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Datos de la economía argentina

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  • #46
    Originalmente publicado por planeador Ver Mensaje
    El precio lo fijará el acuerdo entre el exportador argentino y el importador chileno. Es inaplicable el acuerdo de subsidios en caso de exportación. Normalmen en el caso de exportaciones no tradicionales las normas pueden establecer reembolsos (devolución de impuestos internos) y aquí me parecería inaplicable porque el esfuerzo de mejorar la productividad estuvo subsidiado y no sería justo, frente a otro productor argentino que logró exportar gracias a su propio esfuerzo e inversión, sin subsidio alguno.

    Saludos
    Si, te entiendo, tal ves yo no me exprese bien.
    Los argentinos pagamos a razon de 7,5 dolares el gas en nuestras viviendas y por lo que me comentaron, a Chile se lo venderian a 6 o menos, ya que no aceptarian pagar mas de lo que vale el gas boliviano, que hoy pagamos a 6 dolares.

    Ademas, la nota tampoco dice que a Chile le compramos gas a 10 dolares, es gas que le llega en barcos (GLP).

    Lo que si me consta es que el gas excedente producido en la cuenta de vaca muerta no hay forma de traerlo a Bs As ya que los gasoductos estan operando a plena capacidad. Techint (como Tecpetrol) esta con un proyecto (1200 millones de dolares) para hacer un gasoducto paralelo al NEUBA I y NEUBA II para poder traer ese gas.
    Saludos

    "Juremos no dejar las armas de la mano hasta ver el país enteramente libre o morir con ellas como hombres de coraje"
    General D. Jose de San Martín, Mendoza, 1819
    sigpic

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    • #47
      Los grandes costos no solo son de transporte sino también de distribución urbana, donde los municipios tienen que invertir primero para luego recuperarlo del frentista. En Córdoba existen gasoductos troncales con sus respectivas válvulas de reducción de presión que pasan por las urbes esperando poder distribuirlo desde hace años.

      Slds

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      • #48
        Estimado, se bien como esta compuesto el cuadro tarifario ya que trabajo en una gasifera; y en cuanto a costos que yo mensione se refiere al costo en boca de pozo, no le sume ni transporte (gerenciado por Transportistas como TGN, TGS, etc) ni distribucion (gerenciado por las distribuidoras como Metrogas, Gas Natural, Camuzzi, etc). tampoco sume los impuestos Provinciales, Nacionales, IVA ni ningun otro.

        Hoy el sector de la Industria del Gas, mas precisamente su extracion esta siendo financiada por los consumidores, y las empresas extractoras no estan arriesgando ningun capital de inversion.
        Si se fija, se esta produciendo mas gas, PERO es consecuencia de los aumentos (a mi entender excesivos) en las tarifas de consumo; no de inversiones privadas directas. Esos 4500 Millones de dolares que se inviertio el ultimo año esta asociado en su mayor parte a la "readecuacion tarifaria" o sea, a los aumentos registrados en los ultmos años.
        A cambio del aumento tarifario, tanto productoras, trasportistas como distribuidoras estan OBLIGADAS a invertir un buen % que esta siendo fiscalizado por el ENARGAS y si no cumple con la inversion anual estipulada, la multa equivale a la suma no invertida, espero se entienda...
        Fijese Ud. que HOY se encuentra con un cuello de botella producto de la mayor extraccion del ultimo año ya que no pueden "traer el gas del pozo a Ba As ya que estan colapsados los gasoductos ( su capacidad de trasporte esta al 100 %) y deben hacer otro paralelo como le mensione mas arriba.

        Techint con Tecpetrol estan dispuestas a hacer inversiones muy grandes.
        Por un lado Tecpetrol quiere financiar el gasoducto nuevo (1200 millones U$S) PERO no tiene licencia de trasportista o sea que no podria operarlo, y quiere entrar a ese negocio...estan en tira y afloje por ahora...
        Por el lado de Techint, quiere construir un tren que lleve las materias primas hasta vaca muerta (localidad de Añelo), PERO tampoco tiene licencia para operarlo.

        Saludos

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        General D. Jose de San Martín, Mendoza, 1819
        sigpic

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        • #49
          Hola Don Aicke,

          Me gusta investigar bastante sobre temas económicos de América Latina y ciertamente, sobre petróleo no convencional (Vaca Morta) y otros.

          La información que proporciona es preciosa.
          Me gustaría saber si, en su opinión de conocedor del tema, en el caso de las subvenciones del gobierno (garantía de Usd 7,50 por millón de BTU este año, cayendo paulatinamente hasta Usd. 6,00 por millón de BTU en 2021), esta subvención es vital o no para que las empresas de explotación y producción continúen invirtiendo?

