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ESEN Dónde entra mi empresa
Neuquén · Vaca Muerta · servicios petroleros
El RIGI lo impulsa y la apertura abarata el equipotesis

Equipos de perforación y sets de fractura (servicios)

mercado estimado por año
~USD 2.500 M - 3.500 M/año
La de arriba es la del mercado entero. Por dónde puede entrar un proveedor, más abajo.
al día · revisado 6-ago-2026
estim 2025ventana abiertalectura nuestra
De un vistazo
Quién compra
La operadora, directo
las 3 puertas →
En qué proyectos
Pampa Energía, Pluspetrol, Tecpetrol · y 2 más sin aprobar todavía
qué invierte cada uno →
Cuándo
Acá el momento no lo marca el calendario sino el precio, y en 2026 el precio cambió de signo: la fractura sigue en máximos pero el servicio se acomodó a la baja. La única mitad con fecha es la perforación, que suma equipos hacia 2027. tesis 08-2026
qué mirar y en qué estado está →
La barrera principal
No es el equipo: es el contrato. La demanda grande ya está comprometida a cinco años con las empresas que están, así que sin un compromiso firme de una operadora por adelantado se compra para competir por lo que sobra — y en 2026 lo que sobra se achicó. tesis
el mapa de entrada entero →
Por dónde se entra
No competir en el bombeo masivo: el equipo cuesta decenas de millones y los contratos grandes están comprometidos. ⚠️ Y en 2026 tampoco alcanza con comprar la máquina, porque el precio del servicio bajó. Se entra con el contrato antes que con el equipo:
los 4 caminos →

Es el corazón económico de Vaca Muerta —fractura y perforación se llevan cerca del 85 % del costo de un pozo— y también el más concentrado: dos empresas hacen la mayor parte de las etapas, un equipo de fractura cuesta decenas de millones de dólares y los contratos grandes están comprometidos a cinco años. No se entra compitiendo de frente en el bombeo. ⚠️ Y en 2026 el mercado cambió de signo: la actividad sigue en máximos, pero el precio del servicio se acomodó a la baja y las propias empresas de servicio están poniendo su capital nuevo en otros renglones —coiled tubing, cementación— en vez de en más bombas. Lo que queda como puerta de entrada es el costado: la internalización con una operadora, la perforación de alta especificación y los servicios alrededor del pozo.

verif fuente primariaestim cálculo propiotesis lectura nuestraCómo leer los cinco →

¿Quién paga de verdad?

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:

Si vendésServicio de fractura (set + cuadrilla, por etapa)
→
La operadora, directo prob 27-05-2026 ↗

Dos empresas globales concentran el grueso de las etapas (ver el reparto arriba); una operadora grande contrató a una de ellas 5 años exclusivo, y sus etapas calzan casi exactas con las del proveedor.

Si vendésEquipo de perforación (rig, por contrato)
→
La operadora, vía contrato plurianual prob 01-01-2026 ↗

A enero de 2026: un contratista de perforación (12 rigs, 3 a una operadora grande), otro (8, a tres operadoras grandes) y un tercero (sumó equipos con la operadora más grande) — 37 de los 44 perforadores activos del país operaban en Vaca Muerta.

Si vendésSets y equipos a la operadora que internaliza
→
La propia operadora (o una JV con ella) prob 27-05-2026 ↗

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.

▸
Venderle servicio de fractura o rig a una major es la puerta más grande, pero la más cautiva (contratos plurianuales).

Qué proyectos mueven esta demanda

USD 6.400 M 19-08-2026 ↗

Desarrollo de ~70.000 bbl/d, ~380 pozos, concesión a 35 años. Carry de 10% de GyP. La obra incluye una Planta Central de Procesamiento (CPF)…

ver el proyecto →
USD 4.500 M 09-04-2026 ↗

Primer upstream petrolero del RIGI. Adhesión el 25-jun-2026 (Acta 23 del Comité Evaluador) y aprobación por Resolución 1025/2026 del Ministerio…

ver el proyecto →
USD 12.240 M 19-10-2026 ↗

Desarrollo del activo que Pluspetrol compró a ExxonMobil. Pico de 100.000 bbl/d + 12 MMm3/d, +600 pozos. Incluye el carry de 10% de GyP.

