La obra demanda una inversión de 400 millones de dólares, tiene 207 km de extensión y una capacidad de 200.000 barriles. La empresa la tendrá lista por completo en febrero del año próximo, según el CEO.
Hösel aclaró que la compañía ya trabaja en la siguiente etapa. Si Oldelval repotencia la estación de bombeo, sumará otros 100.000 barriles. Aun así, el directivo advirtió: “Hoy estamos viendo que eso tampoco va a alcanzar”. Por eso, la empresa tiene “medio en carpeta” otro Duplicar Norte y, tal vez, un nuevo ducto.
Allen, el punto de convergencia
Todos los ductos del norte convergen en Allen, el gran hub donde arranca VMOS y donde está el ducto principal de Oldelval. Hösel explicó que, con VMOS en operación, la capacidad de evacuación al Atlántico desde Allen será de 550.000 barriles por un lado y de 700.000 por otro. Sumarán 1.250.000 barriles.
“Para eso te tiene que llegar esa cantidad de crudo a Allen”, planteó. Según el CEO, la rama de Centenario, el ducto original de Puesto Hernández a Allen, y los ductos de Shell y otras operadoras que llegan a Allen todavía no alcanzan esa cifra.
Capacidad vendida antes de construir
Consultado sobre si le conviene ampliar más, el ejecutivo explicó cómo nace cada proyecto. Los clientes piden capacidad, la empresa evalúa el volumen mínimo que justifica la obra y define el siguiente paso. “Todos los proyectos que nosotros construimos, antes de construirlos, está todo vendido”, afirmó.
Hösel precisó que el pedido no llega desde VMOS, sino desde los clientes. Además, señaló que se suman las cargas de los desarrollos del lado de Río Negro, como el de Pan American, que “seguramente van a cargar en estos próximos proyectos de la zona norte”. Sobre el nivel de actividad, resumió: “Por suerte seguimos a pleno”.
Escenario 2030-2035
Con VMOS en servicio el año próximo, Duplicar Norte terminado y alguna expansión adicional, la cuenca tendrá una capacidad de evacuación total de unos 1.500.000 barriles, “para hacer cifras redondas”. Hoy la cuenca produce 750.000 barriles, por lo que, según Hösel, puede duplicarse y contar con salida para el crudo.
El CEO estima que la cuenca crece entre 150.000 y 180.000 barriles por año, “depende”, y proyecta alcanzar el millón y medio de barriles probablemente en 2030-2031. En ductos, afirmó, no ve mayor necesidad que la que describió.
El precio, en segundo plano
Hösel reconoció que el precio marcará la velocidad del desarrollo, pero planteó que las obras se diseñaron con escenarios más moderados. “Las obras que estamos haciendo no se pensaron con un crudo a 90; se pensaron con crudos a 70, a 65”, sostuvo. Y agregó: “Yo quiero creer que la cuenca va a seguir creciendo a pesar de que el crudo no esté siempre en 90”.
Con todo, valoró el contexto actual: “El crudo a 90 o 100 hoy ayuda muchísimo, porque es el momento en que se están haciendo todas las grandes obras de infraestructura”. Son obras, recordó, “que hacés para 20, 25 años”.
Sobre el potencial de la roca, el ejecutivo aclaró que no es “el más indicado” para opinar, aunque dijo que “parecería que tiene mucho más potencial que 1.500.000”. Duplicar la producción actual, advirtió, es un desafío que exige rutas y otra infraestructura de acompañamiento. Y marcó la diferencia con el convencional: no es perforar un pozo y dejar que produzca por 8 años, sino “perforar un pozo y seguir perforando”.
Banco de calidad: más equidad entre clientes
Hösel también explicó el nuevo banco de calidad. Dijo que no cambió la operación, pero sí la equidad entre clientes. Antes, el sistema premiaba el API alto y castigaba el API bajo: quien entregaba 1 m³ de API alto recibía un poco más, y quien entregaba 1 m³ de API bajo recibía un poco menos.
Oldelval compró cromatógrafos para medir el crudo de cada cliente y estimar su valor comercial. “El API alto no es el que mayor valor comercial tiene en el mundo; hay muchos otros factores”, explicó. Como todo el crudo se mezcla, la compañía devuelve a cada cliente un volumen con equivalencia comercial. “Así hacemos algo más justo para los clientes”, concluyó.
