Acá hay una nota más completa desde el punto de vista del orígen del fluído que se exporta a Chile.
No sé la seriedad de la fuente, pero coincide con que este envío se hace a través de la red que opera TGS:
http://laopinionaustral.com.ar/cgc-fue- ... z-a-chile/
TGNO4 Transp. Gas del Norte
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Tony Stark
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
falerito01 escribió:Brasil es TGN, el gasoducto desde Paraná hacia el sur de Brasil.
Chile es TGS, Gral San Martín
http://www.radionacional.com.ar/exporta ... a-a-chile/
Hola falerito.
En los mapas compartidos en el grupo no se visualiza que TGS sea el que envía a Chile.
De hecho los 3 que van a Chile aparecen como de TGN.
Para mí es como dice Kenneth.
Gracias.
Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Un abrazo querido fale, tanto tiempo
Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
falerito01 escribió:Brasil es TGN, el gasoducto desde Paraná hacia el sur de Brasil.
Chile es TGS, Gral San Martín
http://www.radionacional.com.ar/exporta ... a-a-chile/
Había leído ese artículo y no lo encontré, y como acá lo daban por sentado que era tgn , pensé que me había confundido..
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Tecnicalpro
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
La exportación más importante a Chile cuando se concrete va ser por la región del bio bio , conexión loma de la lata Concepción, y La Mora Santiago, aahi se consume la mayoría del gas en Chile.
Esto recién empieza.
Esto recién empieza.
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falerito01
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
KennethDart escribió:Me parece que se te hizo una mezcolanza. Brasil y Chile es TGN. El primer destino para hacer exportaciones a partir de este verano (no tan a futuro) y lo de Chile ya se esta haciendo (desde 1ero de octubre). En cuanto a Bahia Blanca es para TGS.
Brasil es TGN, el gasoducto desde Paraná hacia el sur de Brasil.
Chile es TGS, Gral San Martín
http://www.radionacional.com.ar/exporta ... a-a-chile/
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Tecnicalpro
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
AR$ 56,50
-2,58% (AR$ -1,50)
Puntas de Compra
6361 x AR$ 56,050
1269 x AR$ 56,000
1700 x AR$ 55,700
2000 x AR$ 55,500
400 x AR$ 55,050
Puntas de Venta
AR$ 56,500 x 3669
AR$ 56,750 x 630
AR$ 57,000 x 148
AR$ 57,100 x 91
AR$ 57,400 x 920
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Puntas de Compra
6361 x AR$ 56,050
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1700 x AR$ 55,700
2000 x AR$ 55,500
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AR$ 56,500 x 3669
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Roix87 escribió:Llega delegación de Qatar que evalúa construir una terminal de gas licuado
Ejecutivos de Qatar Gas Transport relevan desde hoy en Buenos Aires, proyecciones del mercado local para invertir. Qatar Petroleum, interesada en ampliar gasoductos
El mercado argentino de gas continúa despertando el interés de inversores internacionales. Según información de Econojournal, una delegación de representantes de Qatar Gas Transport Company llegará hoy a Buenos Aires para evaluar las perspectivas de la industria y analizar la viabilidad técnico-económica de construir una terminal de licuefacción de gas.
Si bien el proyecto todavía se encuentra en una etapa inicial, se estima que demandaría una inversión superior a los u$s 1500
La primera etapa de este proyecto recién estaría terminada dentro de dos años, sería llevada a cabo por Transportadora de Gas del Norte (TGN), firma controlada por grupo Techint, y demandaría una inversión de u$s 1200 millones. TGS, de Pampa Energía, también mantiene conversaciones para operar el caño. En tanto, Tecpetrol, del grupo dirigido por Paollo Rocca, y ExxonMobil estarían interesados en oficiar como compradores de la capacidad de transporte.
Mamadera! !!..
Esto es grande!!
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Tecnicalpro
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
TECPETROL APUNTA A MEJORAR LOS COSTOS DE VACA MUERTA
El brazo petrolero del grupo Techint busca traspolar el modelo de Tenaris a su desarrollo en Fortín de Piedra.
Pablo Iuliano, director de Tecpetrol es uno de los participantes más destacados del gerenciamiento de Fortín de Piedra y Loma Campana, los dos principales desarrollos masivos en Vaca Muerta.