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USD 25.000 M 15-05-2026 ↗

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 →
USD 51.000 M 13-08-2026 ↗

El proyecto más grande presentado al RIGI: USD 51.000 millones en toda la vida del proyecto…

ver el proyecto →

Cuándo se abre la ventana

Este mercado tiene dos mitades que en 2026 van para lados distintos: la perforación suma equipos hacia 2027 y la fractura acomoda precios. ⚠️ Cuánta capacidad de fractura queda sin usar no lo publica ninguna fuente oficial ni ninguna cámara: los números que circulan son de una consultora privada y su relevamiento original no es público. Estos tres indicadores separan las dos mitades.

Qué mirarQué cambia cuando pasaEstado
Las etapas de fractura por mes en la cuenca Neuquina
Es la medida directa de cuánto trabajo hay. ⚠️ Mide trabajo hecho, no capacidad usada: las etapas pueden estar en récord y sobrar equipos al mismo tiempo, porque lo que se concentra es quién las hace tesis.
serie oficial por pozo, provincia y fecha de fractura verif ↗
Los pozos perforados por mes
Es el otro lado del mercado, y hoy es el que crece: la cuenca suma equipos de perforación mientras la fractura se acomoda prob prensa. Preceden a la terminación entre uno y tres meses tesis.
serie oficial mensual, por empresa, cuenca y provincia verif 29-05-2026 ↗
Lo que dicen las propias empresas de servicio en sus balances trimestrales
Es la única fuente que habla de precio y de utilización con nombre y apellido tesis. Calfrac declaró en agosto de 2026 que el precio en Argentina se «normalizó», que esperaba menos actividad de fractura en el tercer trimestre y que amplía su capacidad de coiled tubing y de cementación en el país. Cuando la empresa que opera los equipos pone su capital nuevo en otro servicio, eso dice más que cualquier proyección tesis.
trimestral · segundo trimestre de 2026 verif 06-08-2026 ↗
Qué te avisa que cambió el juego
Más internalización de operadoras

SPI (Pluspetrol) y AESA (YPF) ya internalizan; si se generaliza, el mercado de servicio a terceros se achica. tesis

Consolidación del duopolio

Halliburton+SLB con e-frac Zeus/OCTIV suben la barrera tecnológica y de eficiencia; el entrante sub-escala queda afuera. tesis

La apertura importadora corta en dos sentidos

El Impuesto PAIS se creó por cinco períodos fiscales verif Ley 27.541, art. 35 y no se prorrogó: dejó de cobrarse a fines de 2024 prob .

Ver la evidencia
que la apertura importadora en general abarate el equipo no lo tenemos atado a una norma concreta s/conf. Abaratar la importación baja el capex del operador y refuerza la demanda del servicio, pero suma competencia importada al proveedor local de equipos: neto favorable al nicho de servicio y operación, adverso al que sólo revende fierro nacional tesis.

La oportunidad a fondo

Cómo entrarel hueco y los caminos que lo abren
1

Equipos eléctricos y dual-fuel, pero con contrato antes que con fierro. La demanda de equipos de última generación existe y las grandes están convirtiendo su flota, así que la puerta es un compromiso firme —un take-or-pay con una operadora mediana, o una asociación— y no la compra especulativa. ⚠️ Y no hay que dar por hecho que falten equipos de fractura: la evidencia de 2026 no lo sostiene. Tampoco lo contrario — cuánta capacidad queda sin usar no lo publica ninguna fuente oficial ni ninguna cámara.

2

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.

3

Perforación high-spec con MPD (Managed Pressure Drilling) y pozos extra-largos (+4.000 m prob): pocos equipos califican tesis.

4

Servicios alrededor del pozo: snubbing, coiled tubing de gran alcance, fresado de tapones, pesca y limpieza en laterales largos. ⚠️ Con una advertencia fechada: el coiled tubing ya no es un hueco desatendido — en agosto de 2026 una empresa de fractura anunció que amplía esa capacidad en la Argentina con un contrato comprometido a tres años. El que entre ahí compite contra alguien que acaba de firmar.

