TGNO4 Transp. Gas del Norte

[rojo]

Felicitaciones para la guardia vieja de TGN

[Tecnicalpro]

Cito parte de la nota de La Nacion

En caso de que gane la opción de hacer ampliaciones, no hará falta una licitación y solo se darán permisos para hacer las obras necesarias a TGN y TGS, las dos transportistas dueñas de los gasoductos. Sin embargo, ambas medidas no son excluyentes y hasta podrían ser complementarias, ya que la construcción del nuevo conducto recién estaría terminado en el invierno de 2021. "Hay que analizar el costo y beneficio, y que no sean redundantes", señalaron en Energía.

El candidato natural a ganar la licitación es Techint, el grupo del empresario Paolo Rocca, que produce los caños, genera el gas y tiene acciones de TGN. Sería además una forma de compensarlo por la quita de subsidios a Tecpetrol, su brazo petrolero. "Techint tiene intereses por todos lados y, por ser nacional, suma puntos. Pero el proyecto lo ganará el que lo haga más rápido y por menor precio", aclararon.

Parte de la nota de Clarin mencionada

También las empresas que pidieron la resolución 46 -y no se las concedieron- para Vaca Muerta podrán aplicar para esta salida. El secretario de Energía, Gustavo Lopetegui, se la expondrá a inversores la semana que viene, en una gira que hará en Houston (Estados Unidos), una suerte de capital energética del sector petrolero.

Eso sí, para estar en este programa, habrá que renunciar a cualquier litigio contra el Estado -Tecpetrol presentó un recurso frente a la modificación en la interpretación de la resolución 46- y no se podrá cobrar el estímulo de la resolución anterior si se pretende (con el mismo gas) reemplazar GNL.

El Gobierno estima que el nuevo gasoducto será adjudicado hacia agosto y que a mediados del año que viene ya estaría funcionano en parte. Para esa época, ya espera contar con las propuestas de las empresas interesadas en reemplazar importaciones de GNL, que hoy está a US$ 8, por gas de la cuenca neuquina. Ese producto se pagará con un descuento (2,5% el primer año, 10% el cuarto) con respecto al precio promedio internacional del GNL.

Como el nuevo beneficio será solo por cuatro meses, la Secretaría de Energía quiere convencer a las empresas locales de que abastezcan al mercado chileno durante los otros ocho meses del año. "Eso solo puede ser posible con contratos ininterrumpibles", aclaran desde el Poder Ejecutivo. Para las compañías, invertir en pozos para cuatro meses es inviable, ya que se requieren horizontes más largos.

La construcción del primer tramo del gasoducto (Vaca Muerta-Bahia Blanca) demandará US$ 800 millones. La ANSES -a través del fondo de sustentabilidad- podría financiar más de la mitad, según el Gobierno.

El segundo tramo del gasoducto llevará el importe final a US$ 2.000 millones. En esa parte, llegaría a Buenos Aires.

Aún si el gasoducto no pudiera materializarse, la secretaría de Energía cree que los dos transportistas actuales (TGS y TGN) podrían realizar ampliaciones, que demandarían permisos del Poder Ejecutivo, Por ejemplo, si Tecpetrol estuviera interesado en despachar su gas de Vaca Muerta como reemplazo de importaciones, podría acelerar alguna ampliación en TGN, de la que es accionista.

Aunque el plan se lanza ahora y se presentará estas semanas, recién tendrá efectos plenos en cuando termine el invierno de 2020 y estaría perfeccionado hacia 2021.

La resolución 46 permite a los productores de gas cobrar todo el año un "premio" por el gas que sacan de Vaca Muerta, en relación al precio de mercado. Este mecanismo presentado ahora solo les permitiría un precio "especial" durante los cuatro meses de frío.

[Tecnicalpro]

Los artículos de los diarios Clarín y La Nación mencionan la construcción en un primera etapa del nuevo gasoducto a Bahía Blanca que costaría U$S 800 millones (financiado por Anses) y luego más adelante una segunda etapa de Bahía a Buenos Aires que cuesta U$S 1.200 millones.
Si es así el recorrido es muy similar al Neuba II de TGS, sin embargo el proyecto en estudio era Neuquén-Rosario pero con un primer tramo hasta Saturno (Guaminí) y luego hasta Rosario, según la presentación de Iguacel en Houston(ver mapa pag.43):
https://www.argentina.gob.ar/sites/defa ... getico.pdf
Esperemos la definición, alguna ampliación nos va a tocar.

