Reporte Energía edición 160

INFORMACIÓN ENERGÉTICA LATINOAMERICANA PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLE

Nro.

160

Del 16 al 31 de Enero de 2016

PETRÓLEO & GAS / ELECTRICIDAD / ENERGÍAS ALTERNATIVAS / MINERÍA / MEDIO AMBIENTE / AGUA / RSE / QHSE

Adquisición sísmica 2D registra 82% de avance en Sararenda

PETRÓLEO & GAS

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PETRÓLEO & GAS

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Campo Caigua incorpora otros 20 MMpcd a la producción nacional Foto: YPFB

diana a grande en la zona de estudio. Las tareas son efectuadas por la contratista Sinopec para YPFB Andina. Esperan perforar el primer pozo el 2018.

P-10-11 Foto: YPFB Andina (Equipo de Sinopec Services en tareas de adquisición sísmica)

labor. Las 12 líneas sísmicas programadas se ejecutan con el objetivo de definir un prospecto que permita “entrampar” un yacimiento de gas natural de talla me-

‘Bajos precios del crudo dificultarán negociación gasífera con Brasil’

WTI ($us/BBl de petróleo) Enero 12

Enero 13

Enero 14

Enero 15

Enero 18

30.44 30.48

31.2

29.42

28.95

Gas boliviano p/ Brasil* (2do Trim 2015)

5.7*

Gas boliviano p/ Argentina* (2do Trim 2015)

6.08*

$us/MMBTU

$us/MMBTU

Diésel internacional

Gasolina internacional

8.88

8.68

Bs/lt

Bs/lt

Henry Hub Natural Gas Price / 14/01

2.139 dollars per million BTU

Fuentes: YPFB, theice.com, anh.gob.bo

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Del 16 al 31 de Enero de 2016

electricidad

Del 16 al 31 de Enero de 2016

TEXTO: Franco García

A

ctualmente Chile tiene una cartera de centrales hidroeléctricas en construcción por un valor de $us 13 mil millones y se espera que la cantidad de proyectos continúen aumentando hasta fin de año, afirmó el ministro de Energía de ese país, Máximo Pacheco, en una nota de prensa institucional.

El titular de esa cartera gubernamental recalcó que en el sector energético es donde existe mayor flujo de inversión y que esto se ve reflejado en la gran cantidad de proyectos que existen en construcción. “En estos 22 meses de la Presidenta Bachelet, se han duplicado el número de centrales en construcción y asímismo los MW que aportarán a nuestro sistema

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AVANCES. Se han duplicado el número de centrales en 22 meses

Chile invierte $us 13 mil MM en hidroeléctricas

interconectado y eso es una muy buena noticia para las cuentas de la luz”.

Estas declaraciones fueron realizadas en el marco de la inauguración de la Central hidroeléctrica El Paso, proyecto que cuenta con una capacidad instalada de 60 MW y que conllevó una inversión de $us 250 millones para la región de O´Higgins.

Este complejo utiliza los recursos hídricos del río De Las Damas, Provincia de Colchagua, es propiedad de HidroChile, firma que cuenta con otro proyecto de iguales características en el mismo sector y que fue inaugurado el año pasado (Central San Andrés).

El jefe de la cartera de Energía, Máximo Pacheco, destacó la inauguración de esta nueva cen-

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tral, argumentando que “seguimos impulsando la inversión para producir energía limpia y energía barata que se suman a nuestra matriz energética para entregar electricidad a 120 mil hogares”.

En este sentido indicó además que la Región de O´Higgins debe tener un mayor impulso para la inversión debido al enorme potencial que existe en ese lugar para desarrollar proyectos del ámbito energético, respetando el medio ambiente, las comunidades y promover el desarrollo local.

Para la construcción de la central El Paso se utilizó la tecnología conocida como de pasada, llamada así porque devuelve el agua al río después de generar energía con la fuerza de su caída, se lee en el informe oficial. ▲

Foto: elrancaguino.cl

┣ Se inauguró la Central hidroeléctrica El Paso, proyecto que cuenta con una capacidad instalada de 60 MW y que conllevó una inversión de $us 250 millones para la región de O´Higgins.

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El ministro de Energía de Chile, Máximo Pacheco, inauguró la central hidroeléctrica El Paso.

OPINIÓN

Del 16 al 31 de Enero de 2016

EDITORIAL

Miguel Zabala Bishop mzabala@reporteenergia.com

Director General Jefe de Redacción Periodista Redes Sociales Corresponsal USA Diagramación

Branko Zabala Ema Peris Kathia Mendoza Natalia Nazrala Johan U. Zambrana

Gerente General Gerente Administrativa Gerente Comercial Ejecutiva de Cuentas Asesor Legal

Contactos: redaccion@reporteenergia.com publicidad@reporteenergia.com info@reporteenergia.com suscripciones@reporteenergia.com

noticias para nadie, especialmente para las economías sustentadas en la producción de recursos naturales. Tal el caso de Arabia Saudita, Kwait, Irak, Irán, Bolivia, Nigeria, Venezuela y otras naciones que se sostienen gracias a la producción de hidrocarburos y que han gozado de una bonanza excepcional la década pasada, con precios que sobrepasaron los 110 dólares el barril.

Entonces, que nos va a pasar? Vamos a sentir los terribles efectos de la pobreza generada en la falta de inversión pública, reducción de la producción, achicamien-

Resumen de la edición Se reparó el gasoducto GCC y se normalizó envío de gas al occidente del país

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Exitoso paso del Dakar 2016 por suelo boliviano con respaldo estatal

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Bolivia Equipetrol Norte, Calle I-E #175 Tel. (591-3) 341-5941 Santa Cruz de la Sierra, BOLIVIA

Según YPFB la fuga de gas fue controlada mediante el cierre automático de válvulas de seguridad y aislamiento de la zona.

MIEMBRO DE LA ASOCIACIÓN NACIONAL DE LA PRENSA

ASOCIACIÓN NACIONAL

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PRENSA

DE LA

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Sinopec procesará e interpretará datos sísmicos en Bolivia

Luis Alberto Poma, viceministro de EEH

Licenciado en Geodesia, antes de ser posesionado nuevo viceministro, fue director de Exploración y Explotación de Hidrocarburos.

Importaciones a noviembre del 2015

El Instituto Boliviano de Comercio Exterior (IBCE), presenta la Edición N° 476 del Boletín CIFRAS.

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La compañía sísmica expande sus servicios en el país. Ahora ofrece nuevas ofertas especializadas para las compañías del upstream.

Frases y destacados Quién es quién?

Es una publicación quincenal de Reporte Energía S.R.L. Distribución nacional e internacional.

Todos los derechos reservados. All rights reserved. © Copyright 2008. ISSN 2070-9218

La estatal petrolera de Bolivia facilitó la provisión de combustible para los participantes del rally en territorio nacional.

Publicación destacada

Perú Av. Grau 752 Dpto. 303, Miraflores Phone. +51 966-772 915 Lima 15074, PERÚ

to de la economía y fuga de los pocos capitales formados en la década de oro?

Si, es una opción. Pero la opción más inteligente es la de diversificar la economía.

Una fórmula es transformar los recursos existentes en recursos con valor agregado y esa parece ser una fórmula antigua y muy efectiva. Además, diversificar las fuentes. Una estrategia que la saben las amas de casa y los grandes economistas.

Por lo tanto, ante un panorama de incertidumbre, la clave es asumir que vendrá más depresión y se debe ahorrar, diversificar el ingreso y aplicar políticas creativas e innovadoras generando oportunidades para desarrollar fuentes alternativas.

La exportación de electricidad a partir de renovables, la industrialización de los hidrocarburos y la agricultura.

El desarrollo de la industria turística y un freno al gasto, son algunas claves a tomar en cuenta en Bolivia, para que la crisis no nos ahogue. ▲

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Miguel Zabala Bishop Franco García Lizzett Vargas Doria Añez Johnny Auza David Durán

“Entonces, que nos va a pasar? Vamos a sentir los terribles efectos de la pobreza generada en la falta de inversión?”

La frase destacada

Staff

stá complejo el escenario para el año que recién empezamos y quizás para el próximo, aunque los ciclos del petróleo tienen tiempos más largos, si no volvamos a releer las históricas crisis petroleras de los años 70 y 80. Los que han visto un barril a 2 o 7 dólares, entienden bien las consecuencias de una caída de esas magnitudes.

Las crisis de las décadas mencionadas, generaron altas tasas de inflación y sobre todo pérdidas y bajos ingresos no solo a la industria petrolera, si no a la economía global.

Ahora bien, el escenario petrolero de hoy, arrancando 2016, está muy claro, el precio del barril de petróleo ha caído a menos del 30 dólares y Arabia Saudita está vendiendo su petróleo a menos de 26 dólares. Los más agoreros pronostican un descenso tal que hacia el 2018 o 2019 podríamos rozar los 10 dólares o quizás hasta un precio de un dígito.

Obviamente estas no son buenas

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Claves para afrontar una crisis por bajos ingresos

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Carlos Sensano, gerente de Exploración de YPFB Andina

La visualización en base a datos iniciales previos a esta sísmica, hablan de recursos de 0,8 TCF.

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petróleo & gas

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integración. ANALISTA Considera que existe interés por mantener lazos binacionales sólidos con bolivia

Se destacan avances en la política energética argentina

TEXTO: Redacción Central

C

on el nuevo cambio de Gobierno, ¿Qué modificaciones se han implementado en el sector hidrocarburos en Argentina para mejorar su situación y asegurar el suministro interno?.

