TGNO4 Transp. Gas del Norte
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arelectronica
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
de a poco se va despertando eso espero
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Tecnicalpro
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Despacito Despacito
Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Ahora si. Febrero es nuestro
Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
La avaricia rompe el saco
Subio mucho
Que más quieren
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
PaulPhillips8 escribió:Todos los dias buenas noticias por aca, pero mientras DGCU ayer subio 9%, TGNO sube 0.7%..... da para pensar
Si pero hay que ver toda la foto, en el 2017 TGN barrio con todas las expectativas mas optimistas de suba y DGCU la miraba de afuera. Los papeles no suben linealmnte (por suerte), cuando TGN se ponga atrasada empieza de nuevo.
DGCU2 acaba de anunciar que esta habilitada para pagar div (hay una nva compañia).
Paciencia TGN que va en el mismo sentido (con muchisimo mas potencial) en cualquier momento empieza de nuevo y ahi agarrate, esto es 3D
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Tecnicalpro
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
TECPETROL APURA LA CONEXIÓN DE 11 POZOS PARA TRIPLICAR SU PRODUCCIÓN
01/02/2018
Inaugurará una planta de gas que permitirá procesar 6,5 millones de metros cúbicos diarios. Actualmente produce 1,5 millones y tiene conectados cinco pozos.
La semana que viene, con la visita del ministro de Energía, Juan José Aranguren, y el gobernador Omar Gutiérrez, y Paolo Rocca, dueño de Techint, se inaugurará en la provincia la ampliación de una planta de procesamiento de gas.
El proyecto impulsado por el brazo petrolero de la compañía, Tecpetrol, se desarrolla en Fortín de Piedra y su principal característica se apoya en la productividad y la velocidad del desarrollo.
La planta permitirá procesar 6,5 millones de metros cúbicos diarios de gas y es una de las más grandes de su tipo en la provincia. Actualmente Tecpetrol produce 1,5 millones de metros cúbicos –según indicaron desde la compañía– y tiene conectados cinco pozos.
Con la inauguración la operadora podrá conectar 11 pozos que tiene terminados y sin producir (en total perforaron 23). “Esperamos completar la capacidad de la planta paulatinamente”, indicaron desde la firma aunque estimaron que en los próximos meses podría alcanzarse el tope.
La precisión de las fechas fue algo que causó confusión tras un anuncio de Gutiérrez hace algunos días. En el sector se cree que, pese al calendario, se cumplirá con las proyecciones de producción. “Primero los pozos comienzan a producir agua, después petróleo y finalmente gas. Para evitar que las fracturas se cierren hay que esperar esos ciclos”, comentó una experimentada fuente del sector al diario “Río Negro”.
Según el plan trazado por Tecpetrol, el bloque Fortín de Piedra debería estar entregando más de 5 millones de metros cúbicos diarios en las próximas semanas. Una cifra que se duplicaría en el primer trimestre de 2019.
El proyecto cuenta con el apoyo del gobierno nacional. Fue el primer desarrollo que consiguió entrar en el denominado nuevo Plan Gas (Resolución 46) que garantiza un sendero de precios de entre 7,5 y 6 dólares desde este año hasta 2021. La compañía comprometió una inversión de 2.300 millones de dólares, pero el grueso del paquete se desembolsará este año con 1.000 millones de dólares.
La inversión tiene dos objetivos centrales: terminar el gasoducto troncal (actualmente están evacuando la producción con contratos con YPF y Total) y una nueva planta de procesamiento que duplicará la capacidad de la recientemente ampliada. La primera de las obras estaría finalizada en mayo. El segundo de los proyectos, aún no tiene fecha, pero podría ser la planta más grande de la Cuenca Neuquina en los últimos 20 años, sólo por detrás de los equipos en Loma La Lata.
Las obras se hicieron con mucha rapidez y tienen dos soportes de apoyo, además del precio subsidiado que triplica los valores del mercado norteamericano. Éstos son la calidad de los pozos conseguidos y el despliegue en campo de equipos y operarios. La compañía también recortó camino con el encargado del proyecto, el ex no convencionales de YPF Pablo Iuliano, quien conoce el comportamiento de Vaca Muerta como muy pocos ingenieros en la Cuenca Neuquina.
