Autor: Mejor Energía

La provincia dio un un paso clave en su estrategia petrolera: el Ministerio de Energía y Ambiente de Mendoza abrió los Sobres A de la licitación nacional e internacional para adjudicar 17 áreas hidrocarburíferas en las cuencas Cuyana y Neuquina. Seis empresas presentaron documentación y continúan en el proceso de evaluación.

El acto fue encabezado por la ministra Jimena Latorre, quien calificó la instancia como “un hito muy importante para Mendoza”, al señalar que la convocatoria busca incrementar la producción y sumar nuevos actores al desarrollo de oil and gas en la provincia.

En un procedimiento formal con trazabilidad y resguardo documental, se dejó constancia en acta de la documentación recibida y de los soportes digitales presentados. Los Sobres B quedaron bajo custodia de la Escribanía General de Gobierno hasta una eventual apertura.

Según detalló la ministra, ahora se abre la etapa de evaluación de admisibilidad y calificación. Se analizará la capacidad legal, la solvencia económico-financiera, el patrimonio neto mínimo y la capacidad técnica de las oferentes. Solo quienes superen esa instancia avanzarán a la apertura de las propuestas económicas.

En la previa, se vendieron nueve pliegos adquiridos por ocho empresas, en un contexto que el Ejecutivo calificó como “complejo” para la industria a nivel nacional e internacional.

Desde la Dirección de Hidrocarburos subrayaron que el interés empresario confirma que el convencional aún ofrece oportunidades, tanto para revitalizar áreas maduras como para impulsar exploración complementaria.

La convocatoria de 2025 se integra al proceso iniciado en 2024, cuando se adjudicaron cinco áreas —tres de exploración y dos de explotación— tras el último llamado realizado en 2019.

Con dos licitaciones en años consecutivos, el Gobierno provincial busca consolidar un esquema continuo, con mayor agilidad administrativa y previsibilidad para las inversiones.

La licitación comprende bloques en la Cuenca Neuquina y la Cuenca Cuyana, entre ellos Atuel Exploración Sur y Norte, Boleadero, Calmuco, Chachahuen Norte, CN III Norte, Los Parlamentos, Ranquil Norte, Río Atuel, Sierra Azul Sur, El Manzano, Loma Cortaderal–Cerro Doña Juana, Puesto Molina Norte y Puntilla del Huincan, además de Puesto Pozo Cercado Occidental, Zampal y Atamisqui en la Cuenca Cuyana.

Presentaron ofertas en esta primera etapa: Venoil S.A; Ingeniería Multipiping S.A.S; Hattrick Energy S.A.S; Geopetrol Drilling S.A; Petroquímica Comodoro Rivadavia S.A y Petróleos Sudamericanos S.A.

Con la apertura ya realizada, el foco pasa ahora a los equipos técnicos. La definición de los adjudicatarios marcará el ritmo de inversión y actividad en el mapa petrolero mendocino para los próximos años.

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Durante años, la política energética en la Argentina se basó en la premisa de contención que se ejercía al pisar el precio del crudo y congelar los impuestos de los combustibles para mitigar el impacto inflacionario. Sin embargo, los datos de 2025 revelaron que esa estrategia se invirtió completamente.

El informe sectorial elaborado por la consultora especializada Energía y Economía muestra que, en un contexto de precios históricamente bajos, el componente estatal y los costos regulados de la transición energética ganaron terreno a expensas de la industria petrolera tradicional, que a contramano de la creencia popular no fue la mayor ganadora de los últimos 12 meses.

Esta afectación de lo público en el costo del litro se manifiesta en una transferencia directa de beneficios, ya que mientras el componente del petróleo crudo redujo su peso en un 5% interanual, el Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y al CO2 experimentó un salto real del 39%.

De esta forma, el alivio que debería haber sentido el consumidor por la caída de la cotización internacional del barril fue absorbido por el fisco para recomponer una recaudación que estuvo «pisada» durante casi un lustro. De hecho, el ICL y el CO2 pasaron de representar el 9% del precio final en 2024 al 13% en el promedio de 2025.

