TGNO4 Transp. Gas del Norte
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pipioeste22
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Papelazo
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Siphoning Sequence
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
183000 a $75 a las 11:48. O sea, subió con respecto a la última pactada.
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Tecnicalpro
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
flipperjeeper escribió:Buen dia socios. Hubo op pactadas?
Buen día !!
Si , no a la vista
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flipperjeeper
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Buen dia socios. Hubo op pactadas?
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Tony Stark
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
victor escribió:???
Hola victor!
A horas del balance, pasas el pronostico, al cual tenes acostumbrada a la banda TGNera?
Exitos!!!
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Tony Stark
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Tecnicalpro escribió:Para la licitación de construcción son más de 6.
Pata la licitación de la operación del gasoducto, solo dos TGN TGS.
El tema es que ya nos quedamos con la planta del Pacífico y el GNEA.
Aparte de que 3M es amigo de Macri
Hola Tecnical
Que la haga 3M con la constructora que le compro al primo del presi (a precio vil, por conflicto de intereses
) y deje la operacion a paolo.Exitos!!!
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Tecnicalpro
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
VACA MUERTA NO PARA DE CRECER Y RECIBIR INVERSIONES
1 AGOSTO, 2019
A partir del 15 de septiembre, el gobierno nacional volverá a autorizar exportaciones de gas en firme, un cambio sustancial en la forma de comercialización del fluido. Sin embargo preocupa que el mal uso de los recursos atente contra el precio en boca de pozo. Aún así Tecpetrol, sumó una nueva superficie. Vista Oil salió a buscar dinero fresco y lo consiguió en Wall Street.
A partir del 15 de septiembre, el gobierno nacional volverá a autorizar exportaciones de gas en firme. Es un cambio sustancial en la forma de comercialización de esas colocaciones desde la reanudación de las ventas fuera del país, que se vienen permitiendo pero solo bajo la modalidad interrumpible.
Fuentes del gobierno nacional informaron a que se autorizarán exportaciones por 17 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) y que las operaciones regirán entre septiembre y mayo, momento que marca la baja del consumo interno del país. Estas nuevas ventas serán para “las empresas que quieran tomarlas” y las primeras en más de una década.
En octubre pasado el gas neuquino volvió a cruzar la cordillera con exportaciones a Chile, luego de un período de puertas cerradas, tras la decisión de cortar el suministro al vecino país para priorizar la demanda interna ante la baja de la producción.
Hoy el rendimiento de áreas gasíferas de Vaca Muerta hace necesario buscar nuevos mercados. Y por eso se habilitaron las operaciones de venta en carácter interrumpible, toda vez que hay excedentes de gas que no pueden ser comercializados en el mercado interno durante buena parte del año.
El objetivo es aumentar las exportaciones de gas. Chile tiene una fuerte dependencia del carbón y de compras de GNL. Es una gran alternativa para el shale gas, pero se trata de recuperar una relación con el vecino país luego de cortar las ventas. Al mismo tiempo, es tal la cantidad de gas de Vaca Muerta que también hace falta poner el ojo en otros mercados, como el asiático.
A todo esto preocupa el precio del gas de exportación porque las petroleras compiten, a veces de manera desmedida, para ganar mercados, eso llevaría a la baja de los valores en boca de pozo lo cual a la larga no es beneficiosa la hora de volver a invertir.
Justamente en los primeros meses del año se registraron precios inferiores a los US$ 3,60 MMBTU. Ya que la tubería da para vender el mercado entiende que es fundamental ordenar la relación precio-producto.
Para evitar la depredación algunas petroleras como PAE, YPF,Total, CGC y Tecpetrol, sugirieron al Gobierno establecer una precio mínimo al gas exportado, pero el regulador descartó esa opción.
Por su parte el gobierno del Neuquén adjudicó por 35 años a Tecpetrol las áreas Toldos II y I Norte a Tecpetrol en sociedad con Gas y petróleos del Neuquén con una inversión que alcanzará los US$ 113 m en los próximos tres años.
Según el CEO de la empresa, Carlos Ormaechea, «Vaca Muerta necesitará expandir la capacidad que tenemos en la industria nacional y Neuquén tiene la oportunidad de jugar un rol importantísimo en el crecimiento de la cadena de valor, debemos integrar tecnología en invertir para poder lograr que todo sea mucho más grande».
