pablinio19 escribió:Los muchachos salieron a pactar nomas, 250.000 nominales a 69.90
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TGNO4 Transp. Gas del Norte
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Hoy es el dia de romper los $71 con volumen
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pablinio19
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Los muchachos salieron a pactar nomas, 250.000 nominales a 69.90
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Buenos días estimados !
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
que brillante fue la admin K en materia de energia... 
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
La gran diferencia que Vaca Muerta tuvo frente a otras formaciones no convencionales del mundo –más allá de su calidad– es que uno de los mejores sectores de la roca generadora se ubica justo debajo del yacimiento Loma La Lata de YPF –descubierto a fines de los 70–, que en los 90 marcó la gasificación del país.
Esto permitió que durante años la nueva producción de shale gas pudiera utilizar buena parte de la infraestructura que el gas convencional había dejado ociosa. Pero esa capacidad llegó a su límite, y ya en noviembre de 2017 sobró gas y debieron cerrarse pozos.
Carlos Ormachea.
La reapertura de la senda exportadora de hidrocarburos tuvo lugar en la primavera pasada. La mayor producción de gas natural de Vaca Muerta excedió la demanda interna y el Gobierno nacional autorizó, tras 11 años, el inicio de envíos al exterior, que ya representaron más de US$ 300 millones.
Tecpetrol fue uno de los grandes artífices de ese cambio al lograr con Fortín de Piedra introducir en menos de dos años 17,5 millones de metros cúbicos de gas diarios, un 12% de la producción total del país. “En dos años invertimos US$ 2.000 millones, el proyecto más grande en inversión en Argentina de los últimos años”, asegura Ormachea. Para eso fue fundamental la polémica Resolución 46 firmada en tiempos de Aranguren, una readecuación del Plan Gas de la administración Kicillof según la cual se aseguraba un precio mínimo del gas para proyectos de gas no convencional: US$ 7,50 en 2017, con un camino descendente de US$ 0,50 por año. Al calor de la estrechez financiera de 2018, el secretario de Energía de la Nación, Gustavo Lopetegui, dispuso a fines de enero pasado un cambio en el criterio de la resolución, fijando desembolsos solo por lo proyectado y ya no por lo efectivamente producido. En el caso de Tecpetrol, la firma más perjudicada, esa diferencia es prácticamente la mitad. “Los cambios en la Resolución 46 nos ocasionaron una pérdida de ingresos con los que contábamos”, señala Ormachea. “Tuvimos que hacer un freno en la inversión en perforación para equilibrar el cash flow, pero es transitorio y luego retomaremos la capacidad de perforación del campo”.
Y, si bien desde Tecpetrol se iniciaron reclamos administrativos, esto no implicó linealmente un freno en la actividad. Sureda explica que “la Resolución 46 no necesitó topes explícitos en la regulación porque estos los pone la demanda. Puede asumirse, exageradamente en mi opinión, que el recorte ‘lentifica’ los desarrollos. Pero no es tan así, porque el límite real a la Resolución 46 lo pone el mercado local”.
Para Gerold, la Resolución 46 “generó que el que tenía subsidios podía vender más barato porque igual percibía un precio alto. Entonces los precios hoy son inferiores a lo que yo creo que es necesario para invertir, y por eso se frena la inversión”. Y agrega: “Me pareció siempre un poco curioso que se subsidiara durante gran parte del año un volumen de producción que no era necesario”.
En la ecuación del freno de las inversiones en la que para algunas operadoras como Wintershall el cambio de reglas de juego es nodal, hay otros factores que golpean los campos: la infraestructura de transporte y los mercados donde colocar la producción.
Un respiro en la tormenta del sector es la inminente finalización del primer tramo de 67 kilómetros de gasoductos que lleva adelante Transportadora Gas del Sur (TGS). La firma está invirtiendo US$ 300 millones en la construcción de dos gasoductos, Tramo Norte y Tramo Sur, más una planta de tratamiento que, una vez finalizados, permitirán procesar hasta 5 millones de metros cúbicos de gas de un amplio grupo de bloques que hoy ven limitada su capacidad productiva. Vaca Muerta es la razón de ser de proyectos como el de la Compañía Mega (cuyos acconistas son YPF, Dow y Petrobras), que procesa casi la mitad del gas disponible en la cuenca Neuquina para separar las moléculas de gas seco y así obtener de los líquidos restantes subproductos aptos para otros usos. En 2019 proyecta facturar más de US$ 500 millones e invertir más de US$ 50 millones en un gasoducto.
