Expomina 2026: Retrasos en permisos y tramitología frenan inversiones mineras por US$64,000 millones

  • La tramitología o permisología, uno de los principales retos que tiene el sector minero para la inversión y desarrollo de los proyectos, fue analizado por un grupo de expertos reunidos en la décima edición de Expomina Perú 2026, que se realiza en Lima.

Lima, 10 de septiembre de 2026.- En el panel «Propuestas políticas para el sector minero», participaron especialistas del sector público, privado y académico. Ellos coincidieron en que los principales obstáculos para destrabar la cartera de inversión minera son: el exceso de trámites y la falta de coordinación entre las entidades del Estado.

CARTERA MINERA: OBJETIVO PAÍS

Gonzalo Quijandría, vicepresidente de la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía (SNMPE), dijo que en los último 25 años, lo único que ha empeorado es la burocracia».

El también titular del comité sectorial minero de esa institución, recordó que en el 2001, un proyecto minero debía pasar por 12 procedimientos administrativos; hoy son 265, según cifras de Apoyo Consultoría,

Quijandría planteó que la cartera de US$64,000 millones en proyectos mineros debería convertirse en un «objetivo país» como política de Estado, y pidió avanzar hacia el silencio administrativo positivo.

Además, eliminar la secuencialidad innecesaria entre permisos y simplificar procesos como el de la mina Pucamarca (Minsur), que por estar en la frontera entre Tacna y Chile debe pasar por la cancillería pese a no representar un tema de seguridad.

ESTUDIOS DE IMPACTO AMBIENTAL

Iván Portocarrero, socio de Apoyo Consultoría, expuso cifras que grafican la magnitud del problema: el sector minero enfrenta actualmente cerca de 230 procedimientos administrativos, regidos por unas 470 normas y a cargo de aproximadamente 30 entidades del Estado.

Portocarrero identificó los principales cuellos de botella: los Estudios de Impacto Ambiental (EIA) demoran en promedio 2.5 veces el plazo legal para su aprobación —y sus modificaciones hasta 5 o 6 veces—, mientras que los permisos de uso de agua han llegado a demorar hasta 10 veces el plazo establecido (de 36 a 360 días).

Señaló además que eliminar la secuencialidad innecesaria entre trámites, como en el caso de la consulta previa, podría ahorrar entre 8 y 9 meses por proyecto.

VENTANILLA ÚNICA MÁS PREDICTIBLE

Michael Acosta, director general de Promoción y Sostenibilidad Minera del Ministerio de Energía y Minas, abordó el problema desde la gestión pública. Pidió términos de referencia claros para las entidades que emiten opinión técnica como la Autoridad Nacional del Agua (ANA), el Servicio Nacional de Áreas Naturales Protegidas por el Estado (SERNAP) y el Servicio Nacional Forestal y de Fauna Silvestre (SERFOR), de modo que los proyectos no enfrenten observaciones de fondo evitables.

Destacó avances como el desarrollo de un webservice con la ANA para agilizar la comunicación, y subrayó la importancia de consolidar una Ventanilla Única Digital (VUD MINEM)) que permita evaluar los permisos en paralelo y no de forma consecutiva, evitando así que los sobrecostos de tiempo terminen por desincentivar la inversión.

BOOM MINERO

Carlos Casas, director del Centro de Estudios sobre Minería y Sostenibilidad de la Universidad del Pacífico, advirtió que el actual boom de precios de minerales críticos no durará para siempre y que el Perú corre el riesgo de perder la oportunidad si no mejora su competitividad frente a otros países.

Casas planteó revisar de punta a punta el proceso que va desde el inicio de un proyecto hasta su construcción o producción, mejorar la coordinación entre los distintos niveles del Estado, fortalecer y remunerar mejor a los funcionarios públicos, y superar la desconfianza mutua entre el sector público y el privado. «La ola viene. Si no nos atrapamos a la ola, la vamos a perder», afirmó.

