Río Negro autorizó la cesión de 5 áreas de Vista a Tango Energía Argentina (ex Aconcagua), de las cuales tres se convierten en nuevas Concesiones de Explotación No Convencional de Hidrocarburos (CENCH) sobre su tramo de Vaca Muerta.
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Las áreas se ubican sobre la franja oeste de la Ruta 151 (meridiano 10), en el límite con Neuquén y en continuidad geológica con la zona de Añelo, una de las zonas core de la cuenca neuquina. Actualmente TanGo opera en el segmento convencional, por lo que el otorgamiento de permisos CENCH habilitará su desarrollo no convencional por 35 años, el plazo que prevé la Ley de Hidrocarburos para proyectos de shale.
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Detrás de la jugada de Tango hay una operación financiera y societaria que conviene desagregar. La controlante de la ex Aconcagua —rebautizada Tango Energía Argentina (TEA)— es Tango S.A.U., una Sociedad Anónima Unipersonal creada en 2024 por Pablo Iuliano, ex CEO de YPF. Tras la capitalización de US$ 36 millones formalizada en septiembre de 2025, Tango S.A.U. pasó a controlar el 93% del capital de TEA; los socios fundadores originales conservan el resto.
El control económico de Tango S.A.U. está repartido —vía acuerdo de socios— entre Vista Energy (la compañía que conduce Miguel Galuccio, que cotiza en NYSE y en la Bolsa Mexicana de Valores), AR Energy Resources (afiliada local de Trafigura) y el management que lidera Iuliano. Es esa estructura la que ahora ordena el reparto de derechos sobre el convencional y el no convencional en las áreas rionegrinas.
Pablo Iuliano, CEO de Tango Energía Argentina explica: «El socio mayoritario controlante de la ex Aconcagua, hoy Tango Energía Argentina, es Tango S.A.U. Tango S.A.U. es una sociedad co-controlada por Vista, Trafigura y el management. Tango Energía Argentina tiene las concesiones convencionales y va a tener las áreas que Vista cedió ahora. En las tres áreas no convencionales vamos a armar una UTE entre Tango S.A.U. y Vista, y la operadora será Tango Energía Argentina. TEA no tiene derechos económicos sobre el no convencional: lo que tiene es la operación. Va a perforar los pozos, operarlos, tratar la producción y vender el petróleo. Eso le genera ingresos para empezar a pagar la deuda.»
A continuación, la conversación con Iuliano sobre el origen del salvataje, la deuda heredada, la negociación con Vista por el acreage no convencional y la meta de producir 60.000 barriles diarios hacia 2030.
Periodista: ¿Cómo es la operación financiera que termina con ustedes haciéndose cargo de las áreas?
Pablo Iuliano: Esto es una continuación de lo que era Aconcagua. Aconcagua era una operadora focalizada en campos maduros, sobre todo en Mendoza. En 2023 tuvo la oportunidad de comprar los activos convencionales que estaba operando Vista.
Vista, cuando arranca la compañía, compra la operación de Entre Lomas y comienza a desarrollar el no convencional. En algún momento, alineado con su política de ser una compañía más enfocada en shale, empieza a desprenderse de los bloques convencionales.
Ahí aparece Aconcagua como comprador. Aconcagua compra sin dinero. Lo que hace es un farm-out agreement: toma la operación de los campos convencionales, se queda con el 60% de la producción y con el 40% restante le va pagando la compra a Vista.
Ese acuerdo preveía que, cuando finalizara el pago, Vista le transfería todos los activos, pero se reservaba el derecho económico sobre los bloques no convencionales. Es decir, transfería el activo convencional, pero donde hubiese interés no convencional, Vista mantenía el derecho económico. Por diferentes razones, Aconcagua llega a la situación que ya conocemos.
Vista era acreedor de Aconcagua. Le había prestado dinero para hacer algunas facilidades y también había precomprado petróleo, con lo cual Aconcagua se había financiado. Entonces armamos un salvataje para que la compañía no fuera a la quiebra.
