Para los que la conocen mejor...
Por qué conviene según su opinión, más TGNO4 antes que TGSU2...???
A simple vista, pareciera que la menor valuación bursátil de ésta ante una similar facturación y negocios de la otra, sería la respuesta. Hay otra razón según ustedes...??
TGNO4 Transp. Gas del Norte
Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Hoy le lleve todos los pelpas a bolsita..
Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
[quote="Tecnicalpro"]HOY, 10:02
JORNADA DE LA AEA
Rocca confirmó que Tecpetrol producirá un 30% más de gas de Vaca Muerta
Paolo Rocca, CEO del grupo Techint, indicó ayer que Tecpetrol producirá 22 MMm3/día de shale gas desde Fortín de Piedra, un 30% más que lo anunciado originalmente. El empresario proyectó que la producción de gas de la Argentina podría crecer un 80% en cinco años.
El CEO del Grupo Techint, Paolo Rocca, ratificó en las últimas horas la decisión de invertir 1.300 millones de dólares “en los próximos quince meses” para avanzar en el desarrollo de recursos hidrocarburíferos en el yacimiento no convencional Fortín de Piedra, de la formación geológica Vaca Muerta en la Cuenca Neuquina.
El empresario explicó que esa inversión tiene por objetivo que en ese reservorio se “alcance a fin de este año una producción de 17 millones de metros cúbicos diarios de gas natural (un 13 por ciento de la oferta total país de este recurso), y llegue a los 22 millones de metros cúbicos a finales de 2019”. Tecpetrol, brazo petrolero de Techint, que está a cargo del proyecto, había anunciado un plateau de producción de Fortín de Piedra de 17 MMm3/día de shala gas, que se alcanzaría en recién en mayo de 2019. Las declaraciones de Rocca dan cuenta de una aceleración y expansión de esos planes. Tanto que, según el empresario, Tecpetrol producirá un 30% más de gas de Vaca Muerta de lo previsto en un principio: 22 contra 17 MMm3/día informados originalmente.
Rocca realizó estas proyecciones en el marco de una jornada de la Asociación Empresaria Argentina (AEA) que nuclea a las empresas mas poderosas del país, y que fue inaugurada por el presidente Mauricio Macri.
El directivo destacó que para el grupo industrial que encabeza –identificado con la siderurgia y construcciones- , la apuesta que esta realizando en Vaca Muerta, a través de Tecpetrol, esta implicando un cierto cambio en su perfil empresario por la fuerte incursión en el sector energético.
De hecho, Rocca dedicó el mayor tiempo de su exposición ante sus similares empresarios a destacar los resultados obtenidos en Fortin de Piedra, detallando que “desde marzo de 2017 ya invertimos 1.400 millones de dólares, de los cuales 650 millones en la instalación de ductos y de una planta de tratamiento de gas, y mas de 700 millones en el desarrrollo de los campos, donde hoy se producen mas de 11 millones de metros cubicos diarios de gas”.
La realización de las inversiones adicionales, puntualizó, requieren del mantenimiento de las actuales condiciones contractuales, enmarcadas por la resolución 46 (del año 2017), que estableció un programa de estímulo a las inversiones para producir Tight Gas y Shale Gas en la Cuenca Neuquina, en condiciones de precios subsidiados.
Se trata de una escala de precio mínimo de 7,50 dólares por millón de BTU para el año 2018, 7,00 dólares para el 2019, de 6,50 para el año 2020, y de 6,00 dólares por millón de BTU para el año calendario 2021.
El mes pasado, el Ministerio de Energía hizo saber a las empresas petroleras que este programa será dejado de lado para eventuales nuevos proyectos, mientras analiza su aplicación a proyectos que ya han sido presentados y están siendo evaluados.
Mientras tanto, Rocca destacó “el impacto macroeconómico positivo” que tendrá el desarrollo de Vaca Muerta en los próximos años, por su aporte a la reducción del déficit por menores importaciones de gas natural, gas licuado (GNL), y de fuel oil y gas oil utilizado para generación de electricidad.
El nuevo gas, remarcó, aportará “en los próximos dos años a una reducción importante de los costos (locales) para generar energía eléctrica”. Y también “a una baja de la inflación por menores costos de producción”, arriesgó.
Rocca se entusiasmó al remarcar que el desarrollo de Vaca Muerta permitirá exportar gas y con ello mejorar las cuentas del país.
“Se puede pensar un país que en cinco años ya produzca 200 millones de metros cubicos día de gas y 1 millón de barriles de petróleo, y en este contexto la facturación del sector seria del orden de los 30 mil millones de dólares y la explotación de 15 mil millones”, puntualizó.
El CEO de Techint refirió que “la velocidad de desarrollo de los proyectos de inversión en Vaca Muerta depende del mantenimiento de las reglas de juego, de la percepción de estabilidad con los cambios de gobierno, y del acceso al crédito”.