          Me pregunto por qué identifico como puntos que deben ser desbloqueados, lo que usted menciona de Infraestructura (gasoducto, Línea férrea ligando región productora a Bahía Blanca, etc). Además, es claro de los problemas con los gremios de trabajadores que inhiben a los inversores.

          Le dejo un gran abrazo.

          Comentario


          • #50
            Originalmente publicado por Tutankhamon Ver Mensaje
            Hola Don Aicke,

            Me gusta investigar bastante sobre temas económicos de América Latina y ciertamente, sobre petróleo no convencional (Vaca Morta) y otros.

            La información que proporciona es preciosa.
            Me gustaría saber si, en su opinión de conocedor del tema, en el caso de las subvenciones del gobierno (garantía de Usd 7,50 por millón de BTU este año, cayendo paulatinamente hasta Usd. 6,00 por millón de BTU en 2021), esta subvención es vital o no para que las empresas de explotación y producción continúen invirtiendo?
            Estimado Tutankamon, el tema del subsidio es un tanto engorroso de explicar pero basicamente se basa en un decreto de los 90 (Menem-Caballo) que les aseguraba una renta minima superior a la normal del mercado. No olvides que para este tiempo regia el 1 a 1 o sea 1$=1Dolar.
            Aprovechando esta ventaja, las empresas productoras incrementaron la produccion a un nivel muy alto y fue propicio hacer exportacion de gas hacia Chile, Brasil y Uruguay con los gasoductos que se construyeron posteriormente y ademas cambiar parte de la matriz energetica que funcionaba a carbon (como una usina en Bahia Blanca, varias de fuel oil) y el GNC tubo una explosion sin precedentes en e America Latina.
            Recuerdo que siendo yo muy pibe, hice un viaje a Brasil (Florianopolis y Rio en los 90) y me llamo mucho la atencion que uds usaban alconafta como sustituto de la nafta o gasolina y aca ya habia mucho GNC).
            Las empresas productoras solo se dedicaron a explotar, extraer el gas y petroleo de los pozos PERO no a explorar ni perforar nuevos pozos.
            Cuando el rendimiento de los pozos decayo, a mediados del 2000 empezamos a sentir las secuelas de la falta de inversion directa, y comenzamos a importar nafta, gas oil, etc...posterior paso lo mismo con el gas natural.
            En sintesis, utilizaron el subsidio para incrementar la produccion pero no invertian para generar nuevas bocas de suministro a medida que los pozos mas viejos decaian.

            Hoy si la legislacion fuera algo mas "Nacionalista" y menos "Corporativa" NO serian necesarias las subvenciones. Me explico, las areas de explotacion como las de exploracion son del Estado y las entrega en consecion para su EXPLORACION Y EXPLOTACION y si el consecionario no cumple el Estado deberia rescindir el contrato por falta de cumplimiento. Caso testigo fue el caso de YPF con su expropiacion, aunque muchos anti-K seguramente no estaran de acuerdo. No defiendo ni apoyo, simplemente digo que fue justa ya que Repsol hizo un vaciamiento no solo de pozos sino tambien de activos fisicos y no invirtio como debio hacerlo dejando caer la produccion a niveles de desabastecimiento.
            Algunos creen que vaca muerta fue el motivo de expropiacion, pero la realidad es que YPF invirtio millonadas entre los 60 y 70 en todo el pais, incluyendo el Mar Argentino en exploracion y ya se sabia donde habia y donde no, Pepsol utilizo viejos informes y con nueva tecnologia solamente los confirmo.
            Esto yo ya lo habia mensionado en el tema Malvinas cuando GB empezo a hacer exploracion petrolera cerca de las islas, dije que no encontrarian cantidades rentables para explotar, y asi fue. El petroleo esta mas arriba de la zona explorada y se cree que hay algun tipo de coneccion con la presal de Uds, YPF sabe donde estan las cuencas principales.

            Originalmente publicado por Tutankhamon Ver Mensaje
            Me pregunto por qué identifico como puntos que deben ser desbloqueados, lo que usted menciona de Infraestructura (gasoducto, Línea férrea ligando región productora a Bahía Blanca, etc). Además, es claro de los problemas con los gremios de trabajadores que inhiben a los inversores.

            Le dejo un gran abrazo.
            Pasa que cada ramo tiene su quintita, o la vaca atada, no se si me entiende ! En realidad porque el poder Politico lo permite.
            Los gremios en esto no tienen nada que ver, a excepcion del de Moyano (camioneros) que la idea del tren no le gusta ni soñando.
            Imagine Utd que la arena, los tubing (tubos de perforacion de espesor considerable), cañerias de 30 pulgadas (maximo 9 tiras de 12 mts por camion), insumos, repuestos he incluso alimentos para sus campamentos van por camiones.
            La linea ferrea hoy ya existe hasta la ciudad de Neuquen, solo que hay que renovar vias y rieles no recuerdo en que porcentaje, faltaria construir nuevo el tramo Neuquen-Añelo que son 100 kms mas o menos.

