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Aleboto escribió:"El nuevo equipo encabezado por Iguacel aceptará que las tarifas se ajusten de acuerdo a la evolución de la inflación. Pero queda descartado, de ahora en más, la dolarización."

http://www.iprofesional.com/notas/27043 ... a-sociedad

Si es como dice la nota, es excelente para TGN. Ya tuvo los aumentos fuertes hasta abril, y si ahora como propone la nota, la tarifa se ajusta por inflacion, sus ganancias no se veran reducidas

Exactamente, queda todo como esta, solo se descarta la dolarizacion y la devaluacion.

"El nuevo equipo encabezado por Iguacel aceptará que las tarifas se ajusten de acuerdo a la evolución de la inflación. Pero queda descartado, de ahora en más, la dolarización."

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Si es como dice la nota, es excelente para TGN. Ya tuvo los aumentos fuertes hasta abril, y si ahora como propone la nota, la tarifa se ajusta por inflacion, sus ganancias no se veran reducidas

El Gobierno ya negocia con las empresas de gas para evitar aumentos de tarifas

Fue la primera reunión para conocerse. Pero esas horas del mediodía de ayer, en las que se reunieron los número uno de las distribuidoras y transportistas de gas con el recién asumido ministro de Energía, Javier Iguacel , alcanzan para delinear los primeros pasos de la gestión.

Hay algunos problemas concretos que trajo consigo la suba del dólar para el sector del gas, además de la revalorización del petróleo en el último tiempo. La devaluación volvió más caro el precio del insumo y, para colmo, ocurrió en invierno, cuando las facturas pasan menos desapercibidas.

Ayer mismo se empezó a trabajar entre el Gobierno y las empresas del sector con una finalidad: encontrar una fórmula que no implique un impacto en el bolsillo y tampoco aumento de los subsidios energéticos.

Hubo varios temas más que se pusieron sobre la mesa. Las inversiones, el aumento previsto para octubre y hubo un sondeo, por ahora, informal. Iguacel les preguntó cómo convivirían con un sistema en el que el usuario pague 12 cuotas iguales de gas durante todo el año. A todos les pareció muy posible. Anotada, entonces, como meta de mediano plazo.

De regreso a los efectos de la devaluación. Sin aumento de tarifas ni de subsidios, ¿quién pondrá la diferencia cambiaria? "Hay espacio para que todas cedan algo", contestó una fuente oficial que estuvo al tanto de la reunión. Algo similar respondieron en una de las empresas que estuvo representada en el encuentro. "Hay un tema coyuntural que hay que resolverlo. Pero hay intenciones de todos de que no termine por impactar en la tarifa", dijo un ejecutivo.

Se refiere a una derivación concreta de las reglas que ahora gobiernan un sector dolarizado que estuvo 12 años con tarifas prácticamente congeladas. La cuestión debe remontarse a lo que se acordó en la Revisión Tarifaria Integral (RTI). Entonces se estableció que en abril y octubre se calcularían nuevamente los precios. Eso es lo que pasó en abril pasado y lo que sucederá en octubre.

Pero el punto es otro. En abril, las empresas distribuidoras acordaron un precio del gas con las productoras. Ese precio, que fue de 4,60 dólares el millón de BTU (unidad de medición inglesa), se envía al Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas). El organismo hace sus cuentas con el tipo de cambio vigente y entrega a las empresas el precio que podrán cobrar a los consumidores.

Así las cosas, desde abril se aplica esa tarifa que, como se dijo, contempla un precio de US$4,60 por el insumo y estableció un tipo de cambio que estaba en alrededor de 20,50 pesos. Mes a mes, las productoras mandan la factura a la distribuidora con una cuenta simple: cantidad de BTU consumidos por el precio del dólar en la plaza. Demás está decir que aquel 20,50 está hoy en alrededor de 28 pesos. Ahora bien, el esquema estableció que cuando el tipo de cambio varíe en 20%, las empresas podrán pedirle al Enargas que modifique el cuadro tarifario para compensar la suba. Dicho de otro modo, las tarifas están calculadas con un dólar que apenas se asomaba a los 20 pesos. Parece historia.

Las distribuidoras sabían que nada iba a cambiar, pero igualmente, por una cuestión legal, enviaron la carta al ente regulador. La razón es simple: deben armar una trinchera legal por si las empresas productoras les reclamaban a ellas la diferencia. Ahora bien, las empresas no están obligadas a pagar el precio multiplicado por la cotización actual, sino que acumulan una deuda y lo deberían reclamar en octubre para que les sea reconocido para adelante. Pero más allá de que no se produce el desembolso, contablemente se genera una pérdida que se cuenta en millones de dólares.

En el Gobierno, y también en las empresas, están convencidos de que no hay espacio para traspasar el sobrecosto a los usuarios. Entonces hay que buscar otra fórmula.

Las productoras de gas, petroleras grandes y con el cuero curtido en materia de negociaciones con los reguladores, saben que lo que viene será un golpecito en la puerta. Abrirán y se sentarán a negociar.

El punto de equilibrio estará en cómo reescribir las condiciones, beneficiosas para ellas, que tuvieron como horizonte dar un marco confiable y rentable como para atraer inversiones a un sector que las necesita como agua, y que planea a largo plazo. "No hay que espantar a los que están dispuestos a enterrar dinero en el país, pero tampoco se puede tirar más la cuerda de las tarifas", dicen en el Gobierno.

La apuesta al diálogo
Por ahora, todos están confiados en que el diálogo, algo menos fluido en épocas de Juan José Aranguren, será el gran protagonista de la solución. Tanto que el llamado de ayer a una reunión con distribuidoras y transportistas para poner sobre la mesa los temas conflictivos del sector los dejó sonrientes.

Para después, a Iguacel lo esperan otros desafíos. El primero, la revisión de octubre. "Es algo menos complicado porque después vienen los meses de menos demanda de gas. Se siente mucho menos", dijo una fuente oficial.

Mientras tanto, Iguacel, un hombre que recorrió el país de obra en obra cuando estaba al comando de Vialidad Nacional, ya les avisó a las concesionarias que habrá algunos cambios en la gestión. Los previno que visitará personalmente a sus clientes para tener el pulso de los usuarios de gas y que llamará cada vez que pueda a los call centers de las empresas para testear la calidad de la atención. Es como para creerle si repite lo que hizo en Vialidad, donde caminó por decenas de obradores para ver el ritmo de las obras y la actividad de las empresas.

El ministro, además, se llevó anotada como tarea pendiente el tema de la tarifa plana. Claro que no pidió aprobación, apenas testeó la idea con quienes deberán implementarla. Pero eso llevará tiempo y planificación. En el medio vienen varias cosas a resolver y a negociar. Entre otras, el precio de los combustibles y las prioridades a la hora de ejecutar la obra pública en el presupuesto de este año y de diseñar el año que viene para que los números cierren.

Una nueva cara en Energía
Los primeros pasos del ministro

Javier Iguacel

Ministro de energía

Anteayer, el presidente Mauricio Macri le tomó juramento y asumió formalmente en reemplazo de Juan José Aranguren.
Hace una semana recibió una llamada de Guillermo Dietrich. Horas más tarde era designado como ministro.
Aún no ha realizado cambios en el equipo que acompañaba a Aranguren. Daniel Redondo, secretario de Coordinación de Planeamiento Energético, presentó su renuncia, pero seguirá como asesor en varios temas relacionados con el G-20, aunque no mantendrá funciones ejecutivas.
Juan Carassale, a cargo de la Unidad Coordinación del gabinete del anterior ministro, permanecerá en el cargo pese a que había trascendido que se iría del ministerio.
De Vialidad Nacional, Iguacel trajo a Daniel Dreizzen, un ingeniero que tiene experiencia en elsector petrolero y trabajó con el ministro en Pluspetrol.
Ayer se reunió con los número uno de las distribuidoras y transportistas de gas. La idea es evitar el impacto de la devaluación en la tarifa. La semana que viene seguirán algunas reuniones uno a uno con las petroleras.

Fuente La Nacion

Estados Unidos: La producción de gas aumentará un 60% en los próximos 20 años

IHS Markit espera que la producción de gas natural en Estados Unidos aumente casi 8 bcfd-más del 10% -este año y otro 60% en los próximos 20 años, según un informe reciente. IHS Markit también estima que alrededor de 1.250 tcf del suministro de Estados Unidos sea económico a un precio inferior a $ 4 / MMbtu, por encima de una estimación previa de 900 tcf del año 2010.

Cuando la revolución del shale comenzó hace una década, la suposición predominante era que la base del suministro de los Estados Unidos se estaba agotando y que el país tendría que convertirse en un importante importador de GNL. En cambio, la producción de Estados Unidos aumentó en más del 40% durante 2007-17 y los precios del gas real disminuyeron en dos tercios durante el mismo período.

Estados Unidos ahora está en camino de convertirse en uno de los principales exportadores de GNL del mundo, señala el informe. IHS Markit espera que la capacidad de exportación de GNL de los Estados Unidos aumente a más del doble en los próximos 5 años, alcanzando al menos 10 bcfd en 2023.

Daniel Yergin, vicepresidente de IHS Markit y coautor del informe, señaló que los “profundos y continuos impactos de la transición en la industria, los mercados energéticos, la economía en general y la posición de Estados Unidos en el mundo continúan desarrollándose”. El informe señala que el efecto más dramático ha sido en la industria de la energía eléctrica de los Estados Unidos. Para 2040, IHS Markit espera que la participación del gas en la generación de energía eléctrica en los Estados Unidos crezca de casi un tercio a casi la mitad.

El informe observa que el gas shale también ha contribuido en gran medida a la reducción de las emisiones de dióxido de carbono en ese país. IHS Markit estima que en 2017, las emisiones de CO2 de la generación de energía disminuyeron en un 30% con respecto a 2005. Más de la mitad de esa disminución de emisiones se debió a la sustitución del carbón por el gas.

La creciente producción de esquisto bituminoso también ha reconfigurado la posición de los Estados Unidos en el mercado mundial del petróleo. Entre 2008 y 2018, la producción de petróleo de Estados Unidos se duplicó con creces, excediendo el máximo anterior de 1970. Sobre una base neta, el país pasó de importar el 60% de su combustible líquido en el pico a menos del 16% en 2018, y la proporción sigue cayendo y Estados Unidos ahora está en camino de ser el mayor productor de petróleo del mundo, por delante de Rusia y Arabia Saudita, a principios del próximo año.

Alcanzando aguas abajo, IHS Markit estima que más de US$ 120 mil millones en nuevas inversiones de capital se realizarán en 2012-2020 para expandir la capacidad de fabricación petroquímica de Estados Unidos, resultado del gas abundante y barato y del GNL que proporcionan ventajas en términos de energía térmica, materia prima y costos de electricidad . Las inversiones auxiliares podrían duplicar ese número, según dice el informe.


Fuente: Oil & Gas Journal

La petrolera árabe que llega a Vaca Muerta es líder mundial en exportaciones de gas

Qatar Petroleum (QP) es el principal jugador en el creciente mundo del GNL. Se trata de una firma de estado catarí creada en 1974. Llega a la región de la mano de Exxon.
Ayer por la tarde, en horario de Argentina, los presidentes de ExxonMobil y Qatar Petroleum firmaron en Doha un acuerdo por medio del cual la firma árabe no sólo adquirió el 30% de los activos que la norteamericana posee en el país, sino que también marcó el desembarco de la primera petrolera de medio oriente en Vaca Muerta.

Si ExxonMobil es un peso pesado en el mundo de los hidrocarburos, la firma catarí es un coloso. La petrolera del estado ubicado en medio del Golfo Pérsico es desde el año pasado la principal exportadora mundial de gas natural licuado (GNL) y una de las principales productoras globales de ese fluido. También lidera el mercado en la exportación de otros derivados como es el helio.

Qatar Petroleum, o QP como se la identifica, es una firma de estado catarí creada en 1974 que desde principios de este año tiene el monopolio en la comercialización de los hidrocarburos extraídos de ese país, pero posee además activos en gran parte del mundo.

La firma presidida por Saad Sherida Al-Kaabi cuenta con una red de subsidiarias con las que integra toda la cadena de producción de hidrocarburos desde la exploración, producción, procesamiento y la venta local e internacional tanto de crudo, como de gas natural y productos refinados, contado para ello con una cadena de terminales de GNL. Además posee un grupo de firmas petroquímicas con las que entre otros productos elabora fertilizantes, aditivos para combustibles, entre otros derivados. Entre subsidiarias y joint ventures QP cuenta con más de un centenar de firmas entre las que cubre no sólo la red petrolera sino incluso empresas de aviación.

Desde la norteamericana ExxonMobil se destacó que la adquisición del 30% de las siete áreas de la Cuenca Neuquina en las que posee concesiones no convencionales no modifica los planes de trabajo en el corto plazo, ni genera cambios en la operación de las mismas. Aunque se reconoció que se espera que la adquisición implique una inyección adicional de recursos al programa de inversión actualmente pautado en 200 millones de dólares por año.

El revival del GNC: se generó una brecha de hasta 50% con la nafta y se disparan las conversiones de vehículos
22-06-2018 La instalación de equipos se incrementó casi 40% de un año a otro. En apenas una jornada se convirtieron alrededor de 800 vehículos. El valor del metro cúbico no supera los $14,50 y tamaña diferencia alienta un negocio que estuvo a punto de desaparecer en 2017

http://www.iprofesional.com/notas/26996 ... -vehiculos

CHEVRON SUMA OTRO DESARROLLO NO CONVENCIONAL EN LA ZONA DE RINCÓN DE LOS SAUCES

El gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, anticipó que se trata de un proyecto de gas en la zona de Narambuena. Se suma a la inversión anunciada en El Trapial.

La petrolera norteamericana Chevron confirmó un segundo ensayo no convencional en Rincón de los Sauces, con otro proyecto piloto de gas en Narambuena, zona operada por YPF.

Según confirmó el gobernador Omar Gutiérrez, que el martes 19 de junio se reunió con Clay Neff presidente para África y América Latina de la firma, la petrolera desarrollará cuatro pozos no convencionales en busca del gas de Vaca Muerta. Hasta el momento no se confirmó la inversión, pero fuentes del sector estimaron en 100 millones de dólares.

El proyecto se sumará al desarrollo propuesto para el maduro yacimiento El Trapial. Allí el 1 de octubre la firma estadounidense iniciará un plan de ocho pozos no convencionales con objetivo no convencional. Para ese proyecto se destinarán 200 millones de dólares.

Narambuena es un sector que se encuentra dentro del yacimiento Chihuido de la Sierra Negra. Allí YPF tiene el 97% del bloque, mientras que el resto está en manos de Chevron. Según el mandatario neuquino, la inversión correrá por cuenta de los norteamericanos.

Los desarrollos propuestos para la zona de Rincón de los Sauces aparecen abren la esperanza en la zona, que cuenta con yacimientos que están en sus últimos años de explotación.

Fuente vacamuertanews.com.ar

https://www.lanacion.com.ar/2146732-el- ... de-tarifas

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Volumen de acciones argentinas en récord diario tras mejora MSCI

BLOOMBERG 22 DE JUNIO, 2018
Por Ignacio Olivera Doll y Carolina Millan

Los volúmenes de acciones de Argentina ya están sintiendo el impulso de la mejora de MSCI.

El volumen de negociación en el índice de referencia Merval aumentó a un nivel récord el jueves, casi triplicando el promedio diario de mayo. El aumento sigue a un anuncio el miércoles de MSCI de que promoverá las acciones de Argentina a sus índices emblemáticos de mercados emergentes en mayo de 2019. El índice de referencia Merval subió 6 por ciento, la mayor alza desde el 10 de mayo.

https://www.bloomberg.com/latam/blog/vo ... jora-msci/

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Jajajaja
Hay que ganarle juegan bien no es joda

Productoras y distribuidoras de gas buscan evitar una brusca suba de precios

La brusca devaluación del peso, de casi un 30% en el último mes y medio, amenaza con quebrar la normalización del mercado energético que se planteó como objetivo la administración de Mauricio Macri para incentivar las inversiones en el sector. Es por eso que las empresas productoras de gas y las distribuidoras formarán en breve una incipiente mesa de negociación para que la suba del dólar tenga “el más mínimo impacto” en los clientes finales, que de otra forma verían un aumento promedio de 70% de sus facturas en octubre.

Por supuesto, el número luce inviable política y socialmente si el Gobierno desea disminuir la conflictividad, máxime teniendo en cuenta la cercanía de la cumbre de líderes del G-20 en Buenos Aires. Pero la cifra surge de los cálculos de las compañías: el precio promedio ponderado del gas fijado para abril fue de u$s 4,68 por millón de BTU a un tipo de cambio de $ 20,55 por dólar, mientras en octubre está pautado que el gas cueste en promedio u$s 5,26 / MMBTU a un dólar que, según el mercado de futuros Rofex, se ubicaría en $ 29,13 en el décimo mes de 2018. Eso implicaría un incremento en pesos de 59,3% por la actualización de costos mayoristas y el retiro de subsidios del Estado, a lo que se debe agregar el traspaso de la inflación mayorista (de acuerdo al Índice de Precios Internos al Por Mayor, IPIM), que entre abril y septiembre superaría por lo menos el 10%.



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La firma EcoGas, que cuenta entre sus accionistas a Nicolás Caputo, y controla Distribuidora de Gas del Centro (opera en Córdoba, La Rioja y Catamarca) y Distribuidora de Gas de Cuyo (San Luis, Mendoza y San Juan), solicitó en una nota al Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) que habilite un “aumento inmediato” de las tarifas por el incremento en sus costos asociado a la devaluación. EcoGas se ampara en la letra de la Ley 24.076, que permite a las distribuidoras que reclamen un nuevo cuadro tarifario cuando sus costos suban repentinamente más de un 20%.

Una fuente calificada del organismo regulador, que pidió mantener en reserva su nombre, adelantó que analizan la procedencia del pedido de la empresa que tiene como accionista a Caputo y que quieren contestar esta semana, pero “la revisión no va a ser inmediata, sino más cerca de octubre”. Se descarta que el Enargas rechazaría esa demanda.

En los últimos meses de 2017, ante el término de la emergencia económica, las petroleras y distribuidoras celebraron contratos para el abastecimiento de gas, que ahora ya quedaron desactualizados. Según una fuente de las distribuidoras, las empresas que envían las facturas están absorbiendo costos y quieren que las productoras también cedan, con una renegociación, ya que “nadie garantiza que en estos meses se reconozca toda la variación de costos”, o sea, que el Enargas dé luz verde a los aumentos, tal cual correspondería siguiendo las reglas del mercado.

El problema es doblemente grave: el Gobierno se arriesga a un dramático incremento tarifario que pegaría muy fuerte en la clase media y se trasladaría a la inflación pero de la otra forma, si entre las petroleras y distribuidoras no consiguen fumata blanca, debería aumentar los fondos para subsidiar la continuidad del sistema, ante una delicada situación fiscal y las exigencias del Fondo Monetario Internacional (FMI) de eliminar los subsidios energéticos.

Ya el presidente de la ex Enarsa, Hugo Balboa, estimó la semana pasada que la empresa estatal necesitará este año el doble de subsidios que en 2017: $ 29.000 millones contra $ 14.900 millones.
El ex ministro de Energía, Juan José Aranguren, dijo en el Foro Latinoamericano de Energía en San Carlos de Bariloche que el Gobierno todavía no analizó el impacto de la devaluación en los futuros incrementos tarifarios de gas y electricidad, pero adelantó que se podrían subir los subsidios.

Fuente https://www.revistapetroquimica.com

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[quote="arelectronica"]gracias tecnicalpro[/quote

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gracias tecnicalpro