JohnWayne escribió:Buen diiiiaaaaa...
Viste John, Socotrocco tambien se la metio al rojo.. Para que Uds. no tengan envidia.
TGNO4 Transp. Gas del Norte
Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Viste John, Socotrocco tambien se la metio al rojo.. Para que Uds. no tengan envidia.
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Buen diiiiaaaaa...
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Buenos días Estimados Socios !!
Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Tecnicalpro escribió:
VAMOS RIVERRRRRRRRRRRR
Juegue river juegueeeeee
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fredflaming
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
VAMOS RIVERRRRRRRRRRRR
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Brasil: Cayó la producción de petróleo y gas durante agosto
En agosto de 2018, la producción de petróleo y gas de Brasil fue de aproximadamente 3.191 millones de barriles de petróleo equivalente por día (boe / d).
2 de Octubre de 2018
En agosto de 2018, la producción de petróleo y gas de Brasil fue de aproximadamente 3.191 millones de barriles de petróleo equivalente por día (boe / d).
Se produjeron 2.522 millones de barriles de petróleo por día (bbl / d), una reducción del 2,1% en la comparación con el mes anterior y también comparada con agosto de 2017.
La producción de gas natural totalizó 106 millones de m³ por día, una reducción del 8,3% en comparación al mes anterior y del 4,9%, si se compara con el mismo mes de 2017.
El principal motivo por la caída en la producción fue por inconvenientes en la Platafoma FPSO Ciudad de Angra dos Reis, ubicada en el campo de Lula, en el pre-sal de la Cuenca de Santos.
Los datos de producción de agosto están disponibles en: http://www.anp.gov.br/publicacoes/bolet ... as-natural
Presal
La producción del pre-sal en agosto totalizó 1.720 millones de boe / d, una reducción del 5,6% con relación al mes anterior. Se produjeron 1.374 millones de barriles de petróleo por día y 55 millones de metros cúbicos diarios de gas natural por medio de 88 pozos. La producción en el pre-sal correspondió al 53,9% del total producido en Brasil.
Aprovechamiento del gas natural
El aprovechamiento de gas natural en Brasil en el mes de agosto alcanzó el 97,1% del volumen total producido. Se pusieron al mercado 52,2 millones de metros cúbicos por día.
La quema de gas totalizó 3,1 millones de metros cúbicos por día, una reducción del 19,3% si se comparó al mes anterior y del 7,6% en relación al mismo mes en 2017.
Campos productores
El campo de Lula, en la Cuenca de Santos, fue el mayor productor de petróleo y gas natural. Produjo, en promedio, 802 mil bbl / d de petróleo y 33 millones de m3 / d de gas natural.
Los campos marítimos produjeron el 95,7% del petróleo y el 75,3% del gas natural. La producción ocurrió en 7.462 pozos, siendo 698 marinos y 6.764 terrestres. Los campos operados por Petrobras produjeron el 91,6% del petróleo y el gas natural.
Estrecho, en la Cuenca Potiguar, tuvo el mayor número de pozos productores: 1.132. Marlim Sur, en la Cuenca de Campos, fue el campo marítimo con mayor número de pozos productores: 93.
La Plataforma Petrobras 58, produciendo en los campos de Ballena Anán, Ballena Azul, Ballena Franca y Jubarte produjo 143.400 barriles diarios y fue la instalación con mayor producción de petróleo.
La instalación Polo Arara, produciendo en los campos de Arara Azul, Araracanga, Carapanaúba, Cupiúba, Río Urucu y Sudoeste Urucu, por medio de 39 pozos a ella interconectados, produjo 8,4 millones de m3 / de fue la instalación con mayor producción de gas natural.
Otras informaciones
En agosto de 2018, 307 áreas concedidas, un área de cesión onerosa y una de reparto, operadas por 32 empresas, fueron responsables de la producción nacional. De ellas, 77 son marítimas y 232 terrestres. Del total de las áreas productoras, dos se encuentran en actividad exploratoria y produciendo a través de Prueba de Larga Duración (TLD) y otras 9 son relativas a contratos de áreas conteniendo acumulaciones marginales.