            Un abrazo !
            Saludos

            "Juremos no dejar las armas de la mano hasta ver el país enteramente libre o morir con ellas como hombres de coraje"
            General D. Jose de San Martín, Mendoza, 1819
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            • #51
              Aqui tiene algo mas de informacion relacionada:
              A fondo: Tecpetrol pisa el acelerador en Vaca Muerta


              Más gas. La petrolera del grupo Techint acaba de anunciar que adelantará sus metas de producción de gas no convencional en Fortín de Piedra. A fondo: Tecpetrol pisa el acelerador en Vaca Muerta





              Por Fernando Castro
              En buena medida, Fortín de Piedra es el área que explica el crecimiento de la producción de gas en la cuenca neuquina. Hoy se extraen de allí unos 11 millones de metros cúbicos diarios (MM3/d), algo así como la sexta parte de la producción total del orden de los 70 MM3. Sucedió en un puñado de meses. La garantía de precios dada por la resolución 46 del Ministerio de Energía de la Nación con un horizonte de cuatro años para el gas no convencional de Vaca Muerta actuó de trampolín. Esa repentina aceleración que permitió sacar a la cuenca de las dudas impuestas por el contexto internacional y la baja del barril seguirá afianzándose.


              Fortín de Piedra, donde Techint piensa invertir unos 2300 millones de dólares, subirá un cambio. Así la metas de producción fijadas para finales del 2019 se adelantarán casi nueve meses.
              La petrolera, parte del poderoso conglomerado encabezado por su presidente Paolo Rocca, alcanzará ese objetivo en el primer trimestre del año que viene. En ese momento piensa producir unos 17 MM3/d. De este modo, llegará a fines del mismo año a unos 22 MM3/d, el doble de lo que extrae hoy de las entrañas de su área estrella, ubicada a pocos kilómetros de Añelo, hoy la puerta de ingreso a Vaca Muerta.
              Las fuentes consultadas en la industria creen que al mismo tiempo con esta movida puede garantizarse el transporte de su producción.
              Es que el gas de Vaca Muerta, el shale y el tight (arenas compactas) viene protagonizando mes tras mes saltos en la producción que al mismo tiempo plantean interrogantes acerca de la capacidad de los ductos para poder llevarlo a los puntos de consumo. Se dice que la capacidad ociosa de esos caños para el gas de la cuenca neuquina ronda los ocho millones de metros cúbicos, una cuota que, por caso, está por debajo de lo que hoy produce Tecpetrol en Neuquén. Y esto podría llegar a explicar parte del apuro. Una fuente lo definió así: “El que primero ocupe esa capacidad de transporte gana la carrera para poder entregarlo a la demanda”.
              En esta línea, el portal especializado EconoJournal anticipó ayer el proyecto que tiene en carpeta Transportadora Gas del Norte (TGN), de la que Techint es parte, para la construcción de un nuevo ducto que uniría esta provincia con el Gran Rosario, centro neurálgico de la exportación cerealera y uno de los cordones industriales más importantes del país. Ese proyecto está en manos del gobierno nacional. El plan demandaría una inversión de unos u$s1200 millones, con 36 meses de plazo de obra, y sería algo así como un respiro tranquilizador para el mediano plazo. Sobre todo cuando, con la foto de hoy, todo indica que la producción seguirá incrementándose.
              Al margen de esta garantía de transporte en un contexto que tiende al cuello de botella, lo cierto es que el precio, y la garantía de recuperar una inversión varias veces millonaria, fue el otro aliciente para definir ese salto en la producción que acaba de anunciar la petrolera.
              El aliciente de las operadoras fue tal que el ministro de Energía de la Nación, Javier Iguacel, anticipó días atrás que la resolución 46 (sucedánea del antiguo Plan Gas) y su sendero de precios, que parte de u$s 7,50 por cada millón de BTU este año y culmina en u$s 6 en el 2021, llega a su fin, en un contexto en el que hay varias operadoras que todavía pugnaban por ingresar al beneficio que estimuló la producción de Vaca Muerta.
              Esta apuesta de Tecpetrol a seguir jugando cada vez más fuerte incluye una planta de procesamiento de gas, que ya tiene parte de su primer módulo en funcionamiento, lo que le garantiza tratar lo que extrae de Vaca Muerta e inyectarlo a la demanda (ver aparte).
              Puertas adentro del gobierno provincial, esta mayor producción es todo ganancia: el volumen creciente de gas tendrá incidencia en el presupuesto provincial de la mano de las regalías. Ya fue claro el envión que una gran inversión como la de Tecpetrol generó en puestos de trabajo. Unos 1200 obreros de la construcción implicaron que Neuquén tuviera el mayor crecimiento de empleo del rubro de la mano de Fortín de Piedra.
              Es una tendencia al crecimiento que se viene registrando más notoriamente en el último semestre, que para el gobierno de Omar Gutiérrez, en un contexto del recorte que reclama el gobierno nacional, más temprano que tarde podría aliviar la carga del ajuste.
              4500 puestos de trabajo directos había generado hasta mayo pasado Tecpetrol en el área Fortín de Piedra. Construyó un ducto y, entre otras obras, la planta de la foto de más arriba.
              La producción a full y una nueva planta que ya procesa
              Ayer, la producción de Fortín de Piedra había trepado a los 11 MM3/día de gas. En mayo pasado, la empresa inauguró un gasoducto de 58 kilómetros para poder transportar su producción a los caños troncales de TGN y TGS. El gasoducto inaugurado une la Planta Central de Procesamiento de Gas de Fortín de Piedra con el punto de medición en la zona de Tratayén. Para su construcción, realizada en tan sólo cinco meses por Techint Ingeniería y Construcción, se destinaron u$s 70 millones. Con dos tramos de 24’’ y 36’’ de diámetro respectivamente, el gasoducto tiene una capacidad diaria de transporte de 18 MMm3/día.
              Del total de inversiones del proyecto Fortín de Piedra, el programa de erogaciones en instalaciones de superficie es de u$s 700 millones destinados a la ingeniería, construcción y montaje de plantas de tratamiento de gas y agua, gasoductos, oleoducto y acueducto. La gran planta de tratamiento de gas cuyo funcionamiento se pone a punto es una de las llaves para el traslado de su producción. Según pudo saber este diario, su primer módulo ya trata parte del gas que se extrae de Fortín de Piedra. En los próximos meses completará su funcionamiento. Es una de las grandes apuestas (ver foto de la nota central) de este año para la petrolera, que acaba de anunciar el adelantamiento de sus metas de producción en la cuenca neuquina.