Una de las condiciones para ese salvataje era que Aconcagua renegociara todas las obligaciones negociables de corto plazo, que ya habían empezado a vencer. Eso ocurrió con éxito, con una adhesión del 94,4%, apoyado por nosotros. En paralelo, yo había armado en 2024 una compañía que se llamaba Tango, con la idea de operar.
P: Ahí te interrumpo. Cuando decís «nosotros», ¿a quién te referís?
Iuliano: Cuando digo «nosotros», me refiero a Vista, Trafigura y al management. En realidad, estas cosas se dan porque todos nos conocemos. La conversación fue: «pasa esto, ¿qué se puede hacer?». Yo venía mirando la situación y también evaluando si el negocio cerraba y si hacía match con lo que yo tenía ganas de hacer.
Ahí coincidimos en algunos puntos e hicimos la capitalización. Tomamos la operación y, con esa capitalización, nos quedamos con el 93% de las acciones.
Aconcagua tenía cerca de 280 millones de dólares de deuda, entre deuda de ON, deuda financiera y deuda comercial. La compañía prácticamente no valía nada. Renegociamos la deuda comercial, ya se había renegociado la ON, y empezamos a trabajar sobre el convencional.
Pero la idea era que esto fuera una plataforma para empezar a trabajar sobre una visión: explorar el borde de Vaca Muerta.
Todos sabemos que la zona central de Vaca Muerta es muy productiva. Todos los que hoy trabajan conmigo participaron en los proyectos más importantes de Vaca Muerta, tanto en YPF como en Tecpetrol. El desafío ahora es ver hasta dónde se corrió ese límite.
A mí me tocó manejar la compañía más grande de Argentina. Fue el punto más alto de mi carrera profesional. Reemplazar eso no es sencillo. Tenía que hacerlo con algo que tuviera un nivel de desafío, tal vez no del tamaño de YPF, pero sí de una gran complejidad.
Y esto lo tenía: una compañía en condiciones difíciles, con potencial no convencional.
P: ¿Cuál es el objetivo de Tango?
Iuliano: La compañía tiene que pagar una deuda. Para eso tiene que crecer y generar EBITDA. Y la única manera de crecer hoy, más allá de algunas cosas que se pueden hacer en convencional, es con el no convencional. El convencional no te da la escala.
Lo que teníamos era Vaca Muerta, pero Vista se había reservado esos derechos. No eran de Aconcagua ni de Tango. Entonces negociamos con Vista y logramos que nos cediera el 50% de ese acreage.
Esa negociación todavía está en proceso. Una de las condiciones precedentes era que Tango obtuviera la concesión de explotación no convencional para poder empezar a desarrollar Vaca Muerta.
Creemos que las áreas tienen muy buen potencial. Algunas están cerca de áreas que hoy producen. Otras tienen más riesgo porque están más al borde de cuenca. Pero ese es el desafío: probar que Vaca Muerta va más allá de lo que todos pensamos.
También creemos que es una oportunidad muy buena para Río Negro, que de alguna manera quedó relegada en la distribución que hizo la naturaleza. Esto puede generar empleo y valor en la provincia.
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P: ¿Cuánto tiene que sanear hoy Tango?
Iuliano: Hoy la necesidad financiera está en el orden de los 50 millones de dólares.
Reestructuramos toda la deuda, entonces el peso grande quedó más adelante. Eso nos permitió dos cosas: primero, patear vencimientos a tasas muy bajas, lo cual en términos financieros baja el valor presente de la deuda. Y segundo, nos da tiempo para generar caja.
Después, parte de esa deuda habrá que pagarla y parte habrá que rollearla, como hacen normalmente las compañías.
P: ¿Y cómo queda la conformación societaria de las áreas?
Iuliano: Vista y Trafigura son los actores centrales. El socio mayoritario controlante de la ex Aconcagua, hoy Tango Energía Argentina, es Tango S.A.U. Tango S.A.U. es una sociedad co-controlada por Vista, Trafigura y el management.
Tango Energía Argentina tiene las concesiones convencionales y va a tener las áreas que Vista cedió ahora. En Loma Guadalosa hay una UTE con Pan American Energy: PAE tiene el 65% y Tango Energía Argentina el 35%. Opera PAE.