El grado API promedio fue de 26,9, siendo el 36,4% de la producción considerada aceite ligero (> = 31 ° API), el 48% de aceite medio (> = 22 API y <31 API) y el 15,6% de aceite pesado ( <22 API).
Las cuencas maduras terrestres (campos / pruebas de larga duración de las cuencas de Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe y Alagoas) produjeron 110,3 mil boe / d, siendo 87,3 mil bbl / d de petróleo y 3,7 millones de m3 / d de gas natural. De ese total, 105,9 mil barriles de petróleo equivalente por día fueron producidos por Petrobras y 4,4 mil boe / d por concesiones no operadas por Petrobras, siendo 352 boe / d en Alagoas, 2.207 boe / d en Bahía, 41 boe / en el Espíritu Santo, 1.590 boe / d en Rio Grande do Norte y 204 boe / d en Sergipe.
Fuente: ANP
En agosto de 2018, la producción de petróleo y gas de Brasil fue de aproximadamente 3.191 millones de barriles de petróleo equivalente por día (boe / d).
2 de Octubre de 2018
En agosto de 2018, la producción de petróleo y gas de Brasil fue de aproximadamente 3.191 millones de barriles de petróleo equivalente por día (boe / d).
Se produjeron 2.522 millones de barriles de petróleo por día (bbl / d), una reducción del 2,1% en la comparación con el mes anterior y también comparada con agosto de 2017.
La producción de gas natural totalizó 106 millones de m³ por día, una reducción del 8,3% en comparación al mes anterior y del 4,9%, si se compara con el mismo mes de 2017.
El principal motivo por la caída en la producción fue por inconvenientes en la Platafoma FPSO Ciudad de Angra dos Reis, ubicada en el campo de Lula, en el pre-sal de la Cuenca de Santos.
Los datos de producción de agosto están disponibles en: http://www.anp.gov.br/publicacoes/bolet ... as-natural
Presal
La producción del pre-sal en agosto totalizó 1.720 millones de boe / d, una reducción del 5,6% con relación al mes anterior. Se produjeron 1.374 millones de barriles de petróleo por día y 55 millones de metros cúbicos diarios de gas natural por medio de 88 pozos. La producción en el pre-sal correspondió al 53,9% del total producido en Brasil.
Aprovechamiento del gas natural
El aprovechamiento de gas natural en Brasil en el mes de agosto alcanzó el 97,1% del volumen total producido. Se pusieron al mercado 52,2 millones de metros cúbicos por día.
La quema de gas totalizó 3,1 millones de metros cúbicos por día, una reducción del 19,3% si se comparó al mes anterior y del 7,6% en relación al mismo mes en 2017.
Campos productores
El campo de Lula, en la Cuenca de Santos, fue el mayor productor de petróleo y gas natural. Produjo, en promedio, 802 mil bbl / d de petróleo y 33 millones de m3 / d de gas natural.
Los campos marítimos produjeron el 95,7% del petróleo y el 75,3% del gas natural. La producción ocurrió en 7.462 pozos, siendo 698 marinos y 6.764 terrestres. Los campos operados por Petrobras produjeron el 91,6% del petróleo y el gas natural.
Estrecho, en la Cuenca Potiguar, tuvo el mayor número de pozos productores: 1.132. Marlim Sur, en la Cuenca de Campos, fue el campo marítimo con mayor número de pozos productores: 93.
La Plataforma Petrobras 58, produciendo en los campos de Ballena Anán, Ballena Azul, Ballena Franca y Jubarte produjo 143.400 barriles diarios y fue la instalación con mayor producción de petróleo.
La instalación Polo Arara, produciendo en los campos de Arara Azul, Araracanga, Carapanaúba, Cupiúba, Río Urucu y Sudoeste Urucu, por medio de 39 pozos a ella interconectados, produjo 8,4 millones de m3 / de fue la instalación con mayor producción de gas natural.