              https://www.lmneuquen.com/a-fondo-te...muerta-n603220

              Observe el area de Fortin de Piedra en googlemaps: https://www.google.com.ar/maps/@-38....!1e3?hl=es-419

              Haga clic en la imagen para ver una versión más grande  Nombre:	fortin.jpg Visitas:	2 Size:	323,7 KB ID:	674706

              En relacion al tren aca tiene una nota no muy vieja:

              El Gobierno asegura que se mantiene la obra del tren a Vaca Muerta pese al ajuste
              17/07/2018
              Requiere una inversión de 570 millones de dólares y se hará vía PPP. Es una obra clave para el desarrollo del megayacimiento.


              El intendente de Bahía Blanca, Héctor Gay; Guillermo Dietrich y Fabián Perechodnik en la presentación del proyecto



              El Gobierno asegura que se mantiene la obra del tren a Vaca Muerta pese al ajuste Requiere una inversión de 570 millones de dólares y se hará vía PPP. Es una obra clave para el desarrollo del megayacimient




              El fuerte ajuste de las cuentas que el Gobierno aplicará el año próximo y la paralización de buena parte de la obra pública no afectará el proyecto del "tren norpatagónico", que unirá Bahía Blanca con Vaca Muerta y será clave para el desarrollo del megayacimiento de petróleo y gas no convencional.
              Así lo confirmaron a LPO fuentes del Gobierno nacional, que aseguraron que las turbulencias financieras y el anuncio de un amplio ajuste de las cuentas públicas no frenarán ese proyecto, que el Ministerio de Transporte tiene previsto bajo el régimen de Participación Público Privada (PPP).
              Las fuentes indicaron que el cronograma no sufrió alteraciones, como sucedió con otros planes ferroviarios vía PPP como el RER o la compra de nuevos coches. Así, la licitación para el tren a Vaca Muerta se lanzaría entre noviembre y diciembre y se espera que para mediados de 2019 se adjudiquen las obras y se firmen los contratos.
              El plan contempla la reactivación de 700 kilómetros de vías y la inversión estimada es de 570 millones de dólares. Las obras tienen un plazo estimado de 4 años, por lo que si se cumplen los plazos los trenes podrían empezar a circular a mediados de 2023.

