Si hay un puesto deseado en el mundo corporativo es el de CEO de YPF. Se trata de la mayor empresa del país, con interacción con cientos de otras compañías y un rol estratégico en el desarrollo energético del país.
Pablo Iuliano presentó el curriculum en la petrolera “casi sin entusiasmo”. “No era la industria que imaginaba para mí, pero terminé trabajando por 30 años”. Lejos de alejarse del sector, se convirtió en un referente, formó su propia petrolera (TanGo Energy) y está en pleno proceso de expansión, respaldado por otras dos petroleras (Vista y Trafigura), mientras evalúa un RIGI.
“Pasé todas las etapas de YPF. Ingresé cuando era Sociedad Anónima. Después viví la compra de parte del paquete accionario por parte de Repsol, la incorporación del grupo Eskenazi, y finalmente, la nacionalización”, reflexiona.
¿La otra carrera por la que Iuliano casi se corre del mundo petrolero? “Me había ganado una beca en el Instituto Balseiro (famosa por su ingeniería nuclear), pero no pude hacerla”, cuenta.
“El Cronista” lo entrevistó para hablar de su carrera, la creación de la petrolera propia, las próximas inversiones y su visión sobre la política energética.
- ¿Cómo fue su carrera en YPF?
Empecé como junior en el campo, operando pozos. Eso me permitió conocer el trabajo desde la base. Después fui supervisor de producción, jefe de módulo —es un grupo pozos con sus instalaciones asociadas—, gerente y responsable de sectores de construcción de obras. También tuve a cargo una planta que procesaba cerca de diez millones de metros cúbicos de gas por día.Fui gerente de Operaciones durante cuatro años, entre 2008 y 2012, con actividad en Santa Cruz.
-¿Cambió con la nacionalización?
Con la nacionalización, volví a Neuquén y estuve un tiempo en El Portón, un yacimiento que ya conocía. Luego me seleccionaron para conducir un nuevo negocio que se estaba creando: el no convencional en Vaca Muerta, durante la gestión de Miguel Galuccio.
-¿Qué rol cumplió allí?
Armamos la primera gerencia de negocios no convencionales de YPF. Después fui el primer gerente general de Loma Campana, el proyecto asociado con Chevron. Había pozos exploratorios anteriores, pero el primer desarrollo masivo y los primeros pozos de Loma Campana se hicieron con ese equipo.
-¿Qué tan incierto era Vaca Muerta en ese momento?
Había muchísimas dudas. Era un concepto aplicado casi exclusivamente en Estados Unidos y no se sabía si iba a funcionar acá. Costó muchísimo: tuvimos que crear herramientas y maneras distintas de hacer las cosas. Miguel decía que, en esa época, Vaca Muerta era “para creyentes”, y realmente era así.
“Al principio, había muchísimas dudas con Vaca Muerta. Era solo para creyentes”
-¿Hasta cuándo estuvo en ese proyecto?
Hasta 2017. Para entonces el desarrollo estaba consolidado y era el proyecto no convencional más grande de la Argentina.
-¿Allí se pasó a Tecpetrol?
Tecpetrol anunció Fortín de Piedra, un gran proyecto de gas. Yo había participado del primer gran desarrollo de petróleo en Vaca Muerta y me interesaba hacer también el de gas. Buscaban una persona con seniority y experiencia específica en no convencionales. Trabajé allí entre 2017 y 2020, junto con Horacio Marín. Armamos el proyecto de gas que, por escala y velocidad, fue uno de los más exitosos de la Argentina. Llegamos a tener siete equipos de perforación y a producir alrededor de 20 millones de metros cúbicos diarios, una porción muy relevante del consumo del país.
-¿Por qué vuelve a YPF en 2020?
Antes de la pandemia me llamó Sergio Affronti (CEO de YPF). YPF venía con problemas en no convencionales y me ofrecieron regresar como vicepresidente del área. En Tecpetrol el proyecto ya estaba construido y no veía un desafío equivalente hacia adelante.
-¿Qué resultados consiguieron en esa etapa?
Mejoramos los indicadores y la economicidad de los proyectos. Llegamos a costos de desarrollo del orden de ocho o nueve dólares por barril y costos operativos de alrededor de cuatro y medio a cinco dólares por barril. Eran números competitivos a nivel mundial y los socios estaban muy satisfechos.
-¿Cómo llegó a ser CEO?
En 2022 Sergio se fue y me ofrecieron conducir la compañía. No era una posición que yo hubiera buscado como meta personal. Mi perfil siempre fue más operativo y la función de CEO de YPF exige una relación intensa con la política. Pero cuando la oportunidad está sobre la mesa, la decisión se ve de otra manera, y acepté.
