VACA LOCA QUE NO TE DEJAS AGARRAR !!! MIRA QUE ENTRE HASTA A LA VACA BYMA Y ESTA SE ME HACE LA DIFISIL 
TGNO4 Transp. Gas del Norte
Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
[quote="javi"] HOY SAFASTE PERO YA TE VOY A AGARRAR ...VENI PARA ACA VACA VOLADORA ,,,YA TE VOY AGARRAR EN CUANTO TOQUES LOS $71 TE BAJO DE UN HONDAZO A LOS $40 VACA LOCA QUE NO TE DEJAS AGARRAR !!! MIRA QUE ENTRE HASTA A LA VACA BYMA Y ESTA SE ME HACE LA DIFISIL
VACA LOCA QUE NO TE DEJAS AGARRAR !!! MIRA QUE ENTRE HASTA A LA VACA BYMA Y ESTA SE ME HACE LA DIFISIL -
Tecnicalpro
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
EL FUTURO DE VACA MUERTA ESTÁ EN EL MERCADO GLOBAL DE GNL
El CFO de PAE afirmó que se debe pensar en un marco regulatorio.
El director financiero de Pan American Energy (PAE), Chris Spaulding, no tiene dudas. Dice que el futuro de Vaca Muerta está en el mercado global del gas natural licuado (GNL). Pero considera que hay metas que debe ir cumpliendo este “recurso de clase mundial” rumbo a su opción de máxima. Esos objetivos no son nada menores: en una entrevista que le concedió a LM Neuquén, luego de un panel sobre el futuro del shale, los avances y desafíos que impone en América, afirma que el enorme reservorio debe jugar primero un papel crucial en la región. Así observa al gas neuquino ampliando su llegada a más provincias, luego afianzando la veta exportadora en Sudamérica, para después dar en una instancia siguiente el salto global a “un mercado como el del gas natural licuado, que es feroz”.
Eso sí, plantea que para ese entonces, el GNL debería tener un marco regulatorio que dé garantías a los compradores. La siguiente es la entrevista que concedió en la 28ª Conferencia de Energía del Institute of the Americas, en La Jolla, EE.UU.
Chris Spaulding considera que la formación shale debe profundizar en el mercado regional y luego dar el salto a la demanda global.
¿Cuál es la perspectiva que usted ve en el mediano plazo para el desarrollo de Vaca Muerta?
Yo veo la posibilidad de abastecer primero toda la demanda y las necesidades de la Argentina, y luego que Argentina va a dejar de importar GNL. Vamos a ver cuánto se sigue importando desde Bolivia, pero esto va a cambiar a la Argentina de una manera muy positiva. Y después hay que mirar las posibilidades de exportar al mercado regional: a Chile, Uruguay, Brasil, con gas o generando electricidad con gas argentino y exportando electricidad. Esto es para mí posible y muy interesante. Pero más allá en el tiempo, yo veo a la Argentina entrando en el mercado global de GNL, algo que va a aumentar la importancia de la industria argentina de gas y petróleo en el mundo. En el negocio del GNL la competencia ya es muy feroz, entonces va a ser un desafío muy interesante.
Según su opinión, ¿cuál es la opción para el gas de Vaca Muerta en ese contexto? ¿Salir por barcos desde el puerto de Bahía Blanca o buscar una salida por Chile hacia el Pacífico?
Yo no tengo esto definido. El precio del GNL para oriente es un precio más alto que el entregado en Europa. Pero si el transporte va a hacerse con exportaciones hacia Chile, tenemos que pasar con más infraestructura, cruzando las montañas, que es mas costoso que por el Atlántico. Al mismo tiempo, el precio del gas en Europa es menor, pero implica menos gastos. Hacia el otro lado el precio es más alto, pero implica más gastos. Creo que la industria, trabajando con las entidades reguladoras, lo puede solucionar.
En el último año, sobre todo en petróleo, Vaca Muerta pudo esquivar las tensiones de la economía argentina, ¿por qué pasó?
Yo veo esto de una manera muy positiva. Los recursos son de clase mundial, es muy difícil de subestimar. Eso sí, vamos a necesitar un marco regulatorio fiscal para el GNL. Pero el Gobierno ya lo está mirando.
Ellos dicen que no hace falta un marco regulatorio…
Esto se va a solucionar; porque si hay un contrato de GNL, este contrato requiere una determinada cantidad de reservas de gas dedicada a esto.
Es decir, ¿la solución pasaría por contratos de venta en firme?
Es una posibilidad, es una manera de hacerlo.
¿Es una condición necesaria para invertir en las plantas de licuefacción para GNL?