“Para atraer compañias es importante transmitir una visión de pais que ha reducido los desequilibrios macroeconómicos y que hay un Estado promotor de inversiones” manifestó.
En sintonía con el gobierno, Rocca afirmó que “mi convicción es que de esta tormenta se sale con inversión, producció y responsabilidad de todos”.
“En cinco años se puede cambiar la estructura económica, agregando (con el desarrollo de Vaca Muerta) un motor importante para el crecimiento del pais”, remarcó.
Fuente https://econojournal.com.ar
JORNADA DE LA AEA
Rocca confirmó que Tecpetrol producirá un 30% más de gas de Vaca Muerta
Paolo Rocca, CEO del grupo Techint, indicó ayer que Tecpetrol producirá 22 MMm3/día de shale gas desde Fortín de Piedra, un 30% más que lo anunciado originalmente. El empresario proyectó que la producción de gas de la Argentina podría crecer un 80% en cinco años.
El CEO del Grupo Techint, Paolo Rocca, ratificó en las últimas horas la decisión de invertir 1.300 millones de dólares “en los próximos quince meses” para avanzar en el desarrollo de recursos hidrocarburíferos en el yacimiento no convencional Fortín de Piedra, de la formación geológica Vaca Muerta en la Cuenca Neuquina.
El empresario explicó que esa inversión tiene por objetivo que en ese reservorio se “alcance a fin de este año una producción de 17 millones de metros cúbicos diarios de gas natural (un 13 por ciento de la oferta total país de este recurso), y llegue a los 22 millones de metros cúbicos a finales de 2019”. Tecpetrol, brazo petrolero de Techint, que está a cargo del proyecto, había anunciado un plateau de producción de Fortín de Piedra de 17 MMm3/día de shala gas, que se alcanzaría en recién en mayo de 2019. Las declaraciones de Rocca dan cuenta de una aceleración y expansión de esos planes. Tanto que, según el empresario, Tecpetrol producirá un 30% más de gas de Vaca Muerta de lo previsto en un principio: 22 contra 17 MMm3/día informados originalmente.
Rocca realizó estas proyecciones en el marco de una jornada de la Asociación Empresaria Argentina (AEA) que nuclea a las empresas mas poderosas del país, y que fue inaugurada por el presidente Mauricio Macri.
El directivo destacó que para el grupo industrial que encabeza –identificado con la siderurgia y construcciones- , la apuesta que esta realizando en Vaca Muerta, a través de Tecpetrol, esta implicando un cierto cambio en su perfil empresario por la fuerte incursión en el sector energético.
De hecho, Rocca dedicó el mayor tiempo de su exposición ante sus similares empresarios a destacar los resultados obtenidos en Fortin de Piedra, detallando que “desde marzo de 2017 ya invertimos 1.400 millones de dólares, de los cuales 650 millones en la instalación de ductos y de una planta de tratamiento de gas, y mas de 700 millones en el desarrrollo de los campos, donde hoy se producen mas de 11 millones de metros cubicos diarios de gas”.
La realización de las inversiones adicionales, puntualizó, requieren del mantenimiento de las actuales condiciones contractuales, enmarcadas por la resolución 46 (del año 2017), que estableció un programa de estímulo a las inversiones para producir Tight Gas y Shale Gas en la Cuenca Neuquina, en condiciones de precios subsidiados.
Se trata de una escala de precio mínimo de 7,50 dólares por millón de BTU para el año 2018, 7,00 dólares para el 2019, de 6,50 para el año 2020, y de 6,00 dólares por millón de BTU para el año calendario 2021.
El mes pasado, el Ministerio de Energía hizo saber a las empresas petroleras que este programa será dejado de lado para eventuales nuevos proyectos, mientras analiza su aplicación a proyectos que ya han sido presentados y están siendo evaluados.
Mientras tanto, Rocca destacó “el impacto macroeconómico positivo” que tendrá el desarrollo de Vaca Muerta en los próximos años, por su aporte a la reducción del déficit por menores importaciones de gas natural, gas licuado (GNL), y de fuel oil y gas oil utilizado para generación de electricidad.
El nuevo gas, remarcó, aportará “en los próximos dos años a una reducción importante de los costos (locales) para generar energía eléctrica”. Y también “a una baja de la inflación por menores costos de producción”, arriesgó.
Rocca se entusiasmó al remarcar que el desarrollo de Vaca Muerta permitirá exportar gas y con ello mejorar las cuentas del país.
“Se puede pensar un país que en cinco años ya produzca 200 millones de metros cubicos día de gas y 1 millón de barriles de petróleo, y en este contexto la facturación del sector seria del orden de los 30 mil millones de dólares y la explotación de 15 mil millones”, puntualizó.
El CEO de Techint refirió que “la velocidad de desarrollo de los proyectos de inversión en Vaca Muerta depende del mantenimiento de las reglas de juego, de la percepción de estabilidad con los cambios de gobierno, y del acceso al crédito”.
“Para atraer compañias es importante transmitir una visión de pais que ha reducido los desequilibrios macroeconómicos y que hay un Estado promotor de inversiones” manifestó.