Los cuatro panelistas coincidieron en un diagnóstico común: el Perú cuenta con el potencial geológico, los precios favorables y una cartera de proyectos mineros que ya suma US$64,000 millones, pero el aparato burocrático del Estado —marcado por la duplicidad de permisos, la falta de coordinación entre entidades y la ausencia de una ventanilla única real— sigue siendo la principal barrera para convertir ese potencial en inversión, empleo y desarrollo para el país.

Generación térmica gana peso ante riesgo de El Niño

La generación térmica adquirirá un papel estratégico en Colombia ante el riesgo de una reducción adicional de los aportes hídricos provocada por el fenómeno de El Niño. Como parte del mecanismo activado, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) estableció un nivel mínimo de generación térmica cuya aplicación estará vinculada con la evolución de los embalses.

La medida busca complementar la generación hidroeléctrica y disminuir la exposición del sistema ante escenarios de menor disponibilidad de agua.

Respaldo para el sistema eléctrico

El mecanismo permitirá utilizar la generación térmica como respaldo mientras se monitorea la evolución de las reservas hídricas. De esta manera, las plantas térmicas podrán contribuir a mantener la oferta disponible cuando las condiciones de los embalses reduzcan el aporte de las centrales hidroeléctricas.

Esta estrategia cobra importancia debido a que los aportes hídricos acumularon cuatro meses por debajo de su promedio histórico y llegaron al 74,46 % de dicha referencia en agosto.

Nuevas reglas para los generadores

La decisión de la CREG no se limita a establecer un nivel mínimo de generación térmica. El mecanismo también contempla modificaciones en las condiciones aplicables a las ofertas de energía realizadas por las plantas generadoras.

Asimismo, incorpora reglas específicas para la operación del Mercado de Energía Mayorista. Con ello, el regulador busca facilitar la coordinación entre los diferentes agentes y preservar la disponibilidad de generación en escenarios de menor oferta hídrica.

Mayor presión por el consumo

El sistema energético colombiano enfrenta además un escenario de elevada demanda. En agosto, el consumo de electricidad alcanzó un máximo histórico de 263,27 GWh diarios.

La combinación de una demanda récord con menores aportes hídricos incrementa la importancia de contar con fuentes de respaldo capaces de responder ante posibles periodos de mayor exigencia.

Colombia se prepara ante un escenario climático complejo

Las reservas de los embalses se ubicaron en 83,22 % al 3 de septiembre, por debajo del umbral técnico definido para la condición de alerta. Ante este panorama, la CREG decidió activar el mecanismo con un enfoque preventivo.

La estrategia busca que el sistema mantenga suficiente capacidad de generación para atender la demanda y reducir el riesgo de restricciones en el servicio.

El desafío será mantener el equilibrio entre la generación hidroeléctrica y térmica mientras evolucionan las condiciones climáticas. Para el mercado eléctrico colombiano, la disponibilidad de generación de respaldo será determinante durante los meses de mayor presión sobre el sistema.

CREG activa mecanismo ante menor disponibilidad hídrica

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) activó un mecanismo de sostenimiento para fortalecer la confiabilidad del sistema eléctrico colombiano ante las condiciones asociadas al fenómeno de El Niño y el riesgo de una reducción adicional de los aportes hídricos.

La decisión fue adoptada después de evaluar el comportamiento reciente del Sistema Interconectado Nacional y las recomendaciones técnicas del Centro Nacional de Despacho (CND) y del Consejo Nacional de Operación (CNO). El objetivo es administrar los recursos disponibles y mantener la capacidad necesaria para atender la demanda durante un periodo de mayor riesgo energético.

Aportes hídricos bajo presión

Uno de los principales factores considerados por el regulador es el comportamiento de los aportes hídricos. Estos registraron cuatro meses consecutivos por debajo de su promedio histórico.

En agosto de 2026, los aportes alcanzaron el 74,46 % de la referencia histórica, una situación que incrementa la necesidad de administrar con mayor cautela las reservas de agua destinadas a la generación eléctrica.

