Un informe sectorial de ADELAT y el BID revela que la región pierde el 17% de su generación eléctrica por ineficiencias y derivaciones ilegales. Con un costo que llega a los US$16.600 millones anuales, las empresas distribuidoras buscan pasar de los barridos aleatorios a una gestión del riesgo basada en datos, tecnología y planes de inclusión social.

América Latina y el Caribe pierde, en promedio, cerca del 17% de la energía generada por las denominadas Pérdidas No Técnicas (PNT), un registro tres veces superior al promedio de los países de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE). Así lo planteó un estudio de la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de Latinoamérica (ADELAT), la Universidad de Chile, OLACDE y el BID, que reveló que la región registra niveles de ineficiencia que comprometen la sostenibilidad de sus sistemas en pleno proceso de transición energética.

El estudio «Recuperando Energía: Innovación y Estrategias para la Gestión de Pérdidas No Técnicas en América Latina y el Caribe» abordó un problema que el sector de la distribución eléctrica que los mercados enfrentan de manera estructural por la magnitud y que puede afectar tanto lo operativo de la calidad del servicio como los equilibrios financieros de las compañías.

La magnitud del fenómeno es severa. En términos físicos, las pérdidas que excedieron el límite referencial del 10% representaron 120 TWh, un volumen equivalente a la totalidad de la generación eólica y solar consolidada en la región durante ese mismo período. La problemática exhibe un carácter generalizado que afecta a 22 de los 26 países analizados por Adelat y el BID.

Existen casos extremos con mermas superiores al 25%, como sucede en Jamaica y Paraguay, junto a volúmenes absolutos de criticidad extrema en mercados como Venezuela y Honduras. Para las compañías distribuidoras, el impacto financiero anual consolidado se ubica en un rango que va de los US$9.600 millones a los US$16.600 millones, lo que representa entre un 0,19% y un 0,33% del Producto Interno Bruto (PIB) de la región.

Delimitación de variables y la intencionalidad humana
Al respecto, Joaquín Lazo, especialista técnico y regulatorio de ADELAT, precisó en diálogo con EconoJournal que la denominación responde a criterios operativos claros: «La denominación no técnicas radica en el componente de gestión y conducta humana, para diferenciarlas de las pérdidas técnicas que obedecen a variables físicas inevitables ligadas al comportamiento de las redes», delimitando la intencionalidad.

Mientras las deficiencias no intencionales responden a fallas operativas o administrativas internas, el nudo crítico del sistema se concentra en las acciones deliberadas de hurto. «Las pérdidas no técnicas intencionales en las cuales se enfoca el estudio son de parte de usuarios que intencionalmente buscan hurtar electricidad«, remarcó el especialista técnico de la entidad regional.

Según se desprende del relevamiento sectorial, las pérdidas globales en el segmento de transmisión -alto voltaje- promedian un acotado 5%, debido a que los tendidos están fuera del alcance directo del fraude. En contraposición, el promedio trepa de manera drástica en las redes de distribución domiciliaria, donde la vulnerabilidad del esquema y factores físicos de la baja tensión disparan las mermas técnicas al 6% y las no técnicas al 8% promedio regional.

Una de las principales innovaciones del documento radica en el desarrollo de una base de datos regional que sistematiza las mejores prácticas aplicadas. A través de «fichas de medidas» estandarizadas, el reporte recopila las lecciones aprendidas por los operadores en áreas críticas como la regularización de medidores, la gestión de cobranzas en zonas complejas y la calibración de penalidades, ofreciendo un repositorio para que las empresas de la región dejen atrás los esquemas de ensayo y error.

El estudio recopiló datos mediante un abordaje metodológico de seis etapas, procesando respuestas válidas de 24 distribuidoras y realizando 30 entrevistas extensas a directivos de áreas operativas. La muestra total integró la experiencia de 37 compañías distribuidoras en 14 países -con participación de firmas de la Argentina- junto a organismos de control y regulación de 11 estados de Iberoamérica.

Modelos de gestión y el nuevo mapa de acción operativa
La investigación permitió estructurar una taxonomía operativa orientada a los objetivos específicos de intervención, desplazando las clasificaciones tradicionales por naturaleza. Este nuevo diseño estratégico se articula en tres ejes interdependientes: Detección y Localización (transición hacia analítica avanzada por cliente y gestión del riesgo basada en datos), Desincentivo y Control (blindaje físico y fiscalización focalizada), y Regularización e Inclusión.

