TGNO4 Transp. Gas del Norte

[Tony Stark]

Ni los fines de semana descansa TGN!
Noticias, analisis, aportes.
Uno de los foros con mas actividad.
Basta ver APBR, un par de post ayer.
La banda de TGN siempre firme junto al pueblo!
DALE GAS!!!!
EXITOS!!!

[Tony Stark]

Como todo el mercado
Cotizamos en el Merval nosotros

Hola Tecnical.
Llamemos a las cosas por su nombre merDal!!!

[Tecnicalpro]

Exportación de gas natural
Solicitud de permiso de exportación Nº 52
Estado
Abierto a Terceros Interesados
Número de expediente
EX-2019-57263772- -APN-DGDOMEN#MHA
Resumen de la Operación de Exportación
Vendedor: Pan American Energy, S.L., Sucursal Argentina
Comprador: GASVALPO SpA. (GASVALPO)
Origen
Concesiones de Explotación LINDERO ATRAVESADO y AGUADA SAN ROQUE, ambas ubicadas en la Provincia del Neuquén y Concesión de Explotación ANTICLINAL GRANDE – CERRO DRAGÓN, ubicada en la Provincia de Chubut.
Destino
República de Chile. GASVALPO
Cantidades máximas
Cantidad máxima diaria: 200.000 (en m3)
Cantidad máxima total: 103.000.000 (en m3)
Condiciones de entrega
Interrumpible (sin compromiso de entrega ni recepción)
Precio y fórmula de ajuste
Precios Netos de derechos de exportación y costos de transporte:
Verano (1° de septiembre hasta el 31 de mayo): 3,5 US$/MMBtu
Invierno (1° de junio hasta el 31 de agosto): 5 US$/MMBtu
Plazo contractual
Desde el 1° de Enero de 2020 hasta las 06:00 horas del 31 de mayo de 2021.
Puntos de exportación
Localidad de La Mora, Provincia de Mendoza, punto de interconexión entre TGN y Gasoducto Gas Andes Argentina S.A.

[Tecnicalpro]

Exportación de gas natural
Solicitud de permiso de exportación Nº 51
Estado
Abierto a Terceros Interesados
Número de expediente
EX-2019-53918352- -APN-DGDOMEN#MHA
Resumen de la Operación de Exportación
Vendedor: COMPAÑÍA GENERAL DE COMBUSTIBLES S.A. (CGC)
Comprador: COLBUN S.A. (COLBÚN)
Origen
Áreas de explotación de CGC ubicados en la Cuenca Austral (Provincia de Santa Cruz) y en la Cuenca Neuquina (Provincia de Río Negro); y áreas de explotación de terceros bajo contratos de compraventa con productores de gas natural ubicados en la Cuenca Neuquina.
Destino
Consumo de los Complejos de Generación de Energía Eléctrica denominados “Nehuenco” y “Candelaria” ubicados en Quillota y Codegua, respectivamente, en la República de Chile.
Cantidades máximas
Cantidad máxima diaria: 1.300.000 (en m3)
Cantidad máxima total: 474.000.000 (en m3)
Condiciones de entrega
Interrumpible (sin compromiso de entrega ni recepción)
Precio y fórmula de ajuste
Período comprendido entre el 1 de mayo y el 30 de septiembre de 2019:
4,75 USD/MMBtu (Precio neto de los derechos de exportación a percibir por CGC dado que COLBÚN asume el pago del 100% de los derechos de exportación)
Período comprendido entre el 1 de octubre de 2019 y el 30 de abril de 2020:
Las partes deberán acordar metodología y porcentajes sobre los cuales soportaran los Derechos de Exportación en cada momento.
3,52 USD/MMBtu (Precio real obtenido por CGC en caso que COLBÚN asuma el 100% de los derechos de exportación)
3,10 USD/MMBtu (Precio real obtenido por CGC en caso que la misma asuma el 100% de los derechos de exportación)
Plazo contractual
06:00 horas del 1° de mayo de 2019 hasta las 06:00 horas del 1° de mayo de 2020.
Puntos de exportación
Brida de la frontera argentino-chilena del gasoducto operado por Gasoducto Gas Andes Argentina

[Tecnicalpro]