Actualmente Tecpetrol tiene seis equipos de perforación en funcionamiento. Son de tipo skiding rigs (caminantes) y trabajan en locaciones con pad, es decir varios pozos en el mismo espacio.
El dato más significativo es la productividad de cada perforación. Los cinco pozos que tienen en producción entregan 1,5 millones de metros cúbicos diarios, es decir alrededor de 300 mil metros cúbicos cada uno. Pero para los próximos 11, a conectar en breve, la estimación es que aporten 400 mil metros cúbicos diarios. Son perforaciones de 2.000 metros de rama lateral con hasta 27 etapas de fractura.
El proyecto incluye 150 pozos en total. Hasta el momento se realizaron 23 y para fines de este año deberán completarse 60 perforaciones. Los ingenieros del equipo creen que se cumplirán todos los plazos estimados, pese a las complicaciones iniciales causadas por una falla geológica que atraviesa el yacimiento.
Para buscar un ejemplo de producción elevada en un corto período de tiempo hay que comparar con el bloque El Orejano, al oeste de Añelo, donde YPF y Dow en poco más de un año pasaron de 1,5 millones de metros cúbicos a 4,5 millones de metros cúbicos diarios con más de 30 pozos.
Para financiar la obra, Tecpetrol corre con una ventaja comparativa ya que cuenta con Tenaris, la proveedora de caños para la industria petrolera. Una parte central de los costos de las perforaciones son los casings y tuberías. Algo similar ocurre con el gasoducto para evacuar la producción del bloque.
Uno de los grandes interrogantes en el sector es ver cómo ampliará la demanda para colocar el nuevo gas que prometen los proyectos de Vaca Muerta.El gobierno neuquino estimó para este año un crecimiento de la extracción del 20%, es decir que pasará de poco más de 55 millones de metros cúbicos diarios a casi 70 millones. Esos 15 millones de metros cúbicos más pueden conseguir destino el invierno de 2019, sin embargo el próximo verano si no se motorizan nuevas alternativas podría haber mayores volúmenes sin salida comercial.
Sin ampliación de la demanda las operadoras podrían moderar la velocidad de sus proyectos a la espera de que se amplíe el mercado para el gas.
Un esquema que recorte las importaciones en invierno y que redireccione el cupo residencial sin destino en verano parece ser el esquema básico. Las exportaciones a Chile abrieron un nuevo camino, pero el desafío es garantizar envíos estables al vecino país o a otros destinos internos como industria y generación.
Fuente http://vacamuertanews.com.ar
01/02/2018
Inaugurará una planta de gas que permitirá procesar 6,5 millones de metros cúbicos diarios. Actualmente produce 1,5 millones y tiene conectados cinco pozos.
La semana que viene, con la visita del ministro de Energía, Juan José Aranguren, y el gobernador Omar Gutiérrez, y Paolo Rocca, dueño de Techint, se inaugurará en la provincia la ampliación de una planta de procesamiento de gas.
El proyecto impulsado por el brazo petrolero de la compañía, Tecpetrol, se desarrolla en Fortín de Piedra y su principal característica se apoya en la productividad y la velocidad del desarrollo.
La planta permitirá procesar 6,5 millones de metros cúbicos diarios de gas y es una de las más grandes de su tipo en la provincia. Actualmente Tecpetrol produce 1,5 millones de metros cúbicos –según indicaron desde la compañía– y tiene conectados cinco pozos.
Con la inauguración la operadora podrá conectar 11 pozos que tiene terminados y sin producir (en total perforaron 23). “Esperamos completar la capacidad de la planta paulatinamente”, indicaron desde la firma aunque estimaron que en los próximos meses podría alcanzarse el tope.
La precisión de las fechas fue algo que causó confusión tras un anuncio de Gutiérrez hace algunos días. En el sector se cree que, pese al calendario, se cumplirá con las proyecciones de producción. “Primero los pozos comienzan a producir agua, después petróleo y finalmente gas. Para evitar que las fracturas se cierren hay que esperar esos ciclos”, comentó una experimentada fuente del sector al diario “Río Negro”.