Qué necesitáscapital, certificación, régimen y quién paga
El servicio se paga: es el core de la actividad.
Capital
No un set propio de fractura (USD 50-110 M + contratos cautivos). El satélite high-spec (snubbing, CT) o la JV de internalización entran con mucho menos; y el régimen provincial no pone piso: la Ley 3502 da la estabilidad fiscal sin umbral de inversión en su texto verif, y los USD 500.000 que se citan por ahí son el suelo de la banda del trámite simplificado de adhesión verif.
Certificación
El alta como proveedor de una operadora exige escala, track record y contrato take-or-pay, porque un equipo de fractura sólo se paga si trabaja casi todo el año; financiar y homologar un set es de años, más las certificaciones técnicas específicas del equipo y la cuadrilla. Y el precio del servicio ya no acompaña: la propia Calfrac declaró que en la Argentina se «normalizó» contra el año anterior.
Régimen
Radicando en cuenca capitalizás el régimen provincial: Invierta en Neuquén (Ley 3502) —exención parcial o total de Ingresos Brutos, Sellos e Inmobiliario de hasta diez años según el plan de inversión, y estabilidad fiscal por diez años, sin piso de inversión en el texto de la ley verif— + Ley 378 (suelo a precio fiscal en los parques de Añelo/Plaza Huincul), sobre el motor del RIGI del megaproyecto.
Quién paga
El servicio lo paga la operadora, pero corre por tres flujos distintos y cada uno tiene su comprador.
▸ Nos decís dónde ver qué hace tu empresa y te contestamos si vemos señal de que encaja en esta oportunidad, con la evidencia que lo sostiene. Ver si mi empresa encaja en esta oportunidad →
Cuándo se cobra, y qué lo traba
Paga sí (es el core de la actividad), pero el cliente exige escala, track record y contratos take-or-pay; el modelo es CAPEX puro y financiar + homologar un set es de años. Time-to-revenue largo salvo entrada por JV o servicio satélite. estim
Contra quién competísquién ya está y qué parte se lleva
Quién ya
está
Reparto del
mercado
Líder global de fractura45% etapas ene-abr 2026 (4.378 de 9.714) prob

Líder 2026: su pico mensual, contando hasta julio de 2026, es de 1.477 etapas en junio de 2026 prob —el 54% de la cuenca y más de 2 a 1 sobre la segunda, que hizo 679—, y el promedio de enero-abril fue 1.094/mes (cuenta nuestra sobre la serie mensual) prob.

Ver la evidencia
Contrato exclusivo y plurianual con una operadora grande con fractura eléctrica verif; cinco años, cuatro flotas, de 5.000 HHP por unidad prob + software de fractura automatizada. El primer set llegó al país en septiembre de 2026 prob.
Segunda empresa global de fractura~25% etapas ene-abr 2026 (2.428) prob

Habría liderado el acumulado de 2025 según el conteo privado de la industria, que no encontramos publicado s/conf; en junio de 2026 quedó segundo, con 679 etapas prob. Aliado de una operadora grande.

Fabricante de tubos con fractura propia~13% (1.307) prob

Entró a fractura además de tubos.

Empresa independiente de fractura~12% (1.149) prob

Cuarto jugador.

Ver los 2 actores restantes
Brazo de servicios de una operadora~5% (452, debut 2026) prob

Nuevo entrante por internalización (compró la fractura de Weatherford). Prueba viva del modelo 'operadora internaliza su servicio'.

Contratistas de perforaciónPerforación: los dos mayores ~32% y ~22% de ~37 rigs estim

Duopolio menos marcado en perforación.

El empleo que creaEmpleo técnico de alto valor (cuadrillas de fractura/perforación, mantenimiento de equipos), formación de operadores. Es el corazón del empleo directo del shale. tesis

No direccionable

Casi todo el bombeo masivo es cautivo: dos empresas globales ~70% de etapas con contratos plurianuales (una de ellas 5 años exclusivo con una operadora grande), otras dos el resto; perforación: los dos mayores contratistas ~54%. Un set de fractura cuesta USD 50-110 M. No direccionable de frente. estim

Parte direccionable

Direccionable: equipos eléctricos y dual-fuel bajo take-or-pay con una operadora mediana, internalización (JV operadora-driller, modelo de la operadora que ya internalizó), perforación high-spec/MPD y servicios satélite de poca competencia instalada s/conf (snubbing, CT de gran alcance). Decenas a baja centena de M USD. estim

Rango de entrada para un proveedor

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

Por qué no ponemos un número El mercado se mide por etapa bombeada o por día de equipo, y ninguna de las dos tarifas se publica en la Argentina. Lo que sí se sabe es lo que cuesta entrar —del orden de USD 10 M poner un equipo de perforación nuevo y bastante más un equipo de fractura completo—, pero eso es el cheque, no lo que se puede capturar. Y en 2026 hay una razón de más para no poner una cifra: el precio del servicio se movió a la baja y no hay serie pública que permita seguirlo.

