Bella Vista Oeste - Bloque I

El yacimiento Bella Vista Oeste es un activo maduro convencional de la Cuenca del Golfo San Jorge, ubicado en la provincia de Chubut, que forma parte del portafolio del Grupo CAPEX. El área fue operada por Sinopec hasta su abandono en mayo de 2017, luego de los daños ocasionados por el temporal que afectó a Comodoro Rivadavia. Ante esta situación, el Gobierno provincial y Petrominera acordaron una gestión transitoria con Interenergy Argentina S.A., del Grupo CAPSA, para reactivar el yacimiento. Posteriormente, mediante el Concurso Público N.º 02/19, CAPEX obtuvo la concesión definitiva por 25 años, con opción de prórroga por 10 años adicionales, que entró en vigencia en enero de 2020. El acuerdo contempla un compromiso de inversión de USD 50,6 millones durante los primeros cinco años, destinado principalmente a la reactivación y desarrollo del área. Al inicio de la concesión, el yacimiento contaba con 222 pozos perforados, de los cuales 38 se encontraban activos, y producía aproximadamente 96 m³ diarios. La producción alcanzó los 250 m³ diarios hacia 2022 y, durante el ejercicio finalizado en abril de 2025, se perforaron tres nuevos pozos de desarrollo. Las actividades actuales comprenden la perforación y reparación de pozos productores e inyectores, el mantenimiento de instalaciones y la adecuación de infraestructura, con el objetivo de maximizar la recuperación de hidrocarburos y evaluar la incorporación de tecnologías de recuperación terciaria. El área comprende aproximadamente 218 km², de los cuales 49,33 km² corresponden al Bloque I, y se encuentra a unos 28–30 km al norte de Comodoro Rivadavia, en el Departamento Escalante.

La actividad hidrocarburífera en Chubut se encuentra regulada principalmente por la Ley XVII N° 102 (Hidrocarburos), modificada por la Ley XVII N° 154/2024, que establece el dominio provincial sobre los yacimientos y regula su exploración, explotación y adjudicación. La normativa se complementa con el Decreto 91/2013 y otras disposiciones vinculadas a la promoción de la actividad. En el caso específico de Pampa del Castillo–La Guitarra, la concesión se rige por los Decretos 318/18 y 512/18 y fue transferida a Capex; el Decreto 556/2024 establece su vencimiento el 1 de noviembre de 2046, mientras que la Resolución CONC. 1649 autorizó la operación de concentración económica vinculada con la adquisición del área. Asimismo, el Decreto 33/2022 incorpora proyectos de recuperación terciaria al régimen de fomento y permite, en determinados casos, reducir las regalías al 6% sobre la producción incremental.

En materia ambiental, resulta aplicable la Ley XI N° 35 (Código Ambiental de Chubut), junto con el Decreto 185/09, que establece el procedimiento de Evaluación de Impacto Ambiental y audiencia pública. La regulación se complementa con los Decretos 1003/16 y 1005/16 sobre residuos petroleros, el Decreto 1540/16 sobre protección de aguas y aire y vertidos, el Decreto 1151/15 sobre incidentes ambientales y la Resolución 58/2024 sobre emisiones de metano del sector hidrocarburífero. En materia hídrica, son aplicables la Ley XVII N° 53 (Código de Aguas), la Ley XVII N° 88 (Política Hídrica Provincial) y el Decreto 1567/09, que establece el Registro Hidrogeológico Provincial.

Estructura de la deuda financiera. Al cierre de julio de 2025, la deuda financiera total de CAPEX ascendía a aproximadamente USD 494 millones. El 86% correspondía a Obligaciones Negociables (ON), entre las que se destacaba la Clase V internacional por USD 141,6 millones, mientras que el 14% restante correspondía a préstamos bancarios y otras obligaciones. A mediados de 2025, la deuda bancaria remanente era reducida (USD 0,8 millones), aunque en febrero de 2026 la compañía incorporó un préstamo de BBVA por USD 28,5 millones, a una tasa anual del 7,45% y con vencimiento a 36 meses. Asimismo, mantiene líneas de crédito disponibles por aproximadamente USD 400 millones. En diciembre de 2025 emitió las ON Clase XII por un monto de entre USD 50 y 80 millones, destinadas principalmente a refinanciar deuda previa.