En sintonía con el gobierno, Rocca afirmó que “mi convicción es que de esta tormenta se sale con inversión, producció y responsabilidad de todos”.
“En cinco años se puede cambiar la estructura económica, agregando (con el desarrollo de Vaca Muerta) un motor importante para el crecimiento del pais”, remarcó.
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
HOY, 10:02
JORNADA DE LA AEA
Rocca confirmó que Tecpetrol producirá un 30% más de gas de Vaca Muerta
Paolo Rocca, CEO del grupo Techint, indicó ayer que Tecpetrol producirá 22 MMm3/día de shale gas desde Fortín de Piedra, un 30% más que lo anunciado originalmente. El empresario proyectó que la producción de gas de la Argentina podría crecer un 80% en cinco años.
El CEO del Grupo Techint, Paolo Rocca, ratificó en las últimas horas la decisión de invertir 1.300 millones de dólares “en los próximos quince meses” para avanzar en el desarrollo de recursos hidrocarburíferos en el yacimiento no convencional Fortín de Piedra, de la formación geológica Vaca Muerta en la Cuenca Neuquina.
El empresario explicó que esa inversión tiene por objetivo que en ese reservorio se “alcance a fin de este año una producción de 17 millones de metros cúbicos diarios de gas natural (un 13 por ciento de la oferta total país de este recurso), y llegue a los 22 millones de metros cúbicos a finales de 2019”. Tecpetrol, brazo petrolero de Techint, que está a cargo del proyecto, había anunciado un plateau de producción de Fortín de Piedra de 17 MMm3/día de shala gas, que se alcanzaría en recién en mayo de 2019. Las declaraciones de Rocca dan cuenta de una aceleración y expansión de esos planes. Tanto que, según el empresario, Tecpetrol producirá un 30% más de gas de Vaca Muerta de lo previsto en un principio: 22 contra 17 MMm3/día informados originalmente.
Rocca realizó estas proyecciones en el marco de una jornada de la Asociación Empresaria Argentina (AEA) que nuclea a las empresas mas poderosas del país, y que fue inaugurada por el presidente Mauricio Macri.
El directivo destacó que para el grupo industrial que encabeza –identificado con la siderurgia y construcciones- , la apuesta que esta realizando en Vaca Muerta, a través de Tecpetrol, esta implicando un cierto cambio en su perfil empresario por la fuerte incursión en el sector energético.
De hecho, Rocca dedicó el mayor tiempo de su exposición ante sus similares empresarios a destacar los resultados obtenidos en Fortin de Piedra, detallando que “desde marzo de 2017 ya invertimos 1.400 millones de dólares, de los cuales 650 millones en la instalación de ductos y de una planta de tratamiento de gas, y mas de 700 millones en el desarrrollo de los campos, donde hoy se producen mas de 11 millones de metros cubicos diarios de gas”.
La realización de las inversiones adicionales, puntualizó, requieren del mantenimiento de las actuales condiciones contractuales, enmarcadas por la resolución 46 (del año 2017), que estableció un programa de estímulo a las inversiones para producir Tight Gas y Shale Gas en la Cuenca Neuquina, en condiciones de precios subsidiados.
Se trata de una escala de precio mínimo de 7,50 dólares por millón de BTU para el año 2018, 7,00 dólares para el 2019, de 6,50 para el año 2020, y de 6,00 dólares por millón de BTU para el año calendario 2021.
El mes pasado, el Ministerio de Energía hizo saber a las empresas petroleras que este programa será dejado de lado para eventuales nuevos proyectos, mientras analiza su aplicación a proyectos que ya han sido presentados y están siendo evaluados.
Mientras tanto, Rocca destacó “el impacto macroeconómico positivo” que tendrá el desarrollo de Vaca Muerta en los próximos años, por su aporte a la reducción del déficit por menores importaciones de gas natural, gas licuado (GNL), y de fuel oil y gas oil utilizado para generación de electricidad.
El nuevo gas, remarcó, aportará “en los próximos dos años a una reducción importante de los costos (locales) para generar energía eléctrica”. Y también “a una baja de la inflación por menores costos de producción”, arriesgó.
Rocca se entusiasmó al remarcar que el desarrollo de Vaca Muerta permitirá exportar gas y con ello mejorar las cuentas del país.
“Se puede pensar un país que en cinco años ya produzca 200 millones de metros cubicos día de gas y 1 millón de barriles de petróleo, y en este contexto la facturación del sector seria del orden de los 30 mil millones de dólares y la explotación de 15 mil millones”, puntualizó.
El CEO de Techint refirió que “la velocidad de desarrollo de los proyectos de inversión en Vaca Muerta depende del mantenimiento de las reglas de juego, de la percepción de estabilidad con los cambios de gobierno, y del acceso al crédito”.
“Para atraer compañias es importante transmitir una visión de pais que ha reducido los desequilibrios macroeconómicos y que hay un Estado promotor de inversiones” manifestó.