En una entrevista, explicó el objetivo disruptivo de la petrolera del grupo Techint: transpolar los modelos y procesos industriales de la siderurgia a la explotación del yacimiento.
En la actualidad, el ingeniero químico está al mando del desarrollo de Fortín de Piedra, el mayor campo de gas de la Argentina, pero participó con anterioridad en el desarrollo de Loma Campana, el mayor yacimiento de shale oil del país.
En diálogo con Revista TRAMA, el manager regional de la Cuenca Neuquina de la petrolera del Grupo Techint brinda un panorama detallado de la estrategia de la compañía para evolucionar en dos aspectos claves del negocio: la productividad y la reducción de costos.
Según Iuliano, para hacer viables los proyectos de shale, el desafío a largo plazo es ser rentables a precios internacionales, lo cual va a demandar un par de años y para ello es necesario minimizar el costo operativo. “Cada TCF de gas o barril que podamos desarrollar debe ser competitivo, en el caso del shale oil con el petróleo convencional y en el del shale gas con los precios a nivel internacional”, explica.
Los primeros pozos de Fortín de Piedra tuvieron un diseño que se guiaba por el estándar de perforación en Vaca Muerta, de 2.000 metros de rama lateral con 27 etapas de fractura. En la actualidad, tras un año de desarrollo, la compañía evolucionó hacia pozos de 2.500 metros en el tramo horizontal con 34 estimulaciones hidráulicas.
“Tuvimos que cambiar la arquitectura de construcción de los pozos, poniendo una cañería más que nos permitiera llegar a esa longitud con mayor estabilidad, modificando algunas herramientas que son más robustas, y hemos logrado en algunas zonas –donde nos permiten los límites de concesión– llegar a los 2.800 metros. Siguen siendo pozos slim comparables con los pozos que están haciendo nuestros competidores en Vaca Muerta, con cañería de 5 pulgadas sin pasar a un diseño robusto que es más caro”, detalla el líder del proyecto Fortín de Piedra.
Las compañías norteamericanas, como ExxonMobil, están perforando pozos de 3.000 metros en Vaca Muerta con un diseño distinto. Tecpetrol optó por llegar a un límite de 2.800 metros con tuberías más livianas porque sus ingenieros consideran que ganar unos pocos metros más a un costo más alto de construcción del pozo no es, por el momento, una ecuación conveniente.
Según explicó Iuliano, para cambiar de diseño de pozo más allá de los 3.000 metros de rama horizontal, hay que aplicar un cambio tecnológico en los equipos de completación. La mayoría de los que están en Argentina tienen bombas de 5.000 HHP (hidraulyc horse power) y se necesitan equipos de, al menos, 7.550 HHP.
El manager regional de la Cuenca Neuquina Tecpetrol agregó que la empresa enfocada en transpolar al yacimiento la experiencia del Grupo Techint por medio de la implementación de modelos industriales de producción. “Estamos trabajando en el diseño y desarrollo de un modelo industrial de control de tiempo y costos. Hoy se trabaja en algo que es novedoso para la industria, que es fijar estándares. Este desarrollo tiene como premisa un modelo de fabricación de pozos que consta de varias etapas, como la preparación de la locación, perforación, pre-fractura y post-fractura”, dijo.
“Se miden los tiempos que demanda cada tarea y se trabaja en acortar la dispersión para trazar estándares y luego, cada año, ir acotando esos tiempos muertos hasta que en un momento se llega a las mejores prácticas producto del aprendizaje continuo. Cuando se alcanza el límite técnico de mejora de los tiempos, lo que queda es seguir trabajando en los cambios tecnológicos que permiten dar un salto significativo”, explicó el gerente regional de Tecpetrol.
El objetivo es aplicar el modelo de ingeniería industrial altamente profesionalizado de Tenaris, empresa líder en la provisión de tubos sin costura para la industria petrolera. Lo que se busca es innovar en la plataforma de perforación.
