La petrolera que conduce el exCEO de YPF Pablo Iuliano se suma a YPF y a la UTE Quintana-TSB como tercer jugador del shale mendocino. El primer pozo exploratorio llegaría entre el último trimestre de 2026 y el primero de 2027, financiado por Unconventional Resources S.A. (URSA), sociedad integrada por Vista Energy y Trafigura.
Vaca Muerta Mendoza suma un tercer nombre propio. Mientras YPF y la UTE Quintana-TSB ya tienen fecha de octubre para arrancar sus primeras perforaciones en Malargüe, TanGo Energy —la petrolera que hoy conduce el exCEO de YPF Pablo Iuliano— confirmó que avanza con su propio plan de desarrollo no convencional en el bloque Payún Oeste, con un horizonte que podría llegar a 150 pozos y una inversión superior a los US$ 1.000 millones a lo largo de la vida del proyecto.
Iuliano lo detalló en distintas entrevistas realizadas en el marco del Mendoza Energy Summit 2026: la compañía ya tiene los fondos para esta primera etapa de risking y avanza primero a probar el recurso en un bloque con potencial comercial antes de plantear un desarrollo a mayor escala.
Payún Oeste, la prioridad exploratoria
El bloque elegido por TanGo para el ingreso al no convencional es Payún Oeste, en el sur mendocino, dentro de la denominada Vaca Muerta mendocina. Se trata de un área de 179 kilómetros cuadrados con antecedentes de actividad hidrocarburífera —13 pozos perforados previamente por otras operadoras— y que hoy conserva un bloque de 44.000 acres con potencial shale.
Según explicó el CEO de la compañía, el equipo técnico trabaja sobre una reinterpretación de sísmica existente y sobre el estudio de los pozos ya perforados en la zona y sus alrededores, como paso previo a la exploración propiamente dicha.
El cronograma señala que el primer pozo se perforaría entre el último trimestre de 2026 y el primer trimestre de 2027, aunque el propio Iuliano marcó el principal obstáculo del proyecto: la falta de equipos de perforación disponibles en el país, hoy concentrados casi en su totalidad en Neuquén. Sobre eventuales esquemas de logística compartida con YPF y Quintana-TSB, el ejecutivo fue directo: en el sector "en general no hay muchos jugadores" y, si no prospera un acuerdo conjunto, la compañía avanzará por su cuenta.
URSA, el vehículo que financia el desarrollo no convencional
Para no comprometer la caja del negocio convencional, TanGo Energy resolvió en agosto ceder determinados derechos económicos sobre los recursos no convencionales de Payún Oeste a Unconventional Resources S.A. (URSA), una sociedad conformada en partes iguales por Vista Energy y Trafigura.
URSA asumirá el financiamiento íntegro de las actividades vinculadas al desarrollo no convencional, sin que TanGo deba realizar desembolsos directos ni asumir obligaciones de repago. A cambio, TanGo continuará como operadora del área, retendrá la totalidad de los derechos sobre los recursos convencionales y conservará una participación económica en el eventual desarrollo shale, además de percibir una remuneración por las tareas de operación bajo condiciones de mercado.
Si los primeros pozos confirman el potencial esperado, el escenario que maneja la compañía contempla un desarrollo de alrededor de 150 pozos, asociado a un nivel de producción de entre 15.000 y 20.000 barriles, con una inversión total que superaría los US$ 1.000 millones a lo largo de la vida del proyecto.
El otro frente, la reactivación del convencional
El desembarco en el no convencional no reemplaza el negocio tradicional de la compañía en la provincia. TanGo opera las áreas convencionales Confluencia Sur, Atuel Norte, Payún Oeste, Chañares Herrados y Puesto Pozo Cercado, donde en el último año logró frenar la caída de producción que arrastraban los yacimientos maduros y volvió a crecer.
Iuliano remarcó que la producción mendocina representa apenas el 20% del portfolio total de la compañía, pero concentra cerca del 40% de sus reservas probadas, posibles y probables, un volumen que —de sostenerse el ritmo actual de extracción— alcanzaría para más de 15 años de producción.
En términos de impacto económico, la actividad de TanGo en Mendoza implica un volcado de US$ 40 millones entre OPEX y CAPEX, de los cuales unos US$ 8 millones corresponden a regalías provinciales. El resto se derrama sobre la trama de pymes locales que prestan servicios a la operadora.
El desafío de las pymes y la mano de obra local
Para Iuliano, el mayor riesgo del desarrollo shale mendocino es repetir los tropiezos que tuvo Neuquén en sus primeros años. Por eso insistió en la necesidad de preparar a tiempo el entramado de pymes y la mano de obra capacitada, aunque aclaró que la fórmula neuquina no puede aplicarse de manera mecánica y deberá adaptarse a la realidad del subsuelo mendocino.
El ejecutivo también planteó un cambio de paradigma para los proveedores: la nueva etapa ya no dependería de que una pyme consiga un contrato millonario con una operadora grande, sino de su capacidad de operar con eficiencia, en una lógica similar a la que —según comparó— terminó imponiéndose en el shale de Estados Unidos.
En cuanto a la logística, sin ciudades cercanas a los yacimientos, Iuliano señaló a Malargüe como la base natural de operaciones por ser cabecera de departamento, sin descartar bases secundarias más próximas a las zonas de desarrollo con esquemas compartidos entre compañías.