              En el mercado se menciona como los más firmes interesados en la licitación a las empresas Ferrosur, propiedad de Camargo Correa, y Ferroexpreso Pampeano, de Techint. Semanas atrás también anunció su interés en el proyecto Marcelo Mindlin, el dueño de Pampa Energía.
              La concreción de este proyecto es clave para el desarrollo de Vaca Muerta. Fuentes del sector explicaron a este medio que hoy en día el principal problema del yacimiento es la infraestructura. Actualmente está en alrededor del 4 o 5 por ciento de su capacidad y tiene serios problemas en ese punto. En la industria creen que si en los próximos años llega al 15 por ciento de su capacidad -como vaticinan los pronósticos más alentadores-, la infraestructura no daría abasto.
              Es que el desarrollo de Vaca Muerta depende de una enorme cantidad de insumos (muchísimo más que para las explotaciones convencionales), como arena utilizada en las hidrofracturas, tubos sin costura, baritina, cemento y otros materiales para la construcción. Eso actualmente se traslada en camiones, con el previsible colapso de las rutas que van al yacimiento.
              El tren Norpatagónico va a jugar un papel muy importante en el desarrollo de Vaca Muerta, un proyecto que hoy no es viable sin el tren y que es fundamental para el futuro energético de nuestro país, dijo Guillermo Dietrich
              Según los datos del Gobierno, actualmente Vaca Muerta demanda unas 700.000 toneladas anuales de esos insumos. Con el tren norpatagónico, esa cantidad se podría sextuplicar y llegar a 4,1 millones de toneladas en 2030. Además, se reducirían en un 50% los costos de transporte, otro ítem clave para los inversores.
              Claro que el problema del transporte no es el único para Vaca Muerta, aunque sí el más crítico. Fuentes del sector sostienen que también empiezan a notarse falencias en la infraestructura, principalmente en el caso de los gasoductos.
              Por caso, en algunos pozos la producción está funcionando muy bien y en el mercado creen que en el verano van a tener sobreproducción con lo cual podrían exportar gas, pero la infraestructura no lo permitiría. Otro ejemplo de esa deficiencia es que Techint construyó hace poco un gasoducto de 58 kilómetros para poder inyectar su producción.
              En el Gobierno creen que con la estructura adecuada y la capacidad actual en la que se está explotando el yacimiento (entre el 4 y 5 por ciento) el problema de la falta de gas del país ya está solucionado en buena parte. En tanto, creen que cuando la explotación esté en una fase alta se podrán generar exportaciones por 15 mil millones de dólares, con lo cual no solo se solucionaría el déficit energético sino también el de la balanza de pagos. Pero para eso antes se necesitan inversiones por 100 mil millones de dólares.

              https://www.lapoliticaonline.com/not...ese-al-ajuste/


              Sds
              Archivos Adjuntos
              Saludos

              "Juremos no dejar las armas de la mano hasta ver el país enteramente libre o morir con ellas como hombres de coraje"
              General D. Jose de San Martín, Mendoza, 1819
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              • #52

                Don Aicke,

                Gracias por su respuesta bastante completa y esclarecedora.

                Mucha cosa no sabía y seguramente su comentario viene a enriquecer el debate y el nivel del foro.

                Con respecto a los problemas gremiales lo que me llamó la atención (no sé si es verdad) la noticia que la China Sinopec suspendió sus inversiones porque su presidente y ejecutivos habían quedado atrapados en El Huemul por conflicto Gremial.

                Muchas gracias de nuevo

                abrazos.

                Comentario


                • #53
                  Esos problemas gremiales ya fueron solucionados y no fueron en vaca muerta sino mucho mas al sur en la provincia de Santa Cruz.
                  Me alegro haberlo podido ayudar !

                  Sds
                  Saludos

                  "Juremos no dejar las armas de la mano hasta ver el país enteramente libre o morir con ellas como hombres de coraje"
                  General D. Jose de San Martín, Mendoza, 1819
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                  • #54
                    Originalmente publicado por Aicke Ver Mensaje
                    Lastima que la nota no aclara a que costo se vendera...
                    En el mercado el valor es de 6 dolares pero en Argentina, el Gobierno les tiene asegurado un pago de 7,5 dolares, se entenderia este subsidio si fuera para el mercado interno, pero para exportarlo lo pagaran tambien ?


                    Con las aclaraciones mencionadas por tu parte estimado Aicke, entendí ahora tu pregunta. Y realmente es válida.

                    Con las adecuadas aclaraciones legales que has realizado entre productor, transportador y distribuidor, me parece que el primero (el productor) seguirá cobrando al exportador lo fijado en el acuerdo con el gobierno de 7,50 u$s por millón de BTU, a menos que exista una cláusula en dicho acuerdo que estipule que el subsidio solo regirá para ventas al mercado interno (lo que probablemente sea así) y aquí me nace un interrogante:

                    ¿ Tiene libertad de comercialización la empresa del gas que extrae, o debe entregar el gas extraído al Estado concedente ?

