La operadora ya completó el 70% de su programa anual de intervenciones y sumó más de 115 metros cúbicos diarios de producción. La estrategia apunta a extender el rendimiento de activos convencionales.
Entre enero y agosto de 2026, Tango Energy reactivó 105 pozos que se encontraban fuera de producción y consiguió llevar la extracción de sus áreas en Río Negro por encima del nivel con el que había iniciado sus operaciones.
El programa forma parte de un plan de 150 intervenciones destinado a sostener la producción de yacimientos convencionales maduros.
La compañía, liderada por el ex CEO de YPF Pablo Iuliano y sucesora de los activos de la ex Aconcagua Energía, informó que los trabajos alcanzaron una efectividad técnica del 92% y generaron más de 115 metros cúbicos diarios adicionales. De las operaciones realizadas, 92 correspondieron a áreas rionegrinas.
Más producción sin perforar desde cero
Las intervenciones se distribuyeron entre los bloques Entre Lomas, Medanito y Jagüel de los Machos. En este tipo de yacimientos, donde los pozos llevan años o incluso décadas de explotación, recuperar instalaciones que permanecían inactivas permite incorporar producción con inversiones y tiempos de ejecución menores a los requeridos para desarrollar un pozo completamente nuevo.
Todo el plan contempla una inversión cercana a los US$ 15 millones. Con 105 operaciones terminadas, quedan otras 45 por ejecutar, a un ritmo previsto de aproximadamente 15 intervenciones mensuales.
Para acelerar el programa, Tango Energy incrementó de cuatro a seis la cantidad de equipos de pulling disponibles. Estas unidades permiten realizar tareas de reparación y mantenimiento sobre los pozos mediante el retiro y colocación de cañerías y varillas. La expansión de la actividad también implicó la incorporación de alrededor de 40 trabajadores locales.
Todo el plan contempla una inversión cercana a los US$ 15 millones. Con 105 operaciones terminadas, quedan otras 45 por ejecutar, a un ritmo previsto de aproximadamente 15 intervenciones mensuales.
El impacto sobre la producción resulta especialmente significativo porque el objetivo inicial no era solamente sumar barriles, sino compensar la pérdida natural de rendimiento de los campos maduros.
El declino terminó en crecimiento
Cuando Tango comenzó a operar sus activos en Río Negro, la producción se ubicaba en torno de los 900 metros cúbicos diarios. La compañía había calculado un declino natural del 9%, por lo que, sin nuevas intervenciones, esperaba terminar con una producción cercana a los 850 metros cúbicos por día.
Sin embargo, el resultado fue diferente: la extracción llegó a aproximadamente 950 metros cúbicos diarios. «Tuvimos un crecimiento final del 10% en la producción, pero si se cuenta que el declino es del 9%, el salto es muy grande: es un 19% arriba», señaló el gerente de Operaciones de Tango Energy, Andrés Ponce.
El esquema de incentivos implementado por la provincia también juega un papel relevante en la ecuación económica. Río Negro estableció un régimen para promover la producción convencional que reduce del 12% al 6% la alícuota de regalías aplicada al volumen incremental.
El mecanismo alcanza al petróleo generado por encima de la curva de declino base certificada y puede mantenerse durante un período de hasta diez años o hasta el vencimiento de la concesión. Para las empresas, la reducción mejora el retorno de los trabajos destinados específicamente a recuperar producción.
Tango Energy, del convencional al shale
Mientras avanza con la recuperación de sus activos tradicionales, Tango Energy prepara una segunda etapa de crecimiento vinculada con los recursos no convencionales.
La compañía trabaja junto con Vista Energy en áreas como Entre Lomas, donde está previsto un piloto de seis pozos con una inversión comprometida de US$ 66 millones durante el primer semestre de 2027.
En paralelo, Tango comenzó los preparativos para desarrollar sus primeras perforaciones en Charco del Palenque, dentro de la porción rionegrina de Vaca Muerta.
La estrategia también contempla proyectos en Mendoza, donde la empresa busca determinar el potencial de bloques ubicados en zonas de frontera de la formación, entre ellos Payún Oeste.
«Estamos buscando un equipo de perforación para venir a perforar a Mendoza. Ya tenemos los fondos para esta primera etapa de derisking», explicó Iuliano durante el Energy Summit Mendoza 2026.
Para financiar esta expansión sin trasladar las necesidades de capital del shale a su negocio tradicional, los accionistas aprobaron en agosto la creación de Unconventional Resources S.A. (URSA), un vehículo de inversión sin deuda corporativa destinado a captar recursos para los proyectos no convencionales.
La estructura busca que la actividad convencional continúe generando flujo de fondos mientras las iniciativas de mayor escala se desarrollan con financiamiento específico.
Iuliano sintetizó esa estrategia durante su presentación: «Hay que salir un poco de la lógica vieja de que la única manera de subsistir y sobrevivir es perforando nuevos pozos».