Con relación al comportamiento regional, el experto de ADELAT explicitó que las realidades geográficas determinan patrones estacionales específicos. En ese sentido, señló que «las distribuidoras son muy heterogéneas entre sí y a lo largo de América Latina son muy distintas las zonas más aún dependiendo de ciertas estaciones del año, ya sea en el Caribe o hacia el sur de América Latina, por lo que es muy difícil una solución ganadora».

Desde la perspectiva tecnológica, el documento concluye que herramientas como la medición inteligente, la telemedición o la analítica avanzada de datos resultan insuficientes si no se apoyan en procesos internos robustos y bases comerciales de clientes actualizadas. Ningún algoritmo analítico posee la capacidad de subsanar inconsistencias en registros comerciales obsoletos o desalineados.

Asimismo, la viabilidad de los planes de contingencia depende fuertemente de los incentivos tarifarios y de las regulaciones específicas de cada jurisdicción. Lazo explicó las asimetrías del marco normativo respecto al traslado de ineficiencias: «En muchos países se reconocen pérdidas por lo que se asume cierto porcentaje que se paga a través de la tarifa de todos los usuarios. Pero por encima de esas pérdidas reconocidas las tiene que asumir la distribuidora, y si está por encima de ese nivel la distribuidora tiene incentivos en reducirlas».

Finalmente, las experiencias operativas de firmas como EPM o UTE reafirman que la reducción sostenible de pérdidas en entornos de vulnerabilidad social e informalidad no se agota en medidas coercitivas, sino que requiere una integración urbana y social efectiva. La contención del fraude técnico se presenta, en consecuencia, como un imperativo financiero y un vector indispensable para garantizar la equidad en el acceso al servicio y la flexibilidad operativa que impone la transición energética en la Argentina y la región.

Tal como advirtió Lazo para concluir, el trasfondo del problema excede los balances financieros y comerciales de las prestatarias: «El problema del fraude en la electricidad termina siendo un problema social porque estas derivaciones ilegales impactan por un lado en la calidad del servicio, son las zonas de menos recursos las que hurtan más electricidad y eso provoca que esas zonas tengan una menor calidad del servicio y también muchos riesgos».

Por Ignacio Ortiz

Fuente: Econo Journal

El Gobierno publicará en los próximos días los pliegos y el llamado a licitación para ampliar la red de transporte eléctrico en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), un proyecto considerado clave para reducir cortes de luz y aliviar los cuellos de botella del sistema. La iniciativa se desarrollará bajo un esquema de concesión de obra pública con financiamiento privado y garantizado por el Banco Interamericano de Desarrollo (BID).

La principal novedad es que la empresa adjudicataria podrá comenzar a recuperar la inversión a medida que avance la construcción, mediante ingresos provenientes de las tarifas que pagan los usuarios asociados a avances parciales de construcción, y no recién cuando todo el proyecto esté finalizado, según supo LA NACION de fuentes con conocimiento del tema. En la práctica, el repago se incorporará dentro del componente de transporte de las facturas eléctricas que pagan los usuarios, uno de los cuatro segmentos que integran la boleta junto con generación, distribución e impuestos.

En el sector aseguran que el objetivo es generar incentivos para atraer inversores a una infraestructura que demandará entre US$700 y US$800 millones. El BID aportará una garantía parcial de US$200 millones al ganador de la compulsa. El llamado se publicaría entre esta semana y, a más tardar, la próxima, según lo previsto.

El proyecto contempla la construcción de más de 500 kilómetros de líneas de alta tensión y nuevas estaciones transformadoras para reforzar el abastecimiento eléctrico en el principal centro de consumo del país.

La obra, denominada “AMBA I”, será licitada bajo un esquema en el que el concesionario privado financiará, construirá, operará y mantendrá la infraestructura durante al menos 15 años. El plazo de ejecución previsto ronda los 52 meses y el repago se extendería durante siete años.