Bueno

Tenemos las exportaciones aprobadas estos dias , vinculadas a TGN

Exportación de gas natural
Solicitud de permiso de exportación Nº 50
Estado
Abierto a Terceros Interesados
Número de expediente
EX-2019-62973815- -APN-DGDOMEN#MHA
Resumen de la Operación de Exportación
Vendedor: Pan American Energy, S.L. Sucursal Argentina
Comprador: GENERADORA METROPOLITANA HOLDING S.A. (GMH)
Origen
Concesiones de Explotación LINDERO ATRAVESADO y AGUADA SAN ROQUE, ambas ubicadas en la Provincia del Neuquén y ANTICLINAL GRANDE CERRO DRAGÓN, ubicada en la Provincia de Chubut.
Destino
República de Chile
Cantidades máximas
Cantidad máxima diaria: 1.740.000 (en m3)
Cantidad máxima total: 479.000.000 (en m3)
Condiciones de entrega
Interrumpible (sin compromiso de entrega ni recepción)
Precio y fórmula de ajuste
Precios netos de derechos de exportación y costos de transporte:
Precio de Verano (desde el 1° de octubre de 2019 al 30 de abril de 2020): 3,5 US$/MMbtu
Precio de Inverno (31 de agosto de 2019 y desde el 1° de mayo de 2020 al 1° de junio de 2020) : 4,5 US$/MMbtu
Precio de Septiembre 2019: 4,00 US$/MMbtu
Plazo contractual
31 de agosto de 2019 hasta el 1° de junio de 2020
Puntos de exportación
Brida de la frontera argentino-chilena del gasoducto operado por Gasoducto Gas Andes Argentina S.A.

[Citizen]

a esto le falta destruccion de valor,,como a tood el mercado argento,,,una nueva devaluacion quizas,,,esa vela actuo de resistencia...

[Tecnicalpro]

El empate irrompible

https://invst.ly/bcec4

Tomando los valores que tiene desde que empezo a oscilar entre los renglones hay un empate. Si esto fuese un partido tenis diriamos que es un "deuce" y para ganar hay que llegar nuevamente al renglon superior y romperlo por la misma distancia del inferior...pero definitivamente esto no es tenis.
Haciendo algunas cuentas aburridas y considerando 1000 papiros comprados a precio del maximo del 30/05 (68,7) resultan 68700 pesitos.
Hagamos de cuenta que tenemos la fortuna de comprar en minimos y vender en maximos en cada pico a pico (y no consideremos comisiones) tendriamos una ganancia de 11% lo que nos daria un total de 76.500 pesos que divididos por 1000 tenemos...ta-ta-ra-ra! 76.5 y si fuese tenis ganabamos el game...pero no lo es. Y parados en el 30/05 y sin una bola de cristal o una Zoltar para adivinarnos el futuro todo esto es chamuyo.
Para los que llegaron leyendo hasta aca y se quedan con la sensacion de haber ido de nunguna parte a ningun lado les comento que el promedio en fue de +3.8% y en -3.7% y por ende tienen razon. Pero si quieren correr el riesgo desde el ultimo pico en maximos (70,9) al dia de hoy llevamos un -3,2% y si la onda oscilatoria se sigue repitiendo en una rueda mas estariamos en promedio a la baja y no seria mala idea acumular un poquito mas.

Les mando un gran saludo, un feliz dia del amigo, pasenlo bien y buenas finanzas!!

vamos TGN

Feliz día para vos también !! y para todos los socios

[Tecnicalpro]

Lo que no me cierra es porque dejan morir a los convencionales, que son la de menor costo, y cambian por gas de mayor costo, si nos estamos quedando sin gas convencional es preocupante, USA es todo shale prácticamente y algo de producción marítima del golfo, porque no queda otra, no tienen mas gas barato, acá pasa lo mismo??? Este análisis igualmente no aplica a una transportadora...

Te quería responder con números , por eso busque la info.
El convencional mantiene su declino en petróleo y gas
La producción total crece gracias a los no convencionales que siguen en alza por la fuerza de tracción de Vaca Muerta.
Mientras que la producción de petróleo y gas crece, apoyada especialmente en la tracción de Vaca Muerta y del Golfo San Jorge, la extracción hidrocarburífera convencional mantiene la tendencia a la baja.
El declino en la producción convencional de petróleo fue del 2,8% entre mayo de 2018 y 2019. Así se desprende de un informe del Instituto Argentino de Energía General Mosconi (IAE).

