La petrolera británica proyecta un mayor consumo de fósiles en la próxima década, lo que reconfigura escenarios para la región.
Energía29/09/2025
Redacción
El nuevo escenario energético global trazado por BP, que sitúa el pico de demanda de petróleo hacia 2030 en lugar de 2025, reabre el debate estratégico en América Latina. Esta revisión, motivada por tensiones geopolíticas, costos de transición y realineamientos económicos, podría extender la ventana de oportunidad para países productores como Brasil, México, Colombia, Guyana y Argentina, donde los proyectos en curso aún dependen de una matriz hidrocarburífera sólida.
La demanda sostenida de crudo y gas a nivel global otorga mayor valor a los activos fósiles de la región, y refuerza el atractivo de nuevas rondas exploratorias o ampliación de proyectos en curso, como el offshore brasileño o el shale argentino. A su vez, la infraestructura existente —oleoductos, terminales de GNL y refinerías— gana relevancia frente a un mundo que aún prioriza la seguridad energética frente a metas climáticas.
Sin embargo, esta prolongación del ciclo fósil no está exenta de riesgos. Las señales contradictorias en la transición energética pueden reducir el apetito inversor en energías renovables o postergar decisiones estructurales de diversificación productiva. Además, expone a los países latinoamericanos a mayores presiones externas por compromisos climáticos, especialmente si los marcos regulatorios carecen de credibilidad o ambición.
En este contexto, los gobiernos de la región enfrentan un dilema estratégico: aprovechar al máximo el ciclo extendido de demanda de fósiles sin comprometer sus transiciones futuras. La decisión de BP no solo modifica balances globales de oferta y demanda, sino que obliga a América Latina a definir con mayor claridad cómo equilibrar desarrollo, seguridad energética y descarbonización.
El Parque Solar San Rafael aportará 180 MW al sistema eléctrico y consolida a la empresa como líder en renovables en Argentina.
El fundador de Continental Resources compró activos en cuatro bloques no operados y prevé invertir hasta US$200 millones por año.
La empresa provincial sumó más de 250 nuevos usuarios, extendió redes en 20 localidades y avanza en el cierre del Ramal Zona Norte, una obra clave para la equidad energética.
El ente provincial lideró en 2025 iniciativas clave para diversificar la matriz eléctrica y modernizar la infraestructura energética de la provincia.
La petrolera estadounidense se convierte en operadora con el 90% del bloque tras un acuerdo con Pluspetrol y GyP. El ingreso incluye un pago de USD 9 millones a la provincia.
Desde el 5 de enero, los vecinos de la villa accederán nuevamente al gas natural gracias al financiamiento provincial y la reactivación del gasoducto.
La provincia cerró 2025 con máximos históricos en petróleo y fuerte impulso en gas, clave para el superávit comercial nacional.
La caída de la demanda china y la baja de costos en energía solar anticipan un sobrestock estructural hacia 2030.
