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Por la suba el precio internacional, se confirmó la caída del barril criollo

El cierre del precio del petróleo del viernes terminó de echar por tierra todo tipo de interpretaciones y ya es una realidad la caída del precio sostén del barril criollo fijado por el Decreto 488. El primer artículo de esa norma, publicada en mayo, establece que si la cotización promedio del Brent de los últimos cinco días supera los 45 dólares por 10 días consecutivos, la medida quedará automáticamente sin efecto.

Pero como el decreto no especifica si se deben contabilizar 10 días corridos o hábiles, surgían diferentes interpretaciones. De todos modos, cualquiera sea el patrón que se tome, el plazo establecido ya quedó cumplido y por lo tanto el precio local del barril pasa a regirse por lo que indica el mercado internacional.

Tal como lo indicó EconoJounal la semana pasada, para las refinadoras el plazo se había cumplido el miércoles pasado, ya que entendían que el decreto hablaba de 10 días consecutivos.  

Hacia adelante

Caído el precio sostén y con el Brent en torno a los u$s 45, la exportación le dejaría al productor unos u$s 41 por el crudo Medanito, una vez descontados los gastos de exportación de entre u$s 3 y u$s 4. De este modo las refinadoras pueden adquirir el crudo a ese precio a la paridad de exportación. En concreto, lo que empezó a suceder es que las refinadores están empezando a negociar con los productores precios de venta en torno a ese valor.

«Desde el miércoles de la semana pasada se empezó a registrar una mayor oferta de crudo en el mercado local. Habrá que decisión toma el gobierno, pero en la práctica refinadores y productores comenzaron a negociar precios de venta sin tener en cuenta el barril criollo«, explicó un consultor.

Habrá que ver que posición adoptan las provincias petroleras, con Neuquén a la cabeza, ya que el decreto establecía que para el cobro de las regalías debía tomarse los u$s 45 como precio de referencia. Pero, técnicamente, si la norma perdió vigencia, a partir de ahora esas regalías se cobrarán sobre el precio de la transacción efectivamente concretada. Queda por ver si el Gobierno nacional adopta alguna media para mitigar esta potencial caída de las arcas provinciales.  

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Sector Electrico

En la Resolución 41/2016 del Ministerio de Energía y Minería, estableció los nuevos precios en PUNTO DE INGRESO AL SISTEMA DE TRANSPORTE (PIST) para el gas natural, para cada cuenca de origen, tal como mostramos en el siguiente gráfico, que forma parte integrante de la presente medida, que serán de aplicación a las adquisiciones de gas natural con destino a la generación de electricidad a ser comercializada en el ámbito del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM).
El promedio en función de la producción de las distintas cuenca está en el orden de los 5.2 USD/MMBTU, tal como expresamos al principio.

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Inversion post electoral: transporte, logistica y energia, los sectores con mas necesidad de fondos

http://www.cronista.com/negocios/Inversion-post-electoral-transporte-logistica-y-energia-los-sectores-con-mas-necesidad-de-fondos-20151123-0011.html