La ampliación del sistema de transporte es considerada una de las principales urgencias del sector energético. Aunque en los últimos años creció la generación eléctrica —especialmente renovable y de gas natural—, gran parte de esas inversiones no puede aprovecharse plenamente por las limitaciones de la red de transmisión, que prácticamente no registró expansiones relevantes en más de una década.

El cambio representa además una modificación importante respecto de los primeros esquemas analizados por el gobierno de Javier Milei para financiar la expansión eléctrica. En un primer momento, el secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González, y la secretaria de Energía, María Tettamanti, habían impulsado la creación de un cargo fijo en las boletas eléctricas —conocido en la jerga como “estampillado”— para fondear las obras de transmisión.

La propuesta, sin embargo, no avanzó tras objeciones dentro del Ejecutivo. En el sector le adjudicaban al asesor presidencial Santiago Caputo la decisión de no avanzar en ese sentido. La alternativa posterior fue ir por concesiones de obra pública financiadas íntegramente por privados, bajo un esquema en el que las empresas recuperaban la inversión recién una vez terminada y habilitada toda la infraestructura.

Pero en el sector advertían que ese mecanismo encarecía fuertemente el financiamiento, debido a los largos plazos de ejecución y a los antecedentes de congelamiento tarifario y cambios regulatorios en la Argentina. La duda era a qué tasa los grandes bancos estarían dispuestos a prestar para proyectos con recuperación a tan largo plazo y expuestos a eventuales cambios políticos o regulatorios.

El nuevo modelo que prepara la Secretaría de Energía busca resolver parte de ese problema. El adjudicatario podrá comenzar a cobrar ingresos tarifarios a medida que vaya completando hitos parciales de construcción. La intención oficial es mejorar las condiciones de financiamiento y acelerar el desembarco de inversores privados en proyectos considerados críticos para evitar nuevos problemas de abastecimiento durante los picos de consumo.

El modelo también refleja la decisión del Gobierno de evitar obras financiadas directamente por el Tesoro, en línea con la estrategia fiscal de la administración libertaria. La apuesta oficial es que el sector privado absorba el financiamiento, la construcción y el mantenimiento de la infraestructura, mientras el Estado conserva el rol regulatorio.

Algunos de estos lineamientos ya fueron transmitidos por funcionarios del área energética a empresas del sector en las últimas semanas. El subsecretario de Energía Eléctrica, Damián Sanfilippo, brindó además algunas definiciones durante una exposición en la conferencia regional Adelatam 2026, que reunió hasta el viernes pasado en Buenos Aires a reguladores, distribuidoras, inversores y proveedores tecnológicos para debatir cómo modernizar la infraestructura eléctrica de América Latina.

La obra AMBA I forma parte del Plan Nacional de Ampliación del Transporte Eléctrico, que contempla un conjunto de 16 proyectos prioritarios definidos por la Secretaría de Energía para reforzar la red de alta tensión y acompañar el crecimiento de la demanda. El área metropolitana concentra cerca del 40% del consumo eléctrico nacional y arrastra desde hace años problemas estructurales de transmisión que derivan en restricciones operativas que se vuelven especialmente visibles durante los picos de demanda del verano y el invierno, cuando aumentan los riesgos de cortes e interrupciones del servicio.

En paralelo, el Gobierno avanza en otras iniciativas para reforzar la confiabilidad del sistema. Sanfilippo confirmó el lanzamiento de una licitación para incorporar generación térmica modular en nodos críticos definidos por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa), con el objetivo de sumar potencia firme en zonas vulnerables durante períodos de alta demanda.

La Secretaría de Energía también espera recibir nuevas ofertas para el segundo programa de almacenamiento mediante baterías a escala del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Tras la convocatoria realizada para el nodo metropolitano bajo el programa ALMA GBA, el Gobierno busca extender el esquema hacia siete regiones consideradas críticas del interior del país para incorporar unos 700 MW de potencia de reserva.

Por Agustín Maza

Fuente: La Nación

Así lo calculó Viviana Hart, representante del BID en Argentina. La magnitud de la inversión requerida obliga a repensar las bases contractuales y regulatorias, dado que las arquitecturas financieras tradicionales resultan insuficientes para cubrir el ritmo de expansión y resiliencia que las redes de transmisión y distribución demandan en la actualidad.

