La "lengua" de Vaca Muerta
TanGo Energy Argentina consiguió quien financie el capital para explorar el shale de Payún Oeste.
La asamblea general extraordinaria de accionistas aprobó este viernes el marco contractual por el cual la operadora cede a Unconventional Resources S.A. (URSA) determinados derechos económicos sobre los hidrocarburos no convencionales del área, en el departamento mendocino de Malargüe.
Según el hecho relevante presentado ante la Comisión Nacional de Valores, las actividades del segmento serán "financiadas íntegramente por URSA", sin obligaciones de financiamiento ni de repago para la emisora.
La operadora aísla así el riesgo financiero del shale y retiene todo lo demás.
El acuerdo le deja la totalidad de los derechos e intereses del desarrollo convencional, la conducción de las operaciones con una retribución a condiciones de mercado y una participación económica en el eventual desarrollo no convencional. La titularidad regulatoria de la concesión tampoco se mueve: TanGo sigue como concesionaria y como operadora.
URSA es el vehículo que constituyeron en junio las sociedades que co-controlan a TanGo Energy, Vista y Trafigura.
Es el mismo esquema que se aplicó sobre los tres bloques rionegrinos en julio, cuando la sociedad recibió el 50% de los derechos económicos no convencionales de Charco del Palenque, Jarilla Quemada y Entre Lomas. Payún Oeste es el primer activo que le entra por fuera de Río Negro.
El punto de partida del área
Payún Oeste llegó al grupo con la compra de la ex Petrolera Aconcagua Energía y está sobre la lengua mendocina de Vaca Muerta, la prolongación de la formación hacia el sur de la provincia.
La declaración jurada del Capítulo IV que las operadoras presentan ante la Secretaría de Energía registra 13 pozos en el bloque. Uno de ellos, perforado por YPF, está terminado sobre Vaca Muerta y clasificado como yacimiento no convencional. Es una ventaja de partida que pocos bloques del borde de cuenca tienen: la roca ya fue alcanzada con el trépano y hay información de pozo disponible antes de mover un equipo.
TanGo heredó el bloque de una licitación provincial de 2024 con un compromiso de u$s 8 millones a diez años, de los cuales u$s 7 millones corren en los primeros cinco, para reactivar pozos inactivos, hacer estudios geológicos, perforar uno nuevo, montar instalaciones de superficie y sanear pasivos ambientales. Ese programa alcanza para el convencional. El shale mendocino pide otro orden de magnitud: el plan piloto que la operadora comprometió en Río Negro son cuatro pozos y u$s 66 millones. Ese salto ahora lo paga alguien más.
El expediente que viene
La concesión que Mendoza adjudicó el 21 de noviembre de 2024 es de explotación convencional, por 25 años, prorrogables por diez, con una regalía fija de 12%. Para producir shale hace falta un título distinto: una concesión de explotación no convencional, que el artículo 27 bis de la Ley 17.319 permite obtener por subdivisión y reconversión del área, siempre que la solicitud se funde en un plan piloto. La autoridad de aplicación provincial resuelve en 60 días y la concesión resultante corre 35 años desde la fecha del pedido.
El régimen tiene fecha de cierre: el 31 de diciembre de 2028. Vencido ese plazo, no se admiten más solicitudes de reconversión. La cesión aprobada le compra a TanGo las dos cosas que necesita para llegar a tiempo: capital y libertad de balance para financiar el trabajo exploratorio que sostenga el piloto. Es el camino que la operadora ya recorrió en Río Negro, donde llegó a las tres concesiones no convencionales por esa misma vía.
El propio hecho relevante aclara que la aprobación "no implica la aprobación de un programa definitivo de desarrollo" y deja todo sujeto a las decisiones corporativas, regulatorias y comerciales de cada etapa. El próximo hito verificable es la presentación del plan piloto ante la Dirección de Hidrocarburos de Mendoza.