En sintonía con el gobierno, Rocca afirmó que “mi convicción es que de esta tormenta se sale con inversión, producció y responsabilidad de todos”.
“En cinco años se puede cambiar la estructura económica, agregando (con el desarrollo de Vaca Muerta) un motor importante para el crecimiento del pais”, remarcó.
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JORNADA DE LA AEA
Rocca confirmó que Tecpetrol producirá un 30% más de gas de Vaca Muerta
Paolo Rocca, CEO del grupo Techint, indicó ayer que Tecpetrol producirá 22 MMm3/día de shale gas desde Fortín de Piedra, un 30% más que lo anunciado originalmente. El empresario proyectó que la producción de gas de la Argentina podría crecer un 80% en cinco años.
El CEO del Grupo Techint, Paolo Rocca, ratificó en las últimas horas la decisión de invertir 1.300 millones de dólares “en los próximos quince meses” para avanzar en el desarrollo de recursos hidrocarburíferos en el yacimiento no convencional Fortín de Piedra, de la formación geológica Vaca Muerta en la Cuenca Neuquina.
El empresario explicó que esa inversión tiene por objetivo que en ese reservorio se “alcance a fin de este año una producción de 17 millones de metros cúbicos diarios de gas natural (un 13 por ciento de la oferta total país de este recurso), y llegue a los 22 millones de metros cúbicos a finales de 2019”. Tecpetrol, brazo petrolero de Techint, que está a cargo del proyecto, había anunciado un plateau de producción de Fortín de Piedra de 17 MMm3/día de shala gas, que se alcanzaría en recién en mayo de 2019. Las declaraciones de Rocca dan cuenta de una aceleración y expansión de esos planes. Tanto que, según el empresario, Tecpetrol producirá un 30% más de gas de Vaca Muerta de lo previsto en un principio: 22 contra 17 MMm3/día informados originalmente.
Rocca realizó estas proyecciones en el marco de una jornada de la Asociación Empresaria Argentina (AEA) que nuclea a las empresas mas poderosas del país, y que fue inaugurada por el presidente Mauricio Macri.
El directivo destacó que para el grupo industrial que encabeza –identificado con la siderurgia y construcciones- , la apuesta que esta realizando en Vaca Muerta, a través de Tecpetrol, esta implicando un cierto cambio en su perfil empresario por la fuerte incursión en el sector energético.
De hecho, Rocca dedicó el mayor tiempo de su exposición ante sus similares empresarios a destacar los resultados obtenidos en Fortin de Piedra, detallando que “desde marzo de 2017 ya invertimos 1.400 millones de dólares, de los cuales 650 millones en la instalación de ductos y de una planta de tratamiento de gas, y mas de 700 millones en el desarrrollo de los campos, donde hoy se producen mas de 11 millones de metros cubicos diarios de gas”.
La realización de las inversiones adicionales, puntualizó, requieren del mantenimiento de las actuales condiciones contractuales, enmarcadas por la resolución 46 (del año 2017), que estableció un programa de estímulo a las inversiones para producir Tight Gas y Shale Gas en la Cuenca Neuquina, en condiciones de precios subsidiados.
Se trata de una escala de precio mínimo de 7,50 dólares por millón de BTU para el año 2018, 7,00 dólares para el 2019, de 6,50 para el año 2020, y de 6,00 dólares por millón de BTU para el año calendario 2021.
El mes pasado, el Ministerio de Energía hizo saber a las empresas petroleras que este programa será dejado de lado para eventuales nuevos proyectos, mientras analiza su aplicación a proyectos que ya han sido presentados y están siendo evaluados.
Mientras tanto, Rocca destacó “el impacto macroeconómico positivo” que tendrá el desarrollo de Vaca Muerta en los próximos años, por su aporte a la reducción del déficit por menores importaciones de gas natural, gas licuado (GNL), y de fuel oil y gas oil utilizado para generación de electricidad.
El nuevo gas, remarcó, aportará “en los próximos dos años a una reducción importante de los costos (locales) para generar energía eléctrica”. Y también “a una baja de la inflación por menores costos de producción”, arriesgó.
Rocca se entusiasmó al remarcar que el desarrollo de Vaca Muerta permitirá exportar gas y con ello mejorar las cuentas del país.
“Se puede pensar un país que en cinco años ya produzca 200 millones de metros cubicos día de gas y 1 millón de barriles de petróleo, y en este contexto la facturación del sector seria del orden de los 30 mil millones de dólares y la explotación de 15 mil millones”, puntualizó.
El CEO de Techint refirió que “la velocidad de desarrollo de los proyectos de inversión en Vaca Muerta depende del mantenimiento de las reglas de juego, de la percepción de estabilidad con los cambios de gobierno, y del acceso al crédito”.
“Para atraer compañias es importante transmitir una visión de pais que ha reducido los desequilibrios macroeconómicos y que hay un Estado promotor de inversiones” manifestó.