Según el plan trazado por Tecpetrol, el bloque Fortín de Piedra debería estar entregando más de 5 millones de metros cúbicos diarios en las próximas semanas. Una cifra que se duplicaría en el primer trimestre de 2019.
El proyecto cuenta con el apoyo del gobierno nacional. Fue el primer desarrollo que consiguió entrar en el denominado nuevo Plan Gas (Resolución 46) que garantiza un sendero de precios de entre 7,5 y 6 dólares desde este año hasta 2021. La compañía comprometió una inversión de 2.300 millones de dólares, pero el grueso del paquete se desembolsará este año con 1.000 millones de dólares.
La inversión tiene dos objetivos centrales: terminar el gasoducto troncal (actualmente están evacuando la producción con contratos con YPF y Total) y una nueva planta de procesamiento que duplicará la capacidad de la recientemente ampliada. La primera de las obras estaría finalizada en mayo. El segundo de los proyectos, aún no tiene fecha, pero podría ser la planta más grande de la Cuenca Neuquina en los últimos 20 años, sólo por detrás de los equipos en Loma La Lata.
Las obras se hicieron con mucha rapidez y tienen dos soportes de apoyo, además del precio subsidiado que triplica los valores del mercado norteamericano. Éstos son la calidad de los pozos conseguidos y el despliegue en campo de equipos y operarios. La compañía también recortó camino con el encargado del proyecto, el ex no convencionales de YPF Pablo Iuliano, quien conoce el comportamiento de Vaca Muerta como muy pocos ingenieros en la Cuenca Neuquina.
Actualmente Tecpetrol tiene seis equipos de perforación en funcionamiento. Son de tipo skiding rigs (caminantes) y trabajan en locaciones con pad, es decir varios pozos en el mismo espacio.
El dato más significativo es la productividad de cada perforación. Los cinco pozos que tienen en producción entregan 1,5 millones de metros cúbicos diarios, es decir alrededor de 300 mil metros cúbicos cada uno. Pero para los próximos 11, a conectar en breve, la estimación es que aporten 400 mil metros cúbicos diarios. Son perforaciones de 2.000 metros de rama lateral con hasta 27 etapas de fractura.
El proyecto incluye 150 pozos en total. Hasta el momento se realizaron 23 y para fines de este año deberán completarse 60 perforaciones. Los ingenieros del equipo creen que se cumplirán todos los plazos estimados, pese a las complicaciones iniciales causadas por una falla geológica que atraviesa el yacimiento.
Para buscar un ejemplo de producción elevada en un corto período de tiempo hay que comparar con el bloque El Orejano, al oeste de Añelo, donde YPF y Dow en poco más de un año pasaron de 1,5 millones de metros cúbicos a 4,5 millones de metros cúbicos diarios con más de 30 pozos.
Para financiar la obra, Tecpetrol corre con una ventaja comparativa ya que cuenta con Tenaris, la proveedora de caños para la industria petrolera. Una parte central de los costos de las perforaciones son los casings y tuberías. Algo similar ocurre con el gasoducto para evacuar la producción del bloque.
Uno de los grandes interrogantes en el sector es ver cómo ampliará la demanda para colocar el nuevo gas que prometen los proyectos de Vaca Muerta.El gobierno neuquino estimó para este año un crecimiento de la extracción del 20%, es decir que pasará de poco más de 55 millones de metros cúbicos diarios a casi 70 millones. Esos 15 millones de metros cúbicos más pueden conseguir destino el invierno de 2019, sin embargo el próximo verano si no se motorizan nuevas alternativas podría haber mayores volúmenes sin salida comercial.
Sin ampliación de la demanda las operadoras podrían moderar la velocidad de sus proyectos a la espera de que se amplíe el mercado para el gas.
Un esquema que recorte las importaciones en invierno y que redireccione el cupo residencial sin destino en verano parece ser el esquema básico. Las exportaciones a Chile abrieron un nuevo camino, pero el desafío es garantizar envíos estables al vecino país o a otros destinos internos como industria y generación.