La extracción de petróleo crudo aumentó un 4,2% respecto del mismo mes de 2018, impulsada por un incremento del 9,9% en la Cuenca Neuquina. Según datos que se desprenden del informe del IAE, Vaca Muerta acumuló 35,7 (Mm3/d) en mayo pasado y creció 6,6% con respecto al mismo mes de 2018.

En números
2,8%
anual, es la baja en la producción convencional de petróleo entre mayo de 2018 y el mismo mes de este año.
83
de la producción de petróleo en el país responde a la extracción convencional.
Solo fue superado por la Cuenca del Golfo San Jorge que registró 36,6% (Mm3/d) pero disminuyó 0,9% su producción, mientras que la Cuenca Noroeste y la Cuyana tuvieron una disminución del 20,2% y 2,9% respectivamente.

La que más aumentó su producción fue la Cuenca Austral, que incrementó un 22,2%, pero apenas aportó 3,7 (Mm3/d).
La forma de extracción más antigua representa el 83% de la producción nacional y el crecimiento -3,2% anual- se sustenta en el impulso de los desarrollos en la Vaca Muerta.

La diferencia entre los modelos de extracción marca la tendencia al no convencional, sin embargo todavía representa una pequeña parte del total ya que solo entre el 15 y el 18% de extracción de crudo se consigue a través de esta técnica.

Los desarrollos de petróleo no convencional aumentaron un 52,9% y 53,6% en el acumulado de los últimos doce meses a mayo de 2019, según datos de la Secretaría de Energía de la Nación.

En mayo, la producción no tradicional representó el 18,2% del total mensual, mientras que en el acumulado anual a mayo de 2019 es del 15,8% del total producido.

La caída de la producción en yacimientos maduros y las expectativas puestas en el shale oil llevaron a las grandes operadoras a fijar sus inversiones y sus desarrollos en el no convencional.

En Río Negro, por ejemplo, la zona del oeste, que durante muchas décadas fue una gran usina productiva, hoy atraviesa un cambio estructural.
Desde 2017 a esta parte los gigantes que allí operaban se centraron en la Cuenca Neuquina. La tendencia es el arribo de empresas más pequeñas,s especialistas en explotar pozos maduros.

La misma lógica

La lógica con el gas es similar pero con números más significativos.
Mientras que la producción del shale gas aumenta, gracias al empuje de Fortín de Piedra yacimiento estrella de Vaca Muerta que opera Tecpetrol, el convencional - que representa el 61% del total- mantiene un declino pronunciado que trepó casi al 9% entre mayo de 2018 y 2019.

En términos generales la producción de gas creció un 5,7% en los últimos 12 meses y un 7,7% interanual, siempre tomando como referencia mayo de 2019.

Dato
5,7%
es el crecimiento de la producción de gas en los últimos doce meses, gracias a Vaca Muerta.
La producción acumulada anual crece en las principales cuencas del país: en la Cuenca Neuquina aumentó 9,8% mientras que en la cuenca Austral el incremento fue del 4,9%. Estas dos áreas concentran el 85% del total de gas producido en Argentina.

La Cuenca Neuquina es la principal productora con 84,7 (MMm3/d) con un incremento del 11.8% interanual. En contrapartida hay una disminución en las cuencas Noroeste (-11,3%), Cuyana (-2,3%) y Golfo San Jorge ( -6,6%).

El área que opera Tecpetrol es la principal productora de gas de Vaca Muerta.
El aporte de Tecpetrol clave para el aumento de la producción gasífera
Fortín de Piedra, yacimiento estrella de la operadora Tecpetrol, es el principal caballito de batalla en el alza de la producción de shale gas. Sin su producción, el gas hubiese tenido un declino del 2,2% entre mayo de 2018 y el mismo mes de 2019. Gracias a la extracción en el área de Vaca Muerta la producción cerró con un alza por encima del 5,7%.