Otras informaciones
En agosto de 2018, 307 áreas concedidas, un área de cesión onerosa y una de reparto, operadas por 32 empresas, fueron responsables de la producción nacional. De ellas, 77 son marítimas y 232 terrestres. Del total de las áreas productoras, dos se encuentran en actividad exploratoria y produciendo a través de Prueba de Larga Duración (TLD) y otras 9 son relativas a contratos de áreas conteniendo acumulaciones marginales.
El grado API promedio fue de 26,9, siendo el 36,4% de la producción considerada aceite ligero (> = 31 ° API), el 48% de aceite medio (> = 22 API y <31 API) y el 15,6% de aceite pesado ( <22 API).
Las cuencas maduras terrestres (campos / pruebas de larga duración de las cuencas de Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe y Alagoas) produjeron 110,3 mil boe / d, siendo 87,3 mil bbl / d de petróleo y 3,7 millones de m3 / d de gas natural. De ese total, 105,9 mil barriles de petróleo equivalente por día fueron producidos por Petrobras y 4,4 mil boe / d por concesiones no operadas por Petrobras, siendo 352 boe / d en Alagoas, 2.207 boe / d en Bahía, 41 boe / en el Espíritu Santo, 1.590 boe / d en Rio Grande do Norte y 204 boe / d en Sergipe.
Fuente: ANP
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Autorizan subas a productoras de gas
El precio mayorista en dólares baja 20,5%, hasta u$s 3,72. El Gobierno subió un 19,7% los ingresos en pesos a transportadoras y distribuidoras y alrededor de 48,5% a las productoras.
2 de Octubre de 2018
El Gobierno definió la semana pasada un incremento de entre 30% y 35% en las tarifas de gas, que hoy empezará a regir. Para eso, les subió un 19,7% los ingresos en pesos a transportadoras y distribuidoras y alrededor de 48,5% a las productoras. Las tres partes pedían más, por los efectos de la devaluación y la inflación del último semestre.
El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) publicó en el Boletín Oficial las resoluciones 265 y 266, con los nuevos cuadros tarifarios de Transportadora de Gas del Sur (TGS) y de Transportadora de Gas del Norte (TGN), con un alza de 19,7% en relación al vigente en el período abril-septiembre, en vez del 30,5% que pedían por la inflación mayorista acumulada entre marzo y agosto de este año medida por el IPIM del Indec. Lo mismo sucederá con las distribuidoras, a través de distintas resoluciones que se conocerán durante esta semana.
En cambio, fuentes oficiales informaron que a las productoras de gas, que cobran en dólares, les bajarán el precio de u$s 4,68 por millón de BTU a u$s 3,72 (un 20,5% menos). Sin embargo, por el efecto de la suba del dólar, los ingresos en pesos de las petroleras serán un 48,5% mayores: antes vendían el gas a un promedio de $ 20,345 por dólar y ahora será a $ 38. Más allá de este punto, que sirve para agregar previsibilidad al sistema, las petroleras reclaman una deuda de $ 10.000 millones a las distribuidoras, porque el dólar pasó rápidamente los $ 20,345 pactados anteriormente y las firmas como Metrogas, Gas BAN (Naturgy) y Camuzzi no pudieron hacer frente a los costos en dólares teniendo ingresos en pesos.
La multimillonaria deuda sería saldada en 24 cuotas a partir de enero de 2019, mediante un cargo de Diferencias Diarias Acumuladas (DDA) que pagarían los usuarios residenciales. Eso sumaría unos 10 puntos porcentuales más al aumento que regirá desde hoy.
Para el secretario de Energía, Javier Iguacel, las boletas que pagarán los hogares en este verano estarán en la misma línea que en los últimos meses, por la baja del consumo. Desde 2019 habría tarifa plana.
Fuente: Boletín Oficial
El precio mayorista en dólares baja 20,5%, hasta u$s 3,72. El Gobierno subió un 19,7% los ingresos en pesos a transportadoras y distribuidoras y alrededor de 48,5% a las productoras.