Fuente http://vacamuertanews.com.ar
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
victor escribió:SIGUEN LAS BUENAS NOTICIAS
Pero los componentes de distribución y transporte, que constituyen el 60% restante de la factura, también se ajustarán en abril en por lo menos un 55%. En primer lugar, porque se aplicará la tercera y última cuota del aumento en la revisión tarifaria para transportistas y distribuidoras que se estima en un 120%. Como ya se aplicó un 30% en abril de 2017 y un 40% en diciembre de ese año, resta un 30% que se trasladará al público el próximo 1 de abril.
En esa fecha además se añadirá la compensación que tendrán las empresas gasíferas por haber aceptado percibir el aumento de la revisión tarifaria en tres etapas, que por el momento no se sabe qué impacto tendrá en las tarifas.
Fuente: Ambito Financiero
Excelente próximo objetivo $100
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PaulPhillips8
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
victor escribió:SIGUEN LAS BUENAS NOTICIAS
Pero los componentes de distribución y transporte, que constituyen el 60% restante de la factura, también se ajustarán en abril etc etc etc
Todos los dias buenas noticias por aca, pero mientras DGCU ayer subio 9%, TGNO sube 0.7%..... da para pensar
Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
SIGUEN LAS BUENAS NOTICIAS
Pero los componentes de distribución y transporte, que constituyen el 60% restante de la factura, también se ajustarán en abril en por lo menos un 55%. En primer lugar, porque se aplicará la tercera y última cuota del aumento en la revisión tarifaria para transportistas y distribuidoras que se estima en un 120%. Como ya se aplicó un 30% en abril de 2017 y un 40% en diciembre de ese año, resta un 30% que se trasladará al público el próximo 1 de abril.
En esa fecha además se añadirá la compensación que tendrán las empresas gasíferas por haber aceptado percibir el aumento de la revisión tarifaria en tres etapas, que por el momento no se sabe qué impacto tendrá en las tarifas.
Fuente: Ambito Financiero
Pero los componentes de distribución y transporte, que constituyen el 60% restante de la factura, también se ajustarán en abril en por lo menos un 55%. En primer lugar, porque se aplicará la tercera y última cuota del aumento en la revisión tarifaria para transportistas y distribuidoras que se estima en un 120%. Como ya se aplicó un 30% en abril de 2017 y un 40% en diciembre de ese año, resta un 30% que se trasladará al público el próximo 1 de abril.
En esa fecha además se añadirá la compensación que tendrán las empresas gasíferas por haber aceptado percibir el aumento de la revisión tarifaria en tres etapas, que por el momento no se sabe qué impacto tendrá en las tarifas.
Fuente: Ambito Financiero
Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Martin-R escribió:Yo pense que TGN estaba en precio, pero viendo lo que subio DGCU y METR....TGN quedo atrasadisima, evidentemente hay un pelo**** que vende y vende cuando vuelan todas las gasiferas. En realidad vuela todo, hay muchas acciones como Jmin que su precio no responde al AF, pero sube porque acompaña
Si me preguntas que opino, si TGN hubiera acompañado el movimiento hoy ya deberia estar en $100
Gracias por la respuesta, otra valuación increíble es la de Camuzzi, está al 90% de la capitalización de TGN (30.595/34.117) y el Enargas le dió una base tarifaria para la RTI al 37,5% (8.024/21.436).
Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Martin-R escribió:Yo pense que TGN estaba en precio, pero viendo lo que subio DGCU y METR....TGN quedo atrasadisima, evidentemente hay un pelo**** que vende y vende cuando vuelan todas las gasiferas. En realidad vuela todo, hay muchas acciones como Jmin que su precio no responde al AF, pero sube porque acompaña
Si me preguntas que opino, si TGN hubiera acompañado el movimiento hoy ya deberia estar en $100
No creo que pueden ser comparables transportistas con distribuidoras. El negocio es bastante distinto!
De todas maneras estoy comprado aca, y creo que sigue teniendo upside.
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
NEUQUÉN: MILLONARIAS INVERSIONES POR MÁS DE U$S 6000 MILLONES
Las compañías presentaron 13 proyectos que buscan acogerse al Plan Gas, el programa impulsado por Nación. Ya fueron aprobados de Piedra (Tecpetrol), y Aguada Pichana Este y Rincón de la Ceniza (operados por Total y socios locales). Son desembolsos a cuatro años.