“El equipo va a ganar productividad en la medida en que esté perforando cada vez más metros. Por eso, consideramos que debemos seguir la máquina crítica, su comportamiento, y no tanto el pozo. Lo mismo en el caso del set de fracturas. Eso implica un cambio de paradigma. El proceso culminará cuando encontremos un algoritmo que nos permita predecir cuáles van a ser los tiempos de esa máquina crítica y, en determinadas condiciones, cuál va a ser su rendimiento. La meta es dejar de hacer los presupuestos en función de cuánto tiempo tardo por pozo, para empezar a medir la eficiencia de la máquina: cuanto más eficiente sea, más rápido y a menor costo voy a hacer los pozos”, razonó.
La variable central es el costo métrico, es decir, cuánto vale cada metro de Vaca Muerta estimulado. Los últimos pozos terminados en Fortín de Piedra demandaron una inversión de u$s 14 millones. El objetivo de la empresa es llegar a julio de 2019 con una disminución del 10%.
El desarrollo de Fortín de Piedra está bajo los beneficios de la Resolución 46/2017 del Ministerio de Energía de la Nación que, creó un programa de estímulo a la producción de yacimientos no convencionales de gas.
Tecpetrol fue la primera compañía en acceder a ese esquema, mediante el cual las empresas beneficiarias perciben un subsidio directo que cubre la diferencia entre el importe promedio del mercado y un precio estímulo fijado de forma discrecional por el Estado.
En la actualidad Fortín de Piedra inyecta 11,5 millones de m3 diarios de gas a 9.300 kilocalorías al sistema, el equivalente al 8% de toda la producción nacional y al 17% de la provincia de Neuquén. Es el mayor campo de gas de la Argentina. La compañía espera alcanzar los 12 MMm3/d en octubre para ascender a 17 millones en abril de 2019.
Fuente Revista Trama
El brazo petrolero del grupo Techint busca traspolar el modelo de Tenaris a su desarrollo en Fortín de Piedra.
Pablo Iuliano, director de Tecpetrol es uno de los participantes más destacados del gerenciamiento de Fortín de Piedra y Loma Campana, los dos principales desarrollos masivos en Vaca Muerta.
En una entrevista, explicó el objetivo disruptivo de la petrolera del grupo Techint: transpolar los modelos y procesos industriales de la siderurgia a la explotación del yacimiento.
En la actualidad, el ingeniero químico está al mando del desarrollo de Fortín de Piedra, el mayor campo de gas de la Argentina, pero participó con anterioridad en el desarrollo de Loma Campana, el mayor yacimiento de shale oil del país.
En diálogo con Revista TRAMA, el manager regional de la Cuenca Neuquina de la petrolera del Grupo Techint brinda un panorama detallado de la estrategia de la compañía para evolucionar en dos aspectos claves del negocio: la productividad y la reducción de costos.
Según Iuliano, para hacer viables los proyectos de shale, el desafío a largo plazo es ser rentables a precios internacionales, lo cual va a demandar un par de años y para ello es necesario minimizar el costo operativo. “Cada TCF de gas o barril que podamos desarrollar debe ser competitivo, en el caso del shale oil con el petróleo convencional y en el del shale gas con los precios a nivel internacional”, explica.
Los primeros pozos de Fortín de Piedra tuvieron un diseño que se guiaba por el estándar de perforación en Vaca Muerta, de 2.000 metros de rama lateral con 27 etapas de fractura. En la actualidad, tras un año de desarrollo, la compañía evolucionó hacia pozos de 2.500 metros en el tramo horizontal con 34 estimulaciones hidráulicas.
“Tuvimos que cambiar la arquitectura de construcción de los pozos, poniendo una cañería más que nos permitiera llegar a esa longitud con mayor estabilidad, modificando algunas herramientas que son más robustas, y hemos logrado en algunas zonas –donde nos permiten los límites de concesión– llegar a los 2.800 metros. Siguen siendo pozos slim comparables con los pozos que están haciendo nuestros competidores en Vaca Muerta, con cañería de 5 pulgadas sin pasar a un diseño robusto que es más caro”, detalla el líder del proyecto Fortín de Piedra.
Las compañías norteamericanas, como ExxonMobil, están perforando pozos de 3.000 metros en Vaca Muerta con un diseño distinto. Tecpetrol optó por llegar a un límite de 2.800 metros con tuberías más livianas porque sus ingenieros consideran que ganar unos pocos metros más a un costo más alto de construcción del pozo no es, por el momento, una ecuación conveniente.