Para conocer la respuesta a esta y otras preguntas Reporte Energía

consultó la opinión de Fernando Meiter, director comercial de Tns Latam en Buenos Aires y consultor Asociado de Gas Energy LA. En ese tema, Meiter manifestó que pese a que Mauricio Macri lleva poco más de un mes ejerciendo el mando de la actual administración gubernamental de Argentina se avanzó bastante en materia energética.

Entre las medidas positivas apuntó el decreto de emergencia eléctrica que permite tomar medidas especiales al Ministerio de Energía para solucionar este tema y modificación del directorio de la petrolera estatal YPF, designando personas conocedoras del asunto., Asimismo, según el especialista se modificó el régimen de precios especiales a los produc-

tores de gas y petróleo, conocido como "Barril Criollo", llevándolo a valores más lógicos, por un lado, y mermando a solamente un 6% hasta el mes de marzo el aumento de los combustibles líquidos en gasolineras.

De igual forma explicó que Argentina inició un proceso para adecuar las tarifas de energía eléctrica y gas natural, principalmente para la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y Gran Buenos Aires.

Por su lado califica como "positiva" la licitación de siete embarques de Gas Natural Líquido frente a los bajos precios del petróleo.

A su vez el analista ponderó que su país regularice el pago de la deuda con Bolivia por el envío de gas natural, y explore obtener gas de Chile por el Gasoducto Nor

Dato

Foto: Archivo / RE

┣ Se modificó el régimen de precios especiales a productores de gas y petróleo, llevándolo a valores más lógicos, y mermando en solo un 6% hasta marzo el aumento de combustibles líquidos en gasolineras.

problema. Con el precio del petróleo cercano a los $us 30 es difícil encontrar empresas que deseen invertir para extraer no hidrocarburos convencionales en próximos dos años.

Andino.

Consultado sobre la relación gasífera entre Argentina y Bolivia, Meiter dijo que el presidente del vecino país, Mauricio Macri, dio un lugar especial al presidente Morales el día de su asunción, pidió disculpas por el retraso en el pago del gas y pone esta cuenta al día.

Argentina dio un giro de 180 grados referente a regulación económica, “al levantar el cepo cam-

Fernando Meiter, analista energético

biario, unificar el tipo de cambio, destrabar permisos de importación y exportación, además que Dow Chemical, selló una inversión de $us 500 millones extra, para el yacimiento El Orejano, junto con YPF como operador. A nivel país están dadas las condiciones para recibir inversiones del exterior”. ▲

petróleo & gas

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DAÑO. Un deslizamiento de mazamorra afectó el ducto en el sector de Carmen Mayu

TEXTO: Redacción Central

E

l presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, Guillermo Achá M., informó que se normalizó el abastecimiento de gas natural a los usuarios del occidente del país, una vez que se solucionó la emergencia presentada en el Gasoducto Carrasco Cochabamba (GCC), según una nota de prensa corporativa.

“El problema que hemos tenido por la rotura del Gasoducto Carrasco Cochabamba fue resuelto en horas de la madrugada del 14 de enero. El equipo de YPFB Transporte hizo el cambio de cuatro metros de tubería en el lugar”, indicó.

De acuerdo al comunicado oficial un deslizamiento de mazamorra en la zona de El Sillar causado por las intensas lluvias del fenómeno de El Niño, pasada la medianoche del martes 12, provocó un daño a este gasoducto en el sector

Carmen Mayu (km 104 de la Carretera Cochabamba-Santa Cruz), con una consiguiente fuga de gas natural, la misma que fue controlada mediante el cierre automático de válvulas de seguridad y el posterior aislamiento de la zona.

“Fue un trabajo considerable ya que el ducto está a unos 980 metros de la carretera y el ingreso solo pudo hacerse con equipo pesado. Sin embargo en 48 horas se resolvió ese problema y se informó a toda la población del occidente del país que el abastecimiento de gas natural retornó a su normalidad”, añadió el presidente de YPFB. Según la versión de la estatal petrolera, personal especializado de YPFB Transporte reparó y habilitó el gasoducto, trabajando día y noche en tres turnos. Las cuadrillas y la maquinaria pesada limpiaron la mazamorra en el derecho de vía, con una pendiente de 35 a 40 grados de inclinación en una zona muy compleja.

“En función a esta rotura se estaba haciendo el transporte desde los campos principalmente del Trópico hacia el occidente por otro ducto de la red de YPFB Transporte que es el GAA. En este ducto se regularizó las presiones con las que arribaba a la ciudad y esto hacía que en algunas GNV tengan que abastecer solo con un dispenser y no con dos o cuatro como tienen varias estaciones”, reiteró Achá. ▲

El trabajo de reparación del GCC, que está a 980 m de la vía, conllevó un esfuerzo considerable porque el ingreso se hizo con equipo pesado.

Las labores para limpiar la mazamorra del cerro fueron complejas y se requirió 48 horas para culminar con el cometido.

Foto: mdphoy.com

Según la estatal petrolera la fuga de gas fue controlada mediante el cierre automático de válvulas de seguridad y el posterior aislamiento de la zona. Esta situación en resolvió 48 horas.

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Fotos: YPFB

Regularizaron envío de gas a occidente tras reparar el GCC

Recalificaron garrafas para garantizar seguridad YPFB entregó 800 garrafas de gas recalificadas en la Planta Gualberto Villarroel, a la mancomunidad de municipios del trópico de Cochabamba, para precautelar la seguridad de usuarios, de acuerdo a un comunicado corporativo.

La entrega de las garrafas se efectuó en la región en las tres distribuidoras del trópico (Chapare Gas, Rosi Gas y Nuevo Gas), según un compromiso asumido la semana pasada por el presidente de

YPFB, Guillermo Achá.

“Hoy se entregan 800 garrafas, la primera semana de febrero se entregarán otras 1.200. Con esto se cambian garrafas en mal estado por otras recalificadas”, se lee en un informe de la Distrital de Redes de Gas Cochabamba.

Entre los municipios que recibieron garrafas recalificadas figuran Chimoré, Shinahota, Villa 14 de Septiembre, Ivirgarzama, Villa Tunari y Puerto Villarroel.

Seis municipios del trópico de Cochabamba recibieron garrafas recalificadas.

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TECNOLOGÍA. SÍSMICA PARA HIDROCARBUROS

Sinopec instala nuevo centro de procesamiento

┣ Los datos adquiridos en proyectos sísmicos en Bolivia, podrán ser procesados e interpretados en el país, gracias a la tecnología instalada y los recursos enlazados con China a través de Internet.

TEXTO: Redacción Central

T

oda la información de los proyectos sísmicos para hidrocarburos, adquiridos en proyectos realizados en Bolivia y en otros países de la región, ahora podrán ser procesados en el “Centro de Procesamiento e Interpretación de datos en Sudamérica”, instalado por la empresa china Sinopec Geophysical Corporation (SGC), inaugurado el 16 de enero.

El centro de tecnología de interpretación instalado en las oficinas de Sinopec Bolivia, en la ciudad de Santa Cruz, utiliza software de última generación, enlazado a los dos centros primarios y seis cen-

tros secundarios de investigación y procesamiento de datos sísmicos en China. Estos centros cuentan con una capacidad instalada de 327 sistemas de computación, con mas de 8.800 nodos, 60 mil CPU’s (Central Processing Units) y 156 mil GPU’s (Graphics Processing Units).

La capacidad anual de procesamiento de datos sísmicos en los centros de Sinopec en China, supera los 100 mil kilómetros cuadrados (Km2) de sísmica 2D, 30 mil Km2 3D y otros procesos complejos de migración de datos adquiridos a través de software Omega, Landmark o de otras patentes.

Al respecto Tian Xinqi, vicepresidente de SGC, con sede en Beijing y encargado de inaugurar el centro tecnológico en Santa Cruz, dijo que la inversión y el desarrollo de este centro, “corresponde a la importancia que tiene Bolivia para Sinopec. Porque es un país que nos ha recibido con los brazos abiertos y en el que vemos mucho futuro para nuestro trabajo”.

A su vez, Zhou Tong, gerente de negocios internacionales, destacó que esta unidad operativa

cuenta con profesionales del más alto nivel dentro de la compañía.

De igual forma Yang Chen, gerente de la sucursal Bolivia, subrayó la necesidad que se tenía de procesar toda la información sísmica en el país, aprovechando todos los recursos que puede ofrecer esta gran corporación desde sus centros de procesamientos y tecnología en China, ya sea a través de profesionales, como a través de la nube (Internet) con todos los recursos tecnológicos disponibles.

Al acto asistió el vicepresidente de Administración de YPFB, Luis Carlos Sánchez, e invitados especiales de las compañías petroleras que operan en el país. ▲

Fotos: David Durán / Reporte Energía

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Los ejecutivos de Sinopec junto al vicepresidente de administración de YPFB, L. Carlos Sánchez.

Yang Chen, gerente en Bolivia; Tian XinQi, vicepresidente (Beijing); Huang Ge y Zhou Tong.

Todo el personal técnico de la empresa de adquisición y procesamiento sísmico, Sinopec Geophysical Corporation, que proviene de China.

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cepal. destaca la sinergia público-privada en la producción de energía

Políticas energéticas activas imp desarrollo de los esquistos en EE

┣ El estudio menciona a organismos reguladores de la producción de gas y petróleo de esquisto y al marco normativo en esta área como los impulsadores.