Cito parte de la nota de La Nacion

En caso de que gane la opción de hacer ampliaciones, no hará falta una licitación y solo se darán permisos para hacer las obras necesarias a TGN y TGS, las dos transportistas dueñas de los gasoductos. Sin embargo, ambas medidas no son excluyentes y hasta podrían ser complementarias, ya que la construcción del nuevo conducto recién estaría terminado en el invierno de 2021. "Hay que analizar el costo y beneficio, y que no sean redundantes", señalaron en Energía.

El candidato natural a ganar la licitación es Techint, el grupo del empresario Paolo Rocca, que produce los caños, genera el gas y tiene acciones de TGN. Sería además una forma de compensarlo por la quita de subsidios a Tecpetrol, su brazo petrolero. "Techint tiene intereses por todos lados y, por ser nacional, suma puntos. Pero el proyecto lo ganará el que lo haga más rápido y por menor precio", aclararon.

[MJS1977]

Los artículos de los diarios Clarín y La Nación mencionan la construcción en un primera etapa del nuevo gasoducto a Bahía Blanca que costaría U$S 800 millones (financiado por Anses) y luego más adelante una segunda etapa de Bahía a Buenos Aires que cuesta U$S 1.200 millones.
Si es así el recorrido es muy similar al Neuba II de TGS, sin embargo el proyecto en estudio era Neuquén-Rosario pero con un primer tramo hasta Saturno (Guaminí) y luego hasta Rosario, según la presentación de Iguacel en Houston(ver mapa pag.43):
https://www.argentina.gob.ar/sites/defa ... getico.pdf
Esperemos la definición, alguna ampliación nos va a tocar.

[Tecnicalpro]

Por otro lado la nota de ambito no aclara el cambio que se vino dando en el sector de pozos convencionales a no convencionales , deja afuera a la mas importante Tecpetrol, que rompio todos los records mundiales de extraccion en una formacion no convencional en el 2018

[Tecnicalpro]

No se puede producir mas por que no hay gasoductos ni redes por donde moverlo.
Todo lo que se exporta a chile se mueve por gasoductos construidos con ese fin en la decada del 90 el unico objetivo era la exportacion y los tratados con Chile.

En el caso del gasoducto del Mercosur a Uruguayana tenia el mismo fin, y practicamente estuvieron sin uso por muchos años.

[gustino61]

https://m.ambito.com/pese-al-tarifazo-d ... s-n5019781

Que confusión no ? Se produce menos ?
Se exporta más?

[Tecnicalpro]

MINISTERIO DE HACIENDA

SECRETARÍA DE GOBIERNO DE ENERGÍA

Resolución 82/2019

RESOL-2019-82-APN-SGE#MHA

Ciudad de Buenos Aires, 07/03/2019

VISTO el expediente EX-2019-13526565- -APN-DGDOMEN#MHA, las leyes 17.319, 24.076, 26.197, y los decretos 1738 del 18 de septiembre de 1992 y 966 del 16 de agosto de 2005, y

CONSIDERANDO:

Que en el artículo 3° de la ley 17.319 se establece que el Poder Ejecutivo Nacional fijará la política nacional con respecto a las actividades relativas a la explotación, industrialización, transporte y comercialización de los hidrocarburos, teniendo como objetivo principal satisfacer las necesidades de hidrocarburos del país con el producido de sus yacimientos, manteniendo reservas que aseguren esa finalidad.

Que en el artículo 1° de la ley 26.741 se declara como objetivo prioritario de la República Argentina el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos, así como la exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos, a fin de garantizar el desarrollo económico con equidad social, la creación de empleo, el incremento de la competitividad de los diversos sectores económicos y el crecimiento equitativo y sustentable de las provincias y regiones.

Que el gas natural representa más del cincuenta y siete por ciento (57%) de la oferta interna total de energía de la República Argentina.

Que la implementación de programas destinados a la promoción de inversiones en producción de hidrocarburos provenientes de reservorios no convencionales, especialmente de la cuenca Neuquina, ha generado un sustancial incremento de la producción de gas natural de esa cuenca, particularmente impulsado por las inversiones realizadas en esta nueva forma de explotación.