También han surgido varios signos positivos, como el avance que Pluspetrol está imprimiendo en su bloque La Calera, a pesar de no haber accedido a los aportes de la Resolución 46. La compañía ya invirtió US$ 180 millones en los diez pozos de su programa piloto y estima una inversión de US$ 2.200 millones para los próximos cinco años de desarrollo masivo. Por otro lado, Pan American Energy acaba de solicitar permiso para construir otro gasoducto de vinculación interna de 29 kilómetros, y ExxonMobil está muy cerca de poner en funcionamiento otro de 25 kilómetros de recorrido que permitirá llevar buena parte de la producción del norte de Vaca Muerta hacia el Gasoducto del Pacífico.
Desde el Gobierno nacional se anunció que en este mes se licitará la construcción de un nuevo sistema troncal de transporte de gas que permitirá unir Vaca Muerta con Salliqueló, al oeste de la provincia de Buenos Aires, y en una segunda fase con el cordón industrial de Santa Fe.
Pero la propuesta ya tuvo algunas críticas dado que, si la obra se proyecta para abastecer el mercado local, el costo de su desarrollo podría no ser recuperado en un plazo lógico. “Es muy difícil que se justifique cuando uno va a vender gas nada más que cuatro meses al año”, graficó Gerold.
La llave para que el gasoducto sea rentable y Vaca Muerta pueda desarrollar todo su potencial en la producción de gas se encuentra en su exportación como gas natural licuado (GNL). En una prueba piloto, YPF espera exportar en forma regular a partir de la primavera pequeñas cargas de GNL a través de una barcaza montada en Bahía Blanca. En ese sentido, Daniel González reconoce que “si queremos realmente desarrollar el gas de Vaca Muerta necesitamos una planta de GNL que nos permita exportar, y estamos invirtiendo dinero en estudiarlo”.
Pero la construcción de una planta de ese tipo toma no menos de cuatro años y requiere de una inversión de US$ 4.000 a 5.000 millones, un monto idéntico al que el año pasado se invirtió en las 34 concesiones. Además, en la definición de la potencial ubicación de una planta de ese tipo, Chile aparece como un punto estratégico. “Los mercados que hay que atacar son los de Asia y el Pacífico; entonces, si eso ahorra costos, hay que hacerlo del lado chileno. Argentina tiene que priorizar la producción de gas. Si la planta se pone de un lado u otro no debería ser una discusión”, sostiene el presidente del IAPG.
Fuente Forbes
Esto permitió que durante años la nueva producción de shale gas pudiera utilizar buena parte de la infraestructura que el gas convencional había dejado ociosa. Pero esa capacidad llegó a su límite, y ya en noviembre de 2017 sobró gas y debieron cerrarse pozos.
Carlos Ormachea.
La reapertura de la senda exportadora de hidrocarburos tuvo lugar en la primavera pasada. La mayor producción de gas natural de Vaca Muerta excedió la demanda interna y el Gobierno nacional autorizó, tras 11 años, el inicio de envíos al exterior, que ya representaron más de US$ 300 millones.