La situación adquiere mayor relevancia para Colombia debido al peso de la generación hidroeléctrica dentro de su sistema eléctrico. Una reducción prolongada de los recursos hídricos puede incrementar la presión sobre otras fuentes de generación.

Embalses entran en zona de atención

La CREG también tomó en cuenta el nivel de las reservas hídricas. Con corte al 3 de septiembre de 2026, los embalses del Sistema registraban una reserva de 83,22 %, porcentaje que se encontraba por debajo del umbral técnico establecido para la condición de alerta.

Este indicador llevó al regulador a adoptar una estrategia preventiva para anticiparse a un eventual deterioro de las condiciones hidrológicas.

Demanda eléctrica alcanza máximo histórico

A la menor disponibilidad de agua se suma un incremento en el consumo de electricidad. Durante agosto, la demanda nacional alcanzó un máximo histórico de 263,27 GWh por día.

El aumento del consumo representa una presión adicional sobre la capacidad de generación disponible y refuerza la necesidad de preservar las reservas energéticas para los periodos de mayor exigencia.

Medida preventiva para evitar restricciones

La directora ejecutiva de la CREG, Adriana María Jiménez Delgado, señaló que la activación tiene carácter preventivo y busca anticipar posibles dificultades en la operación del sistema.

La estrategia pretende reducir el riesgo de que los hogares y los sectores productivos enfrenten restricciones en el suministro de electricidad si las condiciones climáticas generan una reducción adicional de la generación hidroeléctrica.

Con esta medida, Colombia busca fortalecer su capacidad de respuesta ante un escenario de menor hidrología y una demanda eléctrica elevada.

MINEM impulsa acuerdos entre Carpintero-Kirigueti y Pluspetrol

El Ministerio de Energía y Minas (MINEM) impulsó un proceso de diálogo y búsqueda de consensos entre la Comunidad Nativa Carpintero-Kirigueti y la empresa Pluspetrol, con el objetivo de atender las demandas de la población y fortalecer la relación entre la comunidad y la empresa que opera en el ámbito del proyecto Camisea. La intervención forma parte de los esfuerzos del sector para prevenir conflictos y promover acuerdos en zonas de actividad energética.

MINEM facilita el diálogo

La intervención del MINEM busca generar un espacio de comunicación directa entre las partes, con participación de la Oficina General de Gestión Social (OGGS) del sector.

El proceso tiene como finalidad facilitar el entendimiento entre la comunidad y la empresa, permitiendo que las preocupaciones de la población sean expuestas y que se puedan evaluar alternativas de solución mediante el diálogo.

La participación del Estado busca contribuir a que los compromisos puedan ser definidos de manera concertada y con seguimiento institucional.

Comunidad plantea necesidades de servicios

Uno de los principales temas vinculados a la comunidad es la necesidad de mejorar el acceso a servicios básicos y energía eléctrica.

Carpintero-Kirigueti se encuentra en el ámbito de influencia de Camisea, en el distrito de Megantoni, provincia de La Convención, Cusco. La población ha planteado la necesidad de contar con un suministro eléctrico más estable para mejorar sus condiciones de vida y atender actividades cotidianas.

Estado busca prevenir conflictos sociales

Para el MINEM, estos espacios de diálogo representan una herramienta para anticipar posibles conflictos y fortalecer la coordinación entre comunidades, empresas y Estado.

El acompañamiento de la OGGS permite establecer mecanismos de comunicación y seguimiento de los compromisos, especialmente en territorios donde se desarrollan actividades relacionadas con hidrocarburos.

La estrategia apunta a que las diferencias puedan ser abordadas mediante canales institucionales antes de que escalen hacia escenarios de mayor conflictividad.

Acuerdos buscan fortalecer la relación

El proceso entre Carpintero-Kirigueti y Pluspetrol representa un nuevo paso para mejorar la articulación entre la actividad energética y las necesidades de las comunidades ubicadas en su entorno.

