TGNO4 Transp. Gas del Norte

[Tecnicalpro]

AR$ 56,80
0% (AR$ 0,00)
Puntas de Compra
2000 x AR$ 56,500
326 x AR$ 56,250
2000 x AR$ 56,200
1889 x AR$ 56,000
3846 x AR$ 55,900
Puntas de Venta
AR$ 56,800 x 556
AR$ 56,900 x 16
AR$ 56,950 x 150
AR$ 57,000 x 3010
AR$ 57,200 x 450

Operados $283.892,30

[gustino61]

Si , exacto,lo que no entiendo es porque en esta época aumentan las importaciones desde Bolivia, se fueron de 4 a 12 m.

[Pocoyo]

Una expo más y damos vuelta el partido eh!

correcto, al día de hoy

TGN 45.0
TGS 45.1

[pablinio19]

Una expo más y damos vuelta el partido eh!

[Tecnicalpro]

Buenos días estimados !
Estamos exportando a full

[KennethDart]

Un éxito muchachos!

[Tecnicalpro]

Invertirán u$s 140 millones para almacenar gas en viejos pozos
Tecpetrol presentó el proyecto al gobierno de Río Negro para utilizar el área Agua Salada junto a YPF. En dos años estará en funcionamiento. Permitirá acopiar el fluido en los meses de baja demanda y extraerlo durante los inviernos.

Tecpetrol presentó un proyecto a la provincia de Río Negro para almacenar gas en un viejo pozo del yacimiento Agua Salada. Se trata del bloque A -Aguada de los Indios Sur- ubicado en el yacimiento que la firma del Grupo Techint produce junto con YPF, a unos 50 kilómetros de Catriel.

El innovador proyecto prevé una inversión de 140 millones de dólares y si mantiene los plazos estipulados podría ponerse en funcionamiento en 2020. Así lo confirmó Mariela Moya al frente del área de Control y Fiscalización de la Secretaria de Energía de Río Negro.

El proyecto tiene como finalidad almacenar gas en épocas de poca demanda y poder inyectarlo en la temporada invernal cuando hay mayor requerimiento del fluido. De esta manera se evita cerrar pozos ya que ante la falta de demanda la superproducción no se puede almacenar. Hay otras alternativas pero son muy costosas.

Antonio Soraci, geólogo y en el área de producción de la cartera de Energía detalló que muchas empresas deben “cerrar” pozos en épocas estivales y que este proyecto permitirá que la producción sea constante durante todo el año.

“El proyecto será en el yacimiento de Agua Salada que hoy tiene el 15% de la producción de gas de la provincia. Es un área muy grande, de más de 650 km². Tecpetrol encontró allí un reservorio que está depletado –próximo al agotamiento– y que tiene todas las condiciones para desarrollar el almacenamiento”, explicó Moya.

Soraci indicó que el pozo llegó a tener una “presión original de 300 kilos y actualmente tiene 70, es decir que hay una baja importante”, una diferencia que se requiere para poder inyectar el fluido a almacenar. En la actualidad la producción donde se almacenará el gas
–bloque A del yacimiento– tiene una producción de 29.000 metros cúbicos por mes.

El único antecedente positivo de un caso similar es en el yacimiento Diadema de Chubut, es el único en el país con buenos resultados pues en Mendoza hubo intentos fallidos. Las características del reservorio son claves para poder llevar adelante esta iniciativa, dado que el pozo tiene que tener baja presión y sin fugas, entre otras cualidades.

Este proyecto es atractivos por varias razones. Por un lado reutiliza viejos pozos que tienen un nivel de producción bajo, haciendo un impacto positivo en la cadena que compone el sector energético y generando nuevos puestos de trabajo. Desde Provincia estiman que se crearán 15 puestos de trabajo permanentes y unos 300 temporarios, mientras se tiende la infraestructura necesaria.

Según detalla el proyecto, Tecpetrol tiene previsto perforar 10 pozos productores y otros tres para monitoreo. Otro aspecto que lo hace atractivo es que el empalme con el gasoducto está a 8 kilómetros, una distancia muy corta.

La búsqueda de un yacimiento depletado para el almacenamiento fue encarada por un grupo conformado por Tecpetrol e YPF, y liderado por los del Grupo Techint, para poder eludir el cierre de pozos productores que desde hace un año se registra en los períodos templados. Entre los bloques en estudio se había analizado Los Bastos pero finalmente se optó por Agua Salada.

