 etapas de fractura a ~USD 210-270k efectivos por etapa (el ~300k del pozo testigo de 18 etapas baja a escala de 50). En la cara reportamos solo el servicio puro (~USD 2.500-3.500 M), sin arena, agua ni químicos —que se cuentan como nichos propios— para no sumar lo mismo dos veces. El desglose fino entre perforación y fractura es la parte más blanda y la marcamos como estimación.
12fuentes registradas2oficiales u organismos2de confiabilidad altaCada dato del sitio linkea a su fuente.
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