Gas Natural
El costo marginal sigue al alza pero no por la exportación de gas, aclaran especialistas
Esta semana el costo marginal de la electricidad (precio spot) volvió a registrar valores inusitadamente elevados debido al reingreso al sistema de la reserva fría a diésel, combustible caro y contaminante, en un contexto de menor producción de energía, tanto hidroeléctrica como de gas natural.
De acuerdo al COES, esto es el resultado de dos eventos que han convergido desde inicios de mes. Uno es el “retraso atípico de la temporada de lluvias” debido a la aparición de La Niña Costera, fenómeno que ha motivado que la generación hidráulica disminuya en 17% (500 MW).
Y el otro es la falta de suministro de gas natural, que “limita la generación de algunas centrales térmicas”, como es el caso de Santa Rosa (Enel).
“Cabe aclarar que esto no significa que hay una menor producción de gas en Camisea, pues esta sobra. Y tampoco significa que las tarifas de los usuarios regulados (hogares) han subido”, apunta Felipe Cantuarias, presidente de la Sociedad Peruana de Hidrocarburos (SPH).
¿A quiénes perjudica, entonces, la subida del costo marginal?
Pleito de generadores
En esencia, explica Anthony Laub, socio de Laub, Quijandría y Gomero (LQG), los afectados son los generadores eléctricos y algunos grandes clientes – industriales y mineros – que tienen “sus contratos indexados al costo marginal o precio spot”.
Esto es, al indicador que rige las compras y ventas de energía de corto plazo entre generadores eléctricos en el mercado spot.
El problema, anota Arturo Vásquez, experto en energía y presidente de Distriluz, es quedicho indicador se ha disparado desde US$30 MW/hora, que es el costo de generar electricidad con gas natural, hasta US$200 MW/hora, costo de generación con diésel.
“Como consecuencia, este es un pleito de los generadores de energía, particularmente, de aquellos que no pueden despachar toda la electricidad de sus contratos por falta de agua o gas y se ven precisados, por tanto, a comprar la diferencia en el mercado spot al precio de US$200 MW/hora”, precisa Vásquez.
Se trata, como vemos, de un problema que afecta solamente a algunas grandes empresas, más no a los clientes residenciales.
Es más, Laub destaca la resiliencia del sistema eléctrico, pues en medio de esta ‘tormenta perfecta’ no nos hemos quedado sin energía.
“El sistema ha respondido como se esperaba. El costo marginal ha subido, es cierto, porque el COES tuvo que recurrir al diésel, pero si no contáramos con toda esta reserva tendríamos que traer el combustible en buques”, remarca.
¿Por qué entonces nos debería preocupar la subida del costo marginal?
Gas para exportación
La Sociedad Peruana de Energías Renovables (SPR) considera que el encarecimiento del costo marginal es una advertencia de que urge construir más centrales solares y eólicas, tecnologías baratas y ambientalmente amigables.
Laub sostiene, por el contrario, que se trata de una ‘señal’ de que hace falta construir más generación eficiente, es decir, más centrales térmicas a gas natural, en vez de nuevas plantas solares y eólicas.
“Este no es un problema del transporte ni de la exportación de gas natural, sino del sistema eléctrico que se encuentra al límite”, indica.
Especialistas consultados para este informe advierten, en efecto, que la exportación de gas natural de los lotes 56 y 57 no restringe el suministro para las centrales térmicas, procedente del lote 88.
Esto, por una sencilla razón, y es que “no hay uno sino dos ductos, independientes y diferenciados, los cuales están orientados hacia la exportación y el consumo interno”, anota Felipe Cantuarias.
Según estadísticas de Osinergmin, el volumen de gas destinado a Planta Melchorita (Perú LNG) promedió 559 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd) en 2022, es decir, menos que su capacidad de diseño, de 600 mmpcd.
¿Entonces, a qué se debe la falta de suministro de gas natural que “limita la generación de algunas centrales térmicas”, a decir del COES?