En números
2020
es el año en el que podría comenzar a utilizarse este primer desarrollo de acopio de la Cuenca Neuquina.
8 kms
de gasoducto deberán sumarse para conectar el nuevo desarrollo.
10 pozos
productores se perforarán para el desarrollo que contempla además la construcción de otros tres para su monitoreo.
Paso a paso, los principales beneficios
Innovador: Si bien se cuenta con el antecedente de Diadema, en Chubut, el desarrollo será una prueba piloto para almacenar la producción creciente de Vaca Muerta.
Rentabilidad: Se busca evitar los cierres forzosos de pozos productores en los meses de bajo consumo.
Reactivación: generará nuevos puestos laborales.

Corresponsalía Cipolletti

[Tecnicalpro]

Lapeña: “Techint actuó mientras otros se durmieron”
El presidente del Instituto Mosconi, Jorge Lapeña, se refirió a la participación del Grupo Techint en el Plan Gas.
Remarcó la necesidad de continuar con las compras de gas a Bolivia.

En los primeros meses del 2017 los precios internacionales del petróleo oscilaron por debajo de lo deseado, frenando el avance de la industria hidrocarburífera nacional. El golpe tuvo lugar en un momento que, tanto el sector como gobierno nacional que enfrentaba su segundo año de gestión, necesitaban que traccione.

Y para lograrlo, el entonces ministro de Energía, Juan José Aranguren, salió a la carga con la Resolución 46/2017 con el ambicioso objetivo de incentivar la producción no convencional de gas en la Cuenca Neuquina.

En este escenario, el Grupo Techint se encontró con un plan que se ajustaba a todos sus deseos y, 20 días después, el presidente Mauricio Macri se estrechó la mano con el CEO del grupo, Paolo Rocca, luego de que este le anunciara una inversión de 2.300 millones de dólares. Hoy Tecpetrol, el brazo petrolero del grupo, es el mayor productor de gas del país.

En dialogo con “Río Negro Energía”, el actual presidente del Instituto Mosconi y exsecretario de Energía durante el gobierno de Alfonsín, Jorge Lapeña, analizó el Plan Gas a más de un año y medio.

“Con la Resolución 46 el Estado avanzó con un subsidio focalizado para que las empresas desarrollen tecnología, métodos de organización industrial, etc. El Grupo Techint vio esa norma y la aprovechó. Esto termina en el 2021 y el aprendizaje que deja es que si los demás se durmieron y no vieron lo que vio el grupo, se durmieron”, opinó.

Además, aseguró que el grupo no es responsable de abarcar gran parte del presupuesto destinado por Nación para subsidiar el precio del gas, con su desarrollo en Fortín de Piedra. Y argumentó que la normativa “está más a la medida de la YPF de Galuccio, allá por el 2014, que de Techint. El grupo conociendo la eficiencia de sus propios recursos vio que en 2018 podían conseguir el millón de BTU a 7,50 dólares y no dudaron. No inventaron la normativa, la tomaron”, sostuvo Lapeña.

Lejos del autoabastecimiento

Según información del Enargas, durante noviembre Argentina recibió de Bolivia un 48% menos del gas que estaba estipulado por el contrato. Para la época considerada verano (octubre-abril) el monto es de 17 millones de metros cúbicos por día y el promedio de lo que inyectó el país durante el mes 11 fue 8,9 millones diarios.

Actualmente Argentina le adeuda a Bolivia unos 295 millones de dólares por los envíos de gas de junio, julio y agosto. Mientras que desde el país vecino quieren sostener el contrato actual hasta el 2026 y piensan en extenderlo, desde Nación buscan discutir el contrato para ampliar las compras durante el invierno y reducirlas en verano.

“El recorte de ventas es un error que no toma la historia energética y la geopolítica sudamericana. Bolivia no tiene otra opción más que exportar a Brasil y Argentina, y, además, el gas que se le compra es a muy bajo costo. Entiendo que el secretario Javier Iguacel no tiene que ver con esta decisión”, expresó Lapeña.

Por último, el titular del Instituto Mosconi aseveró que Argentina está lejos de autoabastecimiento gasífero y no va a prescindir de las importaciones bolivianas por mucho tiempo más. “Nuestro país importa el 25% del gas que consume. Según los datos del instituto que presido, en el último año móvil la oferta de gas creció 3,3% mientras que la demanda aumentó 2,5%, es decir que hemos acotado la diferencia 1%, a este nivel vamos a necesitar 25 años en cerrar la brecha”, analizó.

Y concluyó que “hay un contrato vigente que se debe respetar, lo único que hay que analizar es si Bolivia tiene las reservas para completar lo pactado”.