Tecpetrol fue uno de los grandes artífices de ese cambio al lograr con Fortín de Piedra introducir en menos de dos años 17,5 millones de metros cúbicos de gas diarios, un 12% de la producción total del país. “En dos años invertimos US$ 2.000 millones, el proyecto más grande en inversión en Argentina de los últimos años”, asegura Ormachea. Para eso fue fundamental la polémica Resolución 46 firmada en tiempos de Aranguren, una readecuación del Plan Gas de la administración Kicillof según la cual se aseguraba un precio mínimo del gas para proyectos de gas no convencional: US$ 7,50 en 2017, con un camino descendente de US$ 0,50 por año. Al calor de la estrechez financiera de 2018, el secretario de Energía de la Nación, Gustavo Lopetegui, dispuso a fines de enero pasado un cambio en el criterio de la resolución, fijando desembolsos solo por lo proyectado y ya no por lo efectivamente producido. En el caso de Tecpetrol, la firma más perjudicada, esa diferencia es prácticamente la mitad. “Los cambios en la Resolución 46 nos ocasionaron una pérdida de ingresos con los que contábamos”, señala Ormachea. “Tuvimos que hacer un freno en la inversión en perforación para equilibrar el cash flow, pero es transitorio y luego retomaremos la capacidad de perforación del campo”.
Y, si bien desde Tecpetrol se iniciaron reclamos administrativos, esto no implicó linealmente un freno en la actividad. Sureda explica que “la Resolución 46 no necesitó topes explícitos en la regulación porque estos los pone la demanda. Puede asumirse, exageradamente en mi opinión, que el recorte ‘lentifica’ los desarrollos. Pero no es tan así, porque el límite real a la Resolución 46 lo pone el mercado local”.
Para Gerold, la Resolución 46 “generó que el que tenía subsidios podía vender más barato porque igual percibía un precio alto. Entonces los precios hoy son inferiores a lo que yo creo que es necesario para invertir, y por eso se frena la inversión”. Y agrega: “Me pareció siempre un poco curioso que se subsidiara durante gran parte del año un volumen de producción que no era necesario”.
En la ecuación del freno de las inversiones en la que para algunas operadoras como Wintershall el cambio de reglas de juego es nodal, hay otros factores que golpean los campos: la infraestructura de transporte y los mercados donde colocar la producción.
Un respiro en la tormenta del sector es la inminente finalización del primer tramo de 67 kilómetros de gasoductos que lleva adelante Transportadora Gas del Sur (TGS). La firma está invirtiendo US$ 300 millones en la construcción de dos gasoductos, Tramo Norte y Tramo Sur, más una planta de tratamiento que, una vez finalizados, permitirán procesar hasta 5 millones de metros cúbicos de gas de un amplio grupo de bloques que hoy ven limitada su capacidad productiva. Vaca Muerta es la razón de ser de proyectos como el de la Compañía Mega (cuyos acconistas son YPF, Dow y Petrobras), que procesa casi la mitad del gas disponible en la cuenca Neuquina para separar las moléculas de gas seco y así obtener de los líquidos restantes subproductos aptos para otros usos. En 2019 proyecta facturar más de US$ 500 millones e invertir más de US$ 50 millones en un gasoducto.
También han surgido varios signos positivos, como el avance que Pluspetrol está imprimiendo en su bloque La Calera, a pesar de no haber accedido a los aportes de la Resolución 46. La compañía ya invirtió US$ 180 millones en los diez pozos de su programa piloto y estima una inversión de US$ 2.200 millones para los próximos cinco años de desarrollo masivo. Por otro lado, Pan American Energy acaba de solicitar permiso para construir otro gasoducto de vinculación interna de 29 kilómetros, y ExxonMobil está muy cerca de poner en funcionamiento otro de 25 kilómetros de recorrido que permitirá llevar buena parte de la producción del norte de Vaca Muerta hacia el Gasoducto del Pacífico.
Desde el Gobierno nacional se anunció que en este mes se licitará la construcción de un nuevo sistema troncal de transporte de gas que permitirá unir Vaca Muerta con Salliqueló, al oeste de la provincia de Buenos Aires, y en una segunda fase con el cordón industrial de Santa Fe.
Pero la propuesta ya tuvo algunas críticas dado que, si la obra se proyecta para abastecer el mercado local, el costo de su desarrollo podría no ser recuperado en un plazo lógico. “Es muy difícil que se justifique cuando uno va a vender gas nada más que cuatro meses al año”, graficó Gerold.