La infraestructura local es la gran asignatura pendiente para mejorar la competitividad. Es que Argentina es uno de los países de la región que menos dinero recibe para invertir
El nuevo gobierno arrancará con altas expectativas de lograr un mejor clima de negocios y atraer más inversiones. Sin embargo, muchos economistas coinciden en que nada será simple ni inmediato. Pero cuando esas inversiones finalmente lleguen, la prioridad estará en la infraestructura –la gran “asignatura pendiente”– indispensable para mejorar la competitividad de todos los sectores.
“El problema es que la Argentina dejó de ser competitiva. Se requieren inversiones que deriven en el crecimiento de las economías regionales y de las exportaciones. Y la primera palanca es la infraestructura. Puertos, trenes, autovías, pasos fronterizos, como el proyecto del túnel biocéanico. Son los que tienen un catch-up más grande para hacer”, destacó Mariano Sánchez, socio de KPMG Argentina responsable de advisory.
De acuerdo a la consultora, para sostener un crecimiento económico del 5% anual, la Argentina debe tener como meta alcanzar el 25% de inversiones con relación a su PBI. Lo que representaría cerca de u$s 125.000 millones anuales, entre el sector público y privado. Se estima que unos u$s 50.000 millones deberían destinarse a equipamiento y máquinas; u$s 45.000 millones a infraestructura; y u$s 30.000 millones a inmuebles privados. La Argentina tuvo un porcentaje cercano a ese 25% en 2012.
Energía es el otro sector clave, donde el desafío es volver a ser autosuficientes, con eje en energías renovables como la eólica e hidráulica.
En términos nominales, la Argentina es uno de los países de la región latinoamericana que menos Inversión Extranjera Directa (IED) recibió en la última década como porcentaje de su Producto Bruto Interno (PBI), y la mayoría se concentró en el sector energético. En 2014, la inversión extranjera directa cayó un 41%, como consecuencia de la disminución de los precios internacionales de los metales y el petróleo y la desaceleración de la actividad económica en la región en general y en Brasil en particular. Si bien se espera que esta tendencia en 2016 se revierta, la baja podría alcanzar al 10 por ciento.
¿Alcanza simplemente con un cambio de Gobierno y una devaluación para recuperar esa inversión? “Es una medida de muy corto plazo, que si no se acompaña con un plan a largo plazo se agota rápido. Hay un marco regulatorio y jurídico que tiene que dar estabilidad”, opinó Sánchez.
Según un informe de la consultora Abeceb, entre 2006 y 2014 las redes viales crecieron sólo 6%, mientras que el parque circulante lo hizo en más de 40%. “El 84% de la mercadería se transporta en camiones, que es un 75% más caro que el ferrocarril. Por su parte, el estado de las vías es malo y persiste un bajo nivel de electrificación de la red en el transporte urbano de pasajeros. En cuanto a los puertos, la baja inversión en mantenimiento y mejora de las vías navegables y los canales de acceso hace que hayan quedado desactualizados respecto a la tendencia mundial de barcos de gran tamaño”, detalló la consultora en un informe, donde estimó que se requieren inversiones por $ 82.600 millones para la construcción, ampliación y mejora de 10.000 kilómetros de redes troncales que se deberá ejecutar en los próximos años para lograr la integración de los principales nodos productivos del país.

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Energia Plus Conviene contratar Energia Plus?

El aumento significativo del tipo de cambio, ha incrementado fuertemente los costos de los contratos plus, y la posibilidad de consumir esa energía sin tener un contrato de respaldo se hace económicamente muy rentable, con algunas desventajas cualitativas. El problema económico radica en el costo de la multa por consumir demanda excedente sin tener un contrato plus, la cual no ha tenido ajustes en los últimos dos años y esta nominada en pesos.

La multa se compone de 126 $/MWh (energía + potencia) + 320 $/MWh (multa res. 1281) + 15 $/MWh (cargo de sustentabilidad y garantía), llegando a un total de 461 $/Mwh o 59 US$/MWh. Si comparamos este valor con un precio ejemplo de un contrato plus del orden de 75 US$/MWH, el ahorro potencial por no tener un contrato con respaldo es 16 US$/MWh.

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Esta diferencia económica abre a los usuarios diferentes alternativas dependiendo del perfil de cada cliente. A continuación les nombramos algunas de las posibilidades que analizamos en DYR Consultores para nuestros clientes.
– No renovar contrato plus y mantenerse pagando la multa que establece la Res. 1281/06.
– Renovar contrato con compensaciones trimestrales vs. el costo de la multa.
– Renovar contrato con precios inferiores fijos en dólares. Contrato habitual.

Cada alternativa tiene pros y contras que deben ser analizados por el cliente en conjunto con su consultor para llegar a la mejor decisión. No dude en consultarnos por nuestros servicios de Analisis de Conveniencia Plus por email (comercial@dyrenergia.com o por teléfono al 4833-4385)

Si usted esta interesado en conocer en detalle las alternativas disponibles en los contratos de abastecimiento, le dejamos nuestros contactos para solicitar una entrevista, realizarnos una consulta o enviarnos un email de consultas.