-¿En qué situación estaba YPF cuando asumió y cómo evolucionó?
Cuando tomé mayores responsabilidades, la acción estaba en niveles muy bajos, cerca de dos dólares. Durante la gestión hubo una recuperación importante y, al momento de mi salida, cotizaba alrededor de u$s 15/u$s 16.
¿Por qué no continuó después del cambio de gobierno?
En YPF, históricamente, cuando cambia el gobierno suelen cambiar tanto la presidencia como la conducción ejecutiva. Conversé con la nueva gestión y comprobamos que teníamos ideas distintas sobre la dirección de la compañía. No había un buen encaje y entendí que lo mejor era dar un paso al costado.
“En YPF, históricamente, cuando cambia el gobierno suelen cambiar tanto la presidencia como la conducción ejecutiva”
- ¿Qué hizo después de salir de YPF?
Me tomé aproximadamente un año sabático. Hice algunas cosas, pero sobre todo pensé qué quería hacer. Venía de una posición que demandaba una entrega total y necesitaba bajar el ritmo.
-¿Cómo nació TanGo Energy?
Empecé a armar una compañía con el objetivo de entrar en algún área no convencional, inicialmente con un socio y capital externo. Yo tenía el know-how, un equipo con el que había trabajado en Tecpetrol e YPF, y la convicción de que todavía había mucho por desarrollar.
- ¿Cómo apareció Aconcagua?
Aconcagua era una compañía que no había quebrado técnicamente, pero estaba muy endeudada y había incumplido compromisos. Tango, fondeada por Vista y Trafigura, aprovechó la oportunidad y tomó el control.
-¿Cuál fue el primer objetivo?
Había cerca de 7000 barriles diarios de producción convencional. Primero había que ordenar la empresa, recuperar el mantenimiento, normalizar pagos, mejorar la operación y volverla rentable. También migramos la gerencia a Neuquén, porque no tenía sentido mantener una estructura central alejada de los activos.
-¿Desde cuándo conduce la compañía?
El takeover operativo se hizo en octubre de 2025. Luego, en mayo de 2026, se completó la salida de los accionistas anteriores, que conservaban una participación minoritaria.
-¿Qué papel tuvieron Vista y Trafigura?
Respaldaron la capitalización de TanGo y aportaron capital de trabajo para que la empresa pudiera volver a funcionar y encarar el crecimiento.
-¿Por qué crearon URSA, una nueva sociedad que tiene los mismos accionistas de TanGo, pero no es TanGo?
Unconventional Resources S.A. (URSA) es un vehículo separado de Aconcagua y de TanGo Energy. Permite aislar el negocio no convencional de una empresa que tiene deuda y, además, contar con una estructura limpia para presentar un proyecto al RIGI.
-¿Cómo se distribuyen los activos?
-TanGo Energy conserva el negocio convencional y presta servicios operativos. URSA será titular de las concesiones no convencionales. Los accionistas económicos son los mismos: Vista, Trafigura y el management.
-¿Cómo se resolvieron los derechos de Vista?
-Vista tenía derechos económicos sobre el no convencional de ciertos activos que había vendido en su parte convencional. Tango compró esos derechos para incorporarlos al vehículo de URSA.
-¿Cuál es la lógica del modelo?
La producción convencional genera barriles y caja para sostener la compañía. El vector de crecimiento es el no convencional.
-¿Qué activos no convencionales tienen?
Obtuvimos tres concesiones de explotación no convencional en Río Negro. Además, trabajamos en una o dos áreas en Neuquén, según cómo se dividan, y contamos con un bloque más exploratorio de Vaca Muerta Mendoza, llamada Payún Oeste, con algo de producción convencional y potencial no convencional.
-¿Cuál es la meta de producción e inversión?
La visualización inicial apunta a producir entre 50.000 y 60.000 barriles diarios en cuatro años, con una inversión total estimada en torno a u$s 3000 millones. El monto definitivo todavía está en elaboración y podría ser algo menor, y vamos a aplicar al RIGI.
-¿Cómo se financiaría?
Con una combinación de equity y deuda. Hay apetito por proyectos energéticos en la Argentina y eso permite pensar en costos de financiación razonables.
“Hay apetito por proyectos energéticos en Argentina”
-¿Participó de YPF cuando comenzó a pensarse el VMOS?
Empezamos a trabajar conceptualmente en Vaca Muerta Oil Sur alrededor de 2021, cuando yo era vicepresidente de no convencionales. Se hizo la ingeniería y se trabajó mucho con la provincia de Río Negro para definir la ubicación de la terminal de exportación. La gestión siguiente tomó proyectos como VMOS y otros desarrollos de infraestructura, les dio su impronta y los continuó. Eso es positivo: los proyectos trascendieron a las personas.