En términos de bolsillo, 2025 fue un año de alivio relativo gracias a la caída del 5,2% en el precio real de las naftas y del 8,4% en el gasoil frente a 2024. Estos valores se situaron por debajo de la media observada en la última década (2015-2025), marcando un hito en la estabilización de los surtidores.

No obstante, la apreciación del tipo de cambio introdujo un matiz: en dólares, el precio de la nafta en surtidor subió un 0,8%, lo que refleja la tensión entre un peso fuerte y una paridad internacional que ya no da margen a distorsiones ante la mirada de los inversores.

Otro dato que aporta el reporte de EyE es que el poder adquisitivo del salario de los trabajadores registrados mostró una recuperación notable, alcanzando una capacidad de compra promedio de 1.033 litros de nafta mensuales.

Esta cifra representa un salto del 18,5% comparado con el año previo y se ubica un 3% por encima del promedio histórico. Sin embargo, la tendencia comenzó a revertirse hacia el final del año y en diciembre de 2025 el salario promedio solo permitió adquirir 959 litros, un 4,5% menos que la media de la década.

La paradoja de los biocombustibles se sumó como un factor de rigidez en la estructura de costos. Mientras que el precio del crudo y las naftas caían, el biodiésel y el etanol no acompañaron la baja del componente fósil con la misma intensidad, actuando como un ancla que impidió un descenso mayor en los precios mayoristas.

Especialmente el biodiésel, cuya caída fue de apenas el 5% —frente a una baja del 8,4% en el gasoil—, terminó incrementando su incidencia sobre el precio final. Esta situación plantea un dilema varias veces planteado a la inversa: hoy la agenda ambiental de corte obligatorio está resultando, en términos relativos, más onerosa para el usuario que el combustible fósil tradicional.

Este escenario es el resultado directo de la convergencia hacia la paridad de exportación que se consolidó desde mediados de 2024, y tras casi una década de desacople, el precio del crudo local finalmente se alineó con las cotizaciones del Brent. Esta normalización eliminó los subsidios cruzados de la industria, pero dejó al surtidor local a merced de las fluctuaciones globales.

En la etapa de refinación se observó una clara recuperación de márgenes. Mientras que el Brent cayó un 14% y el crudo local bajó un 11% interanual, los combustibles a salida de refinería solo cedieron un 5%. Esta brecha evidencia un proceso de recomposición para las empresas del sector, tras años de operar bajo esquemas informalmente regulados.

La radiografía actual del precio muestra que el Estado es el socio mayoritario silencioso y, al sumar el ICL, el CO2 y otros gravámenes, la carga tributaria total sobre el litro ya ronda el 44%. Se puede afirmar que ya no es el «petróleo caro» lo que empuja las pizarras, sino la decisión oficial de actualizar impuestos para cerrar la brecha fiscal.

A pesar de esto, la Argentina mantiene una posición competitiva en la región con una nafta promedio de 1,1 USD/litro, similar a la de Brasil y lejos de los 1,9 USD/litro de Uruguay. En el gasoil, con el premium en alza y el común en marcada caída de consumo, el valor de 1,2 USD/litro sitúa al país en una zona intermedia que aún logra contener el costo de extracción doméstico.

A pesar de estos incrementos impositivos, la Argentina sigue manteniendo una posición competitiva en la región. Con una nafta promedio de 1,1 US$/litro, la carga para el usuario es similar a la de Brasil y México, y muy distante de los 1,9 US$/litro que rigen en Uruguay, de acuerdo a la comparación realizada por la consultora.

En el caso del gasoil, con su disparidad en cuanto a la versión premium en alza y el común en caída libre, el valor de 1,2 US$/litro sitúa al país en una zona intermedia, reflejando que, aun con el peso fiscal, los costos de extracción domésticos logran contener el precio final.

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América Latina y el Caribe alcanzaron un índice de renovabilidad del 65 % en su generación eléctrica impulsando la transición hacia una matriz más limpia y sostenible, informó la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE) en su Reporte Mensual de Generación Eléctrica.