El MINEM continuará participando como facilitador para contribuir al cumplimiento de los acuerdos y mantener abiertos los canales de comunicación entre las partes.

Chocó busca reactivar su sistema energético

El Gobierno de Abelardo de la Espriella prepara un plan para fortalecer y reactivar el sistema energético del Chocó, con una estrategia que contempla atraer inversión privada, desarrollar proyectos de transmisión e incorporar soluciones de generación mediante plantas diésel y energía solar.

La ministra de Minas y Energía, María Nohemi Arboleda, explicó que uno de los objetivos principales es generar condiciones de estabilidad jurídica e incentivos que permitan atraer empresas privadas interesadas en participar en proyectos energéticos de la región.

Inversión privada para fortalecer el servicio

La estrategia contempla la participación de inversionistas en contratos orientados a mejorar la prestación del servicio de energía eléctrica. Según la ministra, ya existen empresas del sector interesadas en apoyar las iniciativas, especialmente en proyectos relacionados con infraestructura de transmisión.

Sin embargo, debido a que las obras de transmisión requieren varios años para su ejecución, el Gobierno plantea implementar soluciones de corto plazo que permitan atender las necesidades energéticas de la población mientras se desarrollan las obras estructurales.

En este contexto, se prevé la incorporación de plantas de generación que funcionarán con diésel, junto con soluciones basadas en energía solar, como parte de las medidas para mejorar la disponibilidad del servicio en el departamento.

Obras de transmisión serán fundamentales

La ampliación y modernización de la infraestructura de transmisión constituye uno de los componentes centrales de la estrategia energética para el Chocó.

La ministra señaló que existen obras importantes pendientes en esta materia y que su ejecución requiere plazos de mediano alcance. Por ello, el Gobierno busca avanzar simultáneamente en las obras de infraestructura y en mecanismos que permitan garantizar el suministro durante el periodo de transición.

El planteamiento cobra especial importancia para un departamento que enfrenta dificultades históricas en materia de infraestructura energética y que, además, sufrió los efectos del terremoto registrado el 10 de agosto de 2026.

Energía y formalización minera

El plan energético también está vinculado con la estrategia del Gobierno para impulsar la actividad económica del Chocó.

Además de fortalecer el suministro eléctrico, la administración busca avanzar en la formalización minera, promover una extracción más eficiente y garantizar que una mayor proporción de los recursos generados por estas actividades permanezca en la región.

La disponibilidad de energía confiable resulta estratégica para mejorar las condiciones de operación de empresas, proyectos productivos y actividades mineras, al tiempo que puede contribuir a ampliar las oportunidades de inversión en el departamento.

Con la combinación de inversión privada, generación temporal con diésel, energía solar y nuevas obras de transmisión, el Gobierno pretende avanzar hacia un sistema energético más estable para el Chocó y crear condiciones que permitan acompañar la recuperación económica de la región.

Chile licita obras de transmisión por más de US$500 millones

El Coordinador Eléctrico Nacional de Chile abrió las ofertas técnicas para la ejecución y explotación de 19 proyectos de expansión del sistema de transmisión eléctrica, iniciativas que en conjunto contemplan inversiones superiores a US$500 millones.

El proceso recibió 48 ofertas técnicas presentadas por nueve empresas, interesadas en desarrollar las nuevas subestaciones y líneas que permitirán ampliar y reforzar la infraestructura eléctrica del país. Dos de los 19 proyectos considerados no recibieron ofertas.

Entre las obras más relevantes se encuentra el conjunto conformado por las nuevas subestaciones Tiquel y Tiuquilemu y una línea de transmisión de doble circuito de 500 kV que las conectará. Esta infraestructura permitirá fortalecer la capacidad de transporte de energía entre las regiones del Maule y Ñuble.

