La petrolera Capex avanzó en la compra del 15% que mantenía un organismo financiero internacional en las áreas Loma Negra y La Yesera, ubicadas en la Cuenca Neuquina dentro de la provincia de Río Negro. La operación, sujeta a aprobación provincial, eleva la participación de la compañía al 52,5% y consolida su control operativo sobre dos bloques convencionales con producción estable y horizonte extendido.

El acuerdo se inscribe en un proceso global de salida de activos fósiles maduros por parte de organismos multilaterales, que priorizan hoy financiamiento para transición energética e infraestructura.

En este contexto, la operación se apoya en la renegociación de concesiones realizada en 2021, cuando la provincia extendió los plazos a cambio de un plan de inversiones firme. Ese esquema incluyó perforación de nuevos pozos, compromisos de CAPEX incremental y aportes específicos para infraestructura provincial.

Además, fijó un régimen de regalías que puede alcanzar el 15% con un componente adicional sobre producción incremental. La combinación de incentivos permitió sostener actividad, reducir el declino natural y fortalecer la demanda de servicios locales.

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El movimiento tiene implicancias directas para la estructura productiva rionegrina. Capex gana capacidad para acelerar decisiones, optimizar recuperación secundaria y ordenar el flujo de inversiones en campos que requieren ingeniería constante.

Para los proveedores, la continuidad de un operador con presencia integrada en generación eléctrica y proyectos de transición ofrece previsibilidad en contratos, logística y mantenimiento. Para la provincia, la consolidación societaria reduce incertidumbre y facilita la planificación fiscal asociada a regalías y aportes.

Los escenarios hacia adelante muestran tres trayectorias posibles. En el escenario base, la provincia aprueba la cesión y Capex ejecuta el plan comprometido, manteniendo producción y empleo. En el escenario optimista, la empresa profundiza inversiones, incorpora tecnología de recuperación mejorada y articula mejor sus operaciones de gas con su portafolio eléctrico.

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En el escenario restrictivo, una demora regulatoria podría frenar la operación y postergar decisiones de inversión en áreas maduras, afectando actividad y proveedores.

Desde la lectura de Runrun, la operación confirma una tendencia estructural: los actores locales están tomando posiciones más fuertes en activos convencionales mientras los organismos multilaterales reorientan su cartera hacia la transición energética.

Para provincias como Río Negro, este tipo de movimientos puede convertirse en una oportunidad si se gestiona con visión productiva: más inversión, más infraestructura y más previsibilidad para la cadena de servicios. En un contexto donde el shale concentra la atención, sostener y modernizar el convencional sigue siendo clave para el equilibrio territorial y para la competitividad energética del país.

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