▸ Es la vía realista para un entrante —no un set propio de fractura—: el TAM del satélite es más chico (cientos de M, no miles), pero la barrera de capital y la rivalidad también lo son.
Cómo lo
calculamos

El número es una estimación nuestra. Abajo está el cálculo, paso por paso.

El cálculo completo, paso por paso
Ventana de anualización: NINGUNA — en Neuquén no hay ventana, y ésa es la declaración. Este TAM no reparte un capex sobre años: mide actividad anual corriente, la que ya está andando. La provincia produjo 678.714 bbl/d de petróleo y 115 MMm³/d de gas en agosto de 2026, según la serie oficial de la Secretaría de Energía, con 37 equipos de perforación y 13 sets de fractura trabajando, así que la unidad es el pozo, la etapa o la tonelada, no un pico repartido. Todos los nichos neuquinos se miden con esta misma unidad, así que sus TAM/año sí se comparan entre sí.⚠️ Lo que NO se compara: un TAM/año neuquino con uno de Catamarca, San Juan o Salta. Los dos se escriben «USD X M/año» y miden objetos distintos — acá es un flujo que se repite; allá, un capex de obra repartido sobre una ventana que se cierra.Método A (capex de pozo): ~470-500 pozos x USD 14 M = ~USD 6.600-7.000 M de capex, del cual perforación + fractura son ~85% (el resto, facilities) -> ~USD 5.600-6.000 M. Método B (etapas): 23.896 etapas (2025) x ~USD 210-270k efectivos por etapa (el ~USD 300k del pozo testigo de 18 etapas baja a escala de 50) -> ~USD 5.000-6.500 M. Convergen en ~USD 5.000-6.500 M/año todo incluido (2025); con ~28.000 etapas proyectadas, 2026 tiende a ~USD 5.900-7.600 M. En la cara se reporta el 'servicio puro' (sin insumos), ~USD 2.500-3.500 M, como tamaño del nicho de servicio comparable con los otros del cluster; el resto del 'todo incluido' son arena, agua y químicos, que van como nichos propios y no se suman acá (no doble-contar).

Concentración Alta. Fractura: dos empresas globales ~70% de etapas (6.806 de 9.714 ene-abr 2026); las fuentes de prensa dan entre 13 y 15 sets, y el reparto por empresa no coincide entre ellas: una de las dos globales tiene 8 según una nota de enero de 2026 y 4 o 5 según otra de junio s/conf el reparto. El fabricante de tubos anuncia en su Form 20-F FY2025 ante la SEC (31-mar-2026) que pondrá a trabajar un tercer set de equipos de su negocio de fractura y coiled tubing antes de fin de 2026, sin decir de cuál de los dos verif filing SEC, así que a esa fecha operaba dos prob prensa. Perforación: los dos mayores contratistas ~54%. Se erosiona por internalización (una operadora debuta con sets propios; otra entra por la logística de última milla, sin sets de fractura propios) y la entrada del fabricante de tubos, que factura la fractura por una subsidiaria al 100% y monta bombas que corren a gas comprimido y bajan hasta 80% el gasoil.

La norma que lo mueve

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.

Ver la lectura de fondo

La política de fondo que abre esta demanda. Es la misma regla que declaran las normas y los ejes del programa que empujan en esta dirección.

mejor netback exportador
habilita
RIGI: más tiempo y más sectores
Ver la norma →
Estira un año la ventana del RIGI: más megaproyectos firmes en Vaca Muerta = más pozos = más demanda sostenida de perforación y fractura.
habilita
Maquinaria usada: se elimina el certificado de importación previa (CIBU)
Ver la norma →
Importar 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.
habilita
Impuesto PAIS: subió, bajó y se extinguió
Ver la norma →
Sin el Impuesto país, traer el equipo importado baja de precio: abarata el capex del operador y del proveedor que internaliza.
toca
Importaciones: se elimina la aprobación previa para ingresar bienes
Ver la norma →
La 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.
habilita
Invierta en Neuquén: el 'RIGI neuquino' no pide piso de inversión
Ver la norma →
El 'RIGI neuquino' no pide piso de inversión en el texto de la ley: exención de IIBB y Sellos + estabilidad fiscal por diez años para el proveedor que se radica en cuenca. Los USD 500.000 que se citan por ahí son el suelo de la banda del trámite simplificado de adhesión, no la puerta del régimen.