En la misma línea la petrolera Vista Oíl obtuvo US$100 M y cotiza en Wall Street pensando que hacer de recursos para invertir en lo que se entiende como uno de los pocos puntos comunes que comparten el macrismo y su antecesor que es, justamente,el desarrollo a futuro de la cuenca de gas y petroleo más rica del país
Vista posee 54.000 hectáreas, más activos convencionales que evalúa desarrollar para aumentar para mejorar la rentabilidad de sus socios. La oferta global primaria consistió en ubicar los papeles en los Estados Unidos, México y otros países fuera de la región.
Pero mientras el Gobierno apuesta todo a desarrollos no convencionales, el tecnólogo Ignacio Peña, hermano de Marcos Peña, Jefe de Gabinete cuestionó la decisión por la redes sociales.
Considera que el petróleo es el «excremento del diablo». No cree que Vaca Muerta sea «nuestra mayor esperanza económica» la esperanza y eje central de la estrategia energética». Cuestiones familiares que, en principio, no cambiarían los planes oficiales sobre la zona. Asesoró a YPF, hoy ya no.
Fuente: Urgente 24.
1 AGOSTO, 2019
A partir del 15 de septiembre, el gobierno nacional volverá a autorizar exportaciones de gas en firme, un cambio sustancial en la forma de comercialización del fluido. Sin embargo preocupa que el mal uso de los recursos atente contra el precio en boca de pozo. Aún así Tecpetrol, sumó una nueva superficie. Vista Oil salió a buscar dinero fresco y lo consiguió en Wall Street.
A partir del 15 de septiembre, el gobierno nacional volverá a autorizar exportaciones de gas en firme. Es un cambio sustancial en la forma de comercialización de esas colocaciones desde la reanudación de las ventas fuera del país, que se vienen permitiendo pero solo bajo la modalidad interrumpible.
Fuentes del gobierno nacional informaron a que se autorizarán exportaciones por 17 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) y que las operaciones regirán entre septiembre y mayo, momento que marca la baja del consumo interno del país. Estas nuevas ventas serán para “las empresas que quieran tomarlas” y las primeras en más de una década.
En octubre pasado el gas neuquino volvió a cruzar la cordillera con exportaciones a Chile, luego de un período de puertas cerradas, tras la decisión de cortar el suministro al vecino país para priorizar la demanda interna ante la baja de la producción.
Hoy el rendimiento de áreas gasíferas de Vaca Muerta hace necesario buscar nuevos mercados. Y por eso se habilitaron las operaciones de venta en carácter interrumpible, toda vez que hay excedentes de gas que no pueden ser comercializados en el mercado interno durante buena parte del año.
El objetivo es aumentar las exportaciones de gas. Chile tiene una fuerte dependencia del carbón y de compras de GNL. Es una gran alternativa para el shale gas, pero se trata de recuperar una relación con el vecino país luego de cortar las ventas. Al mismo tiempo, es tal la cantidad de gas de Vaca Muerta que también hace falta poner el ojo en otros mercados, como el asiático.
A todo esto preocupa el precio del gas de exportación porque las petroleras compiten, a veces de manera desmedida, para ganar mercados, eso llevaría a la baja de los valores en boca de pozo lo cual a la larga no es beneficiosa la hora de volver a invertir.
Justamente en los primeros meses del año se registraron precios inferiores a los US$ 3,60 MMBTU. Ya que la tubería da para vender el mercado entiende que es fundamental ordenar la relación precio-producto.
Para evitar la depredación algunas petroleras como PAE, YPF,Total, CGC y Tecpetrol, sugirieron al Gobierno establecer una precio mínimo al gas exportado, pero el regulador descartó esa opción.
Por su parte el gobierno del Neuquén adjudicó por 35 años a Tecpetrol las áreas Toldos II y I Norte a Tecpetrol en sociedad con Gas y petróleos del Neuquén con una inversión que alcanzará los US$ 113 m en los próximos tres años.
Según el CEO de la empresa, Carlos Ormaechea, «Vaca Muerta necesitará expandir la capacidad que tenemos en la industria nacional y Neuquén tiene la oportunidad de jugar un rol importantísimo en el crecimiento de la cadena de valor, debemos integrar tecnología en invertir para poder lograr que todo sea mucho más grande».
En la misma línea la petrolera Vista Oíl obtuvo US$100 M y cotiza en Wall Street pensando que hacer de recursos para invertir en lo que se entiende como uno de los pocos puntos comunes que comparten el macrismo y su antecesor que es, justamente,el desarrollo a futuro de la cuenca de gas y petroleo más rica del país
Vista posee 54.000 hectáreas, más activos convencionales que evalúa desarrollar para aumentar para mejorar la rentabilidad de sus socios. La oferta global primaria consistió en ubicar los papeles en los Estados Unidos, México y otros países fuera de la región.