La Conferencia Adelatam 2026, organizada por la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas (Adelat), se consolidó como un espacio de debate fundamental para el sector energético de la región, exponiendo las tensiones inherentes entre la necesidad imperiosa de infraestructura inmediata y las metas estructurales de mediano y largo plazo.

El evento evidenció la existencia de una agenda dual donde conviven la urgencia operativa de los sistemas locales y el imperativo global de la descarbonización.

Mayor capacidad para nodos críticos

En este escenario, la apertura del foro regional estuvo marcada por anuncios gubernamentales de alto impacto para Argentina, presentados por el subsecretario de Energía Eléctrica, Damián Sanfilippo, quien confirmó el lanzamiento de una licitación para incorporar centrales de generación térmica en nodos críticos administrados por Cammesa.

Esta estrategia busca mitigar los cuellos de botella más apremiantes del sistema mayorista, una iniciativa que se complementa con el concurso para la construcción de la línea de alta tensión AMBA I mediante esquemas de financiamiento privado y los avances en las reconcesiones hidroeléctricas con obligaciones contractuales de obra, en sintonía con la venta de las acciones estatales en Transener.

u$s 48.000 anuales para hacer realidad la transición energética
Esta búsqueda de respuestas urgentes está en línea con el diagnóstico regional que tienen los organismos multilaterales de crédito: Viviana Alva Hart, representante del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), calculó los requerimientos de capital para viabilizar la transición energética en el continente, precisando que América Latina necesitará invertir unos u$s 48.000 millones anuales para adaptar de manera eficiente su sector eléctrico.

La magnitud de la inversión requerida obliga a repensar las bases contractuales y regulatorias, dado que las arquitecturas financieras tradicionales resultan insuficientes para cubrir el ritmo de expansión y resiliencia que las redes de transmisión y distribución demandan en la actualidad.

El flujo de financiamiento se vuelve así la variable crítica del proceso, especialmente cuando el propio BID mantiene actualmente una cartera activa de u$s 5.000 millones en la región destinada a proyectos de energías renovables, sistemas de almacenamiento y el diseño de subsidios focalizados.

Los riesgos de una transición mal planificada

Uno de los núcleos conceptuales de Adelatam 2026 giró en torno a cómo instrumentar la modernización técnica de las redes sin generar consecuencias socioeconómicas indeseadas.

El consultor de la Organización Latinoamericana de Energía (Olade) y exgerente general de Cammesa, Esteban Kiper, encendió las alarmas regulatorias al advertir sobre el riesgo de regresividad estructural implícito en una transición mal planificada.

Según el especialista, el regulador tiene la misión crítica de evitar que la nueva red sea más regresiva, un fenómeno que ocurre cuando los sectores de mayor poder adquisitivo se transforman en prosumidores mediante la instalación de generación distribuida domiciliaria, reduciendo su contribución al sostenimiento de los costos fijos del sistema y trasladando de forma indirecta esa carga tarifaria hacia los usuarios más vulnerables que carecen de capital para adoptar nuevas tecnologías.

Por ende, la modernización de las redes no debe concebirse como una oleada tecnológica inconexa, sino como un despliegue planificado donde la eficiencia, la seguridad operativa y la reducción de costos finales para los usuarios de menores recursos sigan siendo los ejes ordenadores de la política pública.

por Matías Astore

Fuente: Shale24

La distribución eléctrica dejó de ser un eslabón secundario dentro de la cadena energética para convertirse en uno de los pilares centrales de la transición energética. La electrificación de la demanda, el crecimiento de la generación distribuida y la incorporación de nuevas tecnologías hacen que las redes aparezcan como el principal desafío, y al mismo tiempo como la mayor oportunidad para transformar el sistema eléctrico de América Latina.

Ese fue el eje de ADELATAM26, la conferencia de distribución eléctrica “Redes que transforman la energía del futuro”, que se llevó a cabo entre el 20 y 21 de mayo n el hotel DoubleTree by Hilton Buenos Aires. El encuentro sirvió como un espacio regional de articulación entre empresas, reguladores, inversores y especialistas donde se debatió cómo acelerar la modernización de las redes y reducir las brechas de infraestructura y digitalización en la región.