En sintonía con el gobierno, Rocca afirmó que “mi convicción es que de esta tormenta se sale con inversión, producció y responsabilidad de todos”.
“En cinco años se puede cambiar la estructura económica, agregando (con el desarrollo de Vaca Muerta) un motor importante para el crecimiento del pais”, remarcó.
Fuente https://econojournal.com.ar
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
HOY, 13:45
PREOCUPACIÓN OFICIAL
Negociación contrarreloj por la readecuación de los contratos de gas
El Enargas quiere contar en los próximos días con los nuevos contratos de venta de gas entre productoras y distribuidoras para presentarlos en las audiencias públicas de principios de septiembre. Pero las partes aún no se ponen de acuerdo. Petroleras reclaman una deuda de US$ 350 millones generada por la devaluación. Además, advierten que la baja del precio del gas impactará en el nivel de inversión.
La fecha límite para presentar los nuevos contratos de suministro de gas está a la vuelta de la esquina. El Enargas convocó esta semana a nuevas audiencias públicas para el 4 y 6 de septiembre para presentar los nuevos cuadros tarifarios que empezarán a regir el próximo 1º de octubre. Para determinar de cuánto será la suba que deberán afrontar hogares, comercios y PyMEs, las distribuidoras deben primero convenir a qué precio compran el gas a las empresas productoras y las condiciones contractuales que tendrá esa relación comercial. Eso implica, en los hechos, readecuar los contratos vigentes —o firmar unos nuevos— tras la brusca devaluación del peso, que obligó a modificar los términos económicos del negocio.
El Enargas intimó a mediados de junio a las distribuidoras (sobre las que tiene competencia) a avanzar en esa dirección. Pero dos meses después y a menos de 15 días de las audiencias públicas en las que tendrán en sociedad los nuevos lineamientos tarifarios, aún no hay novedades al respecto. La preocupación en despachos gubernamentales ya es manifiesta. En el ente regulador esperan los nuevos contratos para la próxima semana a fin de validarlos antes de las audiencias.
Lejos de tratarse de una negociación más, la demora entre petroleras y distribuidoras para acordar nuevos contratos de suministro de gas obedece a la imposibilidad de llegar a un acuerdo sobre algunos puntos que marcarán el pulso y la inversión del negocio gasíferos en los próximos dos años, al menos hasta después de las elecciones presidenciales de 2019.
Por el momento, lo único que se sabe —porque lo confirmó el ministro de Energía, Javier Iguacel, en varias declaraciones a la prensa— es que las tarifas de gas aumentarán alrededor de un 25% en octubre.
La discusión gira en torno ahora en cómo se rearmará el negocio gasífero con una suba en pesos que sólo permitirá recuperar la mitad de lo que se perdió por la apreciación del tipo de cambio, que se elevó un 50% desde abril a la fecha. Los cuadros tarifarios que están vigentes desde el 1º de abril se aprobaron con un dólar de $ 20,55, casi 10 pesos menos que la cotización minorista de hoy (30,70 pesos).
La negociación entre las empresas que distribuyen el gas (Metrogas, Gas BAN, Camuzzi y EcoGas, entre las principales) y las que lo producen (YPF, PAE, Total, Wintershall, Pampa Energía, Tecpetrol y Pluspetrol) podría estructurarse en dos grandes temas: a) cuál será a partir de ahora el precio del gas en boca de pozo que pagarán los hogares. Y b) cómo se saldará la deuda acumulada por las distribuidoras por dejar de pagar la totalidad de las facturas enviadas por las petroleras por el gas entregado.
Ninguno de las cuestiones es de fácil solución. Por ejemplo, la deuda de las distribuidoras con los productores por las diferencias diarias generadas por la evolución del tipo de cambio supera los US$ 350 millones (más de $ 10.000 millones). Las petroleras no quieren dejar esa cifra sobre la mesa. O al menos, están dispuestas a tensar hasta último momento con tal de obtener un plan de pagos para recuperar la mayor parte de ese monto.
El gobierno, a su vez, decidió dejar la negociación completamente en manos de los privados. Ya sin el paraguas de la Ley de Emergencia Económica, que autorizaba a los funcionarios a intervenir en el mercado, tanto en el Ministerio de Energía como en el Enargas repiten que son los privados los que deben ponerse de acuerdo y firmar nuevos contratos de abastecimiento de gas para los hogares. Las empresas, en cambio, entienden que la volatilidad macroeconómica es de tal magnitud que se precisa de la mediación del Estado para llegar a buen puerto.
Nuevo precio
Los contratos firmados en noviembre del año pasado establecieron el precio del gas en boca de pozo para los hogares en una cifra promedio de US$ 4,68 por millón de BTU. Las tarifas de gas vigentes se calcularon con ese importe, pero con un tipo de cambio de 20,55 pesos (la cotización de fines de marzo de este año). Con el dólar por encima de los 30 pesos, los productores pasaron a cobrar unos US$ 3,40 dólares por el gas entregado a las distribuidoras. Lógicamente, aspiran a recomponer su precio de venta, aunque saben que no alcanzarán nuevamente los US$ 4,68 que establecidos en abril.