Pero mientras el Gobierno apuesta todo a desarrollos no convencionales, el tecnólogo Ignacio Peña, hermano de Marcos Peña, Jefe de Gabinete cuestionó la decisión por la redes sociales.
Considera que el petróleo es el «excremento del diablo». No cree que Vaca Muerta sea «nuestra mayor esperanza económica» la esperanza y eje central de la estrategia energética». Cuestiones familiares que, en principio, no cambiarían los planes oficiales sobre la zona. Asesoró a YPF, hoy ya no.
Fuente: Urgente 24.
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
ExxonMobil se prepara para dar un salto en la producción
La operadora puso en funcionamiento una planta de tratamiento temprano.
La vinculará con el desarrollo masivo que encara en Vaca Muerta.
La petrolera norteamericana ExxonMobil está realizando las obras de infraestructura para incrementar su producción en Vaca Muerta, de la mano con el paso a desarrollo masivo que dispuso recientemente en el bloque Bajo del Choique - La Invernada.
Para esto el fin de semana pasado comenzaron las pruebas para la puesta en marcha final de una nueva planta de tratamiento temprano (EPF, por su sigla en inglés) en el área Los Toldos 1 Sur, ubicada a unos 60 kilómetros al sudeste de Rincón de los Sauces, en el norte de la formación no convencional.
Las instalaciones tienen capacidad para procesar 2,2 millones de metros cúbicos de gas natural por día y 950 metros cúbicos de petróleo, funcionando como el primer tratamiento antes del ingreso a la planta de tratamiento del área Bajo del Choique.
Las instalaciones estarán destinadas de momento a la producción que se extra de los siete pozos ya realizados allí y se vinculará en el caso del crudo con la planta de Bajo del Choique, para luego ser transportado en camiones para su comercialización.
En números
2,2
millones de metros cúbicos de gas y 950 de petróleo por día podrá procesar la nueva planta de tratamiento.
Mientras que en el caso el gas la vinculación se realizará por ahora con el Gasoducto del Pacífico, dado que en un futuro está previsto que la producción se inyecte en el nuevo gasoducto que Transportadora Gas del Sur está terminando de construir en la zona norte de Vaca Muerta.
Desde ExxonMobil se explicó que la construcción de esta EPF demandó un total de 350.000 horas hombre de trabajo, siendo la principal contratista Techint.
La apuesta de ExxonMobil a la realización de infraestructura de tratamiento y transporte en la zona norte de Vaca Muerta es crucial no sólo para el avance de sus desarrollos sino también para los bloques vecinos, como es el caso del gasoducto de 16 pulgadas que la firma realizó este año.
La línea parte de Bajo del Choique-La Invernada y pasa por Los Toldos Sur 1 para conectarse con el sistema de Gasoducto del Pacífico, recorriendo 25 kilómetros y permitiendo a la operadora un canal directo para la exportación de gas natural hacia Chile.
Pero esa no es la única iniciativa que la firma realizó en lo que al midstream se refiere dado que el año pasado hizo una de las jugadas más fuertes al comprar el 21% de las acciones de Oldelval, la firma que transporta el crudo hacia las refinerías y el puerto.
La adquisición alcanzó los 36,4 millones de dólares y representó el 90,9% de las acciones que Pampa Energía tenía en la red. Una inversión clave para el desarrollo masivo que encara y en donde invertirán 2.000 millones de dólares en los próximos cinco años para alcanzar una producción de 55.000 barriles equivalentes de petróleo por día.
Fuente Rio Negro Energia
La operadora puso en funcionamiento una planta de tratamiento temprano.
La vinculará con el desarrollo masivo que encara en Vaca Muerta.
La petrolera norteamericana ExxonMobil está realizando las obras de infraestructura para incrementar su producción en Vaca Muerta, de la mano con el paso a desarrollo masivo que dispuso recientemente en el bloque Bajo del Choique - La Invernada.
Para esto el fin de semana pasado comenzaron las pruebas para la puesta en marcha final de una nueva planta de tratamiento temprano (EPF, por su sigla en inglés) en el área Los Toldos 1 Sur, ubicada a unos 60 kilómetros al sudeste de Rincón de los Sauces, en el norte de la formación no convencional.