La llave para que el gasoducto sea rentable y Vaca Muerta pueda desarrollar todo su potencial en la producción de gas se encuentra en su exportación como gas natural licuado (GNL). En una prueba piloto, YPF espera exportar en forma regular a partir de la primavera pequeñas cargas de GNL a través de una barcaza montada en Bahía Blanca. En ese sentido, Daniel González reconoce que “si queremos realmente desarrollar el gas de Vaca Muerta necesitamos una planta de GNL que nos permita exportar, y estamos invirtiendo dinero en estudiarlo”.
Pero la construcción de una planta de ese tipo toma no menos de cuatro años y requiere de una inversión de US$ 4.000 a 5.000 millones, un monto idéntico al que el año pasado se invirtió en las 34 concesiones. Además, en la definición de la potencial ubicación de una planta de ese tipo, Chile aparece como un punto estratégico. “Los mercados que hay que atacar son los de Asia y el Pacífico; entonces, si eso ahorra costos, hay que hacerlo del lado chileno. Argentina tiene que priorizar la producción de gas. Si la planta se pone de un lado u otro no debería ser una discusión”, sostiene el presidente del IAPG.
Fuente Forbes
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
YPF EVALÚA CONSTRUIR UNA PLANTA DE USD 5.000 MILLONES PARA EXPORTAR GAS LICUADO
La petrolera de mayoría estatal trabaja junto a otras petroleras para financiar el proyecto. La prioridad es instalar la planta en Bahía Blanca, pero no se descarta Chile.
Frente a la necesidad de colocar el importante sobrante de gas en otros mercados y sabiendo que el Estado no impulsará ninguna obra que comprometa las metas fiscales pautadas con el FMI, YPF decidió evaluar la construcción de un mega proyecto para construir una planta de 5.000 millones de dólares para exportar gas natural licuado (GNL) desde Bahía Blanca.
"Estamos trabajando para construirla a través de un consorcio de empresas productoras", confiaron al portal La Política Online fuentes allegadas a la petrolera de bandera. Se trata de un proyecto a cinco años que apunta a procesar más de 20 millones de metros cúbicos día para poder transportar este fluido vía marítima desde el puerto de aguas profundas de esta localidad bonaerense hacia todo el mundo.
La urgencia de la firma radica en el exceso de oferta que tuvo en los últimos meses, en los cuales se vio forzada a cerrar pozos y a bajar en un 20% su volumen de producción. Es que ante la baja de la demanda interna por la recesión económica y al no poder competir con los bajos costos del nuevo gas de Techint -producto de los subsidios de la Resolución 46-, la empresa que preside Miguel Gutiérrez no tiene donde colocar sus excedentes.
La demanda de los países limítrofes no es suficiente y países como Chile, tienen contratos de importación vigentes con otros países que no pueden dar de baja de un día para el otro a pesar del mejor precio del fluido argentino.
En ese sentido, la idea de YPF es hacer una planta regasificadora que permita llevar este producto a cualquier punto del planeta toma cada vez más fuerza. Se trata de un procedimiento muy complejo donde se reduce el volumen del gas natural en 600 veces y se transporta como líquido a presión atmosférica y a 162 grados bajo cero.
Esto encarece el precio de venta en aproximadamente dos dólares por millón de BTU y por lo tanto es necesario tener muy bajos costos para poder competir con otros productores como Qatar, Trinidad y Tobago y en el corto plazo con Estados Unidos que está desarrollando proyectos similares en varias zonas de su país.
El principal problema pasa por el costo de financiamiento que trae aparejado un nivel de riesgo país mayor a los 900 puntos básicos, con el agregado de la incertidumbre electoral. Nadie sabe qué política energética tendrá el próximo Gobierno y para hacer viable este proyecto las petroleras sostienen que necesitan una licencia por 25 años para exportar libremente el gas y una ley que brinde un marco de seguridad jurídica a largo plazo.
Por ello, no se descarta la posibilidad de instalar la planta en Chile. El país trasandino permite un mejor financiamiento, menor carga impositiva, estabilidad tributaria garantizada y una salida más rápida hacia los puertos chinos, donde está el mayor potencial de demanda futura.