De dónde sale el número

~USD 5.000-6.500 M/año todo incluido (método A da ~5.600-6.000 y método B ~5.000-6.500 — el mismo cálculo leído por etapa, no un segundo camino); la cara del nicho es el servicio puro: ~USD 2.500-3.500 M/año — la tarifa de set y rig, neta de consumibles. Arena, agua, químicos y tubos (OCTG) van como nichos propios, no se suman acá.

Ver el cálculo, las variables y cómo se validó

El TAM se arma desde unas pocas variables vivas, por dos expresiones de la misma base física (capex de pozo y etapas de fractura). Cada variable lleva su sello de frescura — qué cambia seguido y qué casi no se mueve.

~470-500 pozos × ~USD 14 M/pozo × ~85% perf+frac (o ~23.900 etapas × ~USD 210-270k efectivos/etapa)=~USD 5.000-6.500 M/año todo incluido; el servicio puro, ~USD 2.500-3.500 M/año
Etapas de fractura/año~23.900 (2025) → ~28.000 (2026 proyectado)dato vivo
El termómetro de la actividad: +34% en 2025, +22% proyectado 2026. prob relevamiento privado de Fucello reproducido por la prensa
Pozos perforados/año~470-500dato vivo
Ritmo de perforación de la cuenca; cae si los rigs activos bajan (a ~31 en jul-2025 con el crudo < USD 70).
Costo por etapa~USD 300k testigo → ~210-270k efectivos a escalarevisión anual
El ~300k prob prensa, dato de 2021 sale de un pozo no representativo (18 etapas, incl. arena y agua); a 50 etapas baja. La banda efectiva ~210-270k que usa la fórmula es supuesto propio estim.
Costo por pozo~USD 14 Mrevisión anual
Pozo tipo de 50 etapas, rama 2.800 m, incl. facilities prob estimación de la consultora Aleph Energy publicada por la prensa. Perforación + fractura son ~85% del capex; dentro de ese 85%, fractura ~60% y perforación ~40%.
Servicio puro sobre todo incluido~45-60%estructural
La parte que es tarifa de cuadrilla y equipo, neta de consumibles. El descuento (40-55%) es supuesto propio estim, sin fuente directa.

Chequeo de robustez por tres caminos. Los dos métodos de arriba apuntan al todo incluido; el que ninguno toca es el paso final —el descuento de 45-60% que separa el servicio puro de los insumos—, y ese paso es un supuesto propio, sin fuente directa. Es el eslabón que decide la cifra de la cara, así que los tres caminos apuntan ahí. (a) La resta de los complementos, y es el camino que muerde. El modelo declara que arena, agua, químicos y tubos se cuentan como nichos propios y no se suman acá. Esos cuatro tienen su propio tamaño calculado por rutas físicas que no usan ni el costo del pozo ni el 45-60%: la arena puesta en pozo sale de ~7 M t × USD 145/t (~1.000 M), el OCTG de ~475 pozos × 600 t × USD 1.800/t (450-600 M, sin el line pipe, que es ducto de superficie y no capex de pozo), y los químicos de fractura y perforación de las etapas y los pozos (250-430 M). Restados del todo incluido, lo que queda para servicio más agua es USD 2.815-4.975 M/año, centro 3.895. El agua no se puede aislar —su nicho publica 350-800 M/año con los residuos peligrosos adentro y sin tarifa argentina por m³—, así que se la trata como incógnita y se barre su rango entero: aun asignando el nicho de agua completo al costo del pozo, que sobrestima, el servicio puro da 3.095; con el agua en su punto medio, 3.370; con el agua en su piso, 3.545. Para cualquier valor plausible del agua, entonces, la resta deja el servicio puro entre USD 3.095 y 3.545 M/año. La banda publicada es 2.500-3.500: la resta encierra su tercio superior y excluye entera su mitad inferior, y el centro publicado —3.000— queda por debajo de todo el rango. Leído sobre el supuesto que se quería atacar, el servicio puro es 54-62% del todo incluido contra el 45-60% supuesto: el camino independiente valida la mitad alta del supuesto y deja el piso de 45% sin sostén. Si este número está corrido, está corrido para abajo. La salvedad que lo hace honesto: la resta comparte el todo incluido con el método publicado, así que valida el descuento, no la base. (b) El volumen contado por empresa, que sí es una ruta ajena. El conteo de etapas por proveedor de enero-abril de 2026 —cinco empresas— suma 9.714, y se arma sumando compañías, no pozos. Anualizado da 29.142 etapas contra las ~28.000 que el modelo proyecta: convergen dentro del 4% por dos rutas que no comparten un solo insumo. Es el chequeo más limpio de los tres, y vale para el volumen, no para el precio. Su límite es el sello: el reparto por proveedor es conteo de prensa sectorial y su sello es probable — lo que aporta es una ruta ajena, no una primaria. Lo que ese mismo conteo deja tenso es el parque: 29.142 etapas repartidas entre los ~13 sets de fractura apuntados a la cuenca dan 6,1 etapas por set y por día corrido, un ritmo de récord sostenido todo el año. La lectura razonable no es que el volumen esté inflado —lo sostiene la suma por empresa— sino que el conteo de 13 sets quedó viejo, y el motivo está a la vista: eran 8 hace tres años y Halliburton está sumando cuatro equipos Zeus. (c) El chequeo de perímetro, que acá cambia lo que la página puede prometer. Los dos métodos bottom-up del modelo no son dos caminos independientes, y se demuestra con aritmética: 470-500 pozos a 50 etapas por pozo son 23.500-25.000 etapas, que es la misma base de las 23.896 del método B; y el costo por pozo dividido por esas 50 etapas, tomado al 85%, da USD 238k por etapa, adentro de la banda de 210-270k que el método B usa como precio. El método B es el A dividido por cincuenta y vuelto a multiplicar — una identidad, no una verificación: convergen porque no pueden no converger. Eso no toca el número, que se sostiene por (a) y por (b), pero sí ordena qué se puede afirmar. Lo que queda en pie: el volumen converge con un conteo independiente al 4%; el descuento del servicio puro —el eslabón sin fuente— queda encuadrado por la resta de los cuatro insumos, en la dirección de que el centro publicado es conservador; y la base del todo incluido se apoya en un solo método, porque los dos que se publican son uno. El hueco tiene forma de dos documentos concretos: una tarifa argentina por m³ de agua de fractura —lo que hoy impide aislar el único insumo que falta, y lo que mantiene la resta como banda en vez de punto— y un day rate o una tarifa por etapa de un contrato local, que sería el primer precio observado del servicio en toda la cadena.