Acreedores y perfil de vencimientos. El mercado de capitales constituye la principal fuente de financiamiento de la compañía, a través de los tenedores de ON. La estructura presenta una concentración relevante de vencimientos en el corto y mediano plazo, con aproximadamente USD 147,7 millones de capital a cancelar en 2026 y USD 159,7 millones en 2027, lo que genera una necesidad significativa de refinanciación. En el segmento bancario, BBVA se incorporó como uno de los principales acreedores tras el préstamo otorgado en febrero de 2026. En el desarrollo de sus proyectos no convencionales, CAPEX cuenta además con acuerdos de farm-out con Trafigura y Schlumberger para el área Agua del Cajón.

Estructura y perfil del negocio. CAPEX es una compañía energética integrada, con actividades en petróleo y gas, generación eléctrica y energías renovables. El segmento de petróleo y gas representa aproximadamente el 77% de sus ingresos; la compañía opera seis áreas, entre ellas Agua del Cajón y Pampa del Castillo, y se encuentra entre los principales productores de crudo convencional del país. La generación eléctrica representa alrededor del 17% de los ingresos y se concentra en la Central Térmica Agua del Cajón, de 672 MW, abastecida principalmente con gas propio. Complementariamente, la compañía cuenta con activos de generación renovable, incluidos parques eólicos y el parque solar La Salvación, de 20 MW, y proyecta el desarrollo de un parque solar de 30 MW en Agua del Cajón. El control accionario corresponde a la familia Götz, a través de CAPSA, que posee aproximadamente el 74,8% del capital.

A julio de 2025 registraba un EBITDA de aproximadamente USD 134 millones y un margen operativo del 37,9%, mientras que el ratio de deuda neta sobre EBITDA se ubicaba en 3,4x. FIX estima un programa de inversiones de entre USD 300 y 400 millones para los próximos tres años, con foco en el desarrollo no convencional de Agua del Cajón y el incremento de la producción de crudo. La compañía presenta, no obstante, una posición de liquidez ajustada, con un ratio de liquidez de 0,8x respecto de la deuda de corto plazo, por lo que la gestión y refinanciación de los vencimientos de ON de 2026 y 2027 constituye un factor relevante para su perfil financiero.

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Los yacimientos analizados en la Cuenca del Golfo San Jorge comparten un conjunto de riesgos ambientales y sociales que, en gran medida, responden a características estructurales propias de la región y del tipo de explotación hidrocarburífera desarrollada. En este sentido, dichos riesgos no son exclusivos de un operador en particular, sino que resultan inherentes a la producción convencional onshore en campos maduros, lo que permite considerarlos como riesgos a nivel de cuenca.

Desde el punto de vista ambiental, uno de los principales riesgos está asociado a la posible contaminación de suelos y aguas subterráneas, derivada de derrames de hidrocarburos, fallas en la integridad de los pozos o deficiencias en la gestión de efluentes. Este riesgo se ve acentuado en campos maduros, donde la infraestructura presenta mayores niveles de desgaste y requiere intervenciones constantes. Asimismo, la gestión de pasivos ambientales —incluyendo pozos abandonados o instalaciones en desuso— constituye un desafío relevante en términos de remediación y monitoreo a largo plazo.

Otro aspecto significativo es el de las emisiones atmosféricas, en particular la liberación de metano y otros gases de efecto invernadero asociados a la operación de los yacimientos. Si bien se trata de desarrollos convencionales, las ineficiencias operativas en campos maduros pueden incrementar la huella de carbono, especialmente en contextos de baja inversión. A ello se suma el impacto sobre el suelo y la biodiversidad, vinculado a la ocupación territorial, la fragmentación del hábitat y la presencia de infraestructura dispersa.