Esboza posibles perspectivas que afronta este sector.

TEXTO: lizzett vargas

L

as políticas activas en materia energética son necesarias y oportunas, ya que la sola disponibilidad de recursos no garantiza su explotación económica, indica un estudio elaborado por la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (Cepal).

El análisis, realizado por la oficina de la Cepal en Washington, también hace mención a otros organismos reguladores de la producción de gas y petróleo de esquisto y al marco normativo en esta área. Asimismo plantea las posibles perspectivas que afronta este sector y su impacto tanto en la economía, especialmente en la industria manufacturera, como en el medioambiente.

Las iniciativas adoptadas por el sector público desde los años 70 y la colaboración del ámbito privado junto a las universidades y centros de investigación jugaron un papel fundamental en el auge de la producción de petróleo y gas de esquisto en Estados Unidos, según destaca este estudio.

El documento Energía y Políticas Públicas "Una relación virtuosa para el desarrollo de fuentes no convencionales", analiza los factores que permitieron desarrollar y hacer comercialmente viable a finales de los años 90 la extracción de las reservas de gas y petróleo de las formaciones de esquisto bituminoso. Esto mediante las técnicas de perforación horizontal y fracturación hidráulica (fracking).

La tradicional visión del desarrollo de energía de esquisto sugiere que la implementación de esta tecnología se vio favorecida por la subida de los precios de los hidrocarburos en la década del 2000, un factor que habría lleva-

Incentivos fiscales

- 1980.- La Windfall Profits Tax promulgó con la Sección 29, un crédito fiscal para la producción de gas natural a partir de recursos no convencionales. El monto fue fijado en $us 0,52 por mil pies cúbicos.

do a varias empresas a invertir en recursos que antes no resultaban competitivos. Sin embargo, este informe destaca también que el desarrollo de políticas públicas activas de apoyo al ámbito de la energía y los 40 años de asociación entre los sectores público y privado en esta materia son cruciales para entender el nuevo panorama energético en ese país.

A partir del embargo de petróleo hacia EEUU que los países de Medio Oriente decretaron en 1973, el documento repasa el papel que tuvieron instituciones como la Administración de Investigación y Desarrollo de Energía (Energy Research and Development Administration, ERDA, en funcionamiento de 1974 a 1977) y el Departamento de Energía (Department of Energy, DOE, desde 1977), en el impulso de nuevas tecnologías de producción energética.

En esa época, los altos costos y riesgos de la perforación horizontal y la falta de conocimiento de la geología de los yacimientos de esquisto desincentivaban las inversiones de las empresas privadas.

Ante ello, el sector público comenzó a apoyar la investigación y desarrollo. Además Incentivó la inversión y aplicó estímulos fiscales; se alió con un sector privado predispuesto a trabajar con las instituciones públicas y a apostar por la innovación.

El informe concluye que las políticas activas en materia energética son necesarias y oportunas, ya que la sola disponibilidad de recursos no garantiza su explotación económica, y que la gestión gubernamental no sustituye la innovación del sector privado, sino que reduce sus riesgos, especialmente en la fase de exploración. ▲

beneficios.- Incremento de más del doble en la producción del gas no convencional desde 1980 a 2002, así como incentivos para las innovaciones en las tecnologías de perforación y terminación.

Cifra

600 MM/$us

ingreso. Son recaudaciones impositivas y regalías sobre tierras federales que generó el aumento de la producción de gas de esquisto entre 1978 a 2005 en EEUU

EEUU se vio favorecida con la implementación del fracking por la subida de los precios de los hidrocarburos en la d

Producción de Gas de Esquisto - Cuenca Oriental (MMMpc)

Fuente: Cepal, Informe.

Principales áreas de inversión El DOE invirtió en investigación y desarrollo destinado a la producción de petróleo y gas: sismología; estimulación, terminación y perforación. Además aumento de la producción de gas, investigación y estudios de campo para la recuperación de petróleo; réplica del esquisto occidental (retorting western shale); y actividades descendentes en la cadena industrial (downstream fundamentales).

Estas inversiones, estuvieron mayormente focalizadas en el upstream (exploración y producción), pues el objetivo principal del DOE consistía en incrementar la producción de petróleo y gas, en línea con las prioridades políticas del periodo.

El presupuesto destinado al programa en los ya-

cimientos de esquisto orientales dieron por resultado un importante incremento en la producción de gas de la cuenca de los Apalaches, Michigan y Fort Worth. Este programa también se vio favorecido por los gastos en investigación y desarrollo del Gas Research Institute y de créditos impositivos (Natural Gas Policy Act, Section 29.

El aporte del DOE fue estimado con un incremento de 1740 bcf (billones de pies cúbicos) de gas adicional acumulado desde 1978 a 2005. Asimismo estos incrementos traducidos en términos económicos implicaron mayores recaudaciones impositivas, disminución en precios del gas, y regalías sobre tierras federales, por un valor de $us 600 millones.

PETRÓLEO & GAS

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década del 2000.

Foto:ictsd.org

Panorama actual y proyección al 2040 Foto: argentinashale.com

pulsaron EUU

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El número de pozos de producción de petróleo y gas aumentó de 56 en 1996 a un total de 4 millones en los Estados Unidos el 2014, en comparación con 1,5 millones de pozos en el resto del mundo.

A su vez, las nuevas tecnologías han aumentado la productividad de los pozos de petróleo y gas de manera considerable y augura un panorama prometedor.

En su informe anual sobre las perspectivas energéticas de los Estados Unidos (Energy Information Administration EIA, 2015) considera tres posibles futuros escenarios para el gas y el petróleo.

Las nuevas tecnologías han incrementado la productividad de los pozos de shale oil y shale gas en EEUU.

CRUDO El caso de referencia muestra que es probable que la producción de crudo alcance su máximo de 9,6 millones de barriles por día (bpd) en 2019 y luego comience a disminuir su productividad en forma continua hasta el 2040.

Este escenario se compara con un máximo de 1,3 millones de barriles por día (bpd) alcanzados recién en 2036 para el caso de altos precios de crudo y gas.

En el caso de precios bajos del petróleo y gas, la producción de crudo se estanca aún más temprano que en el caso de referencia, en 2016, con un máximo de 9.2 millones de bpd antes de comenzar su descenso de productividad (EIA-2015).

GAS La producción de gas natural

se ve también afectada por los cambios en los precios del petróleo, sobre todo a través de cambios en el consumo de gas natural y exportaciones.

En el caso de referencia se muestra un aumento del 56% de la producción total de gas natural desde el 2012 al 2040, el cual es el resultado de un aumento en el desarrollo del gas de esquisto y de

la explotación de recursos de gas natural costas afuera.

Con un 40% de la producción total de gas natural y 9,7 billones de pies cúbicos en 2012, el gas de esquisto se convertió en la fuente más importante del aumento total en la producción de gas natural y se espera que llegue a 53% de la producción total en 2040, equivalente a 19,8 tcf en el volumen.

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petróleo & gas

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CRONOGRAMA. Esperan perforar pozo exploratorio en el 2018

82% de avance en adquisición sísmica 2D en Sararenda

Las 12 líneas sísmicas programadas se ejecutan sin problemas para definir un prospecto que permita “entrampar” un yacimiento de gas natural de talla mediana a grande. Sinopec es la empresa contratada por YPFB Andina.

┣

TEXTO: Redacción Central

H

asta abril de este año YPFB Andina, mediante su contratista Sinopec, prevé concluir con el proyecto Adquisición Sísmica 2D, en la zona circundante a la serranía de Sararenda, en el municipio de Camiri, al sur de Santa Cruz de la Sierra, el cual se inició en julio del 2015.

Se ha programado 12 líneas sísmicas, 10 en sentido Este – Oeste, que cruzan la serranía Sararenda desde el río Parapetí en el oeste hasta el valle de Camiri y la de la cordillera Carohuaicho en la parte este.

Además se contemplan dos líneas longitudinales de sur a norte: una que atraviesa toda la falda este de la montaña y una pequeña en falda oeste, al sur en la parte del municipio de Cuevo, explicó Carlos Sensano, gerente de exploración de YPFB Andina, compañía que forma parte de YPFB Corporación.

“En base a este programa, el diseño óptimo y con la mejor tecnología vamos a definir un prospecto profundo que entrampe probablemente un yacimiento de gas de talla mediana a grande en los objetivos que estamos buscando”, señaló el ejecutivo.

De acuerdo al informe oficial, el proyecto inició con movilización

Las Cifras

3

40

Líneas sísmicas

MM/$us

avance. Es el número de líneas sísmicas que se terminaron de registrar en el marco de la adquisición que se efectúa en Sararenda.

inversión. Monto total del proyecto que incluye además magnetotelúrica, gravimetría, revisión geológica y compensaciones.

de personal y de equipos. Luego se hizo topografía y posteriormente, se continuó con la perforación de pozos y el cargado de la fuente para captar datos mediante el sonido, que se refleja en un viaje hacia las diferentes capas de la tierra y que se recepciona en la superficie.

A su vez se terminó el registro de las líneas sísmicas 6, 7, 8 y se comenzó a restaurar las áreas abiertas como parte del compromiso ambiental de la empresa.

El procesamiento de la información sísmica estará a cargo de la compañía BGP durante el resto del 2016. Luego de esa etapa los técnicos de YPFB Andina realizarán la interpretación geológica que derivará en un prospecto, es decir la posibilidad de saber dónde se va a perforar los pozos y si se tiene el volumen necesario para que el proyecto sea rentable.