Al mismo tiempo, la distancia es menor entre los yacimientos neuquinos hasta la costa del Pacífico que hacia el puerto de Bahía Blanca, dato fundamental para abaratar la construcción del necesario gasoducto.
Aun así, la decisión todavía no está tomada. Si bien la demanda de China e India es importante, por el proceso de reconversión desde fuentes energéticas a base del carbón al gas, cada vez aparecen más competidores en el mercado con un costo de flete mucho más bajo como Australia o Nueva Guinea, que se encuentran a pocos kilómetros de las costas asiáticas.
Con estas dudas y por lo costoso de la obra, algunos especialistas consideran que lo mejor es comenzar con una planta más chica, que pueda replicarse en caso de resultar un modelo exitoso. "Con una escala gigante tenes que estar poniendo plata por cinco años sin ver un dólar. En cambio, con módulos de 5 o 7 millones de m3 día vas acompañando la curva de producción y tenes una ingeniería financiera mucho más interesante que te permite hacerte de recursos por esas exportaciones con las que irías financiando los siguientes módulos", explicó uno de los mayores especialistas del país en la materia que justamente se encuentra estudiando alternativas para otra importante petrolera.
http://vacamuertanews.com.ar/ver_notici ... 0529140501
La petrolera de mayoría estatal trabaja junto a otras petroleras para financiar el proyecto. La prioridad es instalar la planta en Bahía Blanca, pero no se descarta Chile.
Frente a la necesidad de colocar el importante sobrante de gas en otros mercados y sabiendo que el Estado no impulsará ninguna obra que comprometa las metas fiscales pautadas con el FMI, YPF decidió evaluar la construcción de un mega proyecto para construir una planta de 5.000 millones de dólares para exportar gas natural licuado (GNL) desde Bahía Blanca.
"Estamos trabajando para construirla a través de un consorcio de empresas productoras", confiaron al portal La Política Online fuentes allegadas a la petrolera de bandera. Se trata de un proyecto a cinco años que apunta a procesar más de 20 millones de metros cúbicos día para poder transportar este fluido vía marítima desde el puerto de aguas profundas de esta localidad bonaerense hacia todo el mundo.
La urgencia de la firma radica en el exceso de oferta que tuvo en los últimos meses, en los cuales se vio forzada a cerrar pozos y a bajar en un 20% su volumen de producción. Es que ante la baja de la demanda interna por la recesión económica y al no poder competir con los bajos costos del nuevo gas de Techint -producto de los subsidios de la Resolución 46-, la empresa que preside Miguel Gutiérrez no tiene donde colocar sus excedentes.
La demanda de los países limítrofes no es suficiente y países como Chile, tienen contratos de importación vigentes con otros países que no pueden dar de baja de un día para el otro a pesar del mejor precio del fluido argentino.
En ese sentido, la idea de YPF es hacer una planta regasificadora que permita llevar este producto a cualquier punto del planeta toma cada vez más fuerza. Se trata de un procedimiento muy complejo donde se reduce el volumen del gas natural en 600 veces y se transporta como líquido a presión atmosférica y a 162 grados bajo cero.
Esto encarece el precio de venta en aproximadamente dos dólares por millón de BTU y por lo tanto es necesario tener muy bajos costos para poder competir con otros productores como Qatar, Trinidad y Tobago y en el corto plazo con Estados Unidos que está desarrollando proyectos similares en varias zonas de su país.
El principal problema pasa por el costo de financiamiento que trae aparejado un nivel de riesgo país mayor a los 900 puntos básicos, con el agregado de la incertidumbre electoral. Nadie sabe qué política energética tendrá el próximo Gobierno y para hacer viable este proyecto las petroleras sostienen que necesitan una licencia por 25 años para exportar libremente el gas y una ley que brinde un marco de seguridad jurídica a largo plazo.
Por ello, no se descarta la posibilidad de instalar la planta en Chile. El país trasandino permite un mejor financiamiento, menor carga impositiva, estabilidad tributaria garantizada y una salida más rápida hacia los puertos chinos, donde está el mayor potencial de demanda futura.