El número se apoya en unas pocas variables. La fórmula muestra cómo se mueve al cambiar cada una; y cada variable lleva su sello de frescura — cuánto conviene revisarla. estim

Qué tan firme es el número estim

El número se arma desde la base física del pozo, y lo hace por dos expresiones de la misma cuenta: ~470-500 pozos a USD 14 M cada uno —de los que perforación + fractura son ~85%—, o 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). Que las dos den lo mismo era inevitable —la segunda es la primera dividida por las 50 etapas del pozo tipo—, así que el contraste viene de afuera de esa base: el conteo de etapas por empresa de 2026 —de prensa sectorial, sello probable— converge con el volumen dentro del 4%, y restar los insumos que se cuentan aparte encuadra el servicio puro por arriba del centro publicado. En la cara va solo el servicio puro (~USD 2.500-3.500 M), sin arena, agua, químicos ni tubos —que se cuentan como mercados propios— para no sumar lo mismo dos veces. El desglose fino entre perforación y fractura es la parte más blanda, y va sellado como estimación.

Cobertura: el padrón provincial de Proveedores Neuquinos Certificados, contado entero —1.029 empresas, de las cuales 36 en el rubro «Perforación y servicios específicos al pozo»— y las series oficiales de fractura y de perforación de la Secretaría de Energía · 14-09-2026 · no se pudo revisar: no existe serie oficial ni de cámara que mida la utilización o la capacidad ociosa de los equipos de fractura en la Argentina: el dataset nacional de fractura es por pozo y no tiene columna de equipo, y el padrón dice quién está certificado, no qué equipos tiene

Cómo citar esta cifra: Despegue (2026). Equipos de perforación y sets de fractura (servicios) · Neuquén. despegueargentina.com/neuquen/equipos-perforacion-fractura · condiciones de uso

Mercados vecinos7 mercados del mismo grupo, de USD 25 a USD 1.100 M por año

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  verif fuente primaria · prob primaria pendiente · s/conf lo dijo una fuente · estim cálculo propio · tesis lectura nuestra · la fecha es la del dato, con la precisión que da su fuente
Esto no es asesoramiento financiero. El TAM es una estimación con método transparente, no un dato oficial; el encuadre va etiquetado como tesis. Cada cifra lleva su fuente. ← Todas las oportunidades de Neuquén