Organizado por la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas (ADELAT), el evento hizo foco en el rol preponderante de las redes. ¿Por qué? Básicamente porque consideran que el principal cuello de botella para avanzar al ritmo que exige la transición energética está en la capacidad de las redes de distribución para operar en tiempo real, integrar recursos energéticos distribuidos y adaptarse a estándares crecientes de resiliencia frente a eventos climáticos extremos.

En efecto, América Latina enfrenta desafíos estructurales que van desde altos niveles de pérdidas eléctricas y marcos regulatorios desactualizados hasta la necesidad de realizar inversiones millonarias en digitalización, automatización y medición inteligente. En ese contexto, sostienen que la distribución eléctrica dejó de ser un negocio de bajo crecimiento para convertirse en un activo estratégico clave para el futuro energético de la región.

El peso de la infraestructura en la transición energética
La transición energética dependerá, en gran medida, de cómo la distribución eléctrica sea convertida en una infraestructura inteligente, visible y gestionable en tiempo real. ADELATAM 2026 fue justamente un espacio para debatir sobre este punto y posicionar el rol de las redes eléctricas como habilitadoras de esa transición.

Puntualmente, durante el evento se debatieron y expusieron modelos de negocio y marcos regulatorios con un objetivo claro: favorecer las inversiones sostenidas y alinear a todos los actores -reguladores, empresas, inversores y proveedores tecnológicos- en una agenda común.

En este contexto, el principal desafío no es simplemente adoptar nuevas tecnologías sino hacerlo de formar eficiente en cada modelo operativo y regulatorio. Esto es, la capacidad de gestionar datos, integrar recursos y optimizar operaciones.

En paralelo, la región debe evolucionar desde modelos centrados en costos hacia esquemas orientados al desempeño. Entre las principales necesidades mencionaron el reconocimiento de inversiones en digitalización, incentivos vinculados a calidad y resiliencia, mecanismos previsibles de recuperación de inversiones y adaptaciones tarifarias que permitan señales eficientes.

Fuente: EconoJournal

Amaral habló de la transformación del sector eléctrico, explicado por la expansión de nuevas tecnologías como la automatización, los drones, la medición avanzada y las redes inteligentes.

Los principales desafíos se presentan por la incorporación de fuentes renovables no controlables, la necesidad de flexibilidad y la resiliencia frente al cambio climático.

En el tema regulatorio, clave para la inversión, indicó que es importante la previsibilidad, la estabilidad institucional y el reconocimiento de inversiones dentro del ciclo tarifario.

En el panorama regional, explica que cada país presenta diferentes niveles de avance: Costa Rica destaca por medición inteligente, Brasil la generación distribuida; pero existe rezago en almacenamiento.  De México, destacó el gran potencial por los recursos solares y la oportunidad de combinar almacenamiento y movilidad eléctrica.

Finalmente, la líder de la ADELAT, explicó cómo las redes de distribución enfrentan retos derivados de la digitalización, la adopción de energías renovables y el cambio climático, lo que abre la oportunidad a nuevos modelos de negocio.

Fuente: Factor Energético

A indústria energética da América Latina encontra-se em um ponto de inflexão. Sob o lema “Redes que transformam a energia do futuro”, a Associação de Distribuidoras de Energia Elétrica Latino-Americanas (ADELAT) convida a participar do ADELATAM 2026 – Conferência de Distribuição Elétrica da América Latina, que será realizada em Buenos Aires nos dias 20 e 21 de maio de 2026, no hotel DoubleTree by Hilton. 

O evento reunirá mais de 300 representantes de 15 países, entre empresas distribuidoras, órgãos reguladores, fornecedores de tecnologia, entidades multilaterais, investidores e grandes consumidores. Ao longo de 13 sessões temáticas, serão exploradas tendências, compartilhadas experiências e analisados diferentes cenários relacionados a modelos de negócio e marcos regulatórios. 

A região vive um momento decisivo: a transição energética avança rapidamente, a geração distribuída se expande, a mobilidade elétrica cresce e a incorporação de tecnologias digitais está redefinindo o funcionamento do sistema elétrico. Nesse contexto, as redes de distribuição assumem um papel central como infraestrutura que conecta a energia aos usuários e às indústrias, viabilizando novos modelos de operação mais inteligentes, resilientes e eficientes. 