Al mismo tiempo, la distancia es menor entre los yacimientos neuquinos hasta la costa del Pacífico que hacia el puerto de Bahía Blanca, dato fundamental para abaratar la construcción del necesario gasoducto.
Aun así, la decisión todavía no está tomada. Si bien la demanda de China e India es importante, por el proceso de reconversión desde fuentes energéticas a base del carbón al gas, cada vez aparecen más competidores en el mercado con un costo de flete mucho más bajo como Australia o Nueva Guinea, que se encuentran a pocos kilómetros de las costas asiáticas.
Con estas dudas y por lo costoso de la obra, algunos especialistas consideran que lo mejor es comenzar con una planta más chica, que pueda replicarse en caso de resultar un modelo exitoso. "Con una escala gigante tenes que estar poniendo plata por cinco años sin ver un dólar. En cambio, con módulos de 5 o 7 millones de m3 día vas acompañando la curva de producción y tenes una ingeniería financiera mucho más interesante que te permite hacerte de recursos por esas exportaciones con las que irías financiando los siguientes módulos", explicó uno de los mayores especialistas del país en la materia que justamente se encuentra estudiando alternativas para otra importante petrolera.
http://vacamuertanews.com.ar/ver_notici ... 0529140501
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Hay que comprar mas cuando baja a esta no es necesario prenderle una vela
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
AR$ 70,00
+1,15% (AR$ +0,80)
Puntas de Compra
1816 x AR$ 70,000
1 x AR$ 68,500
415 x AR$ 67,800
2600 x AR$ 67,200
1000 x AR$ 67,100
Puntas de Venta
AR$ 70,400 x 800
AR$ 69,200 x 10493
AR$ 70,500 x 6005
AR$ 69,300 x 50
AR$ 70,600 x 5000
+1,15% (AR$ +0,80)
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415 x AR$ 67,800
2600 x AR$ 67,200
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
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+1,01% (AR$ +0,70)
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1962 x AR$ 69,500
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2600 x AR$ 67,200
1000 x AR$ 67,100
Puntas de Venta
AR$ 69,900 x 999
AR$ 70,000 x 8010
AR$ 70,400 x 10
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
5 para el final
16:53 $ 69,700 $ 2397828,70 720
16:53 $ 69,500 $ 2347644,70 1.962
16:53 $ 69,500 $ 2139144,70 1.000
16:53 $ 69,100 $ 2069644,70 811
16:53 $ 69,000 $ 2013604,60 38
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
LOPETEGUI QUIERE LICITAR EL NUEVO GASODUCTO DE VACA MUERTA EN MENOS DE UN MES
Se trata de una obra clave que permitirá duplicar el transporte de gas desde la cuenca neuquina, que hoy se encuentra desbordado por el boom de Tecpetrol.
Tras meses de idas y vueltas, la secretaría de Energía finalmente licitará el tantas veces anunciado gasoducto de Vaca Muerta, una obra clave que permitirá duplicar el transporte de gas desde la cuenca neuquina que hoy se encuentra desbordado.
El objetivo de Lopetegui es realizar la licitación entre mediados y fines de junio para poder adjudicar la primera parte del proyecto en agosto y tenerlo operativo lo antes posible, aunque con mucho optimismo recién podría darse a fines del 2020.
Desde los tiempos de Javier Iguacel que se viene diciendo que la obra «es una obsesión de Macri», pero la difícil situación financiera con estos niveles récord de riesgo país había frenado la iniciativa.
Ahora, se decidió sumar un aporte de 400 millones de dólares del Fondo de Garantía de Sustentabilidad (FGS) para agregar a los 200 millones que ya había ofrecido Trump mediante la OPIC, una agencia gubernamental de inversión de los Estados Unidos en países emergentes.
Así, el consorcio de empresas interesadas debería financiar solamente 200 millones, un monto mucho más accesible teniendo en cuenta que son muchas las que pretenden evacuar el gas desde los ricos yacimientos neuquinos.
En esta primera etapa, el caño iría desde Neuquén hasta Salliqueló -provincia de Buenos Aires-, pasando por Bahía Blanca. La importancia de este destino radica en su polo petroquímico, sus centrales termoeléctricas a base de gas y su puerto de aguas profundas donde podría construirse una planta regasificadora para exportar el gas en forma licuada (GNL) hacia cualquier parte del mundo.