El objetivo de máxima de las petroleras es fijar un precio en octubre de alrededor de 4,20 dólares, según relevamiento realizado por este medio entre empresas productoras. Las distribuidoras proponen pagar bastante menos: ofertas de Metrogas y Camuzzi enviadas hace 10 años estipulan el precio del gas en US$ 3,60; una cifra inaceptable desde la óptica de las petroleras.
Las petroleras plantean que, si el precio del gas cae, en promedio, por debajo de los US$ 4,50 por millón de BTU, deberán recortar inversiones porque el desarrollo de yacimientos no convencionales de Vaca Muerta no se repaga con cifras por debajo de ese valor. En la industria calculan que por cada dólar que se reduce el precio de venta, todas las productoras dejan de percibir, en conjunto, unos US$ 2000 millones al año. Si la facturación cae en ese valor —razonan— en 2019 se registrará una merma del capex comprometido en campos gasíferos.
Fuentes del Ejecutivo descreen de esa interpretación y confían en que el incremento de la producción de gas (en julio creció un 8% contra el mismo mes del año pasado) configuró una nueva realidad que presionará a la baja sobre los precios de venta del fluido.
Diferencias diarias
La otra pata de la discusión pivotea sobre cómo se saldarán las diferencias diarias acumuladas por el incumplimiento de las distribuidoras, que frente a la escalada del dólar dejaron de pagar facturas dolarizadas a los productores y las pesificaron ad hoc a un tipo de cambio discrecional que varía por distribuidora.
En un escenario teórico, las distribuidoras tendrían que haber pagado de su bolsillo las facturas dolarizadas que enviaron las petroleras durante los últimos seis meses. Luego, una vez que se concrete la actualización de las tarifas, el Enargas les aseguraría que el monto desembolsado les sería devuelto a través de las tarifas que pagan los usuarios.
El problema se originó cuando, por la envergadura de la devaluación, las distribuidoras interpretaron que el ente regulador no autorizaría un aumento tan significativo como el que sería necesario para recuperar el dinero desembolsado para mantener el precio del gas en dólares al valor fijado en los contratos vigentes (US$ 4,68 por MMBTU). Lo que hicieron, por el contrario, fue empezar a pagar sólo una parte de las facturas. El resto se fue acumulando. Tanto que hoy las distribuidoras adeudan, en conjunto, más de $ 10.000 millones a las petroleras.
El Enargas propuso que ese monto sea cancelado por las distribuidoras en hasta 24 cuotas. Es decir, en los próximos dos años a partir de enero de 2019. Las petroleras pretenden acortar el plazo de pago. Algunas propusieron financiar el cobro de ese dinero en siete cuotas y están dispuestas a desagregarlo entre 10 o 12 cuotas. Pero primero quieren saber cuál será el precio de venta del gas que se empezará a pagar a partir de octubre. El reloj corre.
Fuente https://econojournal.com.ar
PREOCUPACIÓN OFICIAL
Negociación contrarreloj por la readecuación de los contratos de gas
El Enargas quiere contar en los próximos días con los nuevos contratos de venta de gas entre productoras y distribuidoras para presentarlos en las audiencias públicas de principios de septiembre. Pero las partes aún no se ponen de acuerdo. Petroleras reclaman una deuda de US$ 350 millones generada por la devaluación. Además, advierten que la baja del precio del gas impactará en el nivel de inversión.
La fecha límite para presentar los nuevos contratos de suministro de gas está a la vuelta de la esquina. El Enargas convocó esta semana a nuevas audiencias públicas para el 4 y 6 de septiembre para presentar los nuevos cuadros tarifarios que empezarán a regir el próximo 1º de octubre. Para determinar de cuánto será la suba que deberán afrontar hogares, comercios y PyMEs, las distribuidoras deben primero convenir a qué precio compran el gas a las empresas productoras y las condiciones contractuales que tendrá esa relación comercial. Eso implica, en los hechos, readecuar los contratos vigentes —o firmar unos nuevos— tras la brusca devaluación del peso, que obligó a modificar los términos económicos del negocio.
El Enargas intimó a mediados de junio a las distribuidoras (sobre las que tiene competencia) a avanzar en esa dirección. Pero dos meses después y a menos de 15 días de las audiencias públicas en las que tendrán en sociedad los nuevos lineamientos tarifarios, aún no hay novedades al respecto. La preocupación en despachos gubernamentales ya es manifiesta. En el ente regulador esperan los nuevos contratos para la próxima semana a fin de validarlos antes de las audiencias.
Lejos de tratarse de una negociación más, la demora entre petroleras y distribuidoras para acordar nuevos contratos de suministro de gas obedece a la imposibilidad de llegar a un acuerdo sobre algunos puntos que marcarán el pulso y la inversión del negocio gasíferos en los próximos dos años, al menos hasta después de las elecciones presidenciales de 2019.