                    Esto obviamente define quién es el exportador, ya que solo en el caso que la empresa que extrae tenga libertad para vender a quién quiera, el exportador será cualquiera que logre formalizar acuerdos con los chilenos y pueda colocar en la frontera el producto, cuyo valor será el que se fije de común acuerdo entre quién extrae y quién lo comercializa a Chile, quién deberá considerar obviamente los costos de transporte, impuestos, etc. Y aquí me nace otro interrogante:

                    El gas que Argentina pueda exportar a Chile, puede ser simplemente Gas Natural o Gas Licuado ? Porque en este último caso estimo habría un mayor valor agregado en el producto exportado, si es que Argentina tiene plantas rentables de elaboración de gas licuado. Por otro lado, no se si existe actualmente un gasoducto a Chile en estado de uso que permita transportar gas natural.

                    Presumo estimado Aicke que tendrás respuestas a estos interrogantes.

                    Cordial saludo.

                    Comentario


                    • #55
                      Originalmente publicado por planeador Ver Mensaje

                      Con las aclaraciones mencionadas por tu parte estimado Aicke, entendí ahora tu pregunta. Y realmente es válida.

                      Con las adecuadas aclaraciones legales que has realizado entre productor, transportador y distribuidor, me parece que el primero (el productor) seguirá cobrando al exportador lo fijado en el acuerdo con el gobierno de 7,50 u$s por millón de BTU, a menos que exista una cláusula en dicho acuerdo que estipule que el subsidio solo regirá para ventas al mercado interno (lo que probablemente sea así) y aquí me nace un interrogante:

                      ¿ Tiene libertad de comercialización la empresa del gas que extrae, o debe entregar el gas extraído al Estado concedente ?
                      Esta respuesta no la se, presumo que si pero contratando a las transportitas ya que ella son concesionarias de los gasoductos de transporte.

                      Originalmente publicado por planeador Ver Mensaje
                      Esto obviamente define quién es el exportador, ya que solo en el caso que la empresa que extrae tenga libertad para vender a quién quiera, el exportador será cualquiera que logre formalizar acuerdos con los chilenos y pueda colocar en la frontera el producto, cuyo valor será el que se fije de común acuerdo entre quién extrae y quién lo comercializa a Chile, quién deberá considerar obviamente los costos de transporte, impuestos, etc. Y aquí me nace otro interrogante:

                      El gas que Argentina pueda exportar a Chile, puede ser simplemente Gas Natural o Gas Licuado ? Porque en este último caso estimo habría un mayor valor agregado en el producto exportado, si es que Argentina tiene plantas rentables de elaboración de gas licuado. Por otro lado, no se si existe actualmente un gasoducto a Chile en estado de uso que permita transportar gas natural.

                      Presumo estimado Aicke que tendrás respuestas a estos interrogantes.

                      Cordial saludo.
                      Hasta el 2000 mas o menos se generalizaba al decir gas licuado como sinonimo de gas propano-butano (gas de garrafa), pero la tecnologia evoluciono y hoy dia se produce gas licuado de petroleo (GLP, que es propano-butano) y el gas natural licuado (GNL) que es el que Chile compra y deposita en silos tanque para regasificar.
                      Aca te muestro una planta que hay en Argentina, en la localidad de G Rodriguez, es de GNL, la planta lo licua y/o gasifica segun se necesite...

                      Saludos
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                      Saludos

                      "Juremos no dejar las armas de la mano hasta ver el país enteramente libre o morir con ellas como hombres de coraje"
                      General D. Jose de San Martín, Mendoza, 1819
                      sigpic

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                      • #56
                        En cuanto a los gasoductos te paso el link a un PDF del ENARGAS donde estan todos los gasoductos del pais.

                        https://www.enargas.gob.ar/secciones...orico/2017.pdf

                        No todos estan operativos, pero sì la mayoria.
                        A chile creo que todos, tengo dudas con el que va a Brasil y Uruguay.

                        Argentina puede exportar como gas natural o como gas natural licuado (GNL).

                        Una empresa Nacional como lo es Galileo esta desarrollando un sistema de licuacion portatil para aprobechar el "gas disperso", esta muy bueno !
                        http://www.galileoar.com/backoffice/...a-Dic-2017.pdf
                        Saludos

                        "Juremos no dejar las armas de la mano hasta ver el país enteramente libre o morir con ellas como hombres de coraje"
                        General D. Jose de San Martín, Mendoza, 1819
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                        • #57
                          Aicke muy buenos tus informes!

                          Comentario


                          • #58
                            Siguiendo con este interesante tema, transcribo las partes principales de la Resolución Nro. 104 del Ministerio de Energía publicada en el Boletín Oficial en agosto de 2018, donde establece las condiciones que deben reunir los peticionantes de gas para exportar, derogando entre otras, la Resolución Nro. 265 del año 2004 del mismo Ministerio. Esta última resolución derogada, es la que impedía exportar gas por razones de abastecimiento del mercado interno, aunque sigue subsistiendo el art. 3° de la ley 24.076 que dispone que las exportaciones de gas natural pueden ser autorizadas siempre que no se afectare el abastecimiento interno.