Que, como resultado de esos programas, la producción de gas natural de reservorios no convencionales creció un cuarenta y tres por ciento (43%) entre enero de 2018 y enero de 2019.

Que ese incremento en la producción doméstica de gas natural contribuyó, en 2018, a reducir en un catorce por ciento (14%) las necesidades de recurrir a gas natural importado, incluyendo gas natural licuado (GNL), y a disminuir el uso de combustibles líquidos para la generación eléctrica.

Que a los fines de continuar incrementando la producción de gas natural de la cuenca Neuquina, resulta necesario contar con la correspondiente infraestructura de captación, tratamiento, transporte y almacenaje de los hidrocarburos.

Que en la ley 24.076 se establecen los principios generales que regulan la actividad de transporte de gas natural.

Que entre los objetivos para la regulación del transporte y distribución del gas natural, en el inciso b) del artículo 2° de la ley 24.076, se contempla promover la competitividad de los mercados de oferta y demanda de gas natural, y alentar inversiones para asegurar el suministro a largo plazo.

Que resulta necesario generar las condiciones que propicien la construcción de un nuevo sistema de transporte de hidrocarburos gaseosos e instalaciones asociadas, o la ampliación significativa de los gasoductos existentes, compatible con el desarrollo de las reservas de hidrocarburos antes señalado.

Que en el artículo 4° de la ley 24.076 se establece que el transporte y la distribución de gas natural deberán ser realizados por personas jurídicas de derecho privado a las que el Poder Ejecutivo Nacional haya habilitado mediante el otorgamiento de la correspondiente concesión, licencia o permiso, previa selección por licitación pública.

Que el desarrollo de un nuevo sistema de transporte enfrenta una mayor incertidumbre, en varios aspectos, respecto de los gasoductos ya establecidos y en operación, que obedece a que puede no tener previamente comprometida la totalidad de su demanda, dado que se propone abastecer un mercado no completamente maduro.

Que la particularidad antes mencionada hace necesario que la regulación pueda prever incentivos para este tipo de proyectos a fin de despejar la incertidumbre referida.

Que esa regulación de incentivos requiere la definición de reglas particulares en cuanto a las condiciones económicas de prestación del servicio vinculado con el desarrollo del nuevo sistema de transporte, particularmente en lo atinente al acceso a la capacidad y a las tarifas aplicables.

Que la regulación particular del acceso a la capacidad puede aplicarse para el período de repago de la inversión por parte de los desarrolladores del nuevo sistema de transporte.

Que, en este sentido, existen numerosos antecedentes internacionales, como es el caso del artículo 36 de la Directiva 2009/73/CE del Parlamento Europeo, que compila reglas comunes para el funcionamiento de los mercados domésticos de gas natural y permite la posibilidad de otorgar, a solicitud del interesado, una exención al régimen de acceso abierto a las infraestructuras de gas natural, a condición de que se satisfagan cinco criterios: a) la inversión debe reforzar la competencia en el suministro de gas natural y potenciar la seguridad del suministro; b) el nivel de riesgo inherente a la inversión es tal que ésta no se llevaría a cabo de no concederse la exención; c) la infraestructura debe ser propiedad de una persona física o jurídica distinta, por lo menos en su personalidad jurídica, de los gestores de redes en cuyas redes vaya a construirse; d) se cobran cánones a los usuarios de la infraestructura; e) la exención no va en detrimento de la competencia ni del funcionamiento efectivo del mercado interior del gas natural, ni tampoco del funcionamiento eficiente de la red regulada a la que está conectada la infraestructura.

Que conforme a la mencionada directiva, los citados criterios se aplican también a los aumentos significativos de capacidad en las infraestructuras ya existentes, y a las modificaciones de dichas infraestructuras que permitan el desarrollo de nuevas fuentes de suministro de gas.

Que en el marco descripto, resulta conveniente establecer un procedimiento participativo para la identificación de posibles soluciones a la necesidad de captación, tratamiento, transporte y almacenaje de gas natural proveniente de la cuenca Neuquina, mediante la convocatoria a manifestaciones de interés para construir un nuevo sistema de transporte o desarrollar una ampliación significativa de la capacidad de transporte desde la citada cuenca hasta los centros de consumo del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) y el Litoral, con capacidad para desplazar volúmenes significativos de gas natural licuado (GNL) importado.