“Estimamos que de ser positivo en el 2017 terminaríamos la interpretación, mientras que en paralelo se haría el licenciamiento ambiental para perforar el pozo exploratorio en el 2018. La visualización que tiene YPFB Andina en base a datos iniciales previos a esta sísmica, hablan de recursos de 0,8 TCF”, apuntó Sensano.

La inversión total del proyecto es de $us 40 millones, de los que aproximadamente 32 corresponden a la sísmica 2D, y lo restante está destinado a magnetotelúrica,

gravimetría, revisión geológica, compensación a las tierras comunitarias de origen y pago del personal.

Labores se desarrollan sin pausa pese a lluvias Por otro lado en una visita realizada a Camiri, Reporte Energía conoció que los trabajos en la zona se desarrollan con normalidad pese a que las lluvias causaron dificultades por inundaciones en la zona del campamento base de Sinopec en Isiri, que fueron subsanadas oportunamente, según la contratista.

En este tema Enrique Rubio, gerente de proyecto de Sinopec para YPFB Andina, afirmó que el sitio en el cual se encuentra el campamento base en Isiri fue definido en base al Estudio de Impacto Ambiental (EIA), puesto que se trataba de una zona desmontada y que desde 2010 estuvo alquilado a otra compañía petrolera como depósito, por lo que cumplía con todos los requisitos legales y de ubicación porque se encontraba en el centro del proyecto.

“Hemos tenido algunas dificultades en cuanto al clima. Hace 27 años que no se daba ese tipo de lluvia descomunal, pues la inundación de fines de diciembre dañó algunos equipos menores, pero se tomó previsiones para evitar que se repita este hecho”, sostuvo. ▲

Este es el campamento base de Sinopec, contratista de YPFB Andina, en Osiri, lugar que fue escogido en base al Es

Datos

• Sinopec desarrolla labores en Bolivia desde 2012 y ha prestado servicios para YPFB Corporación en Itaguazurenda y Madre de Dios, además de haber trabajado para Pluspetrol y actualmente para YPFB Andina.

• La perforación realizada anteriormente con Sararenda X-1 permitirá definir el tipo de equipo y cañería que se deberá usar en el nuevo pozo porque el reservorio objetivo no está en las mismas profundidades que se tenía pensado.

• Las sendas que se abrieron son de 1.20 metros de ancho con desbroce, es decir, que no se tala árboles, además que el campamento se edificó en un área ya impactada.

• La logística del traslado de equipos se realiza mediante helicóptero y no por tierra.

Sinopec terminó el registro sísmico de las líneas 6, 7 y 8. Se esp

petróleo & gas

Del 16 al 31 de Enero de 2016

Proyectan exploración en tres nuevas áreas

Cronograma

adquisición.- Se espera concluir con toda la adquisición y registro sísmico hasta abril de este año. procesamiento.- Este trabajo será efectuado por BGP y se desarrollaría desde mayo hasta fin de año aproximadamente. interpretación.- Se tiene

previsto que la interpretación de los datos de la sísmica 2D se efectúen a lo largo del 2017 conjuntamente el análisis de resultados de otros estudios como magnetotelúrica, gravimetría y revisión geológica. perforación.- Se espera perforar el primer pozo en el 2018.

Fotos: YPFB Andina

En el marco del Plan de Exploración de YPFB Casa Matriz, YPFB Andina en sociedad con YPFB Chaco firmaron contrato de servicios de exploración para tres áreas, que están ubicadas hacia el este de Carohuaicho, en la zona oriental, luego en Carohuaicho 8B por el norte y al noroeste de Carohuaicho 8B, en Carohuaicho 8C. Se trata de 300 mil hectáreas a explorar teniendo como primera tarea, al igual que en Sararenda, efectuar un levantamiento sísmico.

De esta manera se buscará conocer todo el potencial de la serranía que está al este de Camiri, la de Carohuaicho y la próxima serranía que es Caipipendi, la cual va a derivar en ese trabajo inicial que se encara con el inicio del licenciamiento ambiental.

Buscan impactar en menor medida las zonas a explorar.

studio de Impacto Ambiental del proyecto y se encuentra en una zona estratégica para las operaciones.

pera concluir con toda la adquisición hasta abril próximo.

A finales de 2015 una inundación afectó el campamento base de Sinopec. Se tomaron las previsiones para evitar que se repita este hecho.

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12

ESPECIAL DAKAR 2016

Del 16 al 31 de Enero de 2016

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos y la Empresa Nacional de Electricidad brindaron apoyo como sponsor a cuatro pilotos nacionales que participaron

Fotos: YPFB y Total.

Pilotos bolivianos recibieron apoyo de YPFB y ENDE del rally Dakar 2016: Juan Carlos Salvatierra, Wálter Nosiglia, Fabricio Fuentes y Marco Bulacia. Estos competidores lograron una destacada participación en esta versión.

Total en alianza con Peugeot presentó el modelo 2008 DKR16. Además la petrolera suministró lubricantes y combustibles diseñados para esta carrera.

Marco Bulacia, piloto boliviano, también fue distinguido por su esfuerzo en esta competencia.

Los corredores nacionales que participaron en el rally, durante un acto confraternidad en Salta.

Walter Nosiglia recibió un reconocimiento de YPFB por su participación en el Dakar 2016.

(Arriba) Cyril Despres (Centro) Sebastian Loeb (Abajo) Stéphane Peterhansel, todos ellos del equipo de Peugeot/Total.

En Salta, turistas argentinos y del exterior saludan a los pilotos de Bolivia.

YPFB colocó diferentes puntos de abastecimiento para los competidores del Dakar 2016.

Morenadas y caporales con residentes bolivianos de Salta dieron la bienvenida a los competidores.

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Del 16 al 31 de Enero de 2016

TEXTO: Redacción Central

E

n octubre del 2015 Bolivia fue sede del curso de reguladores energéticos, auspiciado por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y la Asociación de Reguladores Iberoamericanos de Energía (Ariae), en el que se explicó las ventajas del proyecto B-Sisa. De esta manera comisiones gubernamentales de Paraguay y Perú visitaron el país para conocer in situ todos los detalles de la implementación y el funcionamiento del proyecto, resalta una nota de prensa de la entidad estatal.

Por otra parte, según la ANH, funcionarios del Gobierno de Ecuador manifestaron su interés de venir a Bolivia para conocer el sistema B-Sisa, por lo que solicitaron información.

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ALCANCE. Afirman que países como Paraguay, Perú y Ecuador están interesados

ANH destaca impacto internacional del B-SISA

Todas estas acciones configuran el impacto internacional de esta medida de control en la venta de combustibles.

A ello se suma que la Agencia ha certificado, por segundo año consecutivo, las normas de calidad internacional ISO 9001-2008, lo cual es destacado por su director ejecutivo, Gary Medrano, puesto que se constituye en la única institución del Estado en obtener este tipo de certificaciones.

En esta línea indicó que en el 2015 se consolidaron tres aspectos claves en la Agencia Nacional de Hidrocarburos: la cultura regulatoria en Bolivia, los servicios y beneficios del proyecto B-Sisa y a la influencia internacional que ha empezado a tener la ANH con sus pares de otros países.

Respecto a la “cultura regula-

toria” en los hidrocarburos, manifestó que esta se ha consolidado en el país, con el acercamiento hacia los operadores o regulados que son más de 2.500 en todo el país.

A su vez se encaró una política de educación ciudadana que permitió enseñar los aspectos básicos en el manejo y manipulación de los combustibles que llegan a los hogares y vehículos de los bolivianos; por ejemplo, aspectos básicos como el cambio de mangueras de GLP cada año, el carguío de carburantes sin pasajeros, manipulación de los mismos con precaución, además de haber difundido los derechos y obligaciones que tienen los consumidores al respecto.

“El 2015 fue el año de la consolidación del B-Sisa no sólo porque a la ANH le sirve para el control de la comercialización de combustibles,

Foto: ANH

Además en el 2015 se consolidaron aspectos claves en la Agencia Nacional de Hidrocarburos como la adopción de la cultura regulatoria en Bolivia y la certificación de normas de calidad ISO. ┣

Una comitiva de Paraguay visitó la ANH para conocer los detalles del proyecto B - SISA.

lo que permite establecer demandas y ofertas más exactas, además de optimizar la distribución por regiones, sino que también permite el control de ilícitos, como la acu-

mulación de combustibles, su desvío a actividades irregulares, venta ilegal, acumulación, narcotráfico, explotación ilegal de recursos naturales", explicó Medrano. ▲

petróleo & gas

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┏◣

Del 16 al 31 de Enero de 2016

costo. la ept demandó una inversión de $us 13 mm

Los nuevos volúmenes provienen de los pozos CAI-X11 y CAI-X1001, pero cuenta con una perspectiva de producción de 35 MMpcd. El proyecto contempla una inversión total de $us100 millones para los próximos años.

┣

TEXTO: Redacción Central

C

on la ejecución del proyecto Líneas y Entrega de Producción Temprana (EPT) del Campo Caigua”, Bolivia contará con una producción nueva de 20 millones de pies cúbicos por día (MMpcd) de gas natural, volúmenes que irán en incremento y generarán $us 465 millones por concepto de regalías e IDH en los próximos 15 años.

El Presidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Evo Morales Ayma, participó de la entrega de producción temprana del Campo Caigua que será destinado a los mercados interno y externo.