El total generado en el mes fue de 156 teravatios hora (TWh), lo que representa un crecimiento interanual del 3,3 % respecto de septiembre de 2024. La cifra, aunque positiva en términos de crecimiento, fue la segunda más baja del año después de febrero, debido a menores niveles de demanda estacional en algunas zonas de la región.

La hidroenergía se mantuvo como la principal fuente de generación, con una participación del 45,7 % del total, favorecida por mejores condiciones hidrológicas en diversos países.

El aumento de fuentes renovables —incluyendo un crecimiento del 5 % en energía solar asociado a nuevas instalaciones fotovoltaicas— fue clave para que el índice de renovabilidad se recuperara frente al mes anterior.

En contraste, la participación de la generación con gas natural se redujo al 24 %, mientras que la generación con carbón y otros combustibles fósiles continuó su descenso, reflejando el avance hacia combinaciones energéticas menos contaminantes.

A nivel nacional, 11 de los 27 países miembros de OLACDE superaron el promedio regional de renovabilidad. Destacan Paraguay y Uruguay con 100 %, seguidos por Costa Rica (98 %), Venezuela (92 %), Ecuador (90 %), Brasil (89 %), Colombia (86 %), El Salvador (79 %), Belice (77 %), Panamá (74 %) y Chile (70 %).

Los resultados del informe confirman el avance de la región hacia una matriz eléctrica más limpia, resiliente y sostenible, con las energías renovables como eje central del desarrollo energético.

Sin embargo, la dependencia en sectores clave como la hidroenergía también subraya la importancia de diversificar aún más las fuentes y fortalecer la infraestructura para consolidar estos logros en el largo plazo.

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La Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE) lanzó oficialmente la Comunidad de Práctica sobre Emisiones de Metano en América Latina y el Caribe (COEMLAC), una plataforma regional destinada a fortalecer la cooperación técnica y acelerar acciones concretas de mitigación en el sector energético.

La iniciativa surge a partir de demandas planteadas por ministerios y secretarías de Energía de la región, que señalaron la necesidad de contar con herramientas técnicas, marcos regulatorios efectivos y acceso a financiamiento para enfrentar las emisiones de metano, uno de los gases de efecto invernadero con mayor potencial de calentamiento en el corto plazo y con alternativas de reducción altamente costo-efectivas.

COEMLAC se enmarca en las actividades del Observatorio de Emisiones de Metano de América Latina y el Caribe y cuenta con el respaldo de aliados estratégicos como la Agencia Internacional de Energía (IEA), la Clean Air Task Force (CATF), el Observatorio Internacional de Emisiones de Metano (IMEO) del Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente, el Global Methane Hub (GMH), además de organismos regionales y bancos de desarrollo.

Estas instituciones aportarán asistencia técnica, herramientas de monitoreo, apoyo en el diseño de políticas públicas y acceso a financiamiento para proyectos de mitigación en la región.

Si bien la reducción de emisiones en el sector de petróleo y gas constituye una prioridad, la comunidad adoptará un enfoque amplio que también incluye minería, hidroelectricidad y la producción de biogás y biometano a partir de residuos sólidos y agropecuarios, en reconocimiento a la diversidad de fuentes de emisión existentes en América Latina y el Caribe.

La plataforma se organizará en torno a cinco ejes de trabajo: gobernanza, tecnología e innovación, financiamiento, transparencia climática e investigación. Su funcionamiento contemplará webinars técnicos, instancias de intercambio entre gobiernos, eventos especializados y alianzas para investigación aplicada.

Con el lanzamiento de COEMLAC, OLACDE busca dar un paso desde el diagnóstico hacia la implementación de medidas concretas, integrando planificación energética, gobernanza climática y cooperación regional para respaldar decisiones de política pública con impacto efectivo en la reducción de emisiones.

La organización convocó a gobiernos, sector privado, academia y sociedad civil a participar activamente en este espacio, concebido como una instancia de construcción colectiva para fortalecer la integración regional y contribuir de manera concreta a la mitigación del metano en el sector energético.

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