Para las tres áreas no convencionales vamos a armar una UTE entre Tango S.A.U. y Vista, y la operadora será Tango Energía Argentina, es decir, la ex Aconcagua.
Tango Energía Argentina (TEA) no tiene derechos económicos sobre el no convencional. Lo que tiene es la operación. Va a perforar los pozos, operarlos, tratar la producción y vender el petróleo. Eso le genera ingresos para empezar a pagar la deuda.
P: Entonces, para ordenar: el convencional queda en Tango Energía Argentina, pero el no convencional queda en una UTE entre Vista y Tango S.A.U. Y la operadora es Tango Energía Argentina.
Iuliano: Exacto. En los bloques convencionales, la producción es de Tango Energía Argentina. Del petróleo convencional, el 80% queda para Tango y el 20% se entrega a Vista para pagar lo que se le debe. Antes ese porcentaje era 60/40. Ahora se reconfiguró. En Loma Guadalosa, Tango Energía Argentina tiene el 35% y PAE el 65%.
En las áreas no convencionales, Tango Energía Argentina no tenía derechos económicos. Entonces Tango S.A.U. le compró a Vista el 50%, se arma una UTE y esa UTE le da la operación a Tango Energía Argentina.
P: ¿Qué negocio tiene entonces la ex Aconcagua?
Iuliano: Antes tenía un negocio convencional donde se quedaba con el 60% de la producción. Hoy tiene un negocio convencional donde se queda con el 80%, más el Joint Venture con PAE en Loma Guadalosa, más la operación de los bloques no convencionales.
Con eso le damos flujo para que pueda pagar su deuda.
P: ¿Por qué Vista acepta ceder ese 50%?
Iuliano: Para Vista, probablemente esto tenga mucho más riesgo que el acreage que ya tiene en su core. Estos activos no estaban enfocados dentro de su portafolio. Nosotros le llevamos la posibilidad de adelantar una producción que Vista no tenía en sus libros.
P: ¿La operación incluye la posibilidad de emitir una ON o buscar algún socio?
Iuliano: Hoy Tango Energía Argentina no está en condiciones de tomar deuda. Muy probablemente busquemos alguien que quiera entrar con un porcentaje. Estamos empezando a buscar un banco que nos ayude con eso.
Las petroleras viven de explorar, desarrollar y hacer M&A. La lógica es: exploro, encuentro algo, lo desarrollo, llego al pico de producción y vendo para comprar algo con más riesgo y generar valor. Ese es el negocio de una compañía que sabe manejar riesgo. Nosotros estamos permanentemente analizando oportunidades de comprar, vender, operar o asociarnos.
El compromiso con la provincia tiene una fecha, pero si no hubiese pasado todo lo que pasó, probablemente hubiéramos seguido con la idea de perforar en el segundo semestre de 2027. Pero en este contexto, con Argentina y Vaca Muerta convertidas en sinónimo de seguridad energética, eso nos anima a ser más agresivos.
P: ¿El plan de negocio es generar valor y vender?
Iuliano: No. Nuestro plan de negocio no es vender. Nuestro plan es hacer eficiente los desarrollos. Es lo que sabemos hacer desde 2013 con Loma Campana, después con Fortín de Piedra y con otras áreas de YPF.
Nuestro objetivo es producir. Ahora, incorporar un socio que aporte capital puede funcionar. Para financiarte tenés básicamente dos caminos: emitir deuda o abrir equity. Y en no convencional, cuando arrancás, no tenés flujo de caja.
P ¿La experiencia de Phoenix en el borde de cuenca les abre camino?
Iuliano: Nosotros miramos permanentemente lo que hacen los demás. Pero Phoenix está en una zona más madura que la nuestra. Si lo mirás en el mapa puede parecer el mismo paralelo, pero Vaca Muerta no corre paralela a los paralelos. Ellos están más al sur y eso los ubica en una zona más madura. Nosotros estamos como 50 o 60 kilómetros más al oeste, aproximadamente.
P: ¿Cuál es el plan de desarrollo?