“Poco a poco seguimos incorporando nuevos volúmenes de gas al mercado interno y al mercado externo”, destacó el Presidente Evo Morales.

El 31 de diciembre de 2015 finalizó los trabajos de construcción, pre comisionado y comisionado de las líneas e instalaciones de superficie para la entrega de producción temprana del campo Caigua.

Con los resultados positivos de los pozos Caigua-X11 y Caigua X1001 a finales del año 2014 nace este proyecto con el objetivo principal de entregar 20 Millones de pies cúbicos de gas en el menor tiempo posible.

IDH Y REGALÍAS El ciclo del proyecto tiene una proyección de 15 años y una perspectiva de producción de 35 millones de pies cúbicos por día, los mismos que generarían un ingreso total de regalías del orden de los $us 150 millones y de IDH del orden de los $us 315 millones.

Con los resultados positivos de los pozos CAI-X11 y CAI-X1001

y con la necesidad de cumplir los compromisos de entrega de gas del Estado boliviano a finales del año 2014, nace este proyecto de prioridad nacional, indicó el presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, Guillermo Achá.

La construcción de las líneas e instalaciones para la Entrega de Producción Temprana Caigua demandó durante la ejecución una estricta coordinación debido a los trabajos paralelos de Perforación del pozo CAI-1002 y construcción del camino y planchada del pozo Caigua-12.

Durante el tiempo de ejecución del proyecto, 120 días, no se tuvieron accidentes laborales, todos los trabajos fueron realizados con el más alto índice de seguridad y controles de calidad.

La inversión del proyecto demandó $us 13 millones, sin embargo las proyección de inversiones en lo que resta del proyecto Caigua son del orden de los $us 90 millones, totalizando más de $us 100 millones en los próximos años.

Para el ingreso de producción temprana de los pozos CAIX11 y CAI-X1001 ha sido necesario construir líneas de producción desde los pozos hasta las Facilidades Caigua, líneas de recolección desde las Facilidades Caigua a la futura Planta Caigua, línea lateral de gas desde la futura planta hasta el Gasoducto YABOG en inmediaciones de la Estación de Compresión Caigua de YPFB Transporte, línea lateral de líquidos (condensado) desde la futura Planta hasta el Oleoducto OCY-1, facilidades de producción y sistemas de control de seguridad en las instalaciones de los pozos y facilidades de Entrega de Producción Temprana, colectores, separador, sistemas de medición y regulación.

NUEVA TECNOLOGÍA El estudio de ingeniería y las condiciones topográficas de la Serranía del Aguaragüe han permitido la elección e implementación de una nueva tecnología de tuberías flexibles de alta presión (hasta 2500 psig).

La construcción de las líneas

Fotos: AN-YPFB

Caigua inyecta 20 MMpcd y proyecta subir regalías e IDH

El Campo Caigua está ubicado en la provincia Gran Chaco del departamento de Tarija y es operado por YPFB Chaco.

El Presidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Evo Morales Ayma, en el acto oficial por la nueva producción del campo Caigua.

e instalaciones para la Entrega de Producción Temprana Caigua demandó durante la ejecución una estricta coordinación debido a los trabajos paralelos de Perforación del pozo CAI-1002 y construcción del camino y planchada del pozo CAI-12; tomando en consideración que solo se contaba con una sola vía de acceso.

El Campo Caigua está ubicado en la provincia Gran Chaco del departamento de Tarija y es operado por YPFB Chaco, subsidiaria de YPFB Corporación.

ASPECTOS SOCIOAMBIENTALES Se cumplieron con todos los requisitos de Ley para obtener una licencia ambiental en una zona

que hace parte del área protegida Aguaragüe en el que se encuentra la presencia de varias comunidades con los cuales se llegó a realizar la correspondiente Consulta Pública. Estos elementos motivaron el hecho de usar en este proyecto nuevas tecnologías que reducen los impactos ambientales en la zona. ▲

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Del 16 al 31 de Enero de 2016

Alfredo Renault

entrevista

Director de RioSil, consultora en el sector petrolero y del IGEF

‘Precios bajos del crudo dificultarán negociación gasífera con Brasil’ TEXTO: Franco García S.

P

ara conocer la situación del sector hidrocarburos de Brasil, se deber recurrir sin duda a Alfredo Renault, ex superintendente del organismo que aglutina al sector petrolero privado de ese país, ONIP y fundador de la ANP y quién se constituye en uno de los referentes académicos más importantes en este rubro.

En el marco del inicio de las negociaciones entre Brasil y Bolivia para la renovación del contrato GSA para la compra venta de gas natural, Reporte Energía entrevistó a este experto quién actualmente tiene su empresa consultora en el área petrolero que se llama RioSil, para obtener una “radiografía energética” y para revisar las oportunidades que tiene el país en este gigantesco mercado. ¿Cuál es la situación actual del mercado gasífero brasileño en cuanto a oferta y demanda?

Brasil atraviesa una grave crisis económica y el sector industrial ha sido impactado más que otros.

De esta manera la demanda de gas natural ha sido afectada de la misma forma que los demás indicadores de la actividad económica.

¿En qué medida la producción interna de gas natural podrá atender a corto, mediano y largo plazo el crecimiento de la demanda?

En cuanto a oferta, la producción brasileña tiende a aumentar, aunque en un ritmo menor al esperado, en función de las dificultades de inversión de Petrobras.

El nuevo Plan de Negocios de Petrobras ha reducido en más de una oportunidad las expectativas de producción para 2020. La demanda dependerá del tiempo cuando el país retome su crecimiento, lo cual no ocurrirá en los próximos dos años. ¿Cuáles son las perspectivas para la importación de gas natural en Brasil vía GNL? Brasil tiene tres terminales de regasificación. Sucede que la demanda estacionaria de energía eléctrica y la demanda de gas para generación eléctrica están en función también de la capacidad de producción de las hidroeléctricas que a su vez dependen del volumen de lluvias. Por lo tanto son un montón de variables y todo ello en un ambiente de alta inestabilidad. ¿Qué factores internos pueden marcar el crecimiento de la demanda anual de petróleo y

Foto: inteligenciapetrolera.com.co

Según Alfredo Renault, ex fundador de la ANP, organismo rector del sector petrolero de Brasil, el proceso de búsqueda de acuerdos entre ambos países debe ser hecho teniendo en cuenta la fuerte relación existente.

gas de Brasil?

Ocurre una leve reanudación del crecimiento. El PIB brasileño creció 0,1% en el 2014, cayó más del 3% en 2015 y caerá casi un 3% en 2016. En este escenario no está previsto un aumento de la demanda.

Por otro lado ¿Cuál es su percepción acerca de la intención de Bolivia de buscar mejorar el precio de venta de gas natural a Brasil?

Creo que el proceso de negociación debe ser hecho teniendo en cuenta la fuerte relación entre los dos países. Sin embargo, el momento es muy difícil y más allá de los problemas de Brasil la marcada caída en el precio del petróleo en el mundo, acabará dificultando el proceso. ¿Cuál es el rol que está jugando actualmente la inversión de las multinacionales petroleras en la industria de los hidrocarburos en Brasil?

Estamos impactados por los recortes generalizados en el sector petrolero en el mundo. Sin embargo, podemos decir que las petroleras internacionales son responsables de cerca del 20% de inversión en E&P en Brasil. ¿Cuáles son las perspectivas

Las compañías extranjeras son responsables del 20% de la inversión petrolera en E&P en Brasil.

a corto, mediano y largo plazo que tiene el PreSal para la provisión de petróleo & gas en Brasil?

En el corto plazo existen dificultades, principalmente por la debilidad financiera de Petrobras,

la crisis económica del país y precios internacionales del petróleo.

Sin embargo, las perspectivas de la capa Presal en el largo plazo son excelentes debido al gran volumen de petróleo descubierto. ▲

ESTADÍSTICAS

16

HIDROCARBUROS Fecha

Europe Brent

Cushing, OK

Europe Brent

Spot Price FOB

WTI Spot Price

Spot Price FOB

FOB (Dollars

(Dollars per

FOB (Dollars

(Dollars per

per Barrel)

Barrel)

per Barrel)

Barrel)

GNV

1,66 Bs./M³

40,57 40,43 40,58 39,93 41,08 40 37,64 37,46 37,16 36,76 35,65 36,31 37,32 35,55 34,98

43,07 43,73 42,97 41,92 42 41,44 39,69 39,44 39,04 38,65 36,99 36,51 37,66 36,96 36,29

34,72 34,55 36,12 36,76 37,62 36,36 37,88 36,59 37,13 36,81 35,97 33,97 33,29 33,2 31,42

36,76 35,34 35,26 35,79 37,22 37,08 36,85 35,65 36,61 36,28 35,56 33,89 33,57 31,67 30,14

GLP

2,25 Bs./Kg

GAS. ESPECIAL

3,74 Bs./Lt

GAS. PREMIUM

4,79 Bs./Lt

nov 27, 2015 nov 30, 2015 dic 01, 2015 dic 02, 2015 dic 03, 2015 dic 04, 2015 dic 07, 2015 dic 08, 2015 dic 09, 2015 dic 10, 2015 dic 11, 2015 dic 14, 2015 dic 15, 2015 dic 16, 2015 dic 17, 2015

Fecha

dic 18, 2015 dic 21, 2015 dic 22, 2015 dic 23, 2015 dic 24, 2015 dic 28, 2015 dic 29, 2015 dic 30, 2015 dic 31, 2015 ene 04, 2016 ene 05, 2016 ene 06, 2016 ene 07, 2016 ene 08, 2016 ene 11, 2016

Fuente: eia.gov

MINERÍA

COTIZACIONES OFICIALES Y ALÍCUOTAS DE REGALÍAS MINERAS Segunda Quincena de Enero de 2016

Mineral

Unidad

Cotización

Alícuota Regalías

Alícuota Regalías

en $us

Mineras Export.