Según explicó Iuliano, para cambiar de diseño de pozo más allá de los 3.000 metros de rama horizontal, hay que aplicar un cambio tecnológico en los equipos de completación. La mayoría de los que están en Argentina tienen bombas de 5.000 HHP (hidraulyc horse power) y se necesitan equipos de, al menos, 7.550 HHP.
El manager regional de la Cuenca Neuquina Tecpetrol agregó que la empresa enfocada en transpolar al yacimiento la experiencia del Grupo Techint por medio de la implementación de modelos industriales de producción. “Estamos trabajando en el diseño y desarrollo de un modelo industrial de control de tiempo y costos. Hoy se trabaja en algo que es novedoso para la industria, que es fijar estándares. Este desarrollo tiene como premisa un modelo de fabricación de pozos que consta de varias etapas, como la preparación de la locación, perforación, pre-fractura y post-fractura”, dijo.
“Se miden los tiempos que demanda cada tarea y se trabaja en acortar la dispersión para trazar estándares y luego, cada año, ir acotando esos tiempos muertos hasta que en un momento se llega a las mejores prácticas producto del aprendizaje continuo. Cuando se alcanza el límite técnico de mejora de los tiempos, lo que queda es seguir trabajando en los cambios tecnológicos que permiten dar un salto significativo”, explicó el gerente regional de Tecpetrol.
El objetivo es aplicar el modelo de ingeniería industrial altamente profesionalizado de Tenaris, empresa líder en la provisión de tubos sin costura para la industria petrolera. Lo que se busca es innovar en la plataforma de perforación.
“El equipo va a ganar productividad en la medida en que esté perforando cada vez más metros. Por eso, consideramos que debemos seguir la máquina crítica, su comportamiento, y no tanto el pozo. Lo mismo en el caso del set de fracturas. Eso implica un cambio de paradigma. El proceso culminará cuando encontremos un algoritmo que nos permita predecir cuáles van a ser los tiempos de esa máquina crítica y, en determinadas condiciones, cuál va a ser su rendimiento. La meta es dejar de hacer los presupuestos en función de cuánto tiempo tardo por pozo, para empezar a medir la eficiencia de la máquina: cuanto más eficiente sea, más rápido y a menor costo voy a hacer los pozos”, razonó.
La variable central es el costo métrico, es decir, cuánto vale cada metro de Vaca Muerta estimulado. Los últimos pozos terminados en Fortín de Piedra demandaron una inversión de u$s 14 millones. El objetivo de la empresa es llegar a julio de 2019 con una disminución del 10%.
El desarrollo de Fortín de Piedra está bajo los beneficios de la Resolución 46/2017 del Ministerio de Energía de la Nación que, creó un programa de estímulo a la producción de yacimientos no convencionales de gas.
Tecpetrol fue la primera compañía en acceder a ese esquema, mediante el cual las empresas beneficiarias perciben un subsidio directo que cubre la diferencia entre el importe promedio del mercado y un precio estímulo fijado de forma discrecional por el Estado.
En la actualidad Fortín de Piedra inyecta 11,5 millones de m3 diarios de gas a 9.300 kilocalorías al sistema, el equivalente al 8% de toda la producción nacional y al 17% de la provincia de Neuquén. Es el mayor campo de gas de la Argentina. La compañía espera alcanzar los 12 MMm3/d en octubre para ascender a 17 millones en abril de 2019.
Fuente Revista Trama
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ElCorredorX
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
KennethDart escribió:Me parece que se te hizo una mezcolanza. Brasil y Chile es TGN. El primer destino para hacer exportaciones a partir de este verano (no tan a futuro) y lo de Chile ya se esta haciendo (desde 1ero de octubre). En cuanto a Bahia Blanca es para TGS.
Por eso tengo las dos transportadoras. Muy a grosso modo:
TGN casi todos sus ingresos son debido al transporte pero empezó a exportar en dólares.
TGS casi 50% de sus ingresos están dolarizados mediante la parte de líquidos.
