El equipo de Capex procesó los datos de sísmica 3D de alta precisión y definió la ubicación del nuevo PAD.
El mismo estará compuesto por 3 pozos horizontales adicionales en el bloque Agua del Cajón, con inicio de perforación programado para junio de 2026. No es un anuncio aislado: es el siguiente paso ordenado de una secuencia que ya lleva 9 pozos horizontales perforados en la roca madre, impulsada por los PAD 1050 y 1060 que traccionaron un crecimiento interanual del 21,6% en la producción de petróleo, según informó la compañía a la Comisión Nacional de Valores (CNV).
Lo que hace notable al proyecto no es solo el ritmo operativo. Es quién acompaña y con qué modalidad.
Un trader y un proveedor de servicios con piel en el juego
Trafigura Argentina —uno de los mayores traders de materias primas del mundo— mantiene una participación del 30% en las reservas generadas en los bloques clave. No es un contrato de comercialización: es una posición de co-inversión en el activo. Trafigura pone capital, asegura la comercialización del crudo y tiene exposición directa al resultado del yacimiento.
Del otro lado, Schlumberger Argentina —hoy SLB— figura como socio en el PAD 1060 con un 19% de participación. El mayor proveedor de servicios de yacimientos del mundo no factura horas: tiene interés en el activo. Es el modelo de asociación tecnológica con skin in the game que SLB viene desplegando en cuencas maduras de todo el mundo para ganar presencia más allá del contrato de servicios.
En febrero, Capex completó el cuadro con un préstamo de u$s 28,5 millones con el BBVA, fondos destinados específicamente a garantizar la continuidad de las operaciones de mantenimiento y el plan de perforación que arranca a mitad de año. Deuda bancaria en dólares para upstream convencional: una señal de que el mercado financiero local también convalida el activo.
Reservas certificadas y concesión larga
La envergadura del bloque fue validada por la certificadora independiente DeGolyer and MacNaughton, que situó las reservas de petróleo en 18.430 miles de metros cúbicos y el potencial de gas natural en 3.473 millones de metros cúbicos, bajo estándares internacionales.
La concesión corre hasta enero de 2052, horizonte que justifica tanto la inversión en infraestructura de superficie como la estructura de socios de largo plazo. Dentro del yacimiento opera la Central Térmica ADC, que usa gas propio para la generación eléctrica —una integración vertical que optimiza el lifting cost y asegura despacho constante al sistema sin depender de la red.
El modelo que Capex construyó en la cuenca neuquina es, en escala menor, el mismo que Central Puerto acaba de intentar comprar: producción propia, infraestructura integrada y socios que ponen algo más que dinero.