Mineras

Ventas Internas

ZINC

LF

0.68

2.763

1.658

ESTAÑO

LF

6.24

5.000

3.000

ORO

OT

1088.12

ORO Minerales Sulfurosos

7.000

4.200

5.000

3.000

ORO Yacimientos Marginales

2.500

1.500

PLATA

OT

13.96

6.000

3.600

ANTIMONIO

TMF

5175.00

5.000

3.000

LF

0.75

5.000

3.000

TMF

9419.35

1.355

0.813

COBRE

LF

2.03

5.000

3.000

BISMUTO

LF

4.15

1.400

0.840

PIEDRA CALIZA

T.M.

21.55

3.500

2.100

PIEDRA CALIZA DE TALLA O DE CONSTRUCCION

T.M.

85.00

3.500

2.100

PLOMO WOLFRAM

Fuente: Ministerio de Minería y Metalurgia

MINERALES DE HIERRO CONCENTRADOS Y LUMPS

T.M.

41.85

4.000

2.400

PELLET

T.M.

54.96

3.000

1.800

HIERRO ESPONJA Y ARRABIO

T.M.

123.75

2.000

1.200

TANTALITA

3.500

2.100

BARITINA

3.500

2.100

PIEDRAS PRECIOSAS Y METALES PRECIOSOS

5.000

3.000

PIEDRAS SEMIPRECIOSAS

4.000

2.400

OTROS SIN COTIZACIÓN INTERNACIONAL

INDIO

5.000

3.000

RENIO

5.000

3.000

OTROS MINERALES METALICOS Y NO METALICOS

2.500

1.500

CARBONATO DE LITIO

3.000

1.800

CLORURO DE POTASIO

3.000

1.800

OTROS SUBPRODUCTOS Y DERIVADOS

3.000

1.800

CLORURO DE SODIO

2.500

1.500

ULEXITA

5.000

3.000

ULEXITA CALCINADA

3.000

1.800

RECURSOS EVAPORÍTICOS

MINERALES DE BORO

PRECIOS FINALES AL CONSUMIDOR ENERO 2016

Cushing, OK WTI Spot Price

GAS. DE AVIONES 4,57 Bs./Lt KEROSENE

2,72 Bs./Lt

JET FUEL

2,77 Bs./Lt

DIESEL OIL

3,72 Bs./Lt

AGRO FUEL

2,55 Bs./Lt

FUEL OIL

2,78 Bs./Lt

PRECIOS INTERNACIONALES GASOLINA

8,68 Bs./Lt

DIESEL OIL

8,88 Bs./Lt

GNV

2,62 Bs/m³

JET FUEL

6,65 Bs./Lt

Fuente: eia.gov

Fuente: ANH

ELECTRICIDAD GENERACIÓN máxima DIARIA (MW) - (Febrero 2015 a Enero 2016)

Día 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 Max.

Feb 1,167.2 1,292.6 1,331.9 1,310.3 1,318.8 1,246.8 1,137.2 1,132.3 1,281.6 1,274.1 1,232.5 1,274.1 1,226.6 1,129.4 1,037.5 1,006.7 1,026.4 1,203.3 1,210.1 1,194.9 1,168.1 1,084.6 1,264.5 1,314.2 1,312.7 1,325.3 1,276.1 1,205.5

1,331.9

Mar 1,151.5 1,297.4 1,326.9 1,251.5 1,240.1 1,272.1 1,211.3 1,169.0 1,284.4 1,362.8 1,372.0 1,341.8 1,337.8 1,244.1 1,212.7 1,319.8 1,356.9 1,350.1 1,336.3 1,292.1 1,210.2 1,201.5 1,334.0 1,352.5 1,354.0 1,276.4 1,205.3 1,152.0 1,132.3 1,308.7 1,338.3 1,372.0

Abr 1,263.4 1,237.1 1,111.2 1,185.9 1,085.5 1,252.4 1,290.1 1,323.2 1,345.4 1,309.6 1,270.2 1,203.9 1,304.0 1,340.8 1,336.8 1,359.1 1,320.5 1,206.8 1,165.3 1,299.5 1,278.2 1,295.8 1,297.3 1,317.7 1,239.2 1,212.0 1,343.8 1,294.3 1,328.0 1,298.5

1,359.1

May 1,136.4 1,164.9 1,122.3 1,203.8 1,242.6 1,245.0 1,256.0 1,250.5 1,209.8 1,126.2 1,250.4 1,263.9 1,278.1 1,273.5 1,277.8 1,168.9 1,140.4 1,291.8 1,312.1 1,310.1 1,314.5 1,286.3 1,232.5 1,160.5 1,275.9 1,299.9 1,215.9 1,245.0 1,257.0 1,153.0 1,106.0 1,314.5

Jun 1,225.8 1,257.1 1,262.9 1,170.8 1,306.2 1,225.4 1,176.5 1,326.7 1,333.0 1,292.6 1,319.0 1,251.9 1,211.1 1,129.0 1,247.9 1,266.4 1,294.7 1,260.0 1,229.3 1,176.4 1,123.2 1,264.5 1,254.9 1,248.2 1,273.3 1,279.4 1,194.3 1,084.7 1,227.9 1,256.5

1,333.0

Jul 1,240.1 1,252.8 1,240.8 1,151.8 1,083.4 1,229.2 1,226.8 1,194.0 1,187.0 1,233.8 1,171.3 1,099.2 1,235.6 1,210.1 1,196.1 1,175.5 1,217.3 1,154.5 1,113.8 1,235.9 1,222.5 1,235.0 1,225.6 1,232.1 1,144.6 1,112.6 1,252.6 1,283.9 1,301.8 1,298.5 1,287.7 1,301.8

Ago 1,189.8 1,172.0 1,312.8 1,329.7 1,304.8 1,187.9 1,327.1 1,245.0 1,135.7 1,321.0 1,358.5 1,333.9 1,322.5 1,280.7 1,179.6 1,170.3 1,271.4 1,268.0 1,288.1 1,306.8 1,319.2 1,255.6 1,180.0 1,256.1 1,322.2 1,350.3 1,323.3 1,317.0 1,255.5 1,216.7 1,356.9 1,358.5

Sep 1,396.4 1,377.4 1,364.5 1,316.6 1,231.9 1,189.1 1,354.9 1,354.7 1,355.0 1,365.0 1,244.2 1,178.0 1,131.6 1,281.6 1,353.2 1,391.3 1,403.2 1,410.3 1,314.1 1,259.4 1,397.9 1,411.2 1,400.4 1,354.5 1,322.6 1,227.5 1,146.7 1,311.9 1,371.3 1,316.6

1,411.2

Oct 1,300.9 1,322.4 1,149.3 1,139.4 1,317.4 1,386.8 1,343.8 1,332.2 1,215.6 1,174.8 1,113.2 1,239.8 1,298.1 1,337.0 1,393.7 1,362.3 1,279.2 1,185.7 1,376.1 1,419.6 1,413.6 1,434.7 1,399.3 1,321.4 1,224.1 1,393.1 1,383.4 1,351.2 1,395.3 1,348.9 1,172.7 1,434.7

Nov 1,046.9 1,068.0 1,236.4 1,285.2 1,286.6 1,296.3 1,213.7 1,208.5 1,355.7 1,356.5 1,362.4 1,404.5 1,357.1 1,285.2 1,215.7 1,341.9 1,396.2 1,393.4 1,409.5 1,247.6 1,235.6 1,206.5 1,376.8 1,400.2 1,405.8 1,412.5 1,365.3 1,216.0 1,109.1 1,254.0

1,412.5

Dic Ene(al 17) 1,311.9 1,073.8 1,354.3 1,176.0 1,383.7 1,129.5 1,390.4 1,318.7 1,252.0 1,339.4 1,131.7 1,242.5 1,307.6 1,336.8 1,336.2 1,347.1 1,365.6 1,261.9 1,347.7 1,198.7 1,352.3 1,304.2 1,288.0 1,346.9 1,241.0 1,296.3 1,366.5 1,313.1 1,369.2 1,351.9 1,349.7 1,302.5 1,372.3 1,219.4 1,361.4 1,226.1 1,142.6 1,301.5 1,332.7 1,339.6 1,278.8 1,120.6 1,211.1 1,167.0 1,335.2 1,358.8 1,336.9 1,291.9 1,390.4 1,351.9

Los valores de potencia aquí informados corresponden a registros instantáneos obtenidos del sistema SCADA

DEMANDA MAXIMA DE POTENCIA DE CONSUMIDORES (MW) EN NODOS DEL STI - (Febrero 2015 - Enero 2016)

Feb CRE - Santa Cruz 488.3 EMDEECRUZ 0.0 DELAPAZ - La Paz 300.4 ELFEC - Cochabamba 194.3 ELFEC - Chimoré 13.0 ELFEO - Oruro 54.3 ELFEO - Catavi 21.9 CESSA - Sucre 47.5 SEPSA - Potosí 45.0 SEPSA - Punutuma 5.0 SEPSA - Atocha 11.9 SEPSA - Don Diego 6.2 ENDE - DELBENI 0.0 ENDE - Varios (2) 29.4 SETAR - Tarija 7.8 SETAR - Villamontes 5.7 SETAR - Yacuiba 14.2 SAN CRISTOBAL - C. No Reg. 47.3 Otros - C. No Regulados 18.3 Varios (1) 2.8 TOTAL COINCIDENTAL 1,265.7