                            * Crea un régimen expeditivo de otorgamiento de permisos de exportación, en tanto el solicitante haya proporcionado la información suficiente para el análisis de su factibilidad.

                            * Que a fin de compatibilizar los requerimientos de viabilidad de los proyectos destinados a recuperar reservas e incorporar nueva producción, con la seguridad del abastecimiento interno y con la libre disponibilidad, resulta necesario contar con un procedimiento administrativo transparente y no discriminatorio que asegure a los consumidores internos la posibilidad de adquirir el gas natural propuesto para la exportación, con lo cual cualquier Persona Jurídica podrá exportar con libertad gas natural en la medida que cumpla con los requerimientos de la reglamentación vigente, obviamente siempre condicionado a que el abastecimiento interno esté asegurado.

                            * Otorga carácter público a los permisos de forma tal que los posibles demandantes de gas natural en el mercado interno, los interesados en realizar inversiones en transporte y distribución, y las autoridades competentes, puedan conocer de manera adecuada y veraz todos los aspectos relevantes de la misma, ello para permitir a todo interesado tener información pública disponible a los fines de tener la información necesaria para cualquier plan de inversión en el país, sean inversiones en transporte y/o distribución.

                            * En el Anexo de la mencionada Resolución, se establece el procedimiento establecido para solicitar permisos de exportación, ratificando los puntos principales de los considerando de la misma, estableciendo como base general que


                            1.1. Las exportaciones de gas natural se ajustarán a los principios de transparencia, no discriminación e interés público.

                            1.2. Los interesados en realizar operaciones de exportación de gas natural, deberán suministrar información suficiente a criterio de la Autoridad de Aplicación, teniendo la misma carácter público a los efectos estipulados en este Procedimiento, de forma tal que los posibles demandantes de gas natural en el mercado interno, los interesados en realizar inversiones en transporte y distribución, y las autoridades competentes, puedan conocer de manera adecuada y veraz todos los aspectos relevantes de las mismas.

                            1.3. Se tendrá por recibida la solicitud para computar el plazo establecido en el artículo 3° de la Ley Nº 24.076, desde el momento en que el interesado en obtener la autorización haya presentado la información técnica, económica y legal establecida en este Procedimiento y aquella que la Autoridad de Aplicación requiera para el análisis de la solicitud.

                            1.4. Las autorizaciones, cualquiera fuere su clase, serán otorgadas en la medida que, y quedarán condicionadas a que, no se afecte la seguridad del abastecimiento del mercado interno. En sus decisiones sobre autorizaciones, la Autoridad de Aplicación realizará un análisis integral y sistémico de las condiciones de funcionamiento del mercado interno a efectos de lograr cubrir la demanda interna mediante un suministro eficiente y velar por la seguridad de su abastecimiento.


                            También se fija claramente que el exportador debe ser una Empresa persona jurídica. Parece obvio pero con ello se elimina la posibilidad de que una persona biológica logre permisos de exportación sin tener un respaldo empresario detrás suyo.

                            La normativa establece textualmente:


                            3.1. EMPRESA SOLICITANTE. Defínase como empresa solicitante a toda persona jurídica que solicita una autorización de exportación de gas natural o intercambio operativo.

                            3.2. SOLICITUD DE EXPORTACIÓN. Toda empresa solicitante estará obligada a proveer la información que se menciona a continuación, en soporte papel y digital, y toda otra adicional que, a juicio de la Autoridad de Aplicación, sea relevante a los fines de determinar el impacto de la exportación en la seguridad de abastecimiento del mercado interno.

                            I) Resumen de la operación que se utilizará para la publicación en la página WEB del MINISTERIO DE ENERGÍA, que incluirá: 1) destino y origen del gas natural; 2) cantidades máximas y programadas, diarias, mensuales, anuales y totales; 3) condiciones de entrega y recepción tales como obligación de tomar, obligación de entregar y período de compensación si lo hubiere; 4) precio y fórmula de ajuste. El precio deberá incluir expresamente y sin ningún tipo de limitación, a todos los conceptos que alcanza (compensaciones, contraprestaciones, y/u otros contratos u operaciones vinculados directa o indirectamente a la solicitud de exportación, etc.); 5) plazo contractual y 6) el punto o los puntos de exportación de gas desde la REPÚBLICA ARGENTINA.