Las instalaciones tienen capacidad para procesar 2,2 millones de metros cúbicos de gas natural por día y 950 metros cúbicos de petróleo, funcionando como el primer tratamiento antes del ingreso a la planta de tratamiento del área Bajo del Choique.
Las instalaciones estarán destinadas de momento a la producción que se extra de los siete pozos ya realizados allí y se vinculará en el caso del crudo con la planta de Bajo del Choique, para luego ser transportado en camiones para su comercialización.
En números
2,2
millones de metros cúbicos de gas y 950 de petróleo por día podrá procesar la nueva planta de tratamiento.
Mientras que en el caso el gas la vinculación se realizará por ahora con el Gasoducto del Pacífico, dado que en un futuro está previsto que la producción se inyecte en el nuevo gasoducto que Transportadora Gas del Sur está terminando de construir en la zona norte de Vaca Muerta.
Desde ExxonMobil se explicó que la construcción de esta EPF demandó un total de 350.000 horas hombre de trabajo, siendo la principal contratista Techint.
La apuesta de ExxonMobil a la realización de infraestructura de tratamiento y transporte en la zona norte de Vaca Muerta es crucial no sólo para el avance de sus desarrollos sino también para los bloques vecinos, como es el caso del gasoducto de 16 pulgadas que la firma realizó este año.
La línea parte de Bajo del Choique-La Invernada y pasa por Los Toldos Sur 1 para conectarse con el sistema de Gasoducto del Pacífico, recorriendo 25 kilómetros y permitiendo a la operadora un canal directo para la exportación de gas natural hacia Chile.
Pero esa no es la única iniciativa que la firma realizó en lo que al midstream se refiere dado que el año pasado hizo una de las jugadas más fuertes al comprar el 21% de las acciones de Oldelval, la firma que transporta el crudo hacia las refinerías y el puerto.
La adquisición alcanzó los 36,4 millones de dólares y representó el 90,9% de las acciones que Pampa Energía tenía en la red. Una inversión clave para el desarrollo masivo que encara y en donde invertirán 2.000 millones de dólares en los próximos cinco años para alcanzar una producción de 55.000 barriles equivalentes de petróleo por día.
Fuente Rio Negro Energia
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Guiño de Nación a las áreas con subsidio en Vaca Muerta
La Secretaría de Energía modificó la norma que regula las exportaciones. Las firmas podrán enviar al exterior la parte de su producción que no recibe aportes sin perder el incentivo
Luego de la polémica suscitada en torno al recorte de los subsidios a la producción de gas no convencional de la Resolución 46/17, el gobierno nacional modificó el régimen de exportaciones del fluido y, en un guiño hacia las petroleras afectadas por los achiques, cambió el apartado referido a los bloques que reciben los incentivos.
Hasta la semana pasada regía las Resolución 104/18 que marcaba que si un área abarcada dentro de la Resolución 46/17 exportaba gas, el volumen enviado al exterior se descontaba de la producción que recibía el subsidio que para este año está fijado en 7 dólares por millón de BTU.
Con la nueva normativa, la Resolución 417/19 publicada el viernes pasado, se fijaron dos cambios sustanciales. El primero es que se reconoce que existen áreas que tienen a la vez producción con y sin incentivo.
A partir de allí, la nueva norma fija que si un bloque incluido dentro de la Resolución 46 exporta gas, ese volumen se descontará del total de la producción pero en forma previa a determinar la porción que percibe los subsidios.
Dicho más en claro, lo que autoriza la nueva resolución es que las empresas puedan exportar la parte de su producción que no goza del precio sostén sin perder por ello parte de la producción que sí lo recibe.
En números
8
son los desarrollos en todo el país que reciben los fondos del nuevo Plan Gas que fijó la Resolución 46.
Sobre un listado de 20 áreas o desarrollos que habían obtenido el visto bueno de las provincias para acceder a los aportes de la Resolución 46, finalmente el gobierno nacional sólo autorizó a 8 de ellas: Campo Indio Este/El Cerrito de CGC en Santa Cruz, Estación Fernández Oro de YPFen Río Negro y seis en Neuquén: Fortín de Piedra (Tecpetrol), La Ribera I y II (YPF), Agua del Cajón (Capex), Aguada Pichana Oeste/Aguada de Castro (Pan American Energy) y Aguada Pichana Este (Total Austral).
La modificación no sólo beneficia a desarrollos como el de Tecpetrol que posee cerca de la mitad de su producción sin incentivos por el cambio de criterio aplicado desde la asunción de Gustavo Lopetegui en Energía, sino también a otros bloques como EFO o los de CGC que reciben el prcio sostén sólo por su producción incremental.