El ministerio de Energía neuquino recibió 13 proyectos para shale y tight gas que representan 6.781 millones de dólares que se desembolsarán hasta 2021.
La información fue confirmada por el titular de la cartera, Alejandro Monteiro, quien indicó que ya hay tres propuestas que fueron aprobadas y el resto están en proceso de aprobación.
El funcionario neuquino detalló las inversiones para Neuquén. En un reportaje publicado por el diario LM Neuquén, afirmó que la Provincia tiene en carpeta los pedidos de varias operadoras para proyectos de hidrocarburos no convencionales por un total de 6871 millones de dólares.
“Tenemos 13 pedidos de operadoras para acceder a los beneficios de la resolución 46 (que fijó un sendero de precios atractivo para las empresas). Ya aprobamos tres y sólo uno de esos fue aprobado por Nación, que es en el área Fortín de Piedra. Hay otros dos que aprobamos, son Aguada Pichana Este y Rincón de las Cenizas Este (ambos de Total). En estos días estamos aprobando alrededor de 9, para que luego el Ministerio de Energía de la Nación también dé su aprobación”, adelantó.
En cuanto a las inversiones, Monteiro agregó que “son 599 pozos en 13 proyectos, con 6871 millones de dólares en cuatro años, de 2018 al 2021. Hay proyectos de no convencionales y otros de convencionales. Tenemos buenas perspectivas de que se acelerarán los pilotos y los desarrollos que tenían las empresas, a partir del nuevo precio del gas”, detalló.
Consultado sobre la suba del crudo, el ministro de Energía y Recursos Naturales de Neuquén opinó que “hay una banda de precio del barril, entre los 60/70 dólares que creemos que es propicia para inversiones en convencionales y que a las empresas les dan los costos”.
En referencia a la logística para las nuevas inversiones, Monteiro indicó: “tenemos que generar la infraestructura necesaria para disminuir impactos locales. Que no se asiente gente donde no hay infraestructura, agua, cloacas, luz, escuelas, hay que ver cómo se va a dar ese desarrollo social. Saber, también, si las operadoras están pensando en que la gente se afinque en Añelo o si se va a seguir trasladando desde el Alto Valle.”
Y agregó: “hay que profundizar la inversión en rutas, y el tren de Vaca Muerta es fundamental para disminuir los cotos de producción. Considero que los beneficios de la producción de hidrocarburos se tienen que ver en cómo esto impacta en infraestructura, porque si no la visión es que las empresas vienen, sacan los recursos y se van. Neuquén tiene mucho conocimiento de la actividad, pero estamos ante una nueva forma que requiere de la ciencia social y de los controles optimizados.”
Consultado sobre la política del ministerio en conflictos territoriales, Monteiro dijo que hay que buscar consensos y separar cuáles son las comunidades y los criollos que están en las áreas y ver cómo la actividad contiene esa situación. No hay que diferenciar entre mapuche y criollo.
En cuanto a los controles de Provincia a las operadoras, agregó: “estamos haciendo una revisión de toda la cadena que termina con el pago de las regalías. Desde la salida de los pozos, a los precios de liquidación, las declaraciones juradas y el pago de regalías, servidumbres y cánones de la actividad hidrocarburífera”.
Las inversiones en la Cuenca Neuquina
La Resolución 46 del ministerio de Energía de Nación, que dio vida al nuevo Plan Gas, garantiza a las compañías un precio subsidiado hasta 2021 para el gas no convencional. Es una continuidad de los planes de incentivo de otros años, pero su novedad es que crea un sendero de precios que comienza en 7,5 dólares y termina en 6 dólares.
El programa nacional, confirmado en el 2017, le devolvió a la Provincia la voz y el voto en la aplicación. Las operadoras que buscan conseguir el precio diferencial deben presentar sus propuestas primero en los mostradores locales. Luego son girados a Nación para su inclusión definitiva.
Entre los proyectos que ya fueron aprobados se encuentra Fortín de Piedra de Tecpetrol, la petrolera del grupo Techint, que la semana próxima inaugurará una ampliación en su planta de procesamiento a la que asistirá el ministro Juan José Aranguren.
