TGNO4 Transp. Gas del Norte

[Tecnicalpro]

Que vengan los caños
La crisis por la quita del subsidio al gas trajo una agenda de temas inesperada a la Mesa de Vaca Muerta: Nación impulsa un nuevo ducto troncal para garantizar el transporte, que funciona al límite en la actualidad.

POR FERNANDO CASTRO / fcastro@lmneuquen.com.ar

La foto de 10 mil petroleros en Añelo reunidos el 5 de febrero desembocó en la activación de la Mesa de Vaca Muerta. Esa imagen, que conjugó necesidades internas del titular del gremio petrolero, Guillermo Pereyra, y la del gobierno nacional de dar una señal por el recorte al subsidio a la producción de shale gas, desembocó también en la puesta en escena de una agenda casi de emergencia.

Por un lado, las empresas anunciaron que no habría despidos tras la puesta en stand by de tres equipos perforadores de parte de Tecptrol, y por otro, el anuncio que hizo el secretario de Energía, Gustavo Lopetegui, de que el gobierno nacional está preparando una licitación para un nuevo ducto troncal.

Se trata de una obra clave para el futuro de la producción de gas no convencional, en un contexto en el que Neuquén podría afrontar restricciones para enviar parte de su producción al resto del país y nuevos mercados.

De hecho, se dice que hay cerca de 7 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) de capacidad ociosa en los ductos que salen de la provincia.

El gobierno nacional, en la previa del encuentro, hizo conocer una resolución que habilita el ingreso de nuevos jugadores al negocio de mindstream, para permitir la llegada de inversiones, una movida que incluye la ampliación de las concesiones para las empresas que podrían administrar los nuevos tendidos de crudo y el gas.

Lopetegui ya lo había planteado en la reunión que mantuvo con el gobernador Omar Gutiérrez a principios de enero, antes de los cruces por la caída del subsidio: la necesidad de hacer los ductos que permitirán a Vaca Muerta salir a nuevos mercados.

Uno de esos proyectos es el de unir la cuenca neuquina con el Gran Rosario, en Santa Fe. No es la salida que hará jugar en las grandes ligas el gas neuquino, pero sin dudas es más que interesante la posibilidad de conectar el Litoral y garantizar el insumo para las plantas generadores que hoy funcionan a fuel oil.

“El secretario de Energía habló de la importancia de dar los primeros pasos para la construcción de una planta de licuefacción”, dijo ayer Pereyra, al subrayar parte de lo sustancial del encuentro convocado por Lopetegui. Lo más parecido a esto que hoy tiene el país es la barcaza que en los próximos meses comenzará a procesar 2,5 MMm3/día en el puerto de Bahía Blanca, iniciativa en manos de YPF.

Pero como cuestión de fondo, las grandes productoras, entre ellas la empresa nacionalizada, tratan de buscarle la vuelta al financiamiento que permita reunir unos 4000 millones de dólares para la construcción de una gran planta que pueda procesar hasta 20 veces el volumen de la barcaza.

En rigor, ese es el camino para el ingreso de Vaca Muerta en las grandes ligas, con la perspectiva de salir a Asia con buques metaneros que compitan en China y Japón, dos de los principales compradores de GNL del mundo.

Las miradas conspirativas también suelen abundar dentro de una industria como la del gas. Están los que ven en esta insistencia de Nación de los últimos días en licitar un ducto la intención de darle a Tecpetrol algo así como un premio consuelo luego del recorte en el subsidio al shale: después de todo, como pocos el grupo Techint podría jugar fuerte para posicionarse en una obra de infraestructura de este tipo. Como sea, está claro que el corto plazo del gas requiere de una respuesta a corto plazo.

La cumbre del G20 en Buenos Aires había dejado una promesa: la de que Estados Unidos podría aportar unos 350 millones de dólares para la construcción de ese nuevo gasoducto que uniría Neuquén con Santa Fe. Es que el financiamiento, el riesgo país y un año electoral con mucho camino por recorrer son parte de los principales obstáculos que afrontarían quienes estuvieran dispuestos a construir este gasoducto.

Por ahora, la necesidad de nueva infraestructura se relaciona sobre todo con la producción de gas.