El guiño de Nación en la víspera electoral tiene especial repercusión entre las empresas extranjeras que fueron las que pusieron el grito en el cielo por la modificación en las reglas del juego a la que no están acostumbradas.
El nuevo cambio busca cerrar un poco esa herida abierta en la credibilidad de un país que permanentemente proclama que ansía la llegada de más operadoras.
En tanto que para Tecpetrol, la firma más perjudicada por el cambio de criterio por el volumen de producción que posee, fuentes de Nación consideraron que el cambio la enfrenta a una encrucijada ante la demanda judicial que entabló contra el Estado por el cambio en los subsidios.
Pero más allá de las interpretaciones de cada empresa, la flexibilización de las exportaciones de estos bloques es fundamental no sólo para que las operadoras puedan colocar en el exterior parte de su producción durante los meses de baja demanda local, sino también para el abastecimiento nacional.
Esto se debe a que, con esa apertura, no sólo las petroleras no deberían recurrir -como viene sucediendo- al cierre forzado de pozos productores por falta de compradores, sino que también se podría evitar que la producción decline por falta de inversiones y en los próximos inviernos el país deba importar más gas.
El mercado
7 dólares es el precio que garantiza el programa por cada millon de BTU.
3,70 dólares es el precio promedio en el mercado interno del millón de BTU. En el último año cayó por la sobreoferta del fluido.
Pero además, paralelamente, el gobierno nacional se asegura un ingreso contante y sonante, pues las exportaciones tributan casi un 10% de retenciones.
En tanto que la medida también beneficia al conjunto de las operadoras que ven con temor la caída del precio del gas en el mercado nacional, que en este año se sitúa en torno a los 3,70 dólares.
La posibilidad de ampliar las exportaciones es vista con una palanca para mermar la sobreoferta local que es la que llevó los precios muy por debajo de los años anteriores y que amenaza con dañar la rentabilidad de varios proyectos y con ellos el abastecimiento interno.
Desde el 15 de septiembre se autorizarán exportaciones en firme
El gobierno nacional ultima los detalles para autorizar por primera vez en más de una década la exportación de gas natural de forma no interrumpible o en firme a partir del próximo 15 de septiembre.
La medida tendrá vigencia hasta el 15 de mayo del año entrante, cuando por el inicio del invierno se priorice la cobertura de las necesidades nacionales.
El objetivo del gobierno es que se exporten en condición firme hasta 17 millones de metros cúbicos por día.
Según precisaron altas fuentes del gobierno el objetivo de Energía es colocar 14 a 17 millones de metros cúbicos por día bajo estas condiciones, habilitando para ello un sistema en el que las operadoras que primero sellen acuerdos en esas condiciones serán las que recibirán la autorización final de Nación.
El objetivo del gobierno nacional es incrementar en forma sostenida las exportaciones de gas a los países vecinos, de forma tal de pasar del promedio de 5,9 millones de metros cúbicos por día que se alcanzó en el primer trimestre del año a un poco más de 14 millones de metros cúbicos.
La senda exportadora sería así el camino para sortear el cuello de botella del transporte del fluido hasta tanto se construya el nuevo gasododucto a Salliqueló que cuya licitación se publicó ayer y el 20 de septiembre se abrirán los sobres de ofertas.
Fuente Rio Negro Energia
La Secretaría de Energía modificó la norma que regula las exportaciones. Las firmas podrán enviar al exterior la parte de su producción que no recibe aportes sin perder el incentivo
Luego de la polémica suscitada en torno al recorte de los subsidios a la producción de gas no convencional de la Resolución 46/17, el gobierno nacional modificó el régimen de exportaciones del fluido y, en un guiño hacia las petroleras afectadas por los achiques, cambió el apartado referido a los bloques que reciben los incentivos.
Hasta la semana pasada regía las Resolución 104/18 que marcaba que si un área abarcada dentro de la Resolución 46/17 exportaba gas, el volumen enviado al exterior se descontaba de la producción que recibía el subsidio que para este año está fijado en 7 dólares por millón de BTU.
Con la nueva normativa, la Resolución 417/19 publicada el viernes pasado, se fijaron dos cambios sustanciales. El primero es que se reconoce que existen áreas que tienen a la vez producción con y sin incentivo.
A partir de allí, la nueva norma fija que si un bloque incluido dentro de la Resolución 46 exporta gas, ese volumen se descontará del total de la producción pero en forma previa a determinar la porción que percibe los subsidios.
