TGNO4 Transp. Gas del Norte

[Tecnicalpro]

El gobierno autorizó a YPF a una nueva exportación de gas a Chile

YPF fue autorizada por el gobierno nacional a exportar gas natural a Chile desde la Cuenca Neuquina por un total de 272.000.000m³ y hasta mayo de 2019. Se trata de la segunda autorización de exportación a Chile que tuvo YPF este año. Los envíos tienen “carácter interrumpible”.

La compañía con mayoría accionaria en manos del Estado fue autorizada a exportar gas a Chile desde la provincia de Neuquén. Se trata del envío de 1.500.000 m³/día de gas natural desde las áreas El Portón y/o Loma La Lata – Sierra Barrosa, ubicadas en la Cuenca Neuquina. Es la segunda autorización de exportación a YPF este año.

El gobierno autorizó a YPF a exportar gas a la empresa chilena Colbún S.A. mediante la resolución 262/2018, publicada hoy en el Boletín Oficial. El texto está firmado por Javier Iguacel, a cargo de la Secretaría de Energía, organismo que actúa como autoridad de aplicación para el otorgamiento de estos permisos.

Se trata del envío en “carácter interrumpible” de “1.500.000 m³/día de gas natural de 9.300Kcal/m3 hasta las 6:00 hs. del 1 de mayo de 2019, o hasta completar una cantidad máxima total equivalente al volumen de exportación diaria autorizada por la cantidad de días de vigencia de esta autorización desde su otorgamiento, lo que ocurra primero”, explica la resolución.

En esta ocasión, YPF exportará un volumen máximo de 272.000.000m³ de gas natural a la empresa privada Colbún, una compañía generadora de electricidad perteneciente al Grupo Matte, un importante holding local.

“Los suministros previstos en la presente autorización podrán ser interrumpidos a los fines de garantizar la seguridad de abastecimiento del mercado interno”, aclara la resolución.

La compañía conducida por Miguel Gutiérrez es una de las petroleras que ya fueron autorizadas por el gobierno nacional a exportar gas a Chile, tanto desde el sur del país como de la Cuenca Neuquina. A fines de octubre el gobierno comenzó con las autorizaciones de exportación de gas a Chile, algo que no ocurría desde hace 12 años. Además de YPF, en ese listado figuran las empresas Total, PAE, ExxonMobil, Pampa Energía y CGC.

econojournal.com.ar

[flipperjeeper]

Buena rueda la de hoy señores

[Viruela]

muy buen cierre! viene recuperando lindo. resistencia en 60?

si acompaña baja de tasas y un par de encuestas a favor del gato y tenemos el mejor diciembre.

POR FAVOR QUE NADIE DEL GOBIERNO SALGA A DECIR BOLUDECES

Estas son las subas que más me gustan. Despacio, pero a paso firme. Sin levantar la perdiz.

[slam]

muy buen cierre! viene recuperando lindo. resistencia en 60?

si acompaña baja de tasas y un par de encuestas a favor del gato y tenemos el mejor diciembre.

POR FAVOR QUE NADIE DEL GOBIERNO SALGA A DECIR BOLUDECES

[Tecnicalpro]

AR$ 58,05
+2,20% (AR$ +1,25)
Puntas de Compra
16652 x AR$ 58,000
86 x AR$ 57,900
172 x AR$ 57,300
6 x AR$ 57,200
650 x AR$ 57,000
Puntas de Venta
AR$ 58,050 x 960
AR$ 58,100 x 177
AR$ 58,150 x 3595
AR$ 58,200 x 2500
AR$ 58,250 x 477

Final de la rueda lo mejor del Merval

[Tecnicalpro]

AR$ 58,00
+2,11% (AR$ +1,20)
Puntas de Compra
472 x AR$ 57,300
6 x AR$ 57,200
7390 x AR$ 56,500
650 x AR$ 56,400
1740 x AR$ 56,250
Puntas de Venta
AR$ 58,000 x 1543
AR$ 58,100 x 250
AR$ 58,250 x 477
AR$ 58,500 x 3777
AR$ 58,900 x 100

[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