Y si empezamos a hilar fino, sigue siendo imposible de casarse con una
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KennethDart
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
gustino61 escribió:Si , de acuerdo, lo de brasil es muy interesante como también lo puede ser uruguay,pero ambos es a futuro ,me refería a la parte del artículo que se refiere a llevar el gas de vaca muerta a bahía blanca y el que se empezó a exportar a chile,,todo eso lo hace TGS. ??
Me parece que se te hizo una mezcolanza. Brasil y Chile es TGN. El primer destino para hacer exportaciones a partir de este verano (no tan a futuro) y lo de Chile ya se esta haciendo (desde 1ero de octubre). En cuanto a Bahia Blanca es para TGS.
Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Llega delegación de Qatar que evalúa construir una terminal de gas licuado
Ejecutivos de Qatar Gas Transport relevan desde hoy en Buenos Aires, proyecciones del mercado local para invertir. Qatar Petroleum, interesada en ampliar gasoductos
El mercado argentino de gas continúa despertando el interés de inversores internacionales. Según información de Econojournal, una delegación de representantes de Qatar Gas Transport Company llegará hoy a Buenos Aires para evaluar las perspectivas de la industria y analizar la viabilidad técnico-económica de construir una terminal de licuefacción de gas.
Si bien el proyecto todavía se encuentra en una etapa inicial, se estima que demandaría una inversión superior a los u$s 1500 millones y recién podría estar operativo para después de 2023.
El Gobierno apuesta por dejar de depender de la importación de Gas Natural Licuado (GNL) para 2021. Hoy en día, aún depende en gran parte de esto, especialmente durante los picos de consumo en invierno. A su vez en el Estado analizan prescindir de una de las dos terminales regasificadoras a partir del 1° de noviembre de este año. El negocio de compra de GNL insumió erogaciones cercanas a los u$s 1000 millones por año durante una década.
La llegada de los ejecutivos de la firma qatarí representa el primer paso para comenzar a pensar en la posible exportación de shale gas. Nakilat, nombre con el que se conoce a la firma, opera las terminales licuefactoras de GNL en el emirato. “Los qataríes quieren conocer las proyecciones de la producción de gas desde la Argentina, para saber si a largo plazo tendrán un competidor en el mercado”, le aseguró una fuente gubernamental al medio. Otra coterránea ya había anunciado una operación recientemente en Vaca Muerta.
En junio, Qatar Petroleum adquirió el 30% de los activos de la compañía estadounidense ExxonMobil que se encuentran en la cuenca neuquina.
Desde la Secretaría de Energía, comandada por Javier Iguacel, empiezan a delinear los detalles para un marco normativo que habilite la instalación de una terminal licuefactora. El objetivo: la exportación de GNL. Según Econojournal, la terminal funcionaría como una refinería y sería 100% propiedad del privado que la opere. Recientemente, el Gobierno autorizó a Total Austral, Pan American Sur y Compañía General de Combustibles a exportar gas natural licuado a Chile de manera regular a partir de octubre de 2018 y hasta junio de 2020.
El transporte del gas hacia las plantas y los grandes centros de consumo es uno de los principales obstáculos para impulsar el sector. Por eso, el Gobierno analiza la posibilidad de construir un gasoducto que conecte Vaca Muerta con el anillo de ductos que recorren desde Bahía Blanca hasta Rosario.
La primera etapa de este proyecto recién estaría terminada dentro de dos años, sería llevada a cabo por Transportadora de Gas del Norte (TGN), firma controlada por grupo Techint, y demandaría una inversión de u$s 1200 millones. TGS, de Pampa Energía, también mantiene conversaciones para operar el caño. En tanto, Tecpetrol, del grupo dirigido por Paollo Rocca, y ExxonMobil estarían interesados en oficiar como compradores de la capacidad de transporte.
Ejecutivos de Qatar Gas Transport relevan desde hoy en Buenos Aires, proyecciones del mercado local para invertir. Qatar Petroleum, interesada en ampliar gasoductos
El mercado argentino de gas continúa despertando el interés de inversores internacionales. Según información de Econojournal, una delegación de representantes de Qatar Gas Transport Company llegará hoy a Buenos Aires para evaluar las perspectivas de la industria y analizar la viabilidad técnico-económica de construir una terminal de licuefacción de gas.