La iniciativa también busca mejorar la conexión entre la red de 500 kV y el sistema de 220 kV, además de facilitar nuevas conexiones y futuras ampliaciones de la infraestructura eléctrica.

Otro grupo de proyectos corresponde a la Nueva S/E Longovilo y la Nueva S/E Navidad, junto con una nueva línea de 2×66 kV entre Navidad y Longovilo. Estas obras están orientadas a reforzar el abastecimiento eléctrico de la zona de Navidad, en la Región de O’Higgins, y mejorar la suficiencia y calidad del suministro.

Tras la apertura de las ofertas técnicas, el Coordinador Eléctrico Nacional deberá evaluar las propuestas para determinar cuáles cumplen con los requisitos establecidos en el proceso. Posteriormente, se avanzará hacia la apertura de las ofertas económicas.

La ceremonia para la apertura de las propuestas económicas está programada para el 3 de noviembre de 2026, fecha que marcará una nueva etapa en el proceso de adjudicación de las obras.

El conjunto de proyectos representa una inversión relevante para la modernización de la red eléctrica chilena y permitirá aumentar la capacidad de transmisión, fortalecer el suministro en distintas zonas y generar condiciones para futuras expansiones del sistema energético.

Empresas eléctricas se preparan ante El Niño

Las empresas eléctricas del norte y centro del Perú vienen reforzando sus acciones de prevención ante la posibilidad de un eventual Fenómeno El Niño, con el objetivo de garantizar la continuidad del servicio y reducir los riesgos sobre la infraestructura energética.

El Ministerio de Energía y Minas (MINEM) informó que las compañías del sector han desarrollado medidas destinadas a fortalecer su capacidad de respuesta frente a posibles eventos climáticos que puedan afectar las redes eléctricas y otros componentes del sistema.

La preparación contempla la revisión de instalaciones y la aplicación de planes de contingencia, con especial atención en aquellas zonas que podrían presentar una mayor exposición a lluvias intensas, huaicos, desbordes de ríos y otros fenómenos asociados a condiciones climáticas adversas.

El objetivo es que las empresas puedan actuar de manera rápida ante eventuales interrupciones y restablecer el suministro eléctrico en el menor tiempo posible. Para ello, se considera fundamental contar con recursos humanos, equipos y logística disponibles para atender emergencias.

El MINEM viene realizando seguimiento a las acciones de prevención implementadas por las empresas eléctricas, como parte de una estrategia orientada a fortalecer la seguridad y confiabilidad del servicio energético ante escenarios climáticos adversos.

La preparación anticipada resulta especialmente relevante para proteger servicios esenciales y actividades económicas que dependen de un suministro eléctrico continuo, particularmente en las regiones del norte y centro del país.

Cuatro Vientos incorpora 15 km de nueva transmisión eléctrica

El Parque Eólico Cuatro Vientos, aprobado ambientalmente en la Región de Los Lagos, no solo contempla la instalación de 48 aerogeneradores, sino también una infraestructura de transmisión destinada a conectar la nueva generación con el Sistema Eléctrico Nacional.

Como parte de la iniciativa, Colbún proyecta construir la Subestación Elevadora Cuatro Vientos 33/220 kV, infraestructura que permitirá elevar el nivel de tensión de la electricidad producida por el parque antes de su incorporación a la red.

El proyecto incluye además una línea de transmisión eléctrica de doble circuito de aproximadamente 15 kilómetros, que conectará la nueva subestación con la Subestación Tineo, ubicada también en la comuna de Llanquihue.

La configuración permitirá transportar hacia el sistema la energía producida por los 360 MW de capacidad eólica que contempla el parque. La generación anual estimada alcanza los 800 GWh, reforzando la incorporación de electricidad proveniente de fuentes renovables.

El desarrollo de esta infraestructura resulta clave para la operación del proyecto, ya que la capacidad de generación renovable requiere instalaciones de transmisión que permitan evacuar la electricidad hacia los centros de consumo y el sistema interconectado.