Iuliano: Nuestro objetivo es armar una compañía, o un grupo, operando 60.000 barriles diarios. Hoy casi 10.000 barriles vienen del convencional. Los otros 50.000 deberían venir del no convencional.
P: ¿Cuánto están produciendo hoy?
Iuliano: Aproximadamente 10.000 barriles diarios de convencional.
P ¿Y en qué plazo quieren sumar esos 50.000 barriles?
Iuliano: Estamos pensando a partir de 2030.
Después habrá que ver si entramos al RIGI, si eso permite acelerar. Por supuesto que vamos a analizar presentar algunos proyectos al RIGI.
P: ¿Cuál es la inversión estimada?
Iuliano: Para 2026 prácticamente no teníamos previsto nada, pero vamos a adelantar dos pozos, por alrededor de 30 y pico millones de dólares.
El plan piloto que presentamos a la provincia para las tres áreas, que es lo que está en el decreto, es de 66 millones de dólares.
Además tenemos inversiones en convencional. Estamos armando un plan de reactivación de casi 150 pozos, que nos deberían dar un 20% más de producción convencional durante este año. Eso implica alrededor de 20 millones de dólares.
P: ¿Cuántos equipos tienen hoy?
Iuliano: Tenemos cuatro equipos de workover y un equipo perforador. Además, junto con Tango, tenemos una compañía que se llama Go Services, que hace O&M, pulling y workover.
P: Si quieren perforar este año en no convencional, la ventana de fractura es bastante chica. ¿Ya tienen algo negociado?
Iuliano: Sí. Tenemos una ventana de equipo reservada para julio-agosto. Ahí vamos a perforar dos pozos. Para la campaña 2027 estamos analizando otras opciones.
No somos iniciados en esto. Tenemos experiencia desde los primeros pozos de Loma Campana. Participamos en proyectos como Fortín de Piedra, Bandurria, La Amarga Chica, Vaca Muerta Sur, Vaca Muerta Norte y otros desarrollos. Sabemos qué hay que hacer.
P: ¿No tienen problemas con superficiarios, comunidades o sindicatos?
Iuliano: Problemas siempre hay. La diferencia está en la capacidad para gestionarlos.
Nosotros somos una de las pocas compañías que tiene la gerencia en la zona. No solo acá, sino cerca de donde se produce el petróleo, donde está el trabajo y donde se resuelven los problemas.
Eso para nosotros es un valor muy importante. Vivimos acá. No vivimos en Nordelta. Somos vecinos de los superficiarios. Entonces la relación con ellos es muy importante.
Con el sindicato también trabajamos hace 30 años. Río Negro tiene una situación particular, pero para mí lo importante es cómo te relacionás.
P: Dijiste dos pozos este año por unos 33 millones de dólares. ¿No es alto?
Iuliano: No. El plan total es de 66 millones. Este año vamos a adelantar dos pozos por unos 33 millones.
Hay que diferenciar. Una cosa es un pozo de deriskeo, donde tomás corona, hacés estudios y analizás la roca. Otra cosa es la fase de desarrollo. Para la fase de desarrollo tenemos planificado un costo de alrededor de 12 millones de dólares por pozo.
Cada escalón de mejora de costos tiene asignado un proyecto y un responsable.
P: ¿Tener servicios integrados les baja costos?
Iuliano: Nosotros no tenemos integrados todos los servicios. Ese modelo de compañía integrada sirve más para convencional. Nos encontramos con una compañía que hacía todo adentro, desde transporte de personal hasta perforación. Decidimos qué cosas agregaban valor y cuáles no.
El pulling, el mantenimiento, la operación y el workover agregan valor. El transporte de personal, por ejemplo, lo vamos a contratar. También porque necesitamos mantener un equilibrio con las pymes de Catriel y de la zona. No tiene sentido quedarnos con todos los contratos.
Nuestro core business es producir petróleo. Seguramente hay empresas que pueden hacer mejor otras tareas y es lógico que tengan su renta por eso.
P: ¿Cuándo incorporan equipos para el no convencional?
Iuliano: Tenemos reservada una ventana de equipo para julio-agosto. Ahí vamos a perforar dos pozos. Después, para la campaña 2027, estamos analizando otras opciones.
