La actividad upstream en Argentina ofrece hoy una imagen de dos velocidades: por un lado, la producción de petróleo sigue creciendo mes a mes y las etapas de fractura no convencional alcanzan niveles históricos; por otro, los equipos de perforación activos se mantienen estancados —incluso por debajo de los registros del año pasado— y las pymes industriales que abastecen la cadena de valor energética navegan entre una reactivación genuina y una prudencia que ganó terreno frente al optimismo de meses atrás.
Así surge del Reporte de Actividad Upstream en Argentina y del Relevamiento Estado de Actividad Pyme Industrial, ambos elaborados por el Grupo Argentino de Proveedores Petroleros (GAPP), red estratégica que agrupa a más de 250 empresas nacionales del sector. El relevamiento pyme consultó a 160 empresas socias durante el primer trimestre del año. Juntos, los dos documentos ofrecen una radiografía del momento que atraviesa la cadena de valor energética argentina.
Un dato llamativo del relevamiento pyme del primer trimestre de 2026 es la caída en la capacidad ociosa. El 52% de las empresas encuestadas opera hoy con niveles de ociosidad bajos o nulos —entre 0% y 25%—, muy por encima del 34% que se registraba al cierre de 2025. En paralelo, el segmento con ociosidad media (25% a 50%) bajó del 51% al 38%, y los niveles críticos —aquellos con más del 50% de capacidad sin usar— pasaron del 16% al 10%.
En términos simples: más de la mitad de las pymes proveedoras del sector energético trabaja hoy a plena capacidad o muy cerca de ella.
Sin embargo, la mayor actividad no se tradujo en tranquilidad laboral. El 47% de las empresas reportó afectaciones en su dotación de personal durante el primer trimestre de 2026, una cifra idéntica a la del trimestre anterior, lo que sugiere que el ajuste estructural continúa en paralelo a la reactivación operativa.
Del total de las pymes industriales relevadas por el GAPP (hayan tenido o no complicaciones), el 31% tuvo que realizar despidos, el 15% se vio obligado a reducir turnos o jornadas de trabajo, y un 1% aplicó suspensiones.
Hay, con todo, una señal positiva: el 66% de las empresas no tuvo que cancelar ingresos previstos de nuevo personal, una mejora notable frente al 70% que sí debió cancelarlos o demorarlos a finales de 2025.
Contratos: mejoran los plazos, pero los montos siguen siendo un problema
En materia de negociación con las operadoras, el informe marca avances en los tiempos pero no en los valores. El cumplimiento de plazos preestablecidos trepó del 39% al 53%. Los pagos que demoran entre 3 y 6 meses bajaron del 54% al 37%. Pero las demoras superiores a 6 meses crecieron del 7% al 11%.
En cuanto a tarifas, el porcentaje de empresas que logra actualizaciones adecuadas se mantiene prácticamente sin cambios: 38% en 2026 versus 39% en 2025. Y un 44% afirma que solo consigue revisiones de contratos bajo condiciones desventajosas o descuentos —una proporción que tampoco varió respecto de fines del año pasado.
El cambio más significativo en el ánimo del sector es la recomposición del sentimiento empresario. La suma de quienes se declaran “altamente optimistas” u “optimistas/expectantes” cayó del 60% al 48%. En contrapartida, el 48% de los empresarios se posiciona ahora como “moderado/cauteloso” respecto del impacto de proyectos como el RIGI, Vaca Muerta Oil Sur o los proyectos de GNL SESA y ARG —frente al 37% del trimestre anterior.
La preocupación explícita se mantiene en niveles acotados, en un 4%. ¿Qué genera esa cautela? El relevamiento identifica una agenda clara: el 80% de las empresas señala la competitividad como su principal preocupación. Le siguen los niveles de actividad en Oil & Gas (70%) y en minería (57%). Los plazos de pago inquietan al 56%, mientras que la importación de materiales y la productividad comparten un 55% de relevancia.
En el upstream: fractura récord, perforación estancada
El telón de fondo macroindustrial es el reporte de actividad upstream de marzo de 2026. Durante el primer trimestre, la actividad registró 41 equipos activos en enero, 43 en febrero y 42 en marzo. Si bien eso representa una recuperación respecto del piso de julio-agosto de 2025, la comparación interanual muestra una desaceleración clara: en marzo de 2025 había 50 rigs activos; en marzo de 2026, 42.
En tanto, la actividad no convencional concentra el 84% de las operaciones de perforación en Oil & Gas y el 97,4% de las operaciones de completación. Por cuenca, Neuquén lidera con el 84% de los rigs activos, seguida por el Golfo San Jorge con el 13%.
En perforación, YPF encabeza con 15 equipos activos, seguida por PAE (6) y Tecpetrol y Vista (4 cada una). Entre las empresas de servicios, Nabors lidera con 13 rigs, seguida por Helmerich & Payne (9), DLS Archer (6), y San Antonio Internacional y PAE (5 cada una).
Donde sí hay récord es en fractura. En marzo de 2026, YPF realizó 1.116 etapas de fractura, seguida por Pluspetrol (431), Vista (281), PAE (160), Shell (156) y Tecpetrol (138). En el segmento de servicios, Halliburton lideró con 1.147 fracturas, seguida por Schlumberger (600), Calfrac (382), Tenaris (263) y Weatherford (224).
El cuadro que emerge de ambos informes es el de un sector energético que avanza, pero cuyo crecimiento no se distribuye de manera homogénea a lo largo de la cadena de valor. Las operadoras impulsan la producción y empujan las operaciones de completación a niveles sin precedentes, pero la reactivación llega a las pymes proveedoras con más demoras, más condiciones y menos margen de negociación de lo esperado.
La ejecución efectiva de los grandes proyectos previstos para 2026 —RIGI, Vaca Muerta Oil Sur, GNL— es hoy la variable que más peso tiene sobre el ánimo del sector. Mientras esos proyectos no pasen de la planificación a la obra, la cautela seguirá siendo la postura dominante.