El informe detalla que este dato es de particular importancia ya que la producción en Fortín de Piedra es beneficiaria de los subsidios otorgados por la Resolución 46 y representan $ 8.000 millones acumulados en 2019.
Para la operadora Fortín de Piedra significa el 85% del gas que produce.
Según detalla el informe del IAE, en los últimos doce meses , la producción anual de gas natural de Tecpetrol en el yacimiento Fortín de Piedra se incrementó 472% aportando 11,8 MMm3/d sobre un total de 131,3 MMm3/d (9% del total).
Es clave en la extracción no convencional porque representa el 23,4% del gas. Los desarrollos no convencionales crecieron un 33,3% interanualmente y un 40,7% en doce meses, mientras que descontando la producción de Tecpetrol bajaría al 18 y 14,9% respectivamente. Con estos números el subsidio al gas sigue siendo determinante para el crecimiento productivo.

La fuente es Rio Negro Energia

[JagPanzer]

El empate irrompible

https://invst.ly/bcec4

Tomando los valores que tiene desde que empezo a oscilar entre los renglones hay un empate. Si esto fuese un partido tenis diriamos que es un "deuce" y para ganar hay que llegar nuevamente al renglon superior y romperlo por la misma distancia del inferior...pero definitivamente esto no es tenis.
Haciendo algunas cuentas aburridas y considerando 1000 papiros comprados a precio del maximo del 30/05 (68,7) resultan 68700 pesitos.
Hagamos de cuenta que tenemos la fortuna de comprar en minimos y vender en maximos en cada pico a pico (y no consideremos comisiones) tendriamos una ganancia de 11% lo que nos daria un total de 76.500 pesos que divididos por 1000 tenemos...ta-ta-ra-ra! 76.5 y si fuese tenis ganabamos el game...pero no lo es. Y parados en el 30/05 y sin una bola de cristal o una Zoltar para adivinarnos el futuro todo esto es chamuyo.
Para los que llegaron leyendo hasta aca y se quedan con la sensacion de haber ido de nunguna parte a ningun lado les comento que el promedio en fue de +3.8% y en -3.7% y por ende tienen razon. Pero si quieren correr el riesgo desde el ultimo pico en maximos (70,9) al dia de hoy llevamos un -3,2% y si la onda oscilatoria se sigue repitiendo en una rueda mas estariamos en promedio a la baja y no seria mala idea acumular un poquito mas.

Les mando un gran saludo, un feliz dia del amigo, pasenlo bien y buenas finanzas!!

vamos TGN

[Tecnicalpro]

PLUSPETROL INVERTIRÁ USD 2.000 MILLONES EN VACA MUERTA

Pluspetrol planea invertir al menos 2.000 millones de dólares para pasar a desarrollo masivo el área de shale gas La Calera, y además prevé construir una planta de tratamiento en Vaca Muerta para 2025, revela una fuente.
La compañía aún no ha anunciado su programa de inversión ni se lo ha comunicado el gobierno de la provincia de Neuquén. Oficialmente, presentó el estudio de impacto ambiental (EIA) a los vecinos de la ciudad de Añelo y está a la espera de su aprobación para acelerar la etapa piloto del proyecto, indica la fuente.

Pluspetrol, que controla el área en partes iguales con YPF, prefirió no hacer comentarios sobre su plan de inversión cuando fue contactada por esta agencia de noticias.

Ambas empresas aún están revisando su programa de exploración y producción de gas no convencional en La Calera tras la modificación de la Resolución 46 que realizó la Secretaría de Energía de la Nación, subraya la fuente.

Mientras tanto, continúan con su proceso de exploración sobre el bloque de 230 kilómetros cuadrados. Actualmente, están concluyendo con la perforación del segundo grupo de tres pozos, además de otro que en el que está trabajando, con dos equipos, resalta.

Como parte de la etapa piloto, que originalmente se esperaba que estuviera terminada en 2020, la Pluspetrol invertirá 180 millones dólares en exploración, que incluye la perforación de 10 pozos de 200 metros de profundidad con 25 etapas de fractura hasta 2020, detalla una segunda fuente.

Como parte de su proyecto de desarrollo masivo, la empresa planea perforar 183 pozos en 63 locaciones durante los próximos cinco años para producir 10 metros cúbicos por día (MCD) de shale gas, indica la misma fuente.

Como parte del contrato de concesión para la exploración y producción de La Calera, la UTE pagó 17.100 millones de dólares en 2018 y prometió abonar un 12% en regalías por la futura producción al gobierno neuquino.

El desarrollo del proyecto de producción masiva requerirá de un desembolso de 2.000 millones de dólares, incluyendo la construcción de una planta de tratamiento con capacidad de 10 millones MCD de gas natural, además de la creación de rutas y caminos, detalla la primera fuente.