Por el momento, lo único que se sabe —porque lo confirmó el ministro de Energía, Javier Iguacel, en varias declaraciones a la prensa— es que las tarifas de gas aumentarán alrededor de un 25% en octubre.
La discusión gira en torno ahora en cómo se rearmará el negocio gasífero con una suba en pesos que sólo permitirá recuperar la mitad de lo que se perdió por la apreciación del tipo de cambio, que se elevó un 50% desde abril a la fecha. Los cuadros tarifarios que están vigentes desde el 1º de abril se aprobaron con un dólar de $ 20,55, casi 10 pesos menos que la cotización minorista de hoy (30,70 pesos).
La negociación entre las empresas que distribuyen el gas (Metrogas, Gas BAN, Camuzzi y EcoGas, entre las principales) y las que lo producen (YPF, PAE, Total, Wintershall, Pampa Energía, Tecpetrol y Pluspetrol) podría estructurarse en dos grandes temas: a) cuál será a partir de ahora el precio del gas en boca de pozo que pagarán los hogares. Y b) cómo se saldará la deuda acumulada por las distribuidoras por dejar de pagar la totalidad de las facturas enviadas por las petroleras por el gas entregado.
Ninguno de las cuestiones es de fácil solución. Por ejemplo, la deuda de las distribuidoras con los productores por las diferencias diarias generadas por la evolución del tipo de cambio supera los US$ 350 millones (más de $ 10.000 millones). Las petroleras no quieren dejar esa cifra sobre la mesa. O al menos, están dispuestas a tensar hasta último momento con tal de obtener un plan de pagos para recuperar la mayor parte de ese monto.
El gobierno, a su vez, decidió dejar la negociación completamente en manos de los privados. Ya sin el paraguas de la Ley de Emergencia Económica, que autorizaba a los funcionarios a intervenir en el mercado, tanto en el Ministerio de Energía como en el Enargas repiten que son los privados los que deben ponerse de acuerdo y firmar nuevos contratos de abastecimiento de gas para los hogares. Las empresas, en cambio, entienden que la volatilidad macroeconómica es de tal magnitud que se precisa de la mediación del Estado para llegar a buen puerto.
Nuevo precio
Los contratos firmados en noviembre del año pasado establecieron el precio del gas en boca de pozo para los hogares en una cifra promedio de US$ 4,68 por millón de BTU. Las tarifas de gas vigentes se calcularon con ese importe, pero con un tipo de cambio de 20,55 pesos (la cotización de fines de marzo de este año). Con el dólar por encima de los 30 pesos, los productores pasaron a cobrar unos US$ 3,40 dólares por el gas entregado a las distribuidoras. Lógicamente, aspiran a recomponer su precio de venta, aunque saben que no alcanzarán nuevamente los US$ 4,68 que establecidos en abril.
El objetivo de máxima de las petroleras es fijar un precio en octubre de alrededor de 4,20 dólares, según relevamiento realizado por este medio entre empresas productoras. Las distribuidoras proponen pagar bastante menos: ofertas de Metrogas y Camuzzi enviadas hace 10 años estipulan el precio del gas en US$ 3,60; una cifra inaceptable desde la óptica de las petroleras.
Las petroleras plantean que, si el precio del gas cae, en promedio, por debajo de los US$ 4,50 por millón de BTU, deberán recortar inversiones porque el desarrollo de yacimientos no convencionales de Vaca Muerta no se repaga con cifras por debajo de ese valor. En la industria calculan que por cada dólar que se reduce el precio de venta, todas las productoras dejan de percibir, en conjunto, unos US$ 2000 millones al año. Si la facturación cae en ese valor —razonan— en 2019 se registrará una merma del capex comprometido en campos gasíferos.
Fuentes del Ejecutivo descreen de esa interpretación y confían en que el incremento de la producción de gas (en julio creció un 8% contra el mismo mes del año pasado) configuró una nueva realidad que presionará a la baja sobre los precios de venta del fluido.
Diferencias diarias
La otra pata de la discusión pivotea sobre cómo se saldarán las diferencias diarias acumuladas por el incumplimiento de las distribuidoras, que frente a la escalada del dólar dejaron de pagar facturas dolarizadas a los productores y las pesificaron ad hoc a un tipo de cambio discrecional que varía por distribuidora.
En un escenario teórico, las distribuidoras tendrían que haber pagado de su bolsillo las facturas dolarizadas que enviaron las petroleras durante los últimos seis meses. Luego, una vez que se concrete la actualización de las tarifas, el Enargas les aseguraría que el monto desembolsado les sería devuelto a través de las tarifas que pagan los usuarios.