2 de Octubre de 2018
El Gobierno definió la semana pasada un incremento de entre 30% y 35% en las tarifas de gas, que hoy empezará a regir. Para eso, les subió un 19,7% los ingresos en pesos a transportadoras y distribuidoras y alrededor de 48,5% a las productoras. Las tres partes pedían más, por los efectos de la devaluación y la inflación del último semestre.
El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) publicó en el Boletín Oficial las resoluciones 265 y 266, con los nuevos cuadros tarifarios de Transportadora de Gas del Sur (TGS) y de Transportadora de Gas del Norte (TGN), con un alza de 19,7% en relación al vigente en el período abril-septiembre, en vez del 30,5% que pedían por la inflación mayorista acumulada entre marzo y agosto de este año medida por el IPIM del Indec. Lo mismo sucederá con las distribuidoras, a través de distintas resoluciones que se conocerán durante esta semana.
En cambio, fuentes oficiales informaron que a las productoras de gas, que cobran en dólares, les bajarán el precio de u$s 4,68 por millón de BTU a u$s 3,72 (un 20,5% menos). Sin embargo, por el efecto de la suba del dólar, los ingresos en pesos de las petroleras serán un 48,5% mayores: antes vendían el gas a un promedio de $ 20,345 por dólar y ahora será a $ 38. Más allá de este punto, que sirve para agregar previsibilidad al sistema, las petroleras reclaman una deuda de $ 10.000 millones a las distribuidoras, porque el dólar pasó rápidamente los $ 20,345 pactados anteriormente y las firmas como Metrogas, Gas BAN (Naturgy) y Camuzzi no pudieron hacer frente a los costos en dólares teniendo ingresos en pesos.
La multimillonaria deuda sería saldada en 24 cuotas a partir de enero de 2019, mediante un cargo de Diferencias Diarias Acumuladas (DDA) que pagarían los usuarios residenciales. Eso sumaría unos 10 puntos porcentuales más al aumento que regirá desde hoy.
Para el secretario de Energía, Javier Iguacel, las boletas que pagarán los hogares en este verano estarán en la misma línea que en los últimos meses, por la baja del consumo. Desde 2019 habría tarifa plana.
Fuente: Boletín Oficial
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
MAR DE FONDO
Tarifas: distribuidoras analizan recurrir una decisión del Enargas
Las distribuidoras impugnan la fórmula polinómica que utilizó el ente regulador para calcular los nuevos cuadros tarifarios de gas. El organismo cruzó el IPIM con el índice de la construcción y un coeficiente salarial. Las empresas alegan que esa alternativa no estaba prevista en el marco regulatario.
El Enargas todavía no publicó los nuevos cuadros de las tarifas de gas para el segmento regulado (hogares, comercios y PyMEs de bajo consumo). Debía hacerlo ayer según el cronograma oficial, que estipulaba un aumento a partir del 1º de octubre. Pero por la crisis macroeconómica, que obligó a readecuar los contratos de abatecimiento entre petroleras y distribuidoras, no se pudo llegar a la fecha prevista. Técnicos del ente regulador trabajan contrarreloj para presentar los nuevos cuadros mañana en el Boletín Oficial.
Sin embargo, pese a que las tarifas actualizadas aún no se presentaron públicamente, las distribuidoras de gas cuestionan el andamiaje metodológico utilizado por el Enargas para determinar los aumentos. En concreto, las principales gasíferas —Naturgy (ex Gas BAN), Metrogas, Camuzzi y EcoGas, entre otras— advierten que el oreganismo regulador, que preside Mauricio Roitman, utilizó a tal fin una fórmula polinómica que no está prevista en el marco regulatorio. En función de esa metodología, el ente concluyó que las distribuidoras recibirán una recomposición de sus ingresos del 19,7% por el impacto de la inflación, al igual que recibieron la semana pasada las transportistas TGN y TGS.