También se suman al lote Aguada Pichana Este y Rincón de la Ceniza. Ambos son operados por la compañía francesa Total y socios locales.
En Neuquén el gas no convencional representa casi el 50% de la producción. Para diciembre, el gobierno neuquino prevé que la extracción pase de alrededor de 55 millones de metros cúbicos diarios a unos 70 millones de metros cúbicos diarios.
Las compañías presentaron 13 proyectos que buscan acogerse al Plan Gas, el programa impulsado por Nación. Ya fueron aprobados de Piedra (Tecpetrol), y Aguada Pichana Este y Rincón de la Ceniza (operados por Total y socios locales). Son desembolsos a cuatro años.
El ministerio de Energía neuquino recibió 13 proyectos para shale y tight gas que representan 6.781 millones de dólares que se desembolsarán hasta 2021.
La información fue confirmada por el titular de la cartera, Alejandro Monteiro, quien indicó que ya hay tres propuestas que fueron aprobadas y el resto están en proceso de aprobación.
El funcionario neuquino detalló las inversiones para Neuquén. En un reportaje publicado por el diario LM Neuquén, afirmó que la Provincia tiene en carpeta los pedidos de varias operadoras para proyectos de hidrocarburos no convencionales por un total de 6871 millones de dólares.
“Tenemos 13 pedidos de operadoras para acceder a los beneficios de la resolución 46 (que fijó un sendero de precios atractivo para las empresas). Ya aprobamos tres y sólo uno de esos fue aprobado por Nación, que es en el área Fortín de Piedra. Hay otros dos que aprobamos, son Aguada Pichana Este y Rincón de las Cenizas Este (ambos de Total). En estos días estamos aprobando alrededor de 9, para que luego el Ministerio de Energía de la Nación también dé su aprobación”, adelantó.
En cuanto a las inversiones, Monteiro agregó que “son 599 pozos en 13 proyectos, con 6871 millones de dólares en cuatro años, de 2018 al 2021. Hay proyectos de no convencionales y otros de convencionales. Tenemos buenas perspectivas de que se acelerarán los pilotos y los desarrollos que tenían las empresas, a partir del nuevo precio del gas”, detalló.
Consultado sobre la suba del crudo, el ministro de Energía y Recursos Naturales de Neuquén opinó que “hay una banda de precio del barril, entre los 60/70 dólares que creemos que es propicia para inversiones en convencionales y que a las empresas les dan los costos”.
En referencia a la logística para las nuevas inversiones, Monteiro indicó: “tenemos que generar la infraestructura necesaria para disminuir impactos locales. Que no se asiente gente donde no hay infraestructura, agua, cloacas, luz, escuelas, hay que ver cómo se va a dar ese desarrollo social. Saber, también, si las operadoras están pensando en que la gente se afinque en Añelo o si se va a seguir trasladando desde el Alto Valle.”
Y agregó: “hay que profundizar la inversión en rutas, y el tren de Vaca Muerta es fundamental para disminuir los cotos de producción. Considero que los beneficios de la producción de hidrocarburos se tienen que ver en cómo esto impacta en infraestructura, porque si no la visión es que las empresas vienen, sacan los recursos y se van. Neuquén tiene mucho conocimiento de la actividad, pero estamos ante una nueva forma que requiere de la ciencia social y de los controles optimizados.”
Consultado sobre la política del ministerio en conflictos territoriales, Monteiro dijo que hay que buscar consensos y separar cuáles son las comunidades y los criollos que están en las áreas y ver cómo la actividad contiene esa situación. No hay que diferenciar entre mapuche y criollo.
En cuanto a los controles de Provincia a las operadoras, agregó: “estamos haciendo una revisión de toda la cadena que termina con el pago de las regalías. Desde la salida de los pozos, a los precios de liquidación, las declaraciones juradas y el pago de regalías, servidumbres y cánones de la actividad hidrocarburífera”.
Las inversiones en la Cuenca Neuquina
La Resolución 46 del ministerio de Energía de Nación, que dio vida al nuevo Plan Gas, garantiza a las compañías un precio subsidiado hasta 2021 para el gas no convencional. Es una continuidad de los planes de incentivo de otros años, pero su novedad es que crea un sendero de precios que comienza en 7,5 dólares y termina en 6 dólares.
