Tango Energy recupera 105 pozos

Busca convertir el convencional en la plataforma para llegar al shale.

La compañía que conduce Pablo Iuliano reactivó 105 pozos inactivos entre enero y agosto y elevó la producción de Río Negro por encima de la curva de declino esperada. Con US$15 millones invertidos y un incentivo provincial sobre la producción incremental, la empresa prepara ahora sus primeros pilotos no convencionales en Vaca Muerta.

En la industria petrolera existe una pregunta que cada vez adquiere mayor importancia: ¿qué hacer con los campos maduros mientras las inversiones más grandes se concentran en Vaca Muerta?

Tango Energy está ensayando una respuesta.

La compañía que tomó los activos de la ex Aconcagua Energía está utilizando una estrategia de dos velocidades en la Cuenca Neuquina: recuperar producción en yacimientos convencionales y, al mismo tiempo, preparar el desembarco en el no convencional.

Entre enero y agosto de 2026, la empresa logró intervenir 105 pozos que se encontraban inactivos, sobre un objetivo anual de 150.

La mayor parte de las operaciones se concentró en Río Negro: 92 intervenciones en Entre Lomas, Medanito y Jagüel de los Machos.

El programa alcanzó una efectividad técnica cercana al 92% y permitió incorporar más de 115 metros cúbicos diarios de producción adicional.

Pero el dato más interesante aparece cuando se compara esa recuperación con el declino natural de los campos.

No solamente frenaron la caída: aumentaron la producción

Según explicó Andrés Ponce, gerente de Operaciones de Tango Energy, la compañía había comenzado su operación en Río Negro con una producción cercana a los 900 metros cúbicos diarios.

Con una curva de declino estimada en alrededor del 9%, el escenario esperado era terminar cerca de los 850 metros cúbicos diarios.

Ocurrió lo contrario.

La producción llegó a unos 950 metros cúbicos diarios.

La diferencia es importante.

No se trata simplemente de haber evitado una caída.

La empresa logró ubicarse por encima del punto de partida mientras intervenía una estructura productiva que naturalmente tendía a declinar.

Según la explicación de Ponce, el crecimiento efectivo fue de aproximadamente 10%, pero al compararlo contra el declino que se esperaba para el período, la mejora relativa alcanza cerca de 19%.

Ese número ayuda a entender por qué los campos maduros todavía pueden tener valor cuando existe una estrategia de intervención adecuada.

Río Negro puso un incentivo sobre el barril incremental

Una de las claves del programa está fuera del yacimiento.

Está en la política petrolera provincial.

Río Negro implementó un Programa Provincial de Incentivos a la Producción Convencional, que reduce la alícuota de regalías del 12% al 6% sobre la producción incremental obtenida por encima de la curva de declino base certificada.

El mecanismo busca que el Estado comparta parte del riesgo de recuperar producción en campos maduros.

La empresa invierte para intervenir un pozo.

Si consigue generar petróleo adicional respecto del declino esperado, ese incremento recibe un tratamiento de regalías diferente.

La lógica es sencilla: la provincia resigna parte de la renta sobre el petróleo adicional a cambio de incentivar inversión, actividad y producción.

El beneficio puede extenderse hasta diez años o hasta el vencimiento de la concesión, según las condiciones establecidas por el programa.

Para una operación convencional, donde cada pozo puede requerir inversiones crecientes para sostener producción, ese diferencial puede cambiar la decisión económica.

US$15 millones para volver a poner pozos en producción

Tango Energy destinó aproximadamente US$15 millones al programa de 150 intervenciones.

Para sostener el ritmo operativo, aumentó de cuatro a seis los equipos de pulling y sumó alrededor de 40 trabajadores locales.

La compañía prevé completar las 45 intervenciones restantes a un ritmo de aproximadamente 15 operaciones mensuales.

La operación deja una conclusión interesante para la industria: en los campos maduros, el crecimiento no necesariamente depende de perforar inmediatamente nuevos pozos.

A veces el petróleo está en pozos existentes que dejaron de producir por problemas mecánicos, de presión, de instalaciones o porque la ecuación económica dejó de resultar conveniente.

La recuperación de esos activos puede requerir mucho menos capital que un programa de perforación completamente nuevo.

Y cuando existe un incentivo sobre el incremental, la ecuación puede mejorar todavía más.

El convencional como puente hacia Vaca Muerta

Pero Tango Energy no pretende quedarse en la recuperación convencional.

Ese es probablemente el dato más importante de la estrategia.