Durante el proceso, Pluspetrol espera reducir sus costos de exploración a 8 millones de dólares por pozo perforado desde los actuales 12 millones como compensación debido al conocimiento que adquirirá durante esta etapa, explica la fuente.

La compañía también conectará la planta con el gasoducto troncal que Transportadora de Gas del Sur (TGS) está construyendo para evacuar la producción en 11 áreas de Vaca Muerta, incluida La Calera, con una inversión de 250 millones de dólares, resalta.

El agua que utilizará Pluspetrol para procesos de fractura será provista desde el río Neuquén a través del acueducto que Ingeniería SIMA planea construir desde La Calera para suministrarle a los proyectos operados por YPF, Winteshall Holding, Total Austral, Pan American Energy, Pampa Energía, Royal Dutch Shell y Tecpetrol.

Allí, instalará cuatro depósitos de agua de 50.000 metros cúbicos con cargas superiores e inferiores, que estarán unidas, con una capacidad de almacenamiento de aproximadamente 200.000 metros cúbicos para suministrar 133 etapas de fractura.

El agua será impulsada por cinco bombas desde el río Neuquén, a 8 kilómetros del área operativa.

Ingenería SIMA planea invertir 50 millones de dólares en la construcción de un acueducto de 67 kilómetros en tres etapas que tendrá una capacidad para transportar 30.000 MCD de agua, y planea financiarlo con su propio efectivo mientras negocia créditos con bancos locales y extranjeros para respaldar el proyecto.

Fuente: Desarrollo Energético.

[Matu84]

Entiendo lo que pusiste, pero el los últimos cuatro años el sector se recupero bastante bien.
En definida lo que vemos los inversores cuando compramos estos papeles es esto:

Lo que no me cierra es porque dejan morir a los convencionales, que son la de menor costo, y cambian por gas de mayor costo, si nos estamos quedando sin gas convencional es preocupante, USA es todo shale prácticamente y algo de producción marítima del golfo, porque no queda otra, no tienen mas gas barato, acá pasa lo mismo??? Este análisis igualmente no aplica a una transportadora...

[Matu84]

Entiendo lo que pusiste, pero el los últimos cuatro años el sector se recupero bastante bien.
En definida lo que vemos los inversores cuando compramos estos papeles es esto:

Yo estoy comprado en gas natural y espero mantenerlo a largo plazo, porque el sector gasifero va a ser el de mayor potencial de crecimiento para mi (si alguna vez se da el traspaso a autos eléctricos y sustitución del carbón), pero hoy la realidad es complicada, estas empresas de shale gas estan endeudadas hasta la coronilla, tienen que pagar las cuentas y por eso aumentan la producción constantemente, en detrimento de sus propios accionistas, en algun momento del año espero que los precios mejoren sustancialmente debido a que no pudieron hedgear su producción por lo bajos precios, por lo tanto esa caida en la produccion y al estar ajustada la demanda creo que vamos a ver mejoras fuertes en los precios, eso espero y es mi jugada...

[Tecnicalpro]

Justamente pegue un gráfico en donde la producción es mas baja que el 2009, y se empiezan a ver caídas en shale gas y tight por la quita del subsidio, la empresas en USA pierden plata por eso sus cotizaciones, todo cambia si mejoran los precios del gas

Entiendo lo que pusiste, pero el los últimos cuatro años el sector se recupero bastante bien.
En definida lo que vemos los inversores cuando compramos estos papeles es esto:

[Matu84]

La realidad es que se invirtieron miles de millones de dolares en el sector en los ultimos años.
YPF, Tecpetrol, Pan American Energy, WINTERSHALL.

Ya no se necesitan subsidios .
La producción alcanzada es la mejor en 10 años.

TGN Presente y Futuro

Justamente pegue un gráfico en donde la producción es mas baja que el 2009, y se empiezan a ver caídas en shale gas y tight por la quita del subsidio, la empresas en USA pierden plata por eso sus cotizaciones, todo cambia si mejoran los precios del gas

[Tecnicalpro]

La realidad es que se invirtieron miles de millones de dolares en el sector en los ultimos años.
YPF, Tecpetrol, Pan American Energy, WINTERSHALL.

Ya no se necesitan subsidios .
La producción alcanzada es la mejor en 10 años.

TGN Presente y Futuro