Dicho más en claro, lo que autoriza la nueva resolución es que las empresas puedan exportar la parte de su producción que no goza del precio sostén sin perder por ello parte de la producción que sí lo recibe.
En números
8
son los desarrollos en todo el país que reciben los fondos del nuevo Plan Gas que fijó la Resolución 46.
Sobre un listado de 20 áreas o desarrollos que habían obtenido el visto bueno de las provincias para acceder a los aportes de la Resolución 46, finalmente el gobierno nacional sólo autorizó a 8 de ellas: Campo Indio Este/El Cerrito de CGC en Santa Cruz, Estación Fernández Oro de YPFen Río Negro y seis en Neuquén: Fortín de Piedra (Tecpetrol), La Ribera I y II (YPF), Agua del Cajón (Capex), Aguada Pichana Oeste/Aguada de Castro (Pan American Energy) y Aguada Pichana Este (Total Austral).
La modificación no sólo beneficia a desarrollos como el de Tecpetrol que posee cerca de la mitad de su producción sin incentivos por el cambio de criterio aplicado desde la asunción de Gustavo Lopetegui en Energía, sino también a otros bloques como EFO o los de CGC que reciben el prcio sostén sólo por su producción incremental.
El guiño de Nación en la víspera electoral tiene especial repercusión entre las empresas extranjeras que fueron las que pusieron el grito en el cielo por la modificación en las reglas del juego a la que no están acostumbradas.
El nuevo cambio busca cerrar un poco esa herida abierta en la credibilidad de un país que permanentemente proclama que ansía la llegada de más operadoras.
En tanto que para Tecpetrol, la firma más perjudicada por el cambio de criterio por el volumen de producción que posee, fuentes de Nación consideraron que el cambio la enfrenta a una encrucijada ante la demanda judicial que entabló contra el Estado por el cambio en los subsidios.
Pero más allá de las interpretaciones de cada empresa, la flexibilización de las exportaciones de estos bloques es fundamental no sólo para que las operadoras puedan colocar en el exterior parte de su producción durante los meses de baja demanda local, sino también para el abastecimiento nacional.
Esto se debe a que, con esa apertura, no sólo las petroleras no deberían recurrir -como viene sucediendo- al cierre forzado de pozos productores por falta de compradores, sino que también se podría evitar que la producción decline por falta de inversiones y en los próximos inviernos el país deba importar más gas.
El mercado
7 dólares es el precio que garantiza el programa por cada millon de BTU.
3,70 dólares es el precio promedio en el mercado interno del millón de BTU. En el último año cayó por la sobreoferta del fluido.
Pero además, paralelamente, el gobierno nacional se asegura un ingreso contante y sonante, pues las exportaciones tributan casi un 10% de retenciones.
En tanto que la medida también beneficia al conjunto de las operadoras que ven con temor la caída del precio del gas en el mercado nacional, que en este año se sitúa en torno a los 3,70 dólares.
La posibilidad de ampliar las exportaciones es vista con una palanca para mermar la sobreoferta local que es la que llevó los precios muy por debajo de los años anteriores y que amenaza con dañar la rentabilidad de varios proyectos y con ellos el abastecimiento interno.
Desde el 15 de septiembre se autorizarán exportaciones en firme
El gobierno nacional ultima los detalles para autorizar por primera vez en más de una década la exportación de gas natural de forma no interrumpible o en firme a partir del próximo 15 de septiembre.
La medida tendrá vigencia hasta el 15 de mayo del año entrante, cuando por el inicio del invierno se priorice la cobertura de las necesidades nacionales.
El objetivo del gobierno es que se exporten en condición firme hasta 17 millones de metros cúbicos por día.
Según precisaron altas fuentes del gobierno el objetivo de Energía es colocar 14 a 17 millones de metros cúbicos por día bajo estas condiciones, habilitando para ello un sistema en el que las operadoras que primero sellen acuerdos en esas condiciones serán las que recibirán la autorización final de Nación.
El objetivo del gobierno nacional es incrementar en forma sostenida las exportaciones de gas a los países vecinos, de forma tal de pasar del promedio de 5,9 millones de metros cúbicos por día que se alcanzó en el primer trimestre del año a un poco más de 14 millones de metros cúbicos.
La senda exportadora sería así el camino para sortear el cuello de botella del transporte del fluido hasta tanto se construya el nuevo gasododucto a Salliqueló que cuya licitación se publicó ayer y el 20 de septiembre se abrirán los sobres de ofertas.