No es una condición necesaria, es algo que ayudaría. Ahora, cuál va a ser la solución, yo no lo sé. A mí me gusta decir las cosas así: estos son buenos problemas para tener, el tipo de problemas que uno quiere tener. En vez de cortar gas y cortar suministro de gas, estamos pensando en cómo podemos aumentar, en la región, en el país, afuera.
Pero el tema de la planta de licuefacción ya hace un año que se está hablando, ¿no?
Estos proyectos no son fáciles.
¿Depende de la elección, de la cuestión política interna del país?
Yo no me meto en la política, yo soy una persona que mira las posibilidades económicamente viables para el país.
¿Qué break even (costos de cobertura de los gastos) de gas se necesita para poder exportar?
Hay que ser competitivos, el precio va a subir o bajar, el precio exacto puede cambiar.
¿Hay diálogo con otras empresas para poder construir la planta de licuefacción?
Hay varias cosas en marcha, sobre todo esto no tengo comentarios.
Algunos dicen que Chile sería mejor para acceder a construir la planta de licuefacción, porque el financiamiento es más barato, y otros cuestionan que se pueda hacer una planta con gas argentino en Chile.
Es una cosa de cómo se va a armar el negocio. Y cuál es el negocio que va a beneficiar al país, a la Argentina, a los otros países involucrados.
Fuente: LMNeuquen.
El CFO de PAE afirmó que se debe pensar en un marco regulatorio.
El director financiero de Pan American Energy (PAE), Chris Spaulding, no tiene dudas. Dice que el futuro de Vaca Muerta está en el mercado global del gas natural licuado (GNL). Pero considera que hay metas que debe ir cumpliendo este “recurso de clase mundial” rumbo a su opción de máxima. Esos objetivos no son nada menores: en una entrevista que le concedió a LM Neuquén, luego de un panel sobre el futuro del shale, los avances y desafíos que impone en América, afirma que el enorme reservorio debe jugar primero un papel crucial en la región. Así observa al gas neuquino ampliando su llegada a más provincias, luego afianzando la veta exportadora en Sudamérica, para después dar en una instancia siguiente el salto global a “un mercado como el del gas natural licuado, que es feroz”.
Eso sí, plantea que para ese entonces, el GNL debería tener un marco regulatorio que dé garantías a los compradores. La siguiente es la entrevista que concedió en la 28ª Conferencia de Energía del Institute of the Americas, en La Jolla, EE.UU.
Chris Spaulding considera que la formación shale debe profundizar en el mercado regional y luego dar el salto a la demanda global.
¿Cuál es la perspectiva que usted ve en el mediano plazo para el desarrollo de Vaca Muerta?
Yo veo la posibilidad de abastecer primero toda la demanda y las necesidades de la Argentina, y luego que Argentina va a dejar de importar GNL. Vamos a ver cuánto se sigue importando desde Bolivia, pero esto va a cambiar a la Argentina de una manera muy positiva. Y después hay que mirar las posibilidades de exportar al mercado regional: a Chile, Uruguay, Brasil, con gas o generando electricidad con gas argentino y exportando electricidad. Esto es para mí posible y muy interesante. Pero más allá en el tiempo, yo veo a la Argentina entrando en el mercado global de GNL, algo que va a aumentar la importancia de la industria argentina de gas y petróleo en el mundo. En el negocio del GNL la competencia ya es muy feroz, entonces va a ser un desafío muy interesante.
Según su opinión, ¿cuál es la opción para el gas de Vaca Muerta en ese contexto? ¿Salir por barcos desde el puerto de Bahía Blanca o buscar una salida por Chile hacia el Pacífico?
Yo no tengo esto definido. El precio del GNL para oriente es un precio más alto que el entregado en Europa. Pero si el transporte va a hacerse con exportaciones hacia Chile, tenemos que pasar con más infraestructura, cruzando las montañas, que es mas costoso que por el Atlántico. Al mismo tiempo, el precio del gas en Europa es menor, pero implica menos gastos. Hacia el otro lado el precio es más alto, pero implica más gastos. Creo que la industria, trabajando con las entidades reguladoras, lo puede solucionar.
En el último año, sobre todo en petróleo, Vaca Muerta pudo esquivar las tensiones de la economía argentina, ¿por qué pasó?
Yo veo esto de una manera muy positiva. Los recursos son de clase mundial, es muy difícil de subestimar. Eso sí, vamos a necesitar un marco regulatorio fiscal para el GNL. Pero el Gobierno ya lo está mirando.
Ellos dicen que no hace falta un marco regulatorio…
Esto se va a solucionar; porque si hay un contrato de GNL, este contrato requiere una determinada cantidad de reservas de gas dedicada a esto.
Es decir, ¿la solución pasaría por contratos de venta en firme?
Es una posibilidad, es una manera de hacerlo.
¿Es una condición necesaria para invertir en las plantas de licuefacción para GNL?
No es una condición necesaria, es algo que ayudaría. Ahora, cuál va a ser la solución, yo no lo sé. A mí me gusta decir las cosas así: estos son buenos problemas para tener, el tipo de problemas que uno quiere tener. En vez de cortar gas y cortar suministro de gas, estamos pensando en cómo podemos aumentar, en la región, en el país, afuera.
Pero el tema de la planta de licuefacción ya hace un año que se está hablando, ¿no?
Estos proyectos no son fáciles.
¿Depende de la elección, de la cuestión política interna del país?
Yo no me meto en la política, yo soy una persona que mira las posibilidades económicamente viables para el país.
¿Qué break even (costos de cobertura de los gastos) de gas se necesita para poder exportar?
Hay que ser competitivos, el precio va a subir o bajar, el precio exacto puede cambiar.
¿Hay diálogo con otras empresas para poder construir la planta de licuefacción?
Hay varias cosas en marcha, sobre todo esto no tengo comentarios.
Algunos dicen que Chile sería mejor para acceder a construir la planta de licuefacción, porque el financiamiento es más barato, y otros cuestionan que se pueda hacer una planta con gas argentino en Chile.
Es una cosa de cómo se va a armar el negocio. Y cuál es el negocio que va a beneficiar al país, a la Argentina, a los otros países involucrados.
Fuente: LMNeuquen.
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Energía y Negocios
Vaca Muerta: El desarrollo masivo ha permitido un fuerte incremento de la productividad
Luego de la etapa de experimentación, réplica de las experiencias similares en USA y learning by doing, el comienzo del desarrollo masivo en Vaca Muerta ha permitido alcanzar productividades superiores a las de USA.
La publicación de las estimaciones de recursos técnicamente recuperables en Vaca Muerta y otras cuatro formaciones shale de Argentina, por parte de la U.S. Energy Information Administration en abril de 2011 (1), despertó el interés generalizado. Dicho informe, ampliado y revisado en junio de 2013 (2), estimaba para Vaca Muerta recursos técnicamente recuperables por 308 TCF de gas y 16.200 millones de barriles de petróleo. Para toda Argentina este informe estimaba 802 TCF de gas, cifra 68 veces mayor a las reservas comprobadas a esa fecha (12 TCF) y 27 mil millones de barriles, lo que equivalía a multiplicar por 71 las reservas comprobadas de petróleo al 2014: 380 millones de barriles.
Como el espesor de Vaca Muerta es mayor al de las formaciones comparables de USA, los primeros pozos exploratorios fueron verticales, utilizando una tecnología más sencilla y también menos costosa, pero mucho menos productiva que la utilizada en USA.
En el año 2016 se cambia el paradigma, ya que por primera vez la cantidad de pozos horizontales perforados supera a los verticales, generando un cambio abrupto en la producción promedio por pozo, la cual se triplicó respecto al año anterior. Hoy se ha estandarizado el uso de pozos horizontales, incrementándose año a año la extensión de la rama lateral.
Como se observa en el gráfico, hasta el año 2015 la producción promedio acumulada por pozo en Permian, USA, era notablemente superior a los pozos de Vaca Muerta. Cuatro veces mayor en 2012 y el doble entre los años 2013 y 2015. Durante el año 2016 se triplica la producción promedio, alcanzando niveles comparables a los de USA. Los pozos realizados en dicho año alcanzan una producción promedio 7% inferior a producción promedio de Permian, los de 2017 sólo un 2% inferior y los de 2018 superan por primera vez la producción promedio de dicha cuenca. La producción acumulada al mes 12 es significativamente superior: 13%.
La adopción de tecnologías más eficientes ha permitido que la productividad por pozo supere en 2018 los registros de las formaciones más prolíficas de USA. Por otra parte, aún existe un amplio margen de mejora si se incrementa la extensión horizontal y se realizan fracturas con mayor densidad de agentes sostén, ya que en ambos casos las prácticas actualmente utilizadas en Argentina están por debajo de los promedios utilizados en USA. De todas maneras, cada operador deberá ensayar el mejor diseño para los pozos del área bajo producción; en USA se han realizado pozos de más de 6.000 metros de rama lateral, más del doble que el promedio de la zona, y sin embargo aún existen casos puntuales de operadores que utilizan pozos verticales, como SM Energy que en diciembre de 2017 ha puesto en producción un pozo vertical en la cuenca Permian (el ID 4222739038) con excelentes resultados
Con respecto a la producción promedio de gas, aún no se han alcanzado los niveles de las cuencas más productivas de USA, como Haynesville, pero se han acortado fuertemente las diferencias. El pozo promedio puesto en marcha tanto en 2014 como en 2015 era cinco veces menos productivo que el equivalente de Haynesville. Para los pozos de 2018 esa diferencia fue mucho menor, ya que en VM alcanzó un nivel 28% inferior a sus pares de dicha cuenca. Un hecho para remarcar es que en Haynesville en 2018 se verificó un descenso del 7% en la producción promedio respecto al año anterior. De acuerdo a los con los que se cuenta hoy, a diferencia de VM, en Haynesville se ha alcanzado el techo de la productividad.
Hasta la fecha, la provincia de Neuquén ha firmado 39 concesiones para la explotación de Vaca Muerta. Sin embargo, en la mayoría de los casos, la densidad de pozos y el dinamismo de las inversiones ha sido escaso. La asociación de YPF y Chevron ha demostrado la productividad en la ventana de petróleo en Loma Campana, mientras que Tecpetrol, en Fortín de Piedra, lo ha realizado en la llamada ventana de gas. Es necesario que se multipliquen las inversiones en el upstream con el ingreso de nuevos inversionistas o la entrada en producción masiva en las concesiones ya otorgadas.
Hasta el momento se ha podido aprovechar la infraestructura de midstream ociosa por la prolongada caída en la producción convencional de gas y petróleo de la cuenca neuquina. Sin embargo, desde el verano de 2018-2019 ha habido limitantes en cuanto a la capacidad de procesamiento y mercado para la creciente oferta. La futura producción de Vaca Muerta no sólo se convierte en la proveedora natural de gas y petróleo de Argentina, Chile y Uruguay, sino que se producirán excedentes exportables extrazona.
Para lograr este crecimiento sostenido se necesitan nuevas inversiones para resolver los distintos cuellos de botella:
a) Nuevo gasoducto troncal al cordón Buenos Aires-Rosario. Hoy la capacidad de transporte desde la cuenca neuquina es insuficiente para evacuar la producción, dándose la contradicción que durante el verano se exportó gas a Chile e importó gas desde Bolivia.
b) Incremento de la capacidad separadora de gases en Neuquén, lo que también permitiría el crecimiento del polo petroquímico de Bahía Blanca. Actualmente el gas producido supera la capacidad de procesamiento de Mega. La ampliación proyectada permitiría el incremento de la producción de etano, propano, butano y gasolina natural. El etano permitiría el crecimiento del polo petroquímico de Bahía Blanca, mientras que el resto de los hidrocarburos incrementará los saldos exportables.
c) Continuar los estudios para nuevos sitios de almacenaje de gas con el fin de suavizar la estacionalidad de la demanda. Actualmente en Argentina hay dos instalaciones para el almacenamiento de gas. La planta criogénica de peak shaving de General Rodríguez y el yacimiento de gas depletado de Diadema cerca de Comodoro Rivadavia. Por otra parte, no ha sido totalmente exitoso el proyecto de Lunlunta Carrizal en Mendoza en un yacimiento depletado de petróleo. La fuerte estacionalidad de la demanda hace necesario el incremento de la capacidad de almacenamiento para evitar el problema que se dio en el primer trimestre de 2019, cuando YPF debió suspender la producción de pozos gasíferos ante el incremento de la oferta e insuficiencia de demanda.
d) Continuar con los estudios para exportar gas natural licuado vía Bahía Blanca y también vía la planta de regasificación de Quinteros en Chile. YPF ha testeado la instalación en Bahía Blanca de una barcaza para la licuefacción de gas natural. Un posible mercado para la producción futura. También debe ser evaluado un acuerdo con Chile, para utilizar las instalaciones de la planta regasificadora de Quinteros que permitiría la exportación al Pacífico.
e) Ampliación de Oleoductos del Valle. La creciente producción petrolera hará necesaria una mayor capacidad de transporte hacia Bahía Blanca.
f) Puesta en condiciones y extensión del ramal de tren desde Bahía Blanca a Añelo. Este tren permitiría bajar los costos logísticos, principalmente para el transporte de arena, otros agentes sostén y ductos. Sin embargo, las empresas con proyectos de inversión en la zona no han solicitado las toneladas de carga necesarias para asegurar la rentabilidad del proyecto.
Ya se ha comprobado la viabilidad técnica y económica para poner en valor los recursos de Vaca Muerta, los costos de perforación son aún superiores a los de USA, pero el costo de ingreso por acre es marcadamente inferior. Será necesario continuar realizando inversiones y reglas claras para atraer capitales.
Vaca Muerta: El desarrollo masivo ha permitido un fuerte incremento de la productividad
Luego de la etapa de experimentación, réplica de las experiencias similares en USA y learning by doing, el comienzo del desarrollo masivo en Vaca Muerta ha permitido alcanzar productividades superiores a las de USA.
La publicación de las estimaciones de recursos técnicamente recuperables en Vaca Muerta y otras cuatro formaciones shale de Argentina, por parte de la U.S. Energy Information Administration en abril de 2011 (1), despertó el interés generalizado. Dicho informe, ampliado y revisado en junio de 2013 (2), estimaba para Vaca Muerta recursos técnicamente recuperables por 308 TCF de gas y 16.200 millones de barriles de petróleo. Para toda Argentina este informe estimaba 802 TCF de gas, cifra 68 veces mayor a las reservas comprobadas a esa fecha (12 TCF) y 27 mil millones de barriles, lo que equivalía a multiplicar por 71 las reservas comprobadas de petróleo al 2014: 380 millones de barriles.
Como el espesor de Vaca Muerta es mayor al de las formaciones comparables de USA, los primeros pozos exploratorios fueron verticales, utilizando una tecnología más sencilla y también menos costosa, pero mucho menos productiva que la utilizada en USA.
En el año 2016 se cambia el paradigma, ya que por primera vez la cantidad de pozos horizontales perforados supera a los verticales, generando un cambio abrupto en la producción promedio por pozo, la cual se triplicó respecto al año anterior. Hoy se ha estandarizado el uso de pozos horizontales, incrementándose año a año la extensión de la rama lateral.
Como se observa en el gráfico, hasta el año 2015 la producción promedio acumulada por pozo en Permian, USA, era notablemente superior a los pozos de Vaca Muerta. Cuatro veces mayor en 2012 y el doble entre los años 2013 y 2015. Durante el año 2016 se triplica la producción promedio, alcanzando niveles comparables a los de USA. Los pozos realizados en dicho año alcanzan una producción promedio 7% inferior a producción promedio de Permian, los de 2017 sólo un 2% inferior y los de 2018 superan por primera vez la producción promedio de dicha cuenca. La producción acumulada al mes 12 es significativamente superior: 13%.
La adopción de tecnologías más eficientes ha permitido que la productividad por pozo supere en 2018 los registros de las formaciones más prolíficas de USA. Por otra parte, aún existe un amplio margen de mejora si se incrementa la extensión horizontal y se realizan fracturas con mayor densidad de agentes sostén, ya que en ambos casos las prácticas actualmente utilizadas en Argentina están por debajo de los promedios utilizados en USA. De todas maneras, cada operador deberá ensayar el mejor diseño para los pozos del área bajo producción; en USA se han realizado pozos de más de 6.000 metros de rama lateral, más del doble que el promedio de la zona, y sin embargo aún existen casos puntuales de operadores que utilizan pozos verticales, como SM Energy que en diciembre de 2017 ha puesto en producción un pozo vertical en la cuenca Permian (el ID 4222739038) con excelentes resultados
Con respecto a la producción promedio de gas, aún no se han alcanzado los niveles de las cuencas más productivas de USA, como Haynesville, pero se han acortado fuertemente las diferencias. El pozo promedio puesto en marcha tanto en 2014 como en 2015 era cinco veces menos productivo que el equivalente de Haynesville. Para los pozos de 2018 esa diferencia fue mucho menor, ya que en VM alcanzó un nivel 28% inferior a sus pares de dicha cuenca. Un hecho para remarcar es que en Haynesville en 2018 se verificó un descenso del 7% en la producción promedio respecto al año anterior. De acuerdo a los con los que se cuenta hoy, a diferencia de VM, en Haynesville se ha alcanzado el techo de la productividad.
Hasta la fecha, la provincia de Neuquén ha firmado 39 concesiones para la explotación de Vaca Muerta. Sin embargo, en la mayoría de los casos, la densidad de pozos y el dinamismo de las inversiones ha sido escaso. La asociación de YPF y Chevron ha demostrado la productividad en la ventana de petróleo en Loma Campana, mientras que Tecpetrol, en Fortín de Piedra, lo ha realizado en la llamada ventana de gas. Es necesario que se multipliquen las inversiones en el upstream con el ingreso de nuevos inversionistas o la entrada en producción masiva en las concesiones ya otorgadas.
Hasta el momento se ha podido aprovechar la infraestructura de midstream ociosa por la prolongada caída en la producción convencional de gas y petróleo de la cuenca neuquina. Sin embargo, desde el verano de 2018-2019 ha habido limitantes en cuanto a la capacidad de procesamiento y mercado para la creciente oferta. La futura producción de Vaca Muerta no sólo se convierte en la proveedora natural de gas y petróleo de Argentina, Chile y Uruguay, sino que se producirán excedentes exportables extrazona.
Para lograr este crecimiento sostenido se necesitan nuevas inversiones para resolver los distintos cuellos de botella:
a) Nuevo gasoducto troncal al cordón Buenos Aires-Rosario. Hoy la capacidad de transporte desde la cuenca neuquina es insuficiente para evacuar la producción, dándose la contradicción que durante el verano se exportó gas a Chile e importó gas desde Bolivia.
b) Incremento de la capacidad separadora de gases en Neuquén, lo que también permitiría el crecimiento del polo petroquímico de Bahía Blanca. Actualmente el gas producido supera la capacidad de procesamiento de Mega. La ampliación proyectada permitiría el incremento de la producción de etano, propano, butano y gasolina natural. El etano permitiría el crecimiento del polo petroquímico de Bahía Blanca, mientras que el resto de los hidrocarburos incrementará los saldos exportables.
c) Continuar los estudios para nuevos sitios de almacenaje de gas con el fin de suavizar la estacionalidad de la demanda. Actualmente en Argentina hay dos instalaciones para el almacenamiento de gas. La planta criogénica de peak shaving de General Rodríguez y el yacimiento de gas depletado de Diadema cerca de Comodoro Rivadavia. Por otra parte, no ha sido totalmente exitoso el proyecto de Lunlunta Carrizal en Mendoza en un yacimiento depletado de petróleo. La fuerte estacionalidad de la demanda hace necesario el incremento de la capacidad de almacenamiento para evitar el problema que se dio en el primer trimestre de 2019, cuando YPF debió suspender la producción de pozos gasíferos ante el incremento de la oferta e insuficiencia de demanda.
d) Continuar con los estudios para exportar gas natural licuado vía Bahía Blanca y también vía la planta de regasificación de Quinteros en Chile. YPF ha testeado la instalación en Bahía Blanca de una barcaza para la licuefacción de gas natural. Un posible mercado para la producción futura. También debe ser evaluado un acuerdo con Chile, para utilizar las instalaciones de la planta regasificadora de Quinteros que permitiría la exportación al Pacífico.
e) Ampliación de Oleoductos del Valle. La creciente producción petrolera hará necesaria una mayor capacidad de transporte hacia Bahía Blanca.
f) Puesta en condiciones y extensión del ramal de tren desde Bahía Blanca a Añelo. Este tren permitiría bajar los costos logísticos, principalmente para el transporte de arena, otros agentes sostén y ductos. Sin embargo, las empresas con proyectos de inversión en la zona no han solicitado las toneladas de carga necesarias para asegurar la rentabilidad del proyecto.
Ya se ha comprobado la viabilidad técnica y económica para poner en valor los recursos de Vaca Muerta, los costos de perforación son aún superiores a los de USA, pero el costo de ingreso por acre es marcadamente inferior. Será necesario continuar realizando inversiones y reglas claras para atraer capitales.
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Rueda tranquila no se vende .
Si la quieren hay que pagarla
Si la quieren hay que pagarla
Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
respetables 49mil papeles operados 
+1
+1Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
MUY BUENOS DIAS A TODOS ...VENI PARA ACA VACA VOLADORA ,,,YA TE VOY AGARRAR EN CUANTO TOQUES LOS $71 TE BAJO DE UN HONDAZO A LOS $40 VACA LOCA QUE NO TE DEJAS AGARRAR !!! MIRA QUE ENTRE HASTA A LA VACA BYMA Y ESTA SE ME HACE LA DIFISIL
VACA LOCA QUE NO TE DEJAS AGARRAR !!! MIRA QUE ENTRE HASTA A LA VACA BYMA Y ESTA SE ME HACE LA DIFISIL -
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Buenos días estimados !!
Se exporta el 5% de la producción de gas y habrá más ventas a Chile
Excepto en invierno, en el resto del año Argentina tiene la chance de triplicar exportaciones en el mediano plazo. Oportunidad para Vaca Muerta
En los últimos meses, se tornó habitual encontrar en el Boletín Oficial resoluciones que autorizan la exportación de gasnatural en condiciones interrumpibles (sin compromiso de entrega).
La Secretaría de Energía ya habilitó ventas al exterior por 23,9 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d) y tiene a la firma permisos para exportar 12,4 MMm3/d más en las próximas semanas, que serán otorgados a YPF, Pan American Energy (PAE) y Total Austral.
En suma, para fines de este mes o el inicio de junio, estarán habilitadas ventas por 36,3 MMm3/d, un 27,7% del total de la producción nacional, que es de 130,9 MMm3/d (la mejor desde 2010).
Sin embargo, lo que realmente se exportó en abril es un promedio de 7,7 MMm3/d (un 5,9% del total producido), con un pico máximo de 9,6 MMm3/den un día.
La diferencia entre la cantidad autorizada y la realmente comercializada al exterior es porque las petroleras tienen la obligación de garantizar la seguridad del abastecimiento interno; entre junio y agosto, los meses más duros del invierno, se espera una baja en las cantidades exportadas, que volverán a crecer a partir de septiembre.
Chile, Brasil y Uruguay fueron los destinos de exportación y son mercados que se ampliarán en los próximos meses, a medida que se incremente la extracción local.
Según comentó hace unas semanas el presidente de YPF, Miguel Gutiérrez, en el mediano plazo Chile tiene la posibilidad de comprar entre 20 y 24 MMm3/d de gas argentino, con lo que al menos se triplicaría lo que actualmente se le vende.
Una fuente de Energía dijo a El Cronista que para septiembre u octubre, una vez pasados los meses de bajas temperaturas, Argentina estará exportando aproximadamente 12 MMm3/d, de los cuales unos 7 MMm3/d serán en condiciones firmes de entrega, como señal para reconstruir la confianza de los vecinos trasandinos.
Datos oficiales muestran que en el primer trimestre de 2019, Argentina exportó gas natural por u$s 29,1 millones, un monto todavía insignificante al lado de los u$s 276,2 millones pagados a Bolivia por la importación del mismo producto.
Al menos hasta 2026, cuando vence el contrato que firmaron los entonces presidentes Néstor Kirchner y Evo Morales (aún en funciones), Argentina seguirá importando gas de Boliviatodos los días del año, al mismo tiempo que exportará a otros países limítrofes. La apuesta, en ese sentido, es generar un excedente de dólares.
Teniendo en cuenta que en el verano las compras de gas a Bolivia son por 11 MMm3/d, existe la posibilidad concreta de tener un superávit en la balanza de gas en el último cuatrimestre del año.
Asimismo, en Energía calculan que la balanza comercial energética estará cercana a cero con un déficit menor a u$s 300 millones.
Las exportaciones de gas se abrieron en septiembre del año pasado, como respuesta a los reclamos de las empresas para evacuar el fluido en primavera, verano y buena parte del otoño frente a la menor demanda local de centrales eléctricas, industrias y hogares.
Esta caída en el mercado interno se explica por un combo de altas temperaturas, aumento de tarifas y recesión, además del incipiente ingreso de energías renovables.
Una importante consultora del sector marcó que durante el verano pasado se mantuvieron cerrados más de 15 MMm3/dpor un prolongado período de tiempo.
YPF, el más afectado, informó recientemente que entre enero y marzo su extracción cayó en 9 MMm3/d en relación al primer trimestre de 2018, desplazadoen gran medida por Tecpetrol: mientras hay que cortar la inyección en campos convencionales, los yacimientos de shale gas entregan el fluido sin detenerse.
En esa línea es que Gutiérrez, de YPF, se encontró el martes de la semana pasada con el titular de la Unión Industrial Argentina (UIA), Miguel Acevedo, y su Comisión Directiva.
La posibilidad de desarrollar un activo polo industrial petroquímico en Bahía Blancahacen viables las proyecciones para Vaca Muerta hasta que no esté lista la planta de licuefacción de gas, también al sur de la provincia de Buenos Aires.
Fuente El Cronista
Se exporta el 5% de la producción de gas y habrá más ventas a Chile
Excepto en invierno, en el resto del año Argentina tiene la chance de triplicar exportaciones en el mediano plazo. Oportunidad para Vaca Muerta
En los últimos meses, se tornó habitual encontrar en el Boletín Oficial resoluciones que autorizan la exportación de gasnatural en condiciones interrumpibles (sin compromiso de entrega).
La Secretaría de Energía ya habilitó ventas al exterior por 23,9 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d) y tiene a la firma permisos para exportar 12,4 MMm3/d más en las próximas semanas, que serán otorgados a YPF, Pan American Energy (PAE) y Total Austral.
En suma, para fines de este mes o el inicio de junio, estarán habilitadas ventas por 36,3 MMm3/d, un 27,7% del total de la producción nacional, que es de 130,9 MMm3/d (la mejor desde 2010).
Sin embargo, lo que realmente se exportó en abril es un promedio de 7,7 MMm3/d (un 5,9% del total producido), con un pico máximo de 9,6 MMm3/den un día.
La diferencia entre la cantidad autorizada y la realmente comercializada al exterior es porque las petroleras tienen la obligación de garantizar la seguridad del abastecimiento interno; entre junio y agosto, los meses más duros del invierno, se espera una baja en las cantidades exportadas, que volverán a crecer a partir de septiembre.
Chile, Brasil y Uruguay fueron los destinos de exportación y son mercados que se ampliarán en los próximos meses, a medida que se incremente la extracción local.
Según comentó hace unas semanas el presidente de YPF, Miguel Gutiérrez, en el mediano plazo Chile tiene la posibilidad de comprar entre 20 y 24 MMm3/d de gas argentino, con lo que al menos se triplicaría lo que actualmente se le vende.
Una fuente de Energía dijo a El Cronista que para septiembre u octubre, una vez pasados los meses de bajas temperaturas, Argentina estará exportando aproximadamente 12 MMm3/d, de los cuales unos 7 MMm3/d serán en condiciones firmes de entrega, como señal para reconstruir la confianza de los vecinos trasandinos.
Datos oficiales muestran que en el primer trimestre de 2019, Argentina exportó gas natural por u$s 29,1 millones, un monto todavía insignificante al lado de los u$s 276,2 millones pagados a Bolivia por la importación del mismo producto.
Al menos hasta 2026, cuando vence el contrato que firmaron los entonces presidentes Néstor Kirchner y Evo Morales (aún en funciones), Argentina seguirá importando gas de Boliviatodos los días del año, al mismo tiempo que exportará a otros países limítrofes. La apuesta, en ese sentido, es generar un excedente de dólares.
Teniendo en cuenta que en el verano las compras de gas a Bolivia son por 11 MMm3/d, existe la posibilidad concreta de tener un superávit en la balanza de gas en el último cuatrimestre del año.
Asimismo, en Energía calculan que la balanza comercial energética estará cercana a cero con un déficit menor a u$s 300 millones.
Las exportaciones de gas se abrieron en septiembre del año pasado, como respuesta a los reclamos de las empresas para evacuar el fluido en primavera, verano y buena parte del otoño frente a la menor demanda local de centrales eléctricas, industrias y hogares.
Esta caída en el mercado interno se explica por un combo de altas temperaturas, aumento de tarifas y recesión, además del incipiente ingreso de energías renovables.
Una importante consultora del sector marcó que durante el verano pasado se mantuvieron cerrados más de 15 MMm3/dpor un prolongado período de tiempo.
YPF, el más afectado, informó recientemente que entre enero y marzo su extracción cayó en 9 MMm3/d en relación al primer trimestre de 2018, desplazadoen gran medida por Tecpetrol: mientras hay que cortar la inyección en campos convencionales, los yacimientos de shale gas entregan el fluido sin detenerse.
En esa línea es que Gutiérrez, de YPF, se encontró el martes de la semana pasada con el titular de la Unión Industrial Argentina (UIA), Miguel Acevedo, y su Comisión Directiva.
La posibilidad de desarrollar un activo polo industrial petroquímico en Bahía Blancahacen viables las proyecciones para Vaca Muerta hasta que no esté lista la planta de licuefacción de gas, también al sur de la provincia de Buenos Aires.
Fuente El Cronista
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walterhunter
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Tecnicalpro escribió:Estamos muy bien parados
Asi es estimado!! Y en unos meses estaremos mejor
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Tecnicalpro
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
A no llorar que es viernes ,a disfrutar el finde y a pasarla lo mejor posible
Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Está quizás algo cara hoy , pero la semana que viene será barata ...
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Tecnicalpro
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Estamos muy bien parados
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
No estamos quedando sin nasta 
igual venimos muy bien desde la de los 50, es natural que algunos quieran salir, yo sigo esperando atroden
igual venimos muy bien desde la de los 50, es natural que algunos quieran salir, yo sigo esperando atroden
Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Gabyconso escribió:Se agradece algun gráfico para ver como descomprimen los indicarores!!
Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Gabyconso escribió:Se agradece algun gráfico para ver como descomprimen los indicarores!!
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