Que se contempla la posibilidad de que el Fondo de Garantía de Sustentabilidad de la Administración Nacional de la Seguridad Social participe en una parte sustancial del financiamiento, en condiciones de mercado.

Que el servicio jurídico permanente de la Secretaría de Gobierno de Energía del Ministerio de Hacienda ha tomado la intervención que le compete.

Que esta resolución se dicta en virtud de las facultades conferidas por el apartado VIII bis del anexo II al decreto 174 del 3 de marzo de 2018.

Por ello,

EL SECRETARIO DE GOBIERNO DE ENERGÍA

RESUELVE:

ARTÍCULO 1°.- Convocar a la presentación de manifestaciones de interés para la construcción de un nuevo gasoducto, o la ampliación significativa de la capacidad de transporte existente, para la evacuación de gas natural producido en la cuenca Neuquina hacia los centros de consumo del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) y el Litoral, con potencial para desplazar volúmenes significativos de gas natural licuado (GNL) importado, conforme a los términos de referencia que integran este acto como anexo (IF-2019-13785008-APN-SSHYC#MHA).

ARTÍCULO 2º.- Las presentaciones podrán realizarse hasta el 8 de abril del corriente, en la Mesa de Entradas de esta Secretaría, sita en Balcarce 186, 1° piso, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

ARTÍCULO 3º.- Facultar a la Subsecretaría de Hidrocarburos y Combustibles a dictar los actos que sean necesarios y evacuar las consultas que se efectúen durante el período indicado en el artículo anterior.

ARTÍCULO 4°.- La mencionada Subsecretaría, previo análisis de las propuestas presentadas y las condiciones informadas para su eventual desarrollo, las elevará junto con su evaluación y la del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) para consideración de esta Secretaría.

En función de la eficacia y eficiencia de su contribución al logro del objetivo de esta convocatoria, las propuestas evaluadas podrán ser consideradas, total o parcialmente (i) para su integración a las bases y condiciones que serán determinadas conforme al inciso h) del artículo 52 de la ley 24.076, para la realización de un ulterior proceso de selección por licitación pública, para la construcción y operación de un nuevo sistema de transporte de gas natural e instalaciones conexas, o (ii) para la ampliación significativa de los gasoductos existentes.

ARTÍCULO 5°.- Comuníquese, publíquese, dése a la Dirección Nacional del Registro Oficial y archívese. Gustavo Sebastián Lopetegui

Fecha de publicación 08/03/2019

[Tecnicalpro]

AHORA SUBSIDIARÁN A PETROLERAS POR GAS NUEVO PARA EL INVIERNO

EL GOBIERNO HARÁ UNA SUBASTA Y GANARÁ LA EMPRESA QUE OFREZCA MEJOR VOLUMEN Y PRECIO – Para evitar que falte el producto en los meses más fríos, el Estado aseguraría un precio superior a u$s8.
El Gobierno realizará una subasta para que las petroleras ofrezcan gas para el invierno a un precio estímulo, subsidiado por el Estado, que podría ubicarse entre u$s8 y u$s9, más de los u$s7,50 que asegura la resolución 46 de la etapa de Juan José Aranguren.

Fuentes oficiales desestimaron que se trate de un subsidio y afirmaron que será un precio especial para el invierno que permita generar mayor producción local y sustituir las importaciones de GNL para regasificar. Añadieron que el proyecto es que buena parte de los u$s1.000 millones que se destinaron al GNL importado en 2018, se desplace a reconocer un mejor precio a la producción local.

Como sea, será el Estado el que deba afrontar la diferencia entre el precio del gas que se incluirá en las tarifas de los usuarios a partir de abril y los precios que se obtengan en la próxima subasta. Lo que es cierto es que no habrá una nueva resolución, como la polémica 46, por lo cual no se crearán derechos ni antecedentes por el valor a pagar, aunque ayer se especulaba que la subasta podría incluir también el período invernal de 2020 y 2021.

Según está previsto, el Gobierno convocará primero a una consulta pública y luego realizará la subasta. La iniciativa se da en un contexto de dos días seguidos de aumento en el valor del dólar, lo que significa que el precio que se adjudique en la subasta podría terminar siendo mucho más alto en pesos en los meses de invierno (junio-julio-agosto),o cuando efectivamente se pague y por eso generar aun más dificultades fiscales.