Si bien el proyecto todavía se encuentra en una etapa inicial, se estima que demandaría una inversión superior a los u$s 1500 millones y recién podría estar operativo para después de 2023.
El Gobierno apuesta por dejar de depender de la importación de Gas Natural Licuado (GNL) para 2021. Hoy en día, aún depende en gran parte de esto, especialmente durante los picos de consumo en invierno. A su vez en el Estado analizan prescindir de una de las dos terminales regasificadoras a partir del 1° de noviembre de este año. El negocio de compra de GNL insumió erogaciones cercanas a los u$s 1000 millones por año durante una década.
La llegada de los ejecutivos de la firma qatarí representa el primer paso para comenzar a pensar en la posible exportación de shale gas. Nakilat, nombre con el que se conoce a la firma, opera las terminales licuefactoras de GNL en el emirato. “Los qataríes quieren conocer las proyecciones de la producción de gas desde la Argentina, para saber si a largo plazo tendrán un competidor en el mercado”, le aseguró una fuente gubernamental al medio. Otra coterránea ya había anunciado una operación recientemente en Vaca Muerta.
En junio, Qatar Petroleum adquirió el 30% de los activos de la compañía estadounidense ExxonMobil que se encuentran en la cuenca neuquina.
Desde la Secretaría de Energía, comandada por Javier Iguacel, empiezan a delinear los detalles para un marco normativo que habilite la instalación de una terminal licuefactora. El objetivo: la exportación de GNL. Según Econojournal, la terminal funcionaría como una refinería y sería 100% propiedad del privado que la opere. Recientemente, el Gobierno autorizó a Total Austral, Pan American Sur y Compañía General de Combustibles a exportar gas natural licuado a Chile de manera regular a partir de octubre de 2018 y hasta junio de 2020.
El transporte del gas hacia las plantas y los grandes centros de consumo es uno de los principales obstáculos para impulsar el sector. Por eso, el Gobierno analiza la posibilidad de construir un gasoducto que conecte Vaca Muerta con el anillo de ductos que recorren desde Bahía Blanca hasta Rosario.
La primera etapa de este proyecto recién estaría terminada dentro de dos años, sería llevada a cabo por Transportadora de Gas del Norte (TGN), firma controlada por grupo Techint, y demandaría una inversión de u$s 1200 millones. TGS, de Pampa Energía, también mantiene conversaciones para operar el caño. En tanto, Tecpetrol, del grupo dirigido por Paollo Rocca, y ExxonMobil estarían interesados en oficiar como compradores de la capacidad de transporte.
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Tony Stark
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
egis escribió:Transportadora de Gas del Norte $TGNO contra #dolar Perdió -64% en U$S desde Ene-18
Dentro de un canal de reversión BAJISTA
La situación económica y la #recesión la complica
En dólares podría bajar mucho más
NO SE CONFIEN POR LAS EXPORTACIONES
https://twitter.com/egis57/status/1049000152151646208
Veamos la incidencia de 1 mes de expos en el trim que cerro.
Seguro algun forista nos ayudara estimando el vilumen de expoa para el 4to trim completo en dolares a 44$ y sacaremos conclusiones.
No nos confiamos de las expos...
CONFIAMOS 100% EN TGN!!!
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Tony Stark
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
KennethDart escribió:Tony es probable que la utilidad neta se encuentre comprometida por la diferencia de cambio. No obstante, tanto el EBITDA (ergo, resultado operativo o negocio core) como la caja van a venir con resultados más que abultados.
Saludos!
Gracias kenneth!
Ya sumamos casi 20% por rti, de a poco y con paciencia mas expo de gas, TGN camino a superar maximos.
Exitos!
Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
KennethDart escribió:El market share en Arg de transporte de gas esta en una situacion de oligopolio repartido entre TGS y TGN. De las dos, la segunda es la que tiene el gasoducto con el sur de Brasil -TGM- para poder hacer las exportaciones.
Si , de acuerdo, lo de brasil es muy interesante como también lo puede ser uruguay,pero ambos es a futuro ,me refería a la parte del artículo que se refiere a llevar el gas de vaca muerta a bahía blanca y el que se empezó a exportar a chile,,todo eso lo hace TGS. ??
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