Distorsión regulatoria
Anthony Laub refiere que en noviembre se registró un pico en el consumo de electricidad, motivado por el regreso a la presencialidad laboral, tras los agudos embates del COVID-19, y por la proximidad de la campaña navideña.
Sin embargo, esto no explica el por qué varias centrales térmicas no podían ni pueden conseguir más suministro de gas.
Arturo Vásquez apunta que esto es consecuencia directa de la puesta en vigor de una nueva regulación que “exime a los generadores térmicos de la obligación de contratar el gas suficiente para prender sus plantas al 100%”.
Nos referimos al DS 003-2021-EM, el cual “genera una ficción” en la cual un generador térmico solo contrata el 50% o 60% de capacidad de transporte, pero aparece como si hubiera contratado el 100%.
“Con esta medida los productores de energía térmica tienden a contratar menos gas en firme y a firmar contratos interrumpibles que no tienen garantía de suministro de gas en épocas de congestión”, remarca Vásquez.
Eso es, precisamente, lo que ocurre ahora. TGP, operador del ducto de Camisea, viene priorizando el abastecimiento de gas a los clientes que han firmado contratos en firme, como Perú LNG (que consume el mismo volumen que contrata), pero viene dejando en segundo lugar a los que han firmado contratos interrumpibles.
De acuerdo a Laub, este es un riesgo que algunos generadores eléctricos han tomado por política comercial propia, la cual “a veces funciona y a veces no”.
LQG ha calculado que hay 130 o 140 mmpcd de gas que no están contratados y que se manejan de forma interrumpible. ¿Habría aquí una oportunidad para estabilizar los costos marginales?
Nodo energético del sur
Arturo Vásquez considera que sí.
“Lo que esto revela es que el DS 003-2021-EM ha generado distorsiones para el suministro de confiabilidad, porque en la regulación anterior la central térmica Santa Rosa habría tenido un contrato en firme y no interrumpible. Esto amerita una corrección regulatoria”, indica.
Por el contrario, Laub sostiene que esto no resolverá el problema. Para demostrarlo, LGQ efectuó una proyección en la cual asignaba los 130 mmpcd de gas no contratados a las centrales térmicas que los requerían, y el resultado fue que “no habrían mejorado la situación”.
“Esto es así porque el estrés hídrico tan fuerte que igual hubiesen despachado las centrales con carbón y diésel”, anota Laub.
¿Cuál es la solución de largo plazo? Laub y Vásquez están de acuerdo en que la mejor medida para que la escalada de costos marginales no se convierta en una crisis en el futuro consiste en llevar el gas natural al nodo energético del sur.
“Si llevamos el gas a las centrales duales de Ilo y Mollendo tendríamos 2.000 MW, con lo cual no tendríamos el problema de arrancar una planta a diésel nunca más “, indica Vásquez.
El problema con los costos marginales no es hoy una emergencia, pero lo puede ser en cuatro o cinco años más, porque se podría trasladar, entonces, a los nuevos contratos (licitaciones) de largo plazo entre generadores y distribuidores, lo que sí va a tener un impacto tarifario para los hogares.
Ica fue escenario del primer FORO GNV ICA 2026, encuentro que reunió a representantes de la cadena de valor del gas natural para analizar los avances de la masificación del GNV y plantear nuevas acciones para acelerar la migración de flotas, especialmente de transporte pesado y de carga.
Más de 60% de ahorro frente al diésel
Uno de los principales ejes del encuentro fue el panel “Masificación del Gas Natural en el Perú e iniciativas de impulso a la migración de flotas al GNV”, que contó con la participación de Lucas Julián Florestano, gerente Comercial de Grandes Clientes de Pluspetrol; José Mantilla Castillo, experto en Gas y Petróleo y ex presidente del Directorio de Perupetro; y Miguel Ángel Zúñiga Gogny, subgerente Comercial de Contugas.