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Precios Mercado Electrico Mayorista GUMAS GUMES

Se mantiene la tendencia y los grandes usuarios siguen con precios finales de energía que no superan, en moneda local, a los precios observados en el 2012.

La buena disponibilidad de gas para generar energía, logra mantener anclados los sobrecostos transitorios de despacho, aún con muy baja generación hidráulica en la región del Comahue.

A continuación mostramos la evolución del precio monómico o comúnmente conocido como precio DTE.

En los que respecta a disponibilidad de gas para generar energía eléctrica se observa un crecimiento de mas de 3.5 MMm3/día con respecto al volumen medio del año 2012. Esta disponibilidad fue el sosten de los bajos precios de energía que afrontaron los grandes usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista.

Si bien el 2013 comienza con valores similares, la tempera del invierno será el factor crítico para los precios finales que deberán afrontar los consumidores.

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Continuan las bajas en el precio monomico de los grandes usuarios.

En arranque del año 2013, se mantienen la tendencias de precios el Mercado Eléctrico Mayorista donde se observan caídas del precio monómico, fundamentalmente por menores sobrecostos transitorios de despacho. Los Grandes usuarios de Energía vienen observando que sus facturas de Generador se redujeron a lo largo todo el 2012 y comienzan con la misma tendencia en el año 2013. Los motivos fundamentales radican en la mayor disponibilidad de gas para el sector con consumos que alcanzaron picos más de 60 MMm3/día. bolivia ya ha retomado la inyección normal y se ubican en volumen cercanos a los 16 MMm3/día.

Con respecto a la tendencia de costos, esperamos que para los próximos meses se mantengan los precios en niveles similares al 2012, o parcialmente inferiores, hasta el comienzo del invierno donde la temperatura y las lluvias del Comahue serán vectores claves para los sobrecostos transitorios de despacho.

A continuación se muestra la evolución de los Precios Monomicos.

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Autor: Ing. Diego Rebissoni director Principal Energía y Mercados

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Ypf con nuevo Bono de 400 MM$ y en busqueda de inversores en el Medio Oriente

En Dubai se reunió con el CEO de Dragon Oil y, posteriormente, en Abu Dabhi, con el Chairman de Mubadala Development Company, Khaldoun Al Mubarak

Un día después de conocerse la demanda que un fondo de pensión estadounidense inició contra YPF en los tribunales de Nueva York, el titular de la petrolera estatizada, Miguel Galuccio, se reunió con posibles inversores en Medio Oriente.
El ingeniero viajó a Emiratos Arabes donde participó de dos reuniones en el marco de una posible cooperación futura con empresas y fondos de inversión de esa región.
En Dubai se reunió con el CEO de Dragon Oil, Abdul Jalil Al Khalifa, y posteriormente, en Abu Dabhi, con el Chairman de Mubadala Development Company, Khaldoun Al Mubarak.
El objetivo del viaje apunta a sumar capitales frescos para financiar el ambicioso proyecto que la compañía presentó el año pasado y que busca apuntalar la alicaída producción de petróleo.

El plan de negocios fue mostrado el miércoles en los encuentros por el titular de YPF, quien destacó la posible cooperación futura que pueda existir, y adelantó que ejecutivos de Dragon Oil podrían visitar la Argentina dentro de aproximadamente un mes para “profundizar en oportunidades de cooperación en yacimientos convencionales de gas y petróleo”.
Pero mientras el presidente de YPF iniciaba su gira en el exterior (dentro de una misión oficial junto a otros funcionarios), el martes se conoció que el grupo inversor Monroe County Employees Retirement System –en el Estado de Michigan– motorizó una acción judicial acusando a la petrolera de no advertir los riesgos de nacionalización a los inversores que suscribieron a la oferta inicial de acciones que realizó la empresa en Wall Street en marzo de 2011, cuando estaba controlada por la española Repsol y la familia Eskenazy, a quienes también se demandó.
La presidenta Cristina Fernández anunció el 16 de abril pasado la expropiación del 51% de YPF, diciendo que la compañía no había invertido lo suficiente, dejando que cayera la producción y la exploración de los recursos.

Fuente: Infobae.

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Petrobras Vendio su participacion en EDESUR

Una década después de su desembarco en la Argentina, la brasileña Petrobras se desprendió de su participación en la distribuidora eléctrica Edesur, la segunda en tamaño en el nivel nacional, que abastece a más de seis millones de clientes y tiene 32.500 kilómetros de cableado en la Capital y el Gran Buenos Aires.

Los compradores son compañías vinculadas con los empresarios locales Guillermo Reca (ex ejecutivo del banco de inversiones Merrill Lynch) y Eduardo Escasany, principal accionista del Banco Galicia. Desembolsarán 35 millones de dólares para tomar aproximadamente un 27% de la compañía de distribución de energía.

La brasileña se había quedado con la empresa como una herencia no deseada tras la compra de Pecom Energía, en 2002. El principal negocio de la empresa de los Perez Companc era la exploración y producción de petróleo y de gas. Es por eso que desde hace años la brasileña quiere desprenderse de los activos que no considera estratégicos.

Por medio de un comunicado enviado ayer a la Bolsa, informó que llegó a un acuerdo con un grupo de empresas para desprenderse de “la totalidad de las acciones de Petrobras Electricidad de Argentina y Petrobras Finance Bermuda por un monto de US$ 35 millones”.

Esas compañías poseen 38,5% y 10% en cada caso de Distrilec, la controlante de Edesur, con el 56,36% de su capital social. La porción restante de la empresa holding, y por lo tanto su control, están en manos de Endesa, que pertenece a la italiana ENEL.

LOS COMPRADORES

Son dos empresas que pertenecen a Sadesa, uno de los mayores grupos de generación eléctrica de la Argentina. Se trata de Hidroeléctrica Piedra del Águila, en la que también participan la provincia de Neuquén y el Estado Nacional; y La Plata Cogeneración.

Sadesa entró en el mercado eléctrico en 2006, luego de hacerse con los activos en ese rubro de la francesa Total. En el inicio fue un emprendimiento conjunto de varios empresarios locales, entre los que se destacaban Carlos Miguens Bemberg (el ex dueño de la cervecería Quilmes); Reca y Escasany. Hace poco más de un año, sin embargo, Miguens Bemberg se alejó del manejo cotidiano de la empresa, que quedó en manos de Reca. Dos fuentes sin contacto entre sí confirmaron a LA NACION que el ex dueño de Quilmes no participó en la compra de Edesur, que quedó para los socios restantes de Sadesa.

Si bien las negociaciones se habían iniciado hace meses, la noticia sorprendió en parte a los empresarios del sector, por dos motivos: los compradores se quedaron con una porción minoritaria y la empresa da pérdidas.

Fuente: La Nacion: http://www.lanacion.com.ar/1550532-petrobras-se-va-de-la-electrica-edesur

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Acuerdo YPF Bridas para desarrollar Petroleo y Gas en Neuquen

La petrolera YPF anunció que llegó a un acuerdo con la empresa Bridas para desarrollar el denominado plan piloto de explotación de petróleo no convencional en el yacimiento neuquino de Vaca Muerta, con una inversión prevista de 1.500 millones de dólares.
El programa contempla una primera fase de perforación de 130 pozos, mediante el cual ambos socios tienen previsto determinar la mejor ecuación económica posible para el desarrollo del recurso. Se trata de la firma del denominado “paper sheet”, es decir, un acuerdo preliminar que luego se tiene que ratificar en un plazo de 60 días.

El acuerdo fue firmado por el presidente y CEO de YPF, Miguel Galuccio, y los titulares de Bridas, Carlos y Alejandro Bulgheroni, en la sede de la petrolera nacional en Puerto Madero. El convenio comprende un área de 663 kilómetros cuadrados correspondientes a las áreas Bajada de Añelo y Bandurria, en Neuquén.

En los primeros dos años, se prevé una inversión de 1.500 millones de dólares, en el cual Bridas se quedará con un 35 por ciento de Bajada de Añelo y el 24,5 por ciento de Bandurria, zona en la que ya cuenta con una participación del 10 por ciento.
YPF informó que si bien la mayor parte del programa se focalizará en el desarrollo de petróleo no convencional, se espera que una parte del mismo en Bajada de Añelo se destine a lo que se denomina gas húmedo, que es un fluido rico en contenido de líquidos asociados.
Bridas además aportará otros 500 millones de dólares de financiamiento a largo plazo para que terminado el programa de dos años YPF pueda continuar con el desarrollo posterior del área.
Días atrás, se anunció un acuerdo similar con la norteamericana Chevron, de modo que YPF pasará a contar con dos socios para el desarrollo de la etapa previa para la explotación del hidrocarburo no convencional.
El titular de la petrolera argentina dijo que “estamos en conversaciones con otras empresas” y por lo tanto no descartó que se puedan anunciar nuevas asociaciones a lo largo del 2013. También recordó que del programa de 37 mil millones de dólares anunciado este año, unos 5 mil millones de dólares provendrán de asociaciones con empresas.
Carlos y Alejandro Bulghgeroni, por su lado, destacaron la importancia del convencio, al tiempo que indicaron que “el sector privado tiene que colaborar con YPF”.

La petrolera argentina Pan American Energy (PAE) invertirá 3.400 millones de dólares en los próximos cinco años para aumentar su producción de gas natural, dijo el viernes la firma en un comunicado. A cambio, la compañía energética podrá beneficiarse de un alza en los precios regulados del gas natural en boca de pozo, un premio que otorga el Gobierno a las empresas que invierten en hidrocarburos.
La inversión generará “un crecimiento del 4,3 por ciento en la inyección anual de gas de la empresa por el período 2013-2017, lo que redundará en un aumento de 4 millones de metros cúbicos por día adicionales hacia el final” del 2017, dijo el Gobierno en un comunicado, sin detallar el plan estratégico de la petrolera.

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Se re acomoda lentamente la demanda de Energia

Septiembre y Octubre de 2012 han sidos meses de muy bajo consumo para el segmento industrial demandante de gas natural con caídas que superaban el 10% con respecto al mismo mes del año previo. El mes de noviembre se observa una caída mucho menor acercándose a niveles del -3.5% y mostrando un leve cambio de tendencia desde los fuertes mínimos de consumo observados en los meses primaverales.
Para el caso de energía eléctrica observamos que en el 2012 ha sido un año de crecimiento moderado alcanzado un promedio de crecimiento del 0.3% para los segmentos de Grandes Consumidores y Grandes Usuarios Distribuidor de más de 300 KW.

A continuación se observa el crecimiento mensual de para energía eléctrica y gas natural junto a su respectivo promedio anual.

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Autor: Ing. Diego Rebissoni Director Energía y Mercados.

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Precios de Energía Electrica 2012. Caida del precio monomico en Pesos.

En el siguiente articulo mostramos la evolución del precio monomico de la energía para el año 2012 y realizamos una comparación frente al 2011. De los resultados se observa que el precio final que deben pagar los GUMAS y GUMES (Grandes Usuarios Mayores y Grandes) es inferior en pesos, por una mínima diferencia de 0.80 $/MWh o 0.4%.
Si realizamos el mismo análisis en moneda americana al tipo de cambio oficial observamos una caída aún mayor de 6.23 US$/MWh representando el 10% de retracción en el precio.

A continuación se muestra la evolución del precio en moneda local, mensualmente y su comparación frente al año previo.
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Para el 2012, la perspectiva de precios tendrá como elemento a favor que el 2012 ha sido un año hidrologicamente extraseco para la región de Comahue, con descensos significativos en el aporte de energía desde Mayo hasta Diciembre 2012. Es importante destacar que cuanto mayor componente hidroeléctrica tenga el despacho del Mercado Mayorista, menores son los sobrecostos transitorios de despacho y por ende el costo de la energía. Otra variable critica, será la disponibilidad de GNL para el año entrante, que de las ultimas licitaciones se prevee una disponibilidad algo menor.
Según la modelación realizada el SCTD subiría en el orden el 15% aparejando un aumento medio del 8% en el precio final contra los valores observados en el año 2012.

Autor: Ing. Diego Rebissoni Directo Energía y Mercados.

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Cuales son los yacimientos con mayores incrementos en la produccion de Gas Natural Ene-Oct 2012

A continuación les detallamos los yacimientos que muestran variaciones positivas en su producción de gas natural y que tengan una producción mayor a 50 Dam3/día en Octubre e 2012. Los mismos responden a todas la cuencas del país y las variaciones mostradas son el incremento medio en Dam3/día comparando la producción del mes de octubre de 2012 con la producción del mes de enero del mismo año.
Destacamos que la siguiente tabla sólo muestra incrementos de producción de gas natural y posiblemente en varias de estas cuencas la producción neta sea inferior. El balance se compone de nuevos proyectos con incrementos de producción y otros que retraen su producción, pero el alcance de este articulo es conocer que yacimientos están aportando mayor cantidad de gas natural al sistema.

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Baja el Precio de la Energía Electrica – Reporte Consumo Septiembre 2012

Como ese habitual en esta época del año, los costos a afrontar por los grandes usuarios (GUMA/GUME) se reducen por menores sobrecostos transitorios de despacho. La menor utilización de combustible alternativo (fuel oil, gas oil), gracias a la mayor disponibilidad de gas en los meses de verano y las mayores importaciones de gas de Bolivia y GNL, reducen fuertemente el valor unitario de este cargo en comparación con los meses del periodo invernal.
A continuación detallamos la evolución del precio de la energía en $/MWh para el año 2011 y el corriente.

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Asimismo, destacamos que el valor unitario se ubica por encima del costo del mismo mes para el año anterior, en el orden del 7%. La razón fundamental de este incremento, está asociado a la mayor generación térmica comparado con Septiembre 2011 debido a la baja hidrología en la región de Comahue.

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Importaciones de Gas Natural y GNL Evolucion 2012

A continuación mostramos la evolución de las principales importaciones inyectadas al Sistema de Transporte de Gas Natural con su respectiva comparación con el año 2011.
El gas proveniente de Bolivia lidera el incremento de volúmenes alcanzando niveles del orden de 14 MMm3/día, con un crecimiento porcentual cercano al 69% para los primeros 9 meses del 2012. Para el segmento de GNL se observa un incremento moderado de unos 2 MMm3/día adicionales al año 2011.
Para los meses venideros se espera una reducción significativa en las inyecciones de GNL y un nivel similar al actual para las importaciones de gas de Bolivia.
Es importante destacar que si bien estos combustibles resultan onerosos frente al precio del gas natural, son de menor costos frente a la importación del Fuel Oil y Gas Oil, incluyendo los costos asociados a la re-gasificación de ambos buques.
A continuación los gráficos respectivos.
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Energía y Mercados por Diego Rebissoni, Asesoramiento Profesional en Energía.

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Gas Natural Pool de Compra Reduccion de Costos para la industria

Energía y Mercados, en cada camapaña de gas natural agrupa a sus clientes de acuerdo a sus consumos por cuenca y busca cotizaciones entre los principales comercializadores y productores de gas. Esta agrupación permite negociar con mayor volumen y así obtener mejores precios y reducir los costos de provisión de gas natural.

Asimismo, nuestro cliente recibe una actualización permanente de las tres mejores ofertas recibidas para el mix de cuenca de acuerdo que le corresponde a su distribuidora de gas natural.

Para que esta negociación sea efectiva buscamos anticiparnos y solicitamos al cliente información que acredite su buena calidad crediticia permitiendo así un negociación mas firme.

Nuestro contacto permanente con los referentes del sector nos permite conocer los precios de cada una de las cuencas y así poder negociar con precisión el precio mix que le corresponde a cada cliente.

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