El problema se originó cuando, por la envergadura de la devaluación, las distribuidoras interpretaron que el ente regulador no autorizaría un aumento tan significativo como el que sería necesario para recuperar el dinero desembolsado para mantener el precio del gas en dólares al valor fijado en los contratos vigentes (US$ 4,68 por MMBTU). Lo que hicieron, por el contrario, fue empezar a pagar sólo una parte de las facturas. El resto se fue acumulando. Tanto que hoy las distribuidoras adeudan, en conjunto, más de $ 10.000 millones a las petroleras.
El Enargas propuso que ese monto sea cancelado por las distribuidoras en hasta 24 cuotas. Es decir, en los próximos dos años a partir de enero de 2019. Las petroleras pretenden acortar el plazo de pago. Algunas propusieron financiar el cobro de ese dinero en siete cuotas y están dispuestas a desagregarlo entre 10 o 12 cuotas. Pero primero quieren saber cuál será el precio de venta del gas que se empezará a pagar a partir de octubre. El reloj corre.
Fuente https://econojournal.com.ar
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Final
$ 50,20
(0,29 %)
Volumen Operado $ 11.202.637,50
Bien TGN en un mar de sangre muy bien
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Bien TGN en un mar de sangre muy bien
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
$ 50,250
(0,39 %)
Volumen Operado $ 11.026.234,650
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
AR$ 50,15
+0,19% (AR$ +0,10)
Puntas de Compra
2000 x AR$ 50,000
355 x AR$ 49,500
2500 x AR$ 49,200
815 x AR$ 49,050
1502 x AR$ 49,000
Puntas de Venta
AR$ 50,150 x 2694
AR$ 50,200 x 500
AR$ 50,250 x 1000
AR$ 50,300 x 300
AR$ 50,450 x 2030
A 30 del final a ver si da la sorpresa TGN
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
15:47 $ 49,450 $ 9086939,75 14
15:47 $ 49,050 $ 9050119,85 200
15:47 $ 49,000 $ 9050119,85 130
15:47 $ 49,000 $ 9039045,85 96
15:43 $ 49,000 $ 9039045,85 12.000
15:38 $ 49,000 $ 8451045,85 15.000
15:38 $ 49,000 $ 7709871,85 126
15:38 $ 49,000 $ 5259871,85 126
15:35 $ 49,000 $ 5259871,85 25.000
15:33 $ 49,000 $ 4034871,85 10.000
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
AR$ 49,45
-1,19% (AR$ -0,60)
Puntas de Compra
1774 x AR$ 49,000
1000 x AR$ 48,900
1500 x AR$ 48,800
2000 x AR$ 48,700
300 x AR$ 48,650
Puntas de Venta
AR$ 49,450 x 552
AR$ 49,500 x 1400
AR$ 49,600 x 2500
AR$ 49,800 x 314
AR$ 50,000 x 9252
Entrando volumen varias operaciones ocultas
-1,19% (AR$ -0,60)
Puntas de Compra
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Entrando volumen varias operaciones ocultas
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
$ 49,00
$ -1,05 (-2,09 %)
14:56 $ 49,000 $ 3484679,30 40.000
14:56 $ 49,000 $ 1524679,30 13.000
14:54 $ 49,400 $ 887679,30 100
$ -1,05 (-2,09 %)
14:56 $ 49,000 $ 3484679,30 40.000
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
$ 48,45
$ -1,60 (-3,19 %)
Volumen Operado $ 823.530,80 Inexistente
$ -1,60 (-3,19 %)
Volumen Operado $ 823.530,80 Inexistente
Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Mié.ntras la k chorra y su banda no vayan presos y devuelvan lo robado con costos y costas no hay futuro en la bolsa ni en el país
Ni en el infierno los quieren
Robarian a satan el tridente y le saquearan hasta el puterio que tiene para rentarlo
De terror está gente
Pobre Argentina
Lloremos por ella
La saquearon
Ni en el infierno los quieren
Robarian a satan el tridente y le saquearan hasta el puterio que tiene para rentarlo
De terror está gente
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Lloremos por ella
La saquearon
Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
victor escribió:por sebara » Vie Ago 17, 2018 12:38 pm
El PER proyectado es 29,61 años.
Estimado, para ser suave, le comento que es muy pelo**** proyectar PER con numeros historicos..... No aportan nada y crea confusion en el inversor.
Tendria que leer algo sobre valuacion de acciones para sacar mejores conclusiones.....
ok, por ahora seguiré proyectandolo. Igual, coincido, aunque a mi me interesa el global, además de ese dato. Muchas Gracias!
Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
por sebara » Vie Ago 17, 2018 12:38 pm
El PER proyectado es 29,61 años.
Estimado, para ser suave, le comento que es muy pellotudo proyectar PER con numeros historicos..... No aportan nada y crea confusion en el inversor.
Tendria que leer algo sobre valuacion de acciones para sacar mejores conclusiones.....
El PER proyectado es 29,61 años.
Estimado, para ser suave, le comento que es muy pellotudo proyectar PER con numeros historicos..... No aportan nada y crea confusion en el inversor.
Tendria que leer algo sobre valuacion de acciones para sacar mejores conclusiones.....
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