Con la aprobación unánime de la Comisión de Evaluación Ambiental de Los Lagos, Cuatro Vientos avanza en su proceso de desarrollo y consolida una inversión de aproximadamente US$540 millones vinculada tanto a generación eólica como a infraestructura eléctrica.

Colbún obtiene aprobación ambiental para parque eólico de US$540 millones

La Comisión de Evaluación Ambiental de la Región de Los Lagos aprobó por unanimidad el desarrollo del Parque Eólico Cuatro Vientos, iniciativa de Colbún que contempla una inversión estimada de US$540 millones en la comuna de Llanquihue, Chile.

El proyecto considera una potencia instalada de 360 MW y busca aprovechar el recurso eólico disponible en la zona para incorporar nueva generación de energía renovable no convencional al Sistema Eléctrico Nacional (SEN). Se estima que la central podrá producir aproximadamente 800 GWh de electricidad al año.

La infraestructura estará compuesta por 48 aerogeneradores, cada uno con una potencia nominal de 7,5 MW. De acuerdo con las características previstas, el parque tendrá un factor de planta de 25% y una vida útil cercana a los 50 años.

La aprobación ambiental representa un nuevo avance para la cartera de proyectos renovables de Colbún y permite continuar con las siguientes etapas necesarias para concretar una infraestructura de generación de gran escala en la Región de Los Lagos.

La iniciativa también contempla un componente de infraestructura eléctrica destinado a transportar la energía generada hacia el sistema nacional, permitiendo que la nueva capacidad renovable pueda integrarse a la red.

Con esta inversión, el proyecto Cuatro Vientos se posiciona como una de las iniciativas eólicas de mayor escala proyectadas para la región, contribuyendo a ampliar la participación de fuentes renovables en la matriz energética chilena.

Grenergy cierra venta de Gabriela por US$475 millones

Grenergy completó la venta de Gabriela, cuarta fase de su megaproyecto Oasis de Atacama en Chile, a fondos gestionados por CVC DIF. La operación alcanzó un valor empresa de US$475 millones y se concretó luego de la entrada en operación de esta planta híbrida de generación solar y almacenamiento.

Gabriela cuenta con 272 MW de capacidad solar instalada y 1.100 MWh de almacenamiento en baterías, convirtiéndose en uno de los activos relevantes dentro de la plataforma Oasis de Atacama. La transacción había sido anunciada en septiembre de 2025 y quedó formalmente completada tras el inicio de operaciones del proyecto.

La venta forma parte de la estrategia de rotación de activos de Grenergy, mediante la cual la compañía busca generar recursos para financiar nuevas inversiones y continuar ampliando su cartera de proyectos renovables y de almacenamiento.

La empresa estableció en su plan estratégico un objetivo de generación de 800 millones de euros mediante la rotación de activos durante el periodo 2026-2028. Asimismo, prevé invertir 3.700 millones de euros hasta 2028, destinados principalmente al desarrollo de sus plataformas de generación solar y almacenamiento.

La operación con CVC DIF se suma a una transacción anterior realizada con ContourGlobal, perteneciente a KKR, en diciembre de 2024. En conjunto, ambas operaciones representan aproximadamente el 25 % de la plataforma Oasis de Atacama y acumulan un valor empresa cercano a US$1.500 millones.

Grenergy mantendrá además durante cinco años los servicios de operación y mantenimiento de Gabriela, lo que le permitirá continuar vinculada a la gestión del activo pese a la transferencia de su propiedad.

La compañía también está trasladando su modelo de hibridación entre energía solar y baterías a otros mercados. Su estrategia contempla ampliar las plataformas Oasis en Chile y desarrollar Iberian Oasis en España, con un portafolio conjunto que alcanza 5 GW solares y 22 GWh de almacenamiento.

Con esta operación, Grenergy obtiene nuevos recursos para continuar ejecutando su plan de crecimiento y consolidar un modelo basado en desarrollar, operar y posteriormente rotar activos energéticos.