Mar 527.1 0.0 304.5 195.9 13.8 55.2 23.0 47.1 45.9 5.1 12.0 6.4 0.0 29.9 10.1 5.8 14.2 46.2 20.2 2.9 1,296.1

Abr 485.3 0.0 310.4 194.7 13.2 56.7 23.5 46.5 48.1 5.1 12.2 6.4 0.0 29.3 8.3 5.5 12.7 46.9 20.1 3.0 1,288.4

May 432.5 0.0 310.8 196.2 12.4 58.5 23.2 49.3 49.3 5.4 12.3 6.4 0.0 30.1 8.8 4.9 11.6 47.6 20.0 3.3 1,247.5

Jun 447.5 0.0 315.4 199.4 12.6 62.2 23.2 49.7 50.4 5.4 12.7 6.6 0.0 29.2 8.8 5.0 11.6 48.4 20.6 3.3 1,265.3

Jul 443.5 0.0 312.1 199.0 13.5 59.0 26.3 49.5 50.1 5.3 12.7 6.5 0.0 29.9 8.3 5.1 11.6 48.6 20.2 3.2 1,235.3

Ago 484.3 0.0 325.6 201.6 13.7 56.2 24.8 50.2 52.1 5.4 12.9 6.5 0.0 31.2 8.7 5.6 12.6 49.4 20.9 3.1 1,294.7

Sep 533.1 0.0 314.2 204.6 14.7 56.1 24.3 49.8 45.7 5.4 12.6 6.4 0.0 32.5 9.6 6.0 13.5 50.8 21.7 3.1 1,336.5

Oct 551.9 0.0 308.1 210.4 15.3 55.3 24.4 49.6 48.8 5.6 11.6 6.2 0.5 33.5 9.1 6.3 13.8 51.2 21.4 3.1 1,363.2

Nov 561.9 0.0 308.0 208.1 15.2 55.2 23.3 43.9 46.9 5.1 11.3 6.4 0.5 33.7 14.3 6.7 15.2 49.4 18.3 3.1 1,349.4

Dic Ene(al 14) 544.0 518.2 0.0 0.0 309.4 294.2 202.6 199.3 14.4 14.4 55.7 55.0 22.8 20.7 47.7 45.5 42.8 37.8 7.2 4.4 11.1 10.7 5.8 5.7 27.7 25.7 4.6 4.9 28.1 27.3 6.8 6.3 14.5 14.3 44.6 45.0 22.7 21.1 2.2 2.3 1,327.3 1,294.4

( 1) Consumos de Sacaca, Mariaca, Ocurí, Lípez. (2) Uyuni, Tazna y Las Carreras. (3) Consumos de Yucumo, San Borja, San Ignacio de Moxos y Trinidad.

Los valores de potencia aquí informados corresponden a los registros de potencia integrados en períodos de 15 minutos obtenidos del Sistema de Medición Comercial (SMEC).

DEMANDA DE ENERGIA DE CONSUMIDORES (GWh) EN NODOS DEL STI- (Febrero 2015 - Enero 2016)

CRE - Santa Cruz EMDEECRUZ DELAPAZ - La Paz ELFEC - Cochabamba ELFEC - Chimoré ELFEO - Oruro ELFEO - Catavi CESSA - Sucre SEPSA - Potosí SEPSA - Punutuma SEPSA - Atocha SEPSA - Don Diego ENDE - DELBENI ENDE - Varios (2) SETAR - Tarija SETAR - Villamontes SETAR - Yacuiba SAN CRISTOBAL - C. No Reg. Otros - C. No Regulados Varios (1)

Feb 225.7 0.0 129.8 86.9 5.3 25.3 8.2 19.8 21.9 2.0 5.4 2.1 0.0 12.7 3.2 2.5 5.9 23.7 7.8 0.8

Mar 268.4 0.0 147.4 91.6 6.1 29.4 10.9 22.6 25.9 2.7 6.5 2.4 0.0 14.6 3.8 2.8 6.5 28.7 11.1 1

Abr 246.1 0.0 145.9 89.5 5.9 28.2 10.4 22.4 26.9 2.4 6.1 2.6 0.0 14.2 3.7 2.4 5.6 30.3 11.9 1

May 222.6 0.0 150.3 94.9 5.7 29.0 11.4 23.2 27.7 2.7 6.5 2.8 0.0 13.5 3.8 2.2 5.4 31.2 12 1.1

Jun 213.0 0.0 148.1 93.7 5.5 28.1 11.6 24.2 27.3 2.6 6.4 2.7 0.0 12.6 3.6 2.1 5 29.5 10.6 1.1

Jul 213.9 0.0 152.4 98.3 5.6 27.6 12.9 23.9 19.0 2.4 6.8 2.0 0.0 12.7 3.6 2.2 5.2 32.7 10.7 1.1

Ago 238.9 0.0 152.9 99.3 6.2 27.1 12.8 24.8 27.6 2.3 6.5 2.2 0.0 15 3.6 2.4 5.5 32.2 12 1.1

Sep 256.8 0.0 148.6 98.7 6.4 26.3 12.7 24.8 25.3 2.4 6.4 2.2 0.0 15.3 3.9 2.5 5.6 31.4 12 1

Oct 259.3 0.0 147.2 101.7 6.5 26.5 12.2 23.9 26.8 2.3 5.6 2.1 0.1 15.2 3.8 2.7 5.9 31.5 11.7 1

Nov 264.9 0.0 145.9 100.3 6.6 26.5 11.5 21.3 25.6 2.1 5.6 2.0 0.2 15.2 4.3 2.9 6.1 25.4 9.2 1

Dic Ene(al 14) 276.2 149.4 0.0 0.0 150.0 78.0 100.9 53.0 6.7 3.6 27.7 14.4 11.3 5.4 24.9 13.0 23.4 10.4 2.5 0.9 5.8 2.9 2.0 1.4 14.4 7.4 1.9 1.1 9.5 6.8 3.1 1.7 6.5 3.8 30 16.3 13.5 6.8 0.7 0.4

AGENDA ENERGéTICA

4 de febrero | lima- perú

DEL 10 AL 11 DE febrero | méxico

Del 18 al 21 de marzo / moscú - rusia

Este encuentro es único en su género, pues estarán presentes todos los actores del gas natural: exploradores, productores, transportadores, distribuidores, comercializadores, grandes consumidores, reguladores, inversionistas, profesionales; y proveedores de equipos y servicios del sector hidrocarburos.

Es una cumbre de negocios donde se reúnen los principales actores del sector eléctrico mexicano, incluyendo autoridades gubernamentales y reguladores, operadores, proveedores y entidades de financiamiento. Ellos debatirán sobre los retos de los multimillonarios proyectos que se construirán en próximos años.

La Feria Internacional de la Industria del Petróleo y el Gas volverá a ser un lugar de encuentro para expertos y visitantes en esta industria, y a proporcionar a asistentes información sobre novedades en equipos y maquinaria para petróleo, gas e industria.

VI Conferencia Gas Natural Perú 2016

4th México Electric Power Summit

Neftegaz Rusia 2016

Contacto: kalinina@expocentr.ru

Contacto: www.petroleogasynegocios.com

Contacto: carmen.herrera@bnamericas.com

Del 9 al 11 de febrero / HOuston-EEUU

del 9 al 10 de marzo | Bogotá- Colombia

Aquí se darán cita los mejores expertos y profesionales del sector, que disertarán sobre las innovaciones relacionadas a la industria, siendo casi inexcusable la asistencia para todos los profesionales relacionados con el sector. Se observará las novedades en la venta de petróleo y gas.

La 87ª Reunión ARPEL a nivel de expertos "Seguridad de Procesos en Exploración y Producción de Petróleo y Gas", organizada por ARPEL, será el evento técnico del año más relevante en la temática en la región.

Este evento ha servido a la industria de petróleo y gas durante más de 25 años con programas de alto nivel técnico, diversos cursos y actividades de campo, exposiciones de vanguardia, y actividades de networking destinadas a facilitar un valioso intercambio de información y desarrollo de nuevos negocios.

Contacto: gpritsch@arpel.org.uy

Contacto: www.seg.org/web/ice-barcelona-2016/home

Nape Expo 2016

Contacto: napeexpo.com

Seguridad de Procesos en Exploración y Producción de Petróleo y Gas

DEL 3 AL 6 DE abril | barcelona - españa

Conferencia y Exposición Internacional de AAPG (ICE)

Fuente: CNDC

Del 16 al 31 de Enero de 2016

recuento quincenal

Del 16 al 31 de Enero de 2016

Ante la falta de acuerdos por casi tres años en la Asamblea Legislativa Departamental para conformar una terna de la cual se elija al representante de Tarija al directorio de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB); el Comité Cívico planteará al gobernador, Adrián Oliva, que designe a este representante a través de un decreto.