                            II) Información respecto a la capacidad de producción y disponibilidad de gas del solicitante, que incluirá: 1) un sumario de las cantidades de gas natural que dispone, bajo contratos o de propiedad del solicitante, incluyendo volúmenes diarios y anuales, reservas propias, acuerdos de compraventa entre productores y comercializadores, acuerdos de importación de Gas Natural Licuado y su regasificación, y la fecha de terminación de tales contratos; 2) los contratos, precontratos, cartas de intención y toda otra documentación comercial, para cada operación de compraventa de gas; 3) el nombre y localización de cada área desde la que se proveerá a la exportación de gas natural de la que se tratare; 4) una certificación de las reservas probadas de gas en cada área referida en el punto 3) anterior, efectuada por un certificador registrado en el Registro creado por la Resolución N° 324 del 16 de marzo de 2006 de la ex Secretaría de Energía; 5) información de base de capacidad de entrega de cada área mencionada en el punto 3) anterior; y 6) un programa mostrando la capacidad productiva total (limitada únicamente por las instalaciones de superficie existentes y previstas) y un programa mostrando como se planea producir las cantidades de gas de cada área mencionada en el punto 3) anterior, necesarias para satisfacer los requerimientos totales para el período de la autorización de exportación requerida.

                            III) Información respecto de las ventas comprometidas de gas del solicitante, la cual incluirá: detalles de los contratos, precontratos, cartas de intención y toda otra documentación comercial correspondiente a ventas de gas natural del solicitante, incluyendo: 1) copia de la documentación de venta de gas natural correspondiente a la exportación propuesta; y 2) un sumario de los contratos de venta de gas natural dentro de la REPÚBLICA ARGENTINA y para la exportación, que extraigan el gas natural de la misma fuente de suministro que la de la exportación propuesta.

                            IV) Información respecto del mercado externo que se propone abastecer, la cual incluirá: 1) descripción de las condiciones de las autorizaciones de importación requeridas en el país de destino del gas natural, si existieran, que demuestren que la operación bajo análisis se encuentre debidamente permitida en el país importador; y 2) una Declaración Jurada del Vendedor y Comprador respecto del destino final del gas a exportar.

                            V) Información detallada de los acuerdos de transporte correspondientes a la exportación propuesta, la cual incluirá: 1) los detalles y condiciones de todos los arreglos contractuales para el transporte de gas natural dentro y fuera de la REPÚBLICA ARGENTINA; y 2) una descripción de las instalaciones de captación, almacenamiento, y transporte, incluyendo nuevas instalaciones, dentro o fuera de la REPÚBLICA ARGENTINA, necesarias para trasladar el gas natural al mercado de destino.

                            VI) Evaluación de impacto: La misma contemplará todos aquellos elementos que evidencien que la exportación propuesta no ocasiona dificultades al mercado local y a la seguridad de su abastecimiento.

                            VII) Representante: se deberá nominar a UN (1) representante de la empresa solicitante en obtener la autorización, quien tendrá la obligación de evacuar todas las consultas que le formulen los Terceros Interesados sobre cuestiones vinculadas a detalles del contrato, el que deberá fijar domicilio, número de teléfono y correo electrónico, y al cual se deberá otorgar poder, a los fines de dar cumplimiento a los requerimientos de información vinculados a la exportación solicitada y para aceptar o formular ofertas de compraventa de gas natural, respectivamente.



                            La norma también le da dinámica a la comercialización de gas al propio exportador, ya que le permite en la figura de "Tercero Interesado" obtener la posibilidad de un cupo para comercializar en el mercado argentino. (Puntos 3.4 y sgtes.).

                            Fuente: https://www.erreius.com/Legislacion/...80822080150439

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                            • #59
                              Algo más de información para el foro:
                              La Industria del Gas: Producción, Transporte y Distribución


                              A partir de 1992 la industria del gas natural quedó segmentada en tres eslabones: la producción (actividad desregulada) y el transporte y la distribución (actividades reguladas ley 24.076).

                              La producción de gas natural en la Argentina se concentra en cuatro cuencas: Noroeste, Neuquina, Del Golfo, y Austral.

                              El gas natural extraído de dichas cuencas, es inyectado en el sistema de gasoductos troncales, que transportan el fluido desde los yacimientos hasta las zonas de consumo. La operación de estos gasoductos es llevada adelante por las Empresas Transportadoras, Transportadora de Gas del Norte (TGN) y Transportadora de Gas del Sur (TGS).

                              La distribución, cuya función es llevar el fluido a cada punto de consumo particular, es realizado por nueve Empresas Distribuidoras, según el siguiente detalle:






                              Mapa de DETALLE BsAS – Click sobre mapa para agrandar


                              Logos de las Distribuidoras y Traza de principales gasoductos troncales de transporte de gas

                              Saludos

                              Fuente: http://ingenieroandreotti.blogspot.c...argentina.html
                              Editado por última vez por planeador; https://www.aviacionargentina.net/foros/member/4262-planeador en 25/08/18, 22:12:02.

                              Comentario


                              • #60
                                Muy bueno Aicke, me "enganchaste" en el tema. !!

                                Saludos

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