Mientras recupera producción en Río Negro, la empresa está preparando proyectos no convencionales en distintas áreas vinculadas con Vaca Muerta.

Uno de los desarrollos contempla avanzar junto con Vista Energy en Entre Lomas y evaluar un piloto de seis pozos, con una inversión comprometida de aproximadamente US$66 millones durante el primer semestre de 2027.

La compañía también comenzó los preparativos para sus primeras perforaciones no convencionales en Charco del Palenque.

Y existe una segunda frontera: Mendoza.

En áreas como Payún Oeste, Tango busca determinar si el potencial no convencional puede convertirse en un desarrollo comercial.

Pablo Iuliano explicó durante el Energy Summit Mendoza 2026 que la empresa ya cuenta con los fondos para una primera etapa de derisking y se encuentra buscando un equipo de perforación para avanzar con el proyecto.

La palabra clave es justamente esa:

derisking.

Antes de comprometer un desarrollo de gran escala, la compañía necesita perforar, medir productividad, analizar comportamiento del reservorio y determinar si los resultados justifican una etapa posterior de desarrollo.

La apuesta de fondo: separar el riesgo

Tango Energy está construyendo además una estructura financiera específica para esa nueva etapa.

En agosto, sus accionistas aprobaron la creación de Unconventional Resources S.A. (URSA), un vehículo destinado a captar financiamiento para proyectos no convencionales sin incorporar deuda corporativa a la estructura principal.

La estrategia permite separar dos negocios.

Por un lado:

el convencional genera producción y flujo de fondos.

Por otro:

el vehículo específico busca financiar exploración y desarrollo no convencional.

Esto puede resultar especialmente relevante para compañías de menor escala frente a los grandes productores de Vaca Muerta.

Desarrollar shale exige capital intensivo y una continuidad de inversiones que puede ser difícil de sostener exclusivamente con el flujo generado por campos maduros.

Separar los riesgos permite buscar inversores específicos para el negocio no convencional.

El nuevo mapa petrolero de la Cuenca Neuquina

El caso Tango Energy muestra que el futuro de la Cuenca Neuquina no necesariamente pasa por elegir entre convencional o shale.

Puede existir una transición.

Los campos maduros todavía pueden generar petróleo y flujo de caja si reciben inversión, tecnología y una estructura de costos adecuada.

Ese flujo puede ayudar a financiar la siguiente etapa.

Mientras tanto, los proyectos no convencionales requieren perforaciones piloto para transformar recursos geológicos en reservas económicamente desarrollables.

Es un modelo diferente al de las grandes compañías que ya tienen operaciones masivas en Vaca Muerta.

Pero puede convertirse en una vía de crecimiento para operadores independientes.

El mensaje que deja Río Negro

Hay otro aspecto que merece atención.

El programa de Río Negro plantea una discusión que excede a Tango Energy.

¿Cómo pueden las provincias incentivar inversiones en campos maduros sin resignar renta innecesariamente?

La respuesta que está ensayando Río Negro consiste en vincular el beneficio fiscal con producción nueva.

No se premia simplemente la producción existente.

Se reduce la carga sobre el petróleo que aparece por encima de la curva de declino certificada.

El concepto puede ser importante para otras cuencas maduras que enfrentan problemas similares.

Porque el desafío argentino no es solamente producir más shale.

También es evitar que importantes volúmenes convencionales se pierdan antes de tiempo por falta de inversión.

De 105 pozos recuperados a una nueva frontera

Tango Energy todavía tiene por delante la parte más exigente de su estrategia.

Recuperar 105 pozos demuestra capacidad operativa.

Pero perforar los primeros pozos no convencionales será la prueba de otra capacidad: convertir experiencia convencional, capital y conocimiento geológico en un modelo shale económicamente viable.

Si los pilotos entregan resultados positivos, la empresa tendrá una nueva plataforma de crecimiento.

Si los resultados no alcanzan los objetivos, el derisking habrá cumplido igualmente su función: determinar dónde no conviene poner capital a gran escala.

La estrategia, en definitiva, tiene una lógica clara.

Primero recuperar el petróleo que todavía existe. Después utilizar esa plataforma para buscar el petróleo que puede venir.

En una Cuenca Neuquina donde Vaca Muerta concentra cada vez más capital, Tango Energy intenta demostrar que los campos maduros todavía pueden ser algo más que activos en declino.

Pueden ser también la caja, la experiencia y la plataforma operativa para llegar a la próxima frontera del petróleo argentino.