En los últimos cinco años, las conexiones de distribución de gas natural a cargo de diversas concesionarias se duplicaron, pasando de 1.2 a 2.6 millones, extendiendo la cobertura del servicio de un 14% a un 25% en ese lapso, y con lo cual uno de cada cuatro peruanos ya cuenta con dicho combustible.
En tal sentido, Aquiles Mercado, vicepresidente Financiero y Administrativo de Promigas, al presentar ese informe, señaló que no se puede considerar que el 25% de cobertura alcanzado implique que la masificación del gas de Camisea haya alcanzado su madurez máxima.
Las conexiones de gas natural a usuarios finales se vio frenada el 2025, en su mayor parte por la regulación según estudio de Promigas
¿Qué frenó las conexiones?
El experto atribuyó el citado freno en las conexiones a dos factores: decisiones tarifarias (que adoptó el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería -Osinergmin) que –afirmó- paralizaron las inversiones, así como a la suspensión del Bonogas que permitía financiar los costos de conexión al gas natural.
En el primer caso, Mercado señaló que las revisiones de tarifas que aplicó en distintos periodos el citado organismo regulador no reconocieron inversiones a diversas concesionarias de distribución delgas natural, como Promigas, Cálidda y Contugas.
En el caso de Promigas, refirió que en el marco de su primera revisión tarifaria para el periodo 2025-2028 no se le reconoció el 45% de las inversiones eficientes realizadas hasta el momento, lo que le obligó a frenar inversiones para ampliar cobertura, limitando en forma drástica el número de conexiones.
Aquiles Mercado, vicepresidente financiero y administrativo de Promigas, presentó informe sobre situación de la masificación del gas natural en Perú
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Según el estudio, ese no es un caso aislado pues sucedió algo similar en la concesión de distribución en la región Ica, a cargo de Contugas, realizada el 2022, donde las nuevas conexiones cayeron también de forma significativa.
El informe advierte que esta situación podría alcanzar también a la concesión en Lima y Callao, donde el regulador reconoció cerca de un 20% menos inversiones de las sustentadas por Cálidda para el periodo regulatorio 2026-2030.
De acuerdo con el análisis, dado que las inversiones realizadas se pueden verificar técnicamente e in situ, el problema se centraría en un proceso de fijación tarifaria presuntamente arbitrario y sin sustento técnico-legal para obtener una competitividad artificial forzada, sin medidas las consecuencias sobre la sostenibilidad de la concesión.
Señal regulatoria
En esa línea, el experto advirtió que el desarrollo de cuatro grandes proyectos para transporte y distribución de gas natural que han planteado las empresas o están en cartera del sector, dependerá de que las señales regulatorias permitan hacerlos viables.
Se trata de los proyectos de ampliación de la concesión de Cálidda a 7 regiones del centro-sur del país (US$ 600 millones), el proyecto de TGP para extender el gasoducto por la costa (US$ 2,100 millones), el proyecto del gasoducto regional al Cusco (US$ 236 millones, y la concesión de la distribución del gas en Arequipa, Moquegua y Tacna (US$ 236 millones).
En el caso de la iniciativa de Cálidda, la expectativa es que la adenda que la haga realidad se firme antes de noviembre, mientras el proyecto de Transportadora de Gas del Perú (TGP) sigue en evaluación por el Ministerio de Energía y Minas (Minem).
Respecto al esperado gasoducto regional al Cusco, aún sigue en su fase de estudio de perfil, en tanto que la concesión de distribución en el suroeste, encargada a ProInversión, aún está prevista a adjudicarse en el 2028.
Mercado señaló que, habiendo interesados en ejecutar esas inversiones -por US$3,936 millones-, y que permitirán llevar el gas natural a más de 1.5 millones de peruanos, su concreción, insistió “depende de las señales regulatorias que viabilicen su ejecución”.
Por el contrario, si se mantiene la incertidumbre regulatoria, subrayó que se va a erosionar la confianza de los inversionistas y los proyectos finalmente podrían quedar solo en los planos, aunque sean sustentados debidamente.
Para enfrentar esa incertidumbre, el informe en mención plantea someter a consulta la metodología de proyección de la demanda (que usa Osinergmin), así como prever una transición gradual hacia la primera tarifa regulada y contar con una instancia técnica independiente, que revise las discrepancias (con el regulador).
Tarifa única de gas
El reporte también resalta la importancia de aplicar correcciones a la ley que estableció una tarifa única del gas natural, de forma que incluya también a los usuarios de mayor consumo.
Por otro lado, el informe indica que la masificación del gas natural requiere, además, el aseguramiento de la oferta de gas, pero el problema es que en Camisea no se ha perforado un solo pozo exploratorio desde el 2017.
Construir redes de distribución en el sur y construir un gasoducto son soluciones complementarias, no sustitutas. (Foto: Andina)
Atribuyó esa falta de inversiones al hecho de que el plazo de los contratos no permite recuperar nuevas inversiones (cuando están cerca a caducar), con lo cual las reservas probadas de ese insumo alcanzarían solamente para unos 13 años más.
Para resolver esa situación, plantea simplificar los permisos, revisar las condiciones de las licitaciones y modernizar la Ley Orgánica de Hidrocarburos, además de que es necesario contar con nuevos proyectos para fortalecer la seguridad energética, para el almacenamiento y regasificación de gas natural licuado (GNL).
Comunicador social. Estudió en la Escuela de Comunicación Social de la Universidad Nacional Mayor de San Marcos, e Inglés en la PUCP. Diplomado en Economía y Finanzas en la Universidad de Esan. Labora actualmente como analista económico especializado en industrias extractivas, energía y transportes en el diario Gestión.