“Bolivia es nuestro proveedor de gas natural más económico. Es un error cortar el contrato o generar deuda”,
sostuvo el presidente del Instituto Mosconi, Jorge Lapeña.
En números
8,9 MMm³/d
es el promedio del gas importado desde Bolivia durante noviembre. En octubre fue de 12,1 millones por día.
El objetivo del gobierno nacional es reducir la cantidad de gas que se le compra a Bolivia durante la época de verano e incrementar el monto en invierno.
Corresponsalía Neuquén

[Tecnicalpro]

Las exportaciones apuntalan Vaca Muerta
Ya son 23 los pedidos de despacho tramitados. El jueves pasado se dio el pico máximo de envíos con 7,2 millones de metros cúbicos en el día. Un contrato prevé precios diferenciales.
El gas natural extraído de las cuencas argentinas comenzó a fluir hacia Chile tras más de un década. Si bien los envíos se esperaban que se dieran algunas semanas antes, la semana pasada las exportaciones alcanzaron su máxima expresión con 7,2 millones de metros cúbicos en una jornada.

La apertura del grifo para colocar producción local fuera del país no sólo era esperada por el gobierno nacional que cifra en las exportaciones las mayores esperanzas para el ingreso de divisas al país, sino también por las operadoras para ampliar las posibilidades de comercialización de su producción en un momento en el que la demanda nacional se encuentra en su mínima expresión.

Hasta este lunes eran 23 los pedidos de exportación de gas natural que se tramitaron ante la secretaría de Energía de la Nación por medio de la nueva Resolución 104/2018 que fija que no sólo el gas exportado no podrá mantener el subsidio a la producción de gas no convencional, sino que también marca que ante una mayor necesidad de consumo dentro del país las exportaciones deberán ser cortadas. Y es por esto que los tratos pautados son de tipo interrumpible.

Si bien los contratos prevén que de llegarse a envíos máximos en todos los casos las exportaciones superarían los 20 millones de metros cúbicos, en los hechos fue el jueves pasado el día más exitoso para el segmento con una colocación hacia el otro lado de la cordillera de 7,2 millones de metros cúbicos.

Entre los acuerdos que esperan el visto bueno final del gobierno nacional hay dos que son trascendentales. Por un lado la alemana Wintershall pactó un acuerdo con AES Uruguaiana Emprendimientos por medio del cual el gas de Vaca Muerta llegará por primera vez a Brasil.

El contrato prevé un envío que en el mejor de los casos podría llegar a 1,2 millones de metros cúbicos diarios para alimentar las centrales de generación eléctrica de la zona de Río Grande do Sul.

La firma nacional Pan American Energy (PAE) tampoco quiso quedarse atrás y pautó un contrato de volumen reducido para proveer a Transportador Sulbrasileira de Gas (TSB) el fluido que necesita para una serie de trabajos de mantenimiento de sus instalaciones.

El otro contrato que marca un cambio en el mercado del gas fue presentado también por PAE la semana pasada y contempla no sólo el primer envío de gas de esta tandada a Uruguay, sino también la aplicación de un precio diferencial para el gas de invierno y el de verano.

Esta exportación, que se encuentra esperando la autorización final del gobierno nacional, contempla que en el caso del período estival el millón de BTU se valuará en 5,22 dólares, mientras que en el período invernal alcanzará los 9,22 dólares por la misma unidad de medición.

La operadora de la familia Bulgheroni firmó el convenio con la UTE para la generación eléctrica de Uruguay para proveerle, siempre que sea posible, gas hasta octubre del año que viene. La ecuación tiene un tope de 2,4 millones de metros cúbicos en verano y 0,6 en invierno.

Si bien el contrato aclara que el precio es elevado dado que recorrerá miles de kilómetros para llegar a Uruguay, pues se trata de gas de la Cuenca del Golfo San Jorge, marca un escenario de diferenciación de precios en temporadas que podría llegar a tener influencia en las comercializaciones dentro del país, en especial en el próximo invierno cuando la producción nacional ahora superavitaria no alcance para cubrir la demanda interna que además se incrementó en el último año.

Los envíos al exterior permitieron a las petroleras respirar un poco más tranquilas en esta temporada valle, aunque hubo pozos cerrados.
Un contrato con un valor especial para el gas que se envíe en invierno abre la puerta a que la diferenciación de precios se aplique a las ventas locales.
En números
u$s 4,04
es el menor precio por millón de BTU que plantearon los contratos por la zona sur para la planta de Methanex.
u$s 9,22
fue la máxima cotización para llevar gas a Uruguay durante el próximo invierno.
25 millones
de metros cúbicos es el tope de capacidad que pueden transportar todos los gasoductos de exportación existentes.

corresponsalía neuquén

[Tecnicalpro]

Aseguran que Vaca Muerta va a permitir ahorrar US$ 2000 millones en 2019

Vaca Muerta ya no es una promesa y en especial por todo lo que puede aportar a la economía en materia de competitividad. El próximo desafío será expandir la capacidad de transporte para que el desarrollo sea pleno.
Vaca Muerta ya no es una promesa, es una realidad, un recurso extraordinario por calidad y tamaño. Y en especial por todo lo que puede aportar a la economía en materia de competitividad.

Es lo que está traccionando millonarias inversiones para extraer gas y petróleo de forma no convencional. ” En 2019 Argentina va a ahorrar US$2000 millones” explicó Carlos Ormaechea, presidente y CEO de Tecpetrol, la petrolera del grupo Techint, durante el 17° Seminario ProPymes,que tuvo lugar ayer en La Rural.

El ejecutivo explicó que si no tuviéramos los 30.000 millones de m3/día que se produce en Vaca Muerta, “las importaciones serían casi US$ 4000 millones más”. Una parte de eso,US$ 1400 millones ahorra el Estado y US$ 800 millones el sector privado.

En los últimos 18 meses Tecpetrol lleva invertidos US$ 1800 millones en Vaca Muerta, especialmente en el proyecto Fortín de Piedra, de un total de US$ 2500 millones que se volcarán hasta fines de 2019. Ya produce el 12% de todo el gas del país, con 4500 empleos y dando trabajo a casi 1000 pymes en todo el territorio nacional.

pero si bien el potencial es enorme, aún hay mucho por hacer. “Hace falta expandir la capacidad de transporte para que el desarrollo de Vaca Muerta sea pleno”, señaló Ormachea. Y fue por más. El horizonte hoy excede el mercado interno. “Necesitamos más mercado que la Argentina”, apuntó.

Tras las reanudación de exportaciones de gas a Chile, ahora el desafío es abrirse al mundo. “Todo está dado para que seamos la fuente energética del Cono Sur”,se entusiasmó el ejecutivo.

Con las inversiones realizadas y las comprometidas por las operadoras, los números empiezan a cerrar. Hoy el precio del gas importado (LNG) ronda los US$ 8 el millón de BTU, a los que hay que sumar US$ 1.5 por regasificación y US$0.5 en concepto de transporte. Por su parte, el gas de Vaca Muerta cuesta US$ 6 produciendo sólo en invierno y puede bajarse a US$ 4 produciendo los 12 meses del año. A esto se agregan US$ 3 por transporte, de modo que el precio es muy competitivo.

Fuente: El Cronista

[Tecnicalpro]

Hola tecnical!
Y al final la unica que se beneficia con la expo de gas es TGS...
TGN DUPLICO LO QUE EXPORTO TGS!!!
VAMOS BESTIA CARAJOOOOO!!!
Le dedicamos el mapa del gasoducto de TGN al negador serial
EXITOS TGNEROS!!!

Asi es estimado amigo Tony

[Tony Stark]

Despacho de exportación del día

Hola tecnical!
Y al final la unica que se beneficia con la expo de gas es TGS...
TGN DUPLICO LO QUE EXPORTO TGS!!!
VAMOS BESTIA CARAJOOOOO!!!
Le dedicamos el mapa del gasoducto de TGN al negador serial
EXITOS TGNEROS!!!

[Tecnicalpro]

$ 57,00
+1,33% ( +0,75)
Puntas de Compra
2380 x AR$ 56,600
930 x AR$ 56,550
2700 x AR$ 56,500
158 x AR$ 56,100
2000 x AR$ 56,050
Puntas de Venta
AR$ 57,000 x 3217
AR$ 57,150 x 187
AR$ 57,200 x 5331
AR$ 57,300 x 2350
AR$ 57,450 x 67

Operados $2.067.258,45

[rojo]

Aca el unico y serio problema que no creo posible es que vuelvan al poder y esto gire a una izquierda recargada. En lo personal no lo veo probable . Si es posible que no siga Cambiemos y gane un peronismo moderado. Salvo la opcion de trasnoche y extravio TGN tiene un gran porvenir con tarifas acordes y la nueva Pampa humeda que es Vaca Muerta . Estos 57 pesos no reflejan la actualidad de la empresa. Con lo que factura actualmente la deuda en usd se la saca de encima en poco tiempo mas amen de tener la capacidad de salir a tomar nueva. Pocas empresas de servicios tienen la capacidad de facturar en USD en una Argekistan devaluada. En cartera le queda un ancho de espadas que es el juicio contra YPF por interrupcion de contrato y que esta terminado y bien guardado bajo 7 llaves.

[KennethDart]

Una pena que el papel no pueda reflejar el muy buen presente de TGN en su corta y penosa historia bursatil .

mejor que sea asi... con un importante margen de seguridad, tenemos acá una gran oportunidad para seguir acumulando esta joyita a precios irrisorios