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Vaca Muerta: Oldelval ampliará aún más el ducto y todas las empresas quedaron conformes
Oldelval anunció que hará las obras para aumentar la capacidad 15.000 m3/d más (94.347 barriles) sobre los 36.000 m3/d ya anunciados, por lo cual, la capacidad de transporte total del ducto llegará a 86.000 m3/d (540.923 barriles) para 2025
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LA NACIONSofía Diamante
La gran producción petrolera de Vaca Muerta obligó a la empresa Oldelval, a cargo de la concesión del ducto que transporta el petróleo a Buenos Aires, a revisar sus planes de inversión. Esta semana informó que aumentará sus desembolsos de los US$750 millones iniciales a US$1080 millones, ya que se ampliará la capacidad de transporte del ducto más de lo proyectado originalmente.
La empresa había anunciado una ampliación de la capacidad de transporte de los actuales 36.000 metros cúbicos por día (m3/d) a 72.000 en un plazo aproximado de dos años. Es decir, de 226.000 barriles diarios a 452.000. Sin embargo, cuando licitó el cupo de transporte, las empresas productoras presentaron ofertas por un total de 130.000 m3/d (817.675 barriles), cuatro veces más de la capacidad nueva disponible.
Por lo tanto, Oldelval anunció que hará las obras para aumentar la capacidad 15.000 m3/d más (94.347 barriles) sobre los 36.000 m3/d ya anunciados, por lo cual, la capacidad de transporte total del ducto llegará a 86.000 m3/d (540.923 barriles) para 2025. Por caso, la Argentina hoy produce 610.200 barriles diarios en todo el país, incluyendo la producción de Santa Cruz y Chubut.
“Cuando vimos que los 36.000 m3 quedaron cortos, buscamos la forma de ver cómo ampliar la capacidad. Entonces decimos repotenciar las ocho estaciones de bombeo que tiene el ducto a lo largo de los 525 kilómetros. Originalmente, íbamos a repotenciar cuatro”, explicó Ricardo Hosel, CEO de Oldelval a LA NACION.
La decisión se tomó el lunes pasado en la extensa reunión de directorio de casi 10 horas que tuvo la compañía. La composición accionaria de Oldelval está conformada por YPF (37%), ExxonMobil (21%), Chevron (14,5%), Pan American Energy (11,9%), Pluspetrol (11,9%), Tecpetrol (2,1%) y Pampa Energía (2,1%).
En dicha reunión se llegó también a una solución para el reparto del cupo de capacidad del ducto, que había sido un punto de conflicto la semana pasada, luego de que la petrolera estadounidense Chevron sorprendiera al resto al ofertar por el total de la ampliación.
“Teníamos que ver cómo dejar conformes a todos. Hubo mucho cuestionamiento por lo que solicitó Chevron, aunque ellos cumplieron con las reglas del pliego, pero jugaron fuerte. Nos juntamos especialmente con ellos y decidieron no subirse al reparto de la prorrata de los 14.000 m3/d adicionales, a la que hubieran tenido derecho de aplicar. Además, de los 9900 m3/d netos que les hubiera correspondido originalmente, cedieron 4000 m3″, explicó Hosel.
De esta manera, indicó el director de la compañía, a cada productora le corresponderá el 50% de lo que había ofertado, mucho más alto que el 27% que les hubiera correspondido, si Chevron no cedía parte de su oferta y si no se ampliaba aún más el ducto. “Es una muy buena noticia para el mercado. El miércoles hicimos una reunión con todos los clientes y les contamos de la asignación de la capacidad”, dijo Hosel.
En una de las empresas productoras dijeron en reserva que ya “a fines de la semana pasada, había empezado a darse un consenso y a arreglarse la situación. La reunión del lunes fue positiva porque se llegó a una solución de forma consensuada. La licitación sigue adelante”, señalaron en referencia a una preocupación que había en la industria de que se suspendiera la licitación por la asignación de cupos.
La mayor inversión necesaria no solo se explica por la ampliación de la capacidad del ducto, sino porque los costos son más elevados de lo que originalmente habían estimado. “Tenemos una especie de inflación en dólares, los salarios aumentan más que el dólar oficial. Y además, hay muchos proyectos en la Argentina, como el gasoducto Néstor Kirchner o ducto Vaca Muerta Norte. Eso hace que haya un enorme aumento de demanda y la oferta no se acomoda tan rápido, por lo cual, los costos están siendo más altos. Los proveedores, por caso, salen a buscar soldadores por el mundo. Ese es otro factor que afecta los costos”, explicó Hosel.
Exportación de petróleo a Chile
Mientras se trabaja en la ampliación del ducto de Vaca Muerta a Buenos Aires, las empresas también están a la espera de que se termine de acondicionar el oleoducto Trasandino (Otasa) a Chile, que se encuentra inactivo desde 2006.
“Las obras implicaron repotenciar la estación de bombeo Crucero Catriel para empezar a bombear al revés y ampliar la capacidad. Hoy, todo nuestro flujo va del Pacífico al Atlántico”, dice Hosel.
El proyecto de Oldelval es que para fines de febrero o comienzo de marzo estén las obras listas para empezar a exportarle petróleo a Chile. “Los tiempos de la parte chilena no los conozco, pero si ellos, a principios de marzo estaríamos listo para volver a exportar petróleo a Chile. La capacidad del ducto es de 16.000 m3/d (100.000 barriles). Lo que estimamos que se estará exportando a partir de marzo son unos 6000 m3/d. (38.000 barriles)”, concluyó Hosel.
El ducto Otasa está a cargo de YPF, Chevron y la empresa estatal chilena Enap, donde las tres tienen un 33% de participación accionaria. Si bien los planes de YPF son exportar petróleo (que hasta ahora no lo hace), el objetivo principal es ser autosuficiente a mediados del año próximo. Al momento, para abastecer sus tres refinerías debe comprar petróleo a terceros.