Las distribuidoras habían solicitado en la audiencia pública una actualización cercana al 30%, es decir, 10 puntos más de lo que recibirán. Pero aunque la merma económica es relevante con relación a sus aspiraciones, altos ejecutivos del negocio explicaron a EconoJournal que su mayor preocupación reside fundamentalmente en el cambio de las reglas utilizadas para calcular las tarifas. Según la interpretación de las empresas, la actualización por inflación tendría que haberse realizado en función de la variación del IPIM que mide la evolución de los precios mayoristas. Esa fue la variable empleada para ajustar las tarifas en 2017 y en abril de 2018.
El Enargas, en cambio, optó por aplicar una fórmula polinómica que tuvo en cuenta también la evolución del Índice del Costo de la Construcción y un coeficiente salarial (IVS). “Se observó que, para el período a considerar para el presente ajuste, es decir, la variación entre febrero y agosto de 2018, existía una notoria disparidad entre el IPIM y otros indicadores de la economía”, explicó el ente regulador a través de la resolución 265 publicada la semana pasada.
Explicaciones
“Resulta razonable que para el presente ajuste semestral se aplique una metodología que considere una adecuada combinación de índices que reflejen en mejor medida la variación de los indicadores de la economía general”, añadió. El Enargas aclaró que “tal aplicación (de una fórmula polimodal novedosa) no significa un cambio metodológico” del principio general establecido en la Revisión Tarifaria Integral (RTI) en el anexo V de la resolución I-4363/17. Por el contrario, el ente considera que, para el caso del semestre que va de octubre de 2018 a marzo de 2019, la “significativa disparidad” entre el IPIM y otros indicadores económicos habilitan “el ejercicio de potestades técnicas” para determinar una metodología alternativa.
Las distribuidoras de gas no comparten la visión. Alegan que el procedimiento no está especificado en ninguna resolución del organismo. “En ningún lado estaba escrito que se podían cruzar el IPIM con el índice de la construcción o el IVS salarial”, cuestionó el presidente de una distribuidora, bajo reserva de nombre. Por eso, varias empresas analizar recurrir administrativamente la decisión del organismo. “Sabemos que el escenario es complejo y que el ente tiene buena voluntad, pero esto sienta un antecedente complicado para nosotros, más que nada en el plano financiero. A partir de ahora, cuando vayamos a un banco a pedir un crédito para solventar inversiones, no vamos a poder explicar cómo se actualizan nuestros ingresos”, se explayó la misma fuente.
Fuente Econo Journal
Tarifas: distribuidoras analizan recurrir una decisión del Enargas
Las distribuidoras impugnan la fórmula polinómica que utilizó el ente regulador para calcular los nuevos cuadros tarifarios de gas. El organismo cruzó el IPIM con el índice de la construcción y un coeficiente salarial. Las empresas alegan que esa alternativa no estaba prevista en el marco regulatario.
El Enargas todavía no publicó los nuevos cuadros de las tarifas de gas para el segmento regulado (hogares, comercios y PyMEs de bajo consumo). Debía hacerlo ayer según el cronograma oficial, que estipulaba un aumento a partir del 1º de octubre. Pero por la crisis macroeconómica, que obligó a readecuar los contratos de abatecimiento entre petroleras y distribuidoras, no se pudo llegar a la fecha prevista. Técnicos del ente regulador trabajan contrarreloj para presentar los nuevos cuadros mañana en el Boletín Oficial.
Sin embargo, pese a que las tarifas actualizadas aún no se presentaron públicamente, las distribuidoras de gas cuestionan el andamiaje metodológico utilizado por el Enargas para determinar los aumentos. En concreto, las principales gasíferas —Naturgy (ex Gas BAN), Metrogas, Camuzzi y EcoGas, entre otras— advierten que el oreganismo regulador, que preside Mauricio Roitman, utilizó a tal fin una fórmula polinómica que no está prevista en el marco regulatorio. En función de esa metodología, el ente concluyó que las distribuidoras recibirán una recomposición de sus ingresos del 19,7% por el impacto de la inflación, al igual que recibieron la semana pasada las transportistas TGN y TGS.