En el segundo tramo, el gasoducto llegaría hasta San Nicolás o los alrededores de Rosario, uno de los nodos centrales que abastece el sistema de transporte argentino por su importante consumo industrial y sus plantas de ciclo combinado.
Una de las mayores interesadas en la ejecución de la obra es Techint, que no sólo se vería beneficiada por ser la principal constructora de gasoductos del país, sino que le daría un destino seguro al récord de producción de su mega yacimiento Fortín de Piedra que este año superó los 17 millones de m3 de gas por día.
Tal es así que cuando el Embajador de los Estados Unidos presentó el acuerdo de OPIC junto a los funcionarios argentinos, el CEO de Tecpetrol Carlos Ormaechea fue incluido como el único invitado externo a la mesa de firmas en un claro gesto simbólico.
Paralelamente, desde que se desató el conflicto por el recorte de subsidios de la Resolución 46, en el sector se habla que esta obra siempre estuvo en la mesa de negociaciones para llegar a un posible acuerdo que suspenda la demanda judicial de Rocca.
Fuente: Lpo.
Se trata de una obra clave que permitirá duplicar el transporte de gas desde la cuenca neuquina, que hoy se encuentra desbordado por el boom de Tecpetrol.
Tras meses de idas y vueltas, la secretaría de Energía finalmente licitará el tantas veces anunciado gasoducto de Vaca Muerta, una obra clave que permitirá duplicar el transporte de gas desde la cuenca neuquina que hoy se encuentra desbordado.
El objetivo de Lopetegui es realizar la licitación entre mediados y fines de junio para poder adjudicar la primera parte del proyecto en agosto y tenerlo operativo lo antes posible, aunque con mucho optimismo recién podría darse a fines del 2020.
Desde los tiempos de Javier Iguacel que se viene diciendo que la obra «es una obsesión de Macri», pero la difícil situación financiera con estos niveles récord de riesgo país había frenado la iniciativa.
Ahora, se decidió sumar un aporte de 400 millones de dólares del Fondo de Garantía de Sustentabilidad (FGS) para agregar a los 200 millones que ya había ofrecido Trump mediante la OPIC, una agencia gubernamental de inversión de los Estados Unidos en países emergentes.
Así, el consorcio de empresas interesadas debería financiar solamente 200 millones, un monto mucho más accesible teniendo en cuenta que son muchas las que pretenden evacuar el gas desde los ricos yacimientos neuquinos.
En esta primera etapa, el caño iría desde Neuquén hasta Salliqueló -provincia de Buenos Aires-, pasando por Bahía Blanca. La importancia de este destino radica en su polo petroquímico, sus centrales termoeléctricas a base de gas y su puerto de aguas profundas donde podría construirse una planta regasificadora para exportar el gas en forma licuada (GNL) hacia cualquier parte del mundo.
En el segundo tramo, el gasoducto llegaría hasta San Nicolás o los alrededores de Rosario, uno de los nodos centrales que abastece el sistema de transporte argentino por su importante consumo industrial y sus plantas de ciclo combinado.
Una de las mayores interesadas en la ejecución de la obra es Techint, que no sólo se vería beneficiada por ser la principal constructora de gasoductos del país, sino que le daría un destino seguro al récord de producción de su mega yacimiento Fortín de Piedra que este año superó los 17 millones de m3 de gas por día.
Tal es así que cuando el Embajador de los Estados Unidos presentó el acuerdo de OPIC junto a los funcionarios argentinos, el CEO de Tecpetrol Carlos Ormaechea fue incluido como el único invitado externo a la mesa de firmas en un claro gesto simbólico.
Paralelamente, desde que se desató el conflicto por el recorte de subsidios de la Resolución 46, en el sector se habla que esta obra siempre estuvo en la mesa de negociaciones para llegar a un posible acuerdo que suspenda la demanda judicial de Rocca.
Fuente: Lpo.
Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
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