No obstante, tal como lo viene informando +e, para el 2023 el gobierno provincial espera un incremento sustancial de la producción de crudo en las 11 áreas más “calientes” de Vaca Muerta.

Esta suba en la cantidad de barriles que salen de Neuquén podrían multiplicar por tres la producción actual de esos yacimientos, lo que hará necesarias más obras de transporte también para el crudo.

La crisis con Bolivia trajo otro acuerdo
El secretario de Energía, Gustavo Lopetegui, avaló el nuevo acuerdo de compra de gas a Bolivia. De acuerdo con el entendimiento, rubricado en Santa Cruz de la Sierra, se instrumenta una nueva definición de los meses correspondientes a invierno, con una distinción entre los meses de “pico” y “resto”. Los meses de pico serán junio, julio y agosto, atendiendo a la mayor demanda en nuestro país, y mayo y septiembre serán considerados en la categoría resto.

Bajo el nuevo esquema de precios y cantidades se estableció que en los meses de “verano” (enero a abril y octubre a diciembre), YPBF entregará 11 millones de metros cúbicos de gas por día; en mayo y septiembre el volumen ascenderá a 16 MMm3/día; y entre junio y agosto, el volumen será de 18 MMm3/día.

[Tony Stark]

Buenos días !

Despacho deK ?

No por favor no los nombres

Hola tecnical!


"...soy el fantasma k...buuuuuuu...el gato hizo las cosas tan mal, que a pesar de que me robe todo un pais, puedo volver.....buuuuuu....TEMANME...

Exitos!!!

[Tony Stark]

Buenos dias a todos los socios. Despacho dek dia:

Hola flipperjeeper.
Esta es la TGN QUE NOS GUSTA, LPM!!!

[flipperjeeper]

jaja no es letra es profana. veo que se esta armando lindo pisito en torno a los 68-70 pesos. si gusta el bce se vuela esto muchachiosss

[Tecnicalpro]

Buenos dias a todos los socios. Despacho dek dia:

Buenos días !

Despacho deK ?

No por favor no los nombres

[flipperjeeper]

Buenos dias a todos los socios. Despacho dek dia:

[MJS1977]

Esto es una muy buena noticia para TGN:
https://www.ambito.com/gobierno-cerro-n ... a-n5016122
Nos da certeza para el Gasoducto Norte y se termina con la locura de Iguacel de importar 4 o 5 MMm3/día.
El Gasoducto Norte tiene capacidad para 28 MMm3/d, lo máximo que podemos importar de Bolivia son 22 ya que 6 los produce Salta. Ahora tenemos importaciones aseguradas: de octubre a abril 11 MMm3/d, mayo y septiembre 16 MMm3/d y junio, julio y agosto 18 MMm3/d. Aparte durante los 5 meses "invernales" Bolivia puede, si tiene, entregar más cantidad que la comprometida.

[Tecnicalpro]

AR$ 69,80
+1,01% (AR$ +0,70)
Puntas de Compra
4213 x AR$ 69,800
1566 x AR$ 69,100
300 x AR$ 68,600
2937 x AR$ 68,500
200 x AR$ 68,300
Puntas de Venta
AR$ 69,700 x 198
AR$ 70,000 x 3015
AR$ 70,200 x 45
AR$ 70,500 x 840
AR$ 70,900 x 407

[Tecnicalpro]

Resultado de la subasta de gas del día de hoy

[walterhunter]

Cargue un poco más, es de vicio

[Pocoyo]

Sólo para comparar

2018
Desde que comenzó la exportación 05.11.2018 hasta 31.12.2018 fueron 33 días operativos.

TGS exportó todos los 33 días=58.9 MMm3 (1.78 x día)
TGN exportó solamente 22 días=62.0 MMm3 (2.82 x día, en 33% menos dias que TGS)

2019
Hasta hoy 14.02.2019, llevamos 32 días de exportación.

Ambos exportaron los 32 días.

TGS exportó 67.6 MMm3 (2.11 x día)
TGN exportó 82.1 MMm3 (2.57 x día)

En MMm3, durante 2019 TGS lleva exportado un 15% más que 2018
En MMm3, durante 2019 TGN lleva exportado un 33% más que 2018

La tendencia fue clara desde 2018, a pesar de haber arrancado de atrás, dando ventaja.