Las distribuidoras habían solicitado en la audiencia pública una actualización cercana al 30%, es decir, 10 puntos más de lo que recibirán. Pero aunque la merma económica es relevante con relación a sus aspiraciones, altos ejecutivos del negocio explicaron a EconoJournal que su mayor preocupación reside fundamentalmente en el cambio de las reglas utilizadas para calcular las tarifas. Según la interpretación de las empresas, la actualización por inflación tendría que haberse realizado en función de la variación del IPIM que mide la evolución de los precios mayoristas. Esa fue la variable empleada para ajustar las tarifas en 2017 y en abril de 2018.
El Enargas, en cambio, optó por aplicar una fórmula polinómica que tuvo en cuenta también la evolución del Índice del Costo de la Construcción y un coeficiente salarial (IVS). “Se observó que, para el período a considerar para el presente ajuste, es decir, la variación entre febrero y agosto de 2018, existía una notoria disparidad entre el IPIM y otros indicadores de la economía”, explicó el ente regulador a través de la resolución 265 publicada la semana pasada.
Explicaciones
“Resulta razonable que para el presente ajuste semestral se aplique una metodología que considere una adecuada combinación de índices que reflejen en mejor medida la variación de los indicadores de la economía general”, añadió. El Enargas aclaró que “tal aplicación (de una fórmula polimodal novedosa) no significa un cambio metodológico” del principio general establecido en la Revisión Tarifaria Integral (RTI) en el anexo V de la resolución I-4363/17. Por el contrario, el ente considera que, para el caso del semestre que va de octubre de 2018 a marzo de 2019, la “significativa disparidad” entre el IPIM y otros indicadores económicos habilitan “el ejercicio de potestades técnicas” para determinar una metodología alternativa.
Las distribuidoras de gas no comparten la visión. Alegan que el procedimiento no está especificado en ninguna resolución del organismo. “En ningún lado estaba escrito que se podían cruzar el IPIM con el índice de la construcción o el IVS salarial”, cuestionó el presidente de una distribuidora, bajo reserva de nombre. Por eso, varias empresas analizar recurrir administrativamente la decisión del organismo. “Sabemos que el escenario es complejo y que el ente tiene buena voluntad, pero esto sienta un antecedente complicado para nosotros, más que nada en el plano financiero. A partir de ahora, cuando vayamos a un banco a pedir un crédito para solventar inversiones, no vamos a poder explicar cómo se actualizan nuestros ingresos”, se explayó la misma fuente.
Fuente Econo Journal
Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
KennethDart escribió:O algo asi tbm?
Todavía puede ser cualquiera de las dos.
Eso si, un solo camino
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
AR$ 64,90
-1,29% (AR$ -0,85)
Puntas de Compra
181 x AR$ 64,100
9240 x AR$ 64,000
50 x AR$ 63,650
2968 x AR$ 63,500
38 x AR$ 63,000
Puntas de Venta
AR$ 64,900 x 304
AR$ 64,950 x 2999
AR$ 65,000 x 1009
AR$ 65,400 x 5500
AR$ 65,700 x 4486
-1,29% (AR$ -0,85)
Puntas de Compra
181 x AR$ 64,100
9240 x AR$ 64,000
50 x AR$ 63,650
2968 x AR$ 63,500
38 x AR$ 63,000
Puntas de Venta
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AR$ 64,950 x 2999
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
35% en setiembre no alcanza? bueno está 
Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
gastons escribió:bueeeeeenoooo, voy a empezar a entregar las pocas que me quedan... cuando no va, no va.
este pelpa siempre desentonó en mi cartera.
De lo bien que haces ,,hasta pronto.o sea....
Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
bueeeeeenoooo, voy a empezar a entregar las pocas que me quedan... cuando no va, no va.
este pelpa siempre desentonó en mi cartera.
este pelpa siempre desentonó en mi cartera.
Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Decido aumentar tenencia y baja, es fija jaja q lo tiró
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