Fuente Rio Negro Energia
Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
9Tecnicalpro escribió:Salta: llegan las máquinas para la exploración de la posible reserva de gas no convencional más grande del mundo
Con una inversión inicial de más de U$S 7 millones, comenzará la exploración de la formación geológica Los Monos en el norte provincial para verificar su potencial en gas no convencional. Las máquinas ya comenzaron a llegar a Salta para trabajar en lo que potencialmente sería una de las reservas de gas no convencional más grande del mundo, incluso mayor que Vaca Muerta.
El secretario general del Sindicato de Trabajadores Petroleros, Sebastián Barrios, dio a conocer que esta semana empezaron a llegar las maquinarias para las tareas exploratorias que estarán a cargo de las compañías Tecpetrol y Pampa Energía, con una inversión de más de 7 millones de dólares. “Esta semana empezaron a llegar las primeras cargas del equipo de perforación encargado de hacer esta tarea. Es algo sumamente importante para la provincia. Tenemos mucha esperanza los pocos datos que tenemos son muy alentadores. Es una reserva muy grande no sabemos si es convencional o no convencional”.
El trabajador explicó que si se confirma el potencial de Los Monos, luego vendrá la discusión sobre cómo extraer ese gas que está a más de cinco mil metros de profundidad. Se estima que será a través del sistema “fracking”, ya que el gas está atrapado entre rocas que habría que romper.
Barrios recordó que desde 1993 que no se hace ninguna exploración en el norte provincial, tras la privatización de YPF.
Un estudio reveló años atrás que Salta posee una gran reserva de gas no convencional; dichos yacimientos se encuentran en la cuenca chacoparanaense y se trata de una formación geológica conocida como Los Monos, que se extiende desde Santa Cruz (Bolivia) hacia el sur, abarcando las provincias de Salta y Jujuy .
Para algunos funcionarios del área de energía, la capacidad de producción de esta región y los avances de Bolivia en la materia hacen prioritario que se comience a discutir las posibilidades que a la Argentina le puede dar una reserva que podría albergar más gas que el propio gigante Vaca Muerta, pero que requiere de grandes inversiones y tecnología de avanzada en materia de búsquedas de no convencionales.
En 2012, el entonces secretario de Energía Flavio Aguilera había informado que técnicamente el yacimiento norteño es más grande que el que se encuentra en Neuquén, ‘El yacimiento Los Monos estaría abarcando más hectáreas que Vaca Muerta pero a diferencia del yacimiento de Neuquén, en Salta se requerirán más pozos y a más profundidad” había resaltado el entonces titular del área energética de la provincia.
Fuente: El Tribuno
Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Siphoning Sequence escribió:También es amigo de Caputo que tiene parte en TGN.
Creo que TGN se fue por las ramas con el pliego.
???
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Salta: llegan las máquinas para la exploración de la posible reserva de gas no convencional más grande del mundo
Con una inversión inicial de más de U$S 7 millones, comenzará la exploración de la formación geológica Los Monos en el norte provincial para verificar su potencial en gas no convencional. Las máquinas ya comenzaron a llegar a Salta para trabajar en lo que potencialmente sería una de las reservas de gas no convencional más grande del mundo, incluso mayor que Vaca Muerta.
El secretario general del Sindicato de Trabajadores Petroleros, Sebastián Barrios, dio a conocer que esta semana empezaron a llegar las maquinarias para las tareas exploratorias que estarán a cargo de las compañías Tecpetrol y Pampa Energía, con una inversión de más de 7 millones de dólares. “Esta semana empezaron a llegar las primeras cargas del equipo de perforación encargado de hacer esta tarea. Es algo sumamente importante para la provincia. Tenemos mucha esperanza los pocos datos que tenemos son muy alentadores. Es una reserva muy grande no sabemos si es convencional o no convencional”.
El trabajador explicó que si se confirma el potencial de Los Monos, luego vendrá la discusión sobre cómo extraer ese gas que está a más de cinco mil metros de profundidad. Se estima que será a través del sistema “fracking”, ya que el gas está atrapado entre rocas que habría que romper.
Barrios recordó que desde 1993 que no se hace ninguna exploración en el norte provincial, tras la privatización de YPF.
Un estudio reveló años atrás que Salta posee una gran reserva de gas no convencional; dichos yacimientos se encuentran en la cuenca chacoparanaense y se trata de una formación geológica conocida como Los Monos, que se extiende desde Santa Cruz (Bolivia) hacia el sur, abarcando las provincias de Salta y Jujuy .