Creo que tanto Q4/18 como Q1/19 van a venir con nros muy buenos. Y ni hablar de ya entrar a temporada de frío (Q3/19) con aumentos, consumo, etc.

[flipperjeeper]

Que bestia. In TGN we trust

[Tecnicalpro]

Despacho diario

[Tecnicalpro]

Subastan hoy el gas del invierno y el precio subiría hasta un 50%

ESTO IMPACTA EN UN 40% DE LA FACTURA QUE PAGA UN RESIDENCIAL - El alza será menor si las petroleras tienen expectativa de estabilidad cambiaria entre los meses de marzo y septiembre.

Hoy empieza la subasta electrónica para que las distribuidoras compren el gas que se suministrará a los usuarios desde el 1 de abril de este año hasta el 31 de marzo de 2020. El concurso será en la Bolsa y las petroleras y comercializadoras ofertarán precio, volumen y cuenca de origen del gas, y tras descartarse las ofertas que excedan el máximo comprometido por las productoras y la demanda solicitada, se realizará la asignación automática por prorrata.

Con el procedimiento, el Gobierno supone que la ley de la oferta y la demanda será la que determinará el precio que pagarán los consumidores, y que éste será el más adecuado al promediar el valor del invierno cuando hay faltantes y se necesita importar, y el del período estival cuando hay excedentes del fluido. Por eso, por cada metro cúbico que se quiera colocar entre octubre y marzo de 2020, hay obligación de ofertar 2,5 metros cúbicos de abril a septiembre.

El esquema genera interrogantes porque cuatro productoras concentran más del 80% del gas que se produce en el país, y porque el exceso de oferta de octubre a marzo entró en una zona de duda luego de que el Gobierno tuvo que limitar los subsidios a la producción de gas en Vaca Muerta y algunas áreas de la cuenca austral.

Por otra parte, según las normas dictadas por la Secretaría de Energía y el Enargas, el producto será pagado por las distribuidoras a las petroleras a los 65 días de haberlo recibido, y hasta el gas que se entregue en octubre al tipo de cambio promedio del Banco Nación entre el 1 y el 15 de marzo. (A partir del 1 de octubre, el precio pactado tras la subasta se ajustará en pesos según el tipo de cambio promedio vigente entre el 1 y el 15 de septiembre).

De estas condiciones se deduce que las productoras trasladarán al precio que van a ofertar la expectativa sobre el valor del dólar entre marzo y septiembre, más el costo financiero de un eventual seguro de cambio, y el que surge de cobrar el gas a los 65 días de haberlo ingresado al sistema de transporte. Como contrapeso, el Enargas resolvió que hasta un 15% de las diferencias diarias entre lo pactado y lo real durante el semestre abril-septiembre, se trasladará a las tarifas del semestre siguiente.

Todos esos elementos son los que incidirán en el precio del gas que pagarán los usuarios por los consumos que se efectúen a partir del 1 de abril. De esta forma, el Gobierno entiende que el Estado dejará de intervenir en el mercado al mismo tiempo que sepulta la tablita de precios ascendentes del gas que había elaborado el exministro Juan José Aranguren, y que se basaba en tomar como referencia el precio promedio de importación del gas. Según esa tablita, entre abril y septiembre, el precio debía estar en u$s5,96 y en octubre-marzo de 2020 en u$s6,80.

En las tarifas que están vigentes actualmente, el precio del gas se ubica entre u$s4 y u$s4,20 por unidad. Se entiende que para otoño-invierno las petroleras seguirán mirando el precio de importación que se ubica en torno a u$s8, mientras que para el período estival deberían tomar como referencia el precio de la exportación que, según algunas fuentes, está por debajo de u$s4.

Un promedio simple arroja un precio para todo el año (abril-marzo de 2020) en torno a los u$s6. Si esto termina siendo así, el valor del gas tendrá un aumento del 50% con respecto al actual, a lo que debe añadirse el ajuste por inflación de los ingresos de transportistas y distribuidoras que rige también desde el 1 de abril, y debe volver a ajustarse el 1 de octubre.

Fuente Ambito

[flipperjeeper]

68 a 70 nueva zona de acumulación.
En breve nos vamos a 75/78.

Correcto colega