Midstream en Vaca Muerta
El oleoducto Duplicar Norte aún no comenzó a transportar un barril y Oldelval ya está decidiendo qué viene después.
Ricardo Hösel, CEO de la compañía que mueve más del 80% del crudo de la Cuenca Neuquina, lo confirmó a Shale24 con precisión: "Nosotros estamos estudiando un segundo ducto o repotenciar la estación de bombeo Medanito. Esas son las dos alternativas. Pueden ser las dos también".
Los plazos no son generosos en tiempo. "Eso deberíamos definirlo para fin de año, principio del año que viene. Deberíamos tenerlo definido", dijo Hösel. Y puso la condición que ordena cualquier inversión en midstream: "Obviamente va a depender del volumen que nuestros clientes nos estén solicitando, y de ver cuál es el proyecto que mejor se ajusta a ese volumen".
Las dos opciones no son equivalentes. Un segundo ducto suma un caño nuevo, con la inversión y los plazos de una obra de cientos de kilómetros. Repotenciar una estación de bombeo empuja más crudo por la cañería existente, con menos acero y menos tiempo, pero con un techo físico más bajo. Que Oldelval no descarte hacer las dos dice algo sobre el volumen que imagina y la velocidad de la rampa productiva que circula en el imaginario de la industria.
En relación a esto, Hösel ya había abierto la puerta un día antes, en el Oil&Gas Tech Forum que organizó la AHK Argentina y del que Shale24 fue media partner. Allí habló primero de la obra en curso: "Estamos en esta obra de Duplicar Norte, que hoy ya está al 60% de avance y que va a agregar unos 200.000 barriles de capacidad". Y enseguida agregó que la empresa ya estaba "estudiando la posibilidad de hacer otro ducto paralelo a este, en esa misma zona, por el crecimiento que estamos viendo de acá a los próximos años".
La consulta posterior de Shale24 completó el cuadro: el ducto paralelo es una de las dos opciones sobre la mesa, la otra es la estación Medanito, y la definición tiene fecha.
Un caño de Oldelval para el norte de Vaca Muerta: el comienzo
La apuesta de fondo es geográfica. "Nosotros creemos, o estamos seguros, de que el próximo salto de crecimiento de la cuenca se va a dar en el norte de Vaca Muerta, cerca de la zona de Rincón de los Sauces", dijo Hösel.
Duplicar Norte es la primera respuesta a esa apuesta. Es un oleoducto de 207 kilómetros y 24 pulgadas que une la estación de Puesto Hernández, en el norte neuquino, con la cabecera de bombeo de Allen, en Río Negro, donde el crudo empalma con el troncal hacia Puerto Rosales y con el arranque de VMOS hacia Punta Colorada. Hösel le puso un número redondo a la inversión, "unos u$s 400 millones", y la obra la construye Techint, como Shale24 anticipó en enero.
El proyecto nació con la capacidad vendida de antemano. En julio de 2025 Oldelval firmó contratos ship or pay con Chevron, Tecpetrol, Pluspetrol y Gas y Petróleo del Neuquén, el esquema en el que el cargador paga la capacidad reservada la use o no. Dos de esos cargadores ya consiguieron el RIGI para desarrollos en el norte de la formación: Tecpetrol con Los Toldos II Este, donde se comprometió a 380 pozos hasta 2054, y Pluspetrol con Bajo del Choique, por u$s 12.400 millones.
Esos planes son, en los hechos, la demanda que Hösel espera escuchar antes de decidir. Si se cumplen, los 200.000 barriles de Duplicar Norte quedan cortos antes de que termine la década.
Por qué los caños tienen que crecer en paralelo
La urgencia se explica con una cuenta que cualquier transportista de la cuenca tiene en la cabeza. Hösel repasó en el foro la historia reciente con dos cifras: en 2021 la Cuenca Neuquina producía 250.000 barriles diarios; hoy, 750.000. La producción se triplicó en cinco años, y lo que la frenó en cada tramo no fue la roca sino el caño.
En el medio estuvo Duplicar Plus, el ducto de 525 kilómetros y u$s 1.400 millones que Oldelval inauguró en marzo de 2025 y que sumó más de 300.000 barriles de capacidad. "Esa obra hoy ya está a plena capacidad", dijo Hösel. "O sea, hoy los ductos de Oldelval están nuevamente a plena capacidad". Para estirar el sistema hasta la llegada de VMOS, la compañía terminó hace poco una repotenciación del troncal.
El problema es de velocidades distintas. Según Hösel, cuando tiene dónde evacuar, la cuenca puede crecer entre 150.000 y 180.000 barriles diarios de producción cada año. Un oleoducto grande, en cambio, demanda dos o tres años entre la decisión de inversión y el primer barril. Con esos ritmos, cada ampliación se llena en menos tiempo del que llevó construirla: Duplicar Plus tardó poco más de un año en saturarse, y los 200.000 barriles diarios de Duplicar Norte equivalen a algo más de un año de crecimiento de la cuenca.
La consecuencia es que en Vaca Muerta los ductos ya no se hacen uno detrás de otro, sino superpuestos. La obra siguiente tiene que decidirse mientras la anterior todavía está en construcción, porque si se espera a que la primera se llene, la producción queda frenada durante todo el tiempo que tarda la segunda. "Cuando hubo capacidad de transporte, la cuenca enseguida pudo crecer a su máximo potencial", resumió Hösel. La definición sobre Medanito o el segundo ducto es esa lógica aplicada al norte, antes de que llegue el problema.
VMOS, la otra salida
La otra pieza del sistema es VMOS, el oleoducto con un troncal de 437 kilómetros que nace en Allen y termina en la terminal de exportación de Punta Colorada, en el Golfo San Matías, Río Negro. Tiene 550.000 barriles diarios de capacidad contratada y su puesta en marcha está prevista para principios de 2027. Es la obra que explica el salto en la capacidad de evacuación de la cuenca, y la que permitirá que Duplicar Norte tenga hacia dónde descargar el crudo del norte.
En el foro, Hösel también corrigió una cifra propia. En julio, en el Shale24-Santander Energy Summit, había fijado en más de 1,3 millones de barriles diarios la capacidad de evacuación que tendría la cuenca con las obras terminadas. Ahora la llevó a más de 1.400.000.
La cuenta parte de lo que hay hoy. "La Cuenca Neuquina, con las últimas obras que hicimos, tiene una capacidad de evacuación de 900.000 barriles: 700.000 hacia el Atlántico y 200.000 hacia el Pacífico y hacia la refinería de Luján de Cuyo", explicó. A eso se suman los 550.000 barriles diarios contratados en VMOS. Duplicar Norte, que según Hösel estará terminando hacia fin de año, no abre una nueva salida al mar, pero lleva el crudo del norte hasta Allen, la estación desde donde parten tanto el sistema de Oldelval como el propio VMOS.
Con ese techo, Hösel hizo el cálculo inverso. "Estimo que la cuenca, a ese ritmo de 150.000 o 180.000 barriles que puede crecer por año, hacia 2030 o 2031 tendrá satisfecha su capacidad de evacuación de crudo". Desde los 750.000 barriles actuales, son cuatro o cinco años de crecimiento a ese ritmo.
Cuando le tocó dar una mirada de negocio, Hösel cambió los barriles por divisas. "Vamos a llegar a ese millón y medio de barriles para 2030 o 2031", dijo. Recordó que en 2022 la Argentina tenía un déficit energético de u$s 5.000 millones y que este año terminará con un superávit de más de u$s 7.000 millones. "En dos años, más o menos, vamos a estar exportando u$s 10.000 millones solamente en crudo".