Sin embargo, también es cierto que el Gobierno se encuentra en una situación delicada en lo que se refiere al abastecimiento en los meses más fríos. En noviembre, despidió al buque regasificador que operaba en Bahía Blanca en apariencia apresurado por razones políticas, y además porque esperaba que la producción de gas de Vaca Muerta, en particular la de Tecpetrol, aumentara lo suficiente para reemplazar al GNL de ese barco y ocupar toda la capacidad del gasoducto que viene de Neuquén.

Como en los días del invierno de 2018, se usó hasta 20,8 millones de metros cúbicos diarios del buque regasificador de Bahía Blanca, la apuesta era que Tecpetrol y otras empresas beneficiadas por la resolución 46, reemplazaran ese volumen.

Pero en el invierno pasado, la empresa del Grupo Techint ya estaba produciendo entre 7 y 8 millones de metros cúbicos millones, por lo cual el aumento de la producción tenía que ser por encima de esa cantidad.

Hasta diciembre, Tecpetrol había llegado a 17,5 millones de metros cúbicos diarios, y se especula que en enero habría desacelerado el crecimiento, debido a que el Gobierno acotó el precio estímulo de la resolución 46 a la producción prevista en el proyecto original y no a la efectivamente alcanzada. Esto significa que solo hay seguros 10 millones más diarios de esta empresa que en el invierno pasado.

Si se mantiene en ese volumen, el faltante para junio-julio de este año es de 10 millones de metros cúbicos diarios, sobre un total requerido que supera 160 millones en los meses de bajas temperaturas. Esto es lo que obliga a realizar la subasta.

En el proceso se espera que participen las empresas como YPF y Pampa Energía que tienen proyectos aprobados por Neuquén bajo los términos de la resolución 46 y no lograron la autorización del Gobierno nacional, luego de que en febrero se decidió acotar el monto del presupuesto destinado a subsidiar la producción incremental de gas.

Según fuentes oficiales citadas por la agencia Telam, el nuevo esquema de subasta al que podrán acceder las petroleras permitirá obtener precios similares a los que el país paga por el GNL, y se duplicarían los valores (que promediaron u$s4,62 por millón de btu) obtenidos a mediados de febrero cuando se desarrolló la compulsa para vender gas a las distribuidoras. Es decir, se estaría pensando en un precio subsidiado de más de u$s8 por unidad, mayor aun que los u$s7,50 que asegura la resolución 46.

Como contrapartida, el Gobierno espera lograr un compromiso de las petroleras para construir un gasoducto desde Vaca Muerta, y que demandaría una inversión de unos u$s1.200 millones.

Fuente: Ambito.com

[Tecnicalpro]

Promedian los ultimos 10

Cierre $68,70


17:00 $ 68,700 $ 7011007,30 100.579
16:59 $ 68,100 $ 7011007,30 350
16:59 $ 68,100 $ 6987172,30 200
16:59 $ 68,100 $ 6973552,30 120
16:59 $ 68,500 $ 6965380,30 400
16:59 $ 68,500 $ 6937980,30 49
16:59 $ 68,500 $ 6934623,80 400
16:58 $ 68,500 $ 6907223,80 6
16:58 $ 68,600 $ 6883831,80 335
16:55 $ 69,000 $ 6883831,80 50
16:54 $ 69,000 $ 6880381,80 36
16:53 $ 69,000 $ 6877897,80 100
16:53 $ 69,100 $ 6781084,20 119
16:53 $ 69,200 $ 6781084,20 339
16:53 $ 69,200 $ 6781084,20 438
16:53 $ 69,200 $ 6781084,20 59
16:50 $ 69,500 $ 6781084,20 10

[brianjordan]

en bolsar dice 68.70, supongo que cerro asi , justo 16.50 estaba en 0%.

[brianjordan]

Bastante lejos del pronóstico. Lastima que tgsu 4 up esta 2 down

[walterhunter]

Parece que mi pronostico no se dio,
Las bajas del dow no ayudan.
Pero yo estoy muy tranquilo.

[sebamar2000]

Una lastima puede fallar

[jabalina]

Parece que mi pronostico no se dio,
Las bajas del dow no ayudan.
Pero yo estoy muy tranquilo.