Ao longo dos dois dias, a agenda incluirá temas como digitalização da rede, implementação de Smart Grids, resiliência frente a eventos climáticos, evolução regulatória e novos modelos de negócio voltados a garantir a qualidade do fornecimento. 

Diferentemente de outros encontros do setor, as sessões do ADELATAM 2026 são estruturadas com base em estudos técnicos desenvolvidos pela ADELAT em conjunto com suas associadas, organismos multilaterais e parceiros acadêmicos. Essa abordagem permite levar ao debate evidências, casos e propostas alinhadas aos desafios atuais da região.

Os participantes terão acesso a informações técnicas, poderão conhecer experiências de implementação em diferentes países e antecipar tendências regulatórias e tecnológicas que impactam o desenvolvimento da distribuição elétrica na região. 

Participação do líderes do setor 

A agenda contará com a participação de atores relevantes do ecossistema energético regional e internacional, incluindo representantes de organismos multilaterais como o Banco Interamericano de Desenvolvimento (BID) e a Organização Latino-Americana e Caribenha de Energia (OLACDE), órgãos públicos e reguladores, autoridades governamentais e entidades técnicas como o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), do Brasil, e a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). 

Também participarão associações do setor, centros de pesquisa, fornecedores de tecnologia e consultorias especializadas, além de representantes de empresas distribuidoras de diversos países da região, entre eles Argentina, Brasil, Chile, Equador, Colômbia, Bolívia, Costa Rica, El Salvador, Peru, Paraguai, Guatemala, Honduras e Uruguai. 

Detalhe dos conferencistas 

Organismos multilaterais, órgãos públicos e reguladores: 

Marcelino Madrigal (BID), Esteban Kiper (OLACDE), Andrea Heins (UNEP), Maurício de Souza (ONS), Diego Brancher (ANEEL), Alejandro Sruoga (CIER), Electric Power Research Institute (EPRI) e autoridades governamentais como o Subsecretário de Distribuição e Comercialização de Energia Elétrica do Ministério de Ambiente e Energia do Equador, Marco Salao, entre outros. 

Operadoras de rede (DSOs): 

Líderes de distribuidoras da região, incluindo representantes da Argentina (Edenor, EPEC, EDET, EPE Santa Fe, EDESA, EDEA, EDES, Grupo DESA), Brasil (EDP, CCEE), Chile (Chilquinta, Fenacopel), Peru (CVC Energía), Guatemala (EEGSA), Uruguai (UTE), Equador (CNEL EP), Honduras (ENEE) e Espanha (Factor Energía), entre outros. 

Associações, consultorias e academia: 

Associação de Distribuidores de Energia Elétrica da República Argentina (Adeera), Associação de Geradores de Energia Elétrica da República Argentina (Ageera), Associação Chilena de Comercializadores de Energia (ACEN), Associação Ibero-Americana de Comercialização de Energia (AICE), CIGRE Chile, ECOEE & Smart Grid Fórum Latam, Associação Argentina de Energias Renováveis e Ambiente (ASADES), Associação Argentina de Veículos Elétricos e Alternativos (AAVEA), Mirow & Co, FIDE, GME Group, Grupo Pactor Energía, AEA Consultoria, Calden Consultoria, RAD – Energía no Mercado, Core Alliance Inc, BA Energy Solutions, Silla Motta, Centro de Estudos da Atividade Regulatória Energética (CEARE – UBA), Universidade do Chile, Inel, Centro de Cibersegurança Industrial e Câmara Empresarial de Comércio Brasil – Argentina. 

Fornecedores de tecnologia e inovação: 

S&C Electric Company, Enerminds, Gridspertise, Landis+Gyr, Widergy, NovaTech Automation, Allied Engineering Works, G3-Alliance, Open Intelligence, Essenz Soluções, Phygital X, CTC Global, Fluke Industrial, Survalent e Megger. 

ADELATAM – Conferência de Distribuição Elétrica da América Latina é organizada pela ADELAT, que representa 31 distribuidoras em 10 países, e conta com o suporte organizacional e comercial da Global Event Partners (GEP). 

Os interessados em participar, adquirir ingressos ou conhecer as opções de patrocínio podem acessar mais informações no site oficial: www.adelatamconferencia.com 

Fuente: O Setor Elétrico