-¿Por qué dice que en Vaca Muerta siempre se quedaron cortos?
Porque la productividad superó las previsiones. El primer oleoducto quedó chico, la primera planta quedó chica y en gas una planta diseñada para diecisiete millones de metros cúbicos terminó produciendo veinte. Muchas veces el recurso dio más de lo que habíamos proyectado.
-¿Qué resuelve VMOS?
Elimina el principal cuello de botella para evacuar petróleo y le da previsibilidad al inversor. La primera pregunta de cualquier compañía que evalúa invertir es cómo va a sacar el crudo. Con esta infraestructura, esa duda se reduce de forma sustancial.
-¿El crecimiento está pensado principalmente para exportar?
Sí. El mercado doméstico está prácticamente cubierto. La oportunidad es pensar a la Argentina como un hub exportador de energía y tomar como referencia la paridad de exportación del petróleo.
-¿Qué oportunidades ves más allá de exportar crudo y gas?
Hay que industrializar la energía. Un ejemplo claro es la urea. Brasil, Uruguay, Paraguay y Argentina importan una enorme cantidad, mientras la producción regional es mucho menor. Tenemos gas competitivo y podríamos convertirlo en fertilizantes, multiplicando su valor y vinculando energía con agro y alimentos.
-¿También hay una oportunidad petroquímica?
Sí. Brasil tiene mucha petroquímica basada en crackers de nafta, que generan más subproductos y suelen ser más costosos. Podría existir una oportunidad para desarrollar cracking basado en gas o etano argentino. No es mi especialidad, pero merece ser estudiado.
-¿Alcanza con los proyectos de GNL?
Vaca Muerta tiene un recurso gasífero enorme. Incluso con los proyectos de GNL previstos, puede quedar gas disponible. Por eso hay que pensar en usos adicionales e industrialización.
-¿Cómo evalúa la política energética actual?
Lo hecho es positivo, pero mi impresión es que todavía se queda corto. El RIGI es importante porque acelera inversiones. Sin un incentivo adicional no es evidente que el parque de equipos y la actividad crezcan al ritmo necesario.
-¿Qué faltaría para completar la estrategia?
Concretar los proyectos de exportación de GNL y, al mismo tiempo, pensar más allá de producir petróleo y gas: petroquímica, fertilizantes, tecnología y alimentos. Energía y alimentos son dos necesidades centrales del mundo.
-¿Cree que la política hacia Vaca Muerta puede trascender gobiernos?
Desde el inicio del desarrollo, gobiernos de distintos signos tuvieron interés en que Vaca Muerta funcionara. Es una fuente adicional de exportaciones y divisas. Puede haber diferencias de apertura, impuestos o regulación, pero racionalmente cualquier gobierno debería preservar el desarrollo.
-¿Existe una ventana de oportunidad limitada?
Sí. El petróleo seguirá siendo relevante durante muchos años, pero los autos eléctricos ya son una realidad y la transición avanza. Por eso hay que aprovechar el recurso mientras conserve máximo valor.
-¿Qué tema no está suficientemente discutido?
La gente: capacitación, formación y conexión entre educación e industria. Con trabajadores más calificados se puede ser más eficiente, reducir accidentes y producir mejor y más barato.
-¿Qué debería hacer el Estado?
No necesariamente decidir qué tiene que hacer cada empresa, pero sí ayudar a ordenar reglas y vincular la educación secundaria, técnica y universitaria con la realidad de Vaca Muerta. Hoy hay esfuerzos privados, pero no veo una estrategia orgánica.
“Hay que cuidar el apetito de los gobiernos provinciales por capturar cada vez más renta”
-¿Faltan técnicos e ingenieros especializados?
Sí. No parece haber muchos más técnicos en petróleo, especialistas en explotación no convencional o ingenieros petroleros que antes. Hay margen para una articulación mucho mejor entre Estado, universidades y sector privado.
-¿La Argentina puede desarrollar tecnología propia?
Tiene capacidades. Es un país que construye reactores nucleares experimentales y forma parte de un grupo muy reducido con conocimiento nuclear avanzado. Dependemos demasiado de tecnología generada en Estados Unidos para perforar y producir no convencionales. Desarrollar soluciones locales generaría conocimiento y permitiría salir parcialmente del rol de simple productor de materias primas.
-¿Qué riesgos regulatorios ve?
Es fundamental mantener condiciones estables. También hay que cuidar el apetito de los gobiernos provinciales por capturar cada vez más renta. Mientras el crudo y la productividad acompañan, el sistema lo tolera; si el precio bajara hacia cincuenta dólares, la presión sería mucho mayor.