El programa nacional, confirmado en el 2017, le devolvió a la Provincia la voz y el voto en la aplicación. Las operadoras que buscan conseguir el precio diferencial deben presentar sus propuestas primero en los mostradores locales. Luego son girados a Nación para su inclusión definitiva.
Entre los proyectos que ya fueron aprobados se encuentra Fortín de Piedra de Tecpetrol, la petrolera del grupo Techint, que la semana próxima inaugurará una ampliación en su planta de procesamiento a la que asistirá el ministro Juan José Aranguren.
También se suman al lote Aguada Pichana Este y Rincón de la Ceniza. Ambos son operados por la compañía francesa Total y socios locales.
En Neuquén el gas no convencional representa casi el 50% de la producción. Para diciembre, el gobierno neuquino prevé que la extracción pase de alrededor de 55 millones de metros cúbicos diarios a unos 70 millones de metros cúbicos diarios.
Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
MJS1977 escribió:Las transportadoras están muy atrasadas (sobre todo TGN), de acuerdo a esta comparación.
Base Tarifaria(Enargas) - Capitalizacion Bursatil
GBAN 10.326 - 27.345
METR 14.906 - 46.672
CGPA 8.024 - 30.595
DGCU 4.666 - 15.519
TGN 21.436 - 34.117
TGS 31.874 - 71.544
De TGS hay que hacer la salvedad, de que tiene el negocio de liquidos de gas que debe sumarse, ya que la base tarifaria del Enargas incluye solamente el sector regulado de transporte de gas.
A los precios actuales de las distribuidoras, las acciones de TGN y TGS a $150 c/u no parece descabellado.
Es una opinión personal y puedo estar equivocado. Me gustaría saber que piensan los foristas de TGN.
Saludos y gracias.
Yo pense que TGN estaba en precio, pero viendo lo que subio DGCU y METR....TGN quedo atrasadisima, evidentemente hay un pelo**** que vende y vende cuando vuelan todas las gasiferas. En realidad vuela todo, hay muchas acciones como Jmin que su precio no responde al AF, pero sube porque acompaña
Si me preguntas que opino, si TGN hubiera acompañado el movimiento hoy ya deberia estar en $100
Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Las transportadoras están muy atrasadas (sobre todo TGN), de acuerdo a esta comparación.
Base Tarifaria(Enargas) - Capitalizacion Bursatil
GBAN 10.326 - 27.345
METR 14.906 - 46.672
CGPA 8.024 - 30.595
DGCU 4.666 - 15.519
TGN 21.436 - 34.117
TGS 31.874 - 71.544
De TGS hay que hacer la salvedad, de que tiene el negocio de liquidos de gas que debe sumarse, ya que la base tarifaria del Enargas incluye solamente el sector regulado de transporte de gas.
A los precios actuales de las distribuidoras, las acciones de TGN y TGS a $150 c/u no parece descabellado.
Es una opinión personal y puedo estar equivocado. Me gustaría saber que piensan los foristas de TGN.
Saludos y gracias.
Base Tarifaria(Enargas) - Capitalizacion Bursatil
GBAN 10.326 - 27.345
METR 14.906 - 46.672
CGPA 8.024 - 30.595
DGCU 4.666 - 15.519
TGN 21.436 - 34.117
TGS 31.874 - 71.544
De TGS hay que hacer la salvedad, de que tiene el negocio de liquidos de gas que debe sumarse, ya que la base tarifaria del Enargas incluye solamente el sector regulado de transporte de gas.
A los precios actuales de las distribuidoras, las acciones de TGN y TGS a $150 c/u no parece descabellado.
Es una opinión personal y puedo estar equivocado. Me gustaría saber que piensan los foristas de TGN.
Saludos y gracias.
Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
jclare7 escribió:y yo q la vendi hace 10 dias, a pesar q gane bien estoy re caliente x eso. esta muy empinada la curva. q ya no es una curva es una pared por eso me sali igual q cuyana las vendi el mismo dia lpmqlp
A mi en cuyana y JMIN lo mismo
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