Capex promedió 17.822 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d) de producción operada en junio, según los datos de producción por pozo de la Secretaría de Energía.
El registro apenas se movió respecto de mayo (+0,1%), pero quedó 17,6% por debajo del de junio de 2025.
La baja es más pronunciada en el crudo, que cayó 21,1% interanual hasta los 9.818 barriles diarios, que en el gas, con un retroceso del 12,9% hasta los 8.004 boe/d.
El número de junio cierra una erosión que se arrastra desde el comienzo del año.
La producción operada arrancó 2026 en 18.736 boe/d en enero, tocó su piso en abril y se estabilizó cerca de los 17.800 en el bimestre siguiente. La corrección anticipa el arranque de la nueva perforación, todavía sin traducirse en caudal.
Casi dos tercios de la caída interanual salen de un solo bloque. Agua del Cajón, el área no convencional que la compañía opera en Neuquén junto con Trafigura y Schlumberger, hoy SLB, aportó 2.270 de los 3.809 boe/d que Capex perdió contra el año pasado.
Su crudo se desplomó 48,9%, de 3.607 a 1.843 barriles diarios. El resto del retroceso se concentra en la cuenca Neuquina: los tres bloques convencionales de Río Negro cayeron entre 18% y 31% (Loma Negra 25,8%, Puesto Zuñiga 30,7%, La Yesera 17,7%). Del otro lado del mapa, en el Golfo San Jorge, Pampa del Castillo, el mayor activo convencional de la empresa, se mantuvo estable, con una suba del 1,1%.
El reparto corrige la idea del declino como agotamiento del convencional maduro.
La caída responde a otra causa: los pozos horizontales de los PAD 1050 y 1060, que en 2024 traccionaron el salto productivo de Agua del Cajón, entraron en la parte pronunciada de su curva de declino, y el bloque no registra nuevas etapas de fractura desde hace más de un año.
Por eso el golpe se ve sobre todo en el crudo del área, el producto de esos horizontales, mientras el gas que alimenta la central térmica Agua del Cajón resiste mejor: cayó apenas 12% interanual contra el 49% del petróleo.
De ahí la urgencia de la estimulación del nuevo PAD de tres pozos horizontales que Capex definió a partir de sísmica 3D y cuya perforación estaba prevista para junio.
Es el paso que el mercado espera para frenar la caída: hasta que esos pozos no aporten producción, el declino de los horizontales previos manda la tendencia del bloque. El potencial está: las reservas totales sumaban 99,2 millones de boe a abril de 2025, un 14% más que un año antes, y la compañía proyecta llevar la producción operada a 19 Mboe/d en 2027. La distancia entre esos 19 y los 17,8 de hoy se cubre con actividad, y la actividad se financia.
El plano financiero, la otra pulseada
El momento productivo se cruza con un calendario financiero exigente. En mayo, FixScr ratificó la calificación AA(arg) de Capex con perspectiva estable, pero condicionó de forma explícita la baja del apalancamiento a que "se sostengan los niveles actuales de precios" del crudo. La compañía afronta vencimientos de capital de obligaciones negociables por 54 millones de dólares este año y otros 159,7 millones en 2027, que deberá refinanciar.
La integración con la generación eléctrica amortigua parte del golpe.
La totalidad del gas de la compañía se destina a la central térmica Agua del Cajón, cuya remuneración se modificó en noviembre de 2025 para incorporar el costo del gas dentro de la tarifa. Eso le da al segmento gasífero una previsibilidad que el crudo, atado al precio internacional, no tiene.
Con un Brent que trepó a la zona de los 100 dólares por la escalada en el Estrecho de Ormuz, la operativa consigue aire. Ese alivio depende de una variable que la empresa no controla y llega mientras la producción, su otra palanca, retrocede.