Para algunos funcionarios del área de energía, la capacidad de producción de esta región y los avances de Bolivia en la materia hacen prioritario que se comience a discutir las posibilidades que a la Argentina le puede dar una reserva que podría albergar más gas que el propio gigante Vaca Muerta, pero que requiere de grandes inversiones y tecnología de avanzada en materia de búsquedas de no convencionales.
En 2012, el entonces secretario de Energía Flavio Aguilera había informado que técnicamente el yacimiento norteño es más grande que el que se encuentra en Neuquén, ‘El yacimiento Los Monos estaría abarcando más hectáreas que Vaca Muerta pero a diferencia del yacimiento de Neuquén, en Salta se requerirán más pozos y a más profundidad” había resaltado el entonces titular del área energética de la provincia.
Fuente: El Tribuno
Con una inversión inicial de más de U$S 7 millones, comenzará la exploración de la formación geológica Los Monos en el norte provincial para verificar su potencial en gas no convencional. Las máquinas ya comenzaron a llegar a Salta para trabajar en lo que potencialmente sería una de las reservas de gas no convencional más grande del mundo, incluso mayor que Vaca Muerta.
El secretario general del Sindicato de Trabajadores Petroleros, Sebastián Barrios, dio a conocer que esta semana empezaron a llegar las maquinarias para las tareas exploratorias que estarán a cargo de las compañías Tecpetrol y Pampa Energía, con una inversión de más de 7 millones de dólares. “Esta semana empezaron a llegar las primeras cargas del equipo de perforación encargado de hacer esta tarea. Es algo sumamente importante para la provincia. Tenemos mucha esperanza los pocos datos que tenemos son muy alentadores. Es una reserva muy grande no sabemos si es convencional o no convencional”.
El trabajador explicó que si se confirma el potencial de Los Monos, luego vendrá la discusión sobre cómo extraer ese gas que está a más de cinco mil metros de profundidad. Se estima que será a través del sistema “fracking”, ya que el gas está atrapado entre rocas que habría que romper.
Barrios recordó que desde 1993 que no se hace ninguna exploración en el norte provincial, tras la privatización de YPF.
Un estudio reveló años atrás que Salta posee una gran reserva de gas no convencional; dichos yacimientos se encuentran en la cuenca chacoparanaense y se trata de una formación geológica conocida como Los Monos, que se extiende desde Santa Cruz (Bolivia) hacia el sur, abarcando las provincias de Salta y Jujuy .
Para algunos funcionarios del área de energía, la capacidad de producción de esta región y los avances de Bolivia en la materia hacen prioritario que se comience a discutir las posibilidades que a la Argentina le puede dar una reserva que podría albergar más gas que el propio gigante Vaca Muerta, pero que requiere de grandes inversiones y tecnología de avanzada en materia de búsquedas de no convencionales.
En 2012, el entonces secretario de Energía Flavio Aguilera había informado que técnicamente el yacimiento norteño es más grande que el que se encuentra en Neuquén, ‘El yacimiento Los Monos estaría abarcando más hectáreas que Vaca Muerta pero a diferencia del yacimiento de Neuquén, en Salta se requerirán más pozos y a más profundidad” había resaltado el entonces titular del área energética de la provincia.
Fuente: El Tribuno
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Tecnicalpro
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Siphoning Sequence escribió:También es amigo de Caputo que tiene parte en TGN.
Creo que TGN se fue por las ramas con el pliego.
Tampoco el gasoducto condiciona todo, primero hay que construirlo y eso lleva tiempo.
Por ahora estamos bien, el negocio pasa por exportar a Chile y Brasil
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Siphoning Sequence
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
También es amigo de Caputo que tiene parte en TGN.
Creo que TGN se fue por las ramas con el pliego.
Creo que TGN se fue por las ramas con el pliego.
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Tecnicalpro
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Siphoning Sequence escribió:A este ritmo reproductivo ni mis hijos.
¿Son 4 los oferentes de TGC? TGS/YPF, Vitelec con otra, TGN y Pluspetrol?
No quiero ser mala onda, pero me da la sensación de que se la van a dar a TGS.
Para la licitación de construcción son más de 6.
Pata la licitación de la operación del gasoducto, solo dos TGN TGS.
El tema es que ya nos quedamos con la planta del Pacífico y el GNEA.
Aparte de que 3M es amigo de Macri
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