Este planteamiento fue formalizado por la dirigencia cívica al go-

cos, termoeléctricos y de energías alternativas, en estudio, en construcción y, otros, en operaciones. Entre algunos proyectos hidroeléctricos mencionados se encuentran: Miguillas con una potencia estimada de 200 MW e inversión de $us 447.5 millones; Ivirizu, 350 MW $us 875 millones; San José 124 MW, $us 244.8 millones; Banda Azul, 93 MW, $us 232.50 millones; Programa de Desarrollo de Pequeñas Centrales Hidroeléctricas 200 MW, $us 700 millones; Misicuni, 120 MW, $us 139 millones; Carrizal, 347 MW, $us 867.7 millones; Cambarí 93 MW, entre otros. /MHE

Tarija pide elección por decreto para representante ante YPFB bernador según el vicepresidente del Comité Cívico de Tarija y representante de los comités cívicos de las provincias, Teodoro Castillo.

El dirigente manifestó que esta

Misión alemana con interés en inversiones Una misión alemana encabezada por un alto funcionario del Gobierno de ese país llegó a Bolivia para analizar con el presidente Evo Morales la posibilidad de invertir en proyectos energéticos y de ferrocarriles en el país andino.

Morales abordó con la delegación alemana posibles inversiones en energía eólica y en la

El Gobierno pretende aumentar la potencia efectiva de electricidad hasta 11.384 MW el 2025.

construcción de un tren eléctrico urbano en la región de Santa Cruz (este) y de un ferrocarril que una los territorios boliviano, brasileño y peruano.

La misión, integrada por veinte empresas alemanas, llegó el 13 de enero encabezada por el viceministro federal de Transporte de Alemania, Rainer Bomba. / ABI.

Fe DE erRATA

En el Anuario 2015 se publicó esta fotografía como un acto de reconocimiento al aporte de los funcionarios de Bolinter Ltda. Sin embargo corresponde a la cena de la Fraternidad Dionisio Foianini realizada el 2112-15 en Bolinter Ltda. en conmemoración al Día del Petrolero.

determinación se asume debido a que existe preocupación en las instituciones de la capital y las provincias por la ausencia de un representante de Tarija en el directorio

En 5 años destinarán $us 12.681 MM en hidrocarburos Entre los años 2016 y 2020 en el sector hidrocarburos del país se invertirán $us 12.681 millones, según fuentes oficiales del Gobierno Nacional.

De este monto se invertirán $us 4.587 millones en exploración; $us 2.694 millones en explotación y desarrollo; $us 254 millones en refinación; $us 1.172 millones en transporte; $us 117 millones en comercialización; $us 184 millones en almacenaje; $us 871 millones en redes de gas; $us 2.657 millones en industrialización; y 145 millones de dólares en inversiones menores.

Mediante estas inversiones, se calcula que las reservas de gas natural subirán de los 10.45 billones de pies cúbicos (TCF, según la nomenclatura anglosajona) certificados en 2013 hasta 17.45 TCF en 2020 y que la producción se incremente de 60 a 73 millones de metros cúbicos diarios. / MHE

de YPFB. Hasta el cierre de edición se esperaba que tras el receso legislativo, se pondrá en agenda el tema en la Asamblea. / El País

'Luz verde' al proyecto Rositas Con el Decreto Supremo 2646, el Gobierno autoriza a la Empresa Nacional De Electricidad (ENDE) Corporación a suscribir el contrato para la ejecución del Proyecto Hidroeléctrico de Generación de Energía-Rositas, ubicado en Santa Cruz.

“Se autoriza en la presente gestión a ENDE Corporación a suscribir el Proyecto Rositas”, cita el artículo único.

Asimismo en el documento se encarga al ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, a ejecutar y dar cumplimiento al decreto. / La Razón

El Dato

tres años sin representante en YPFB. La Ley de Hidrocarburos establece que los cuatro departamentos productores de hidrocarburos: Tarija, Santa Cruz, Cochabamba y Chuquisaca, tengan sus representantes en el directorio de YPFB. Sin embargo, desde febrero de 2013, Tarija no volvió a tener un representante en YPFB.

Inician perforación en el pozo Itaguazurenda X-3 Foto: comunicacion.gob.bo

Entre los años 2016 y 2020 se invertirán en el sector eléctrico de Bolivia $us 5.854 millones y la potencia efectiva será de 4.878 megavatios (MW), según el Plan de Desarrollo Económico Social 2016-2020 que fue presentado por la máxima autoridad nacional en la ciudad de La Paz. Destacaron que las proyecciones en generación son aún más optimistas al 2025. “La potencia efectiva se incrementará de 1.924 a 11.384 MW al 2025”.

Las inversiones y potencia efectiva señaladas podrán lograrse con la puesta en marcha de una serie de proyectos hidroeléctri-

Foto: Archivo /RE

Al 2020 invertirán $us 5.854 MM en electricidad

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La ubicación del pozo es el área de exploración denominada Boyuibe, cercana a Camiri.

En el municipio de Charagua en el departamento de Santa Cruz, dieron inicio a las actividades de perforación del pozo exploratorio Itaguazurenda X3, cuyo potencial se estima en 112 billones de pies cúbicos (BCF´s por su sigla en inglés) y 1 millón de barriles de condensados, con un máximo de producción del

orden de los 20 millones de pies cúbicos día (MMpcd).

Las inversiones iniciales del proyecto (camino, planchada y perforación) ascienden a $us 15 millones. Si encuentran gas, destinarán $us 140 millones y se estima que entre los años 2018 y 2037 genere un total de $us 556 millones de ingresos./ MHE

lo último

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┏◣

Del 16 al 31 de Enero de 2016

ARPEL. ESTUDIO SOBRE seguridad industrial 2004-2014

Tasa de fatalidad se redujo en un 46% en el sector hidrocarburífero ┣ Cita como claves a la mejora de una cultura en seguridad, respaldada de manera proactiva por las empresas, a través de la adopción e implantación de los sistemas de gestión y un liderazgo consistente a lo largo de todo el proceso.

TEXTO:lIZZETT VARGAS

E

l desempeño en seguridad industrial de las empresas del sector petróleo y gas de América Latina y el Caribe registran una reducción del 18% en accidentes e incidentes por millón de horas trabajadas. Como también en un 46% en la tasa de fatalidades, según el último informe de la Asociación Regional de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Biocom-

bustibles en Latinoamérica y el Caribe (ARPEL).

Estos datos estadísticos recopilados por este organismo responden a incidentes registrables y casos de fatalidad reportados por sus empresas socias en los últimos 10 años, y en entrevistas realizadas a contactos seleccionados de dichas empresas.

En base a estas cifras, concluyó que los indicadores de desempeño en seguridad industrial han mostrado una mejora significativa para la industria en su conjunto, a lo largo de toda su cadena de valor.

La mejora fue generalizada para todas las líneas de negocio, como son exploración y producción; refinación; transporte; distribución, y otros, mostrando una clara tendencia a la baja para ambos indicadores en la mayoría de los casos.

A su vez, estos resultados se dan acompañados de un incre-

Cifra

18 %

DATOs. Porcentaje de disminución de accidentes por MM de horas trabajadas en este sector.

mento de las horas hombre trabajadas del 67% ya que se pasó de un promedio anual de 1.500 millones de horas en 2004 a 2.500 millones en 2014.

De las entrevistas realizadas se desprende que las claves de dichas mejoras radican principalmente en la mejora de una cultura en seguridad, respaldada de manera proactiva por las empresas, a través de la adopción e implantación de los sistemas de gestión y un liderazgo consistente a lo largo de todo el proceso.

Al respecto el gerente de Sa-

Evolución del desempeño de la seguridad

Fuente: Arpel

lud, Seguridad y Medio Ambiente de YPFB Transporte, Walter Sarmiento, expresó que “años atrás trabajar en seguridad era cumplir con los requisitos específicos que establecía un supervisor, ahora es un tema de actitud, el empleado se cuida a sí mismo, entendiendo que lo hace por su bien y por el de sus familias”.

En tanto, el gerente del Departamento de Salud, Medio Ambiente y Seguridad del Downstream de YPF, Gustavo Correa, manifestó que “las mejoras lentas y consistentes en los indicadores de seguridad reflejan un cambio cultural en los trabajadores”.

Asimismo, Correa se refirió al trabajo con las empresas contratistas. “El desafío para mejorar la gestión de los contratistas se encuentra en involucrarlos en la seguridad

de procesos”, dijo.

En el Informe se menciona que las empresas tienen un rol proactivo en la mejora de la seguridad y logran un buen entendimiento con las organizaciones sindicales para la implementación de las mejoras. A su vez, también han sido proactivas en el desarrollo de sus proveedores, para mejorar sus estándares de seguridad. antecedentes La Asociación recopila y compara estadísticas de seguridad industrial desde 1997, basándose en algunos indicadores reactivos clave de uso extendido en la industria. Los indicadores que se recopilan desde los primeros informes son: total de incidentes, incidentes con días perdidos, gravedad de incidentes, y fatalidades. ▲

Del 16 al 31 de Enero de 2016

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Les deseamos un 2016 lleno de energía, con el seguro compromiso de seguir sirviéndoles con la calidad que siempre nos ha distinguido.

Este año, nuestro regalo corporativo será el apoyar a instituciones que se preocupan por Santa Cruz y su población más necesitada, NOS UNIMOS A LA CAUSA!

Av. El trompillo N.º 573 T. 591 3 3517547 Santa Cruz - Bolivia

Calle Batallón Colorado N.º 42 T. 591 2 2125244 La Paz - Bolivia

Calle España N.º 649 T. 591 4 4523872 Cochabamba - Bolivia

E.

mail@hillerelectric.com.bo

www.hillerelectric.com.bo