Durante el diálogo se destacó el potencial económico del GNV para el transporte. En determinados segmentos y condiciones de operación, su uso puede generar ahorros superiores al 60% frente al diésel, contribuyendo a reducir los costos operativos y mejorar la competitividad de las empresas.
Gas peruano y seguridad energética
Otro de los aspectos resaltados fue el aprovechamiento del gas natural producido en el Perú, recurso que permite reducir la exposición de los usuarios a las fluctuaciones de los mercados internacionales de combustibles y otorgar mayor predictibilidad a los costos energéticos de las flotas.
A ello se suma el potencial del GNV para reducir las emisiones de carbono frente a combustibles convencionales, combinando eficiencia económica, seguridad energética y sostenibilidad.
Infraestructura, corredores y financiamiento
El foro puso también sobre la mesa los principales desafíos para ampliar el mercado. Entre ellos figuran el incremento de la cobertura de estaciones de GNV, el desarrollo de corredores de carga que conecten los principales centros productivos y logísticos del país y la generación de mecanismos de financiamiento que faciliten la conversión y renovación de flotas.
Ica, un nodo estratégico
En este escenario, Ica adquiere una posición estratégica por su actividad agroexportadora, industrial, minera y logística, además de su conexión con importantes corredores nacionales.
El desarrollo de mayor infraestructura de abastecimiento y corredores de GNV en la región aparece así como uno de los elementos necesarios para acompañar la migración del transporte pesado y de carga hacia este combustible y avanzar en la masificación del gas natural en el país.
Aunque el gas natural atraviesa desde hace una década las inmediaciones de Ayacucho, los hogares y negocios de la región todavía no pueden acceder a este combustible ni beneficiarse de sus menores costos.
La situación ha sido cuestionada por el economista Alberto Pascó Font, quien señaló que los diversos proyectos impulsados durante los últimos años para llevar gas natural al sur del país no han logrado concretarse. “Dado que todos estos intentos han fracasado, hasta ahora los hogares y negocios de las regiones del sur del país, de donde proviene el gas, no se pueden beneficiar de los ahorros de contar con este combustible”, sostuvo.
El problema se remonta a septiembre de 2016, cuando Transportadora de Gas del Perú (TGP) culminó y puso en operación comercial una derivación de su ducto de gas natural hacia Ayacucho, tras una inversión cercana a los US$50 millones. La obra contempló la construcción de un City Gate, estación destinada a la regulación y medición del combustible, ubicada en Huamanga.
Desde entonces, el gas natural pasa a aproximadamente cinco kilómetros de la ciudad de Ayacucho. Sin embargo, la población todavía no dispone de una red de distribución que permita llevar este recurso hasta los hogares y establecimientos comerciales.
Diversos proyectos quedaron en el camino
Durante las últimas dos décadas se han promovido diferentes iniciativas para masificar el gas natural en el sur del Perú, pero ninguna logró consolidarse.
Uno de los primeros intentos ocurrió en 2005, cuando Proinversión, con el respaldo de los gobiernos regionales de Ayacucho, Ica y Junín, convocó a un concurso público para desarrollar un sistema de distribución de gas natural en estas regiones. El proceso, sin embargo, no llegó a concretarse.
Posteriormente, en mayo de 2014, se lanzó una iniciativa de mayor alcance para promover la participación privada en la construcción de un sistema de distribución destinado a siete regiones: Ayacucho, Apurímac, Cusco, Huancavelica, Junín, Puno y Ucayali.
El proceso permaneció abierto durante varios años, pero finalmente fue cerrado en 2021 debido a la ausencia de postores.
En julio de 2022, durante el gobierno de Pedro Castillo, se anunció el inicio de la construcción de infraestructura destinada a la masificación del gas natural en Ayacucho. No obstante, el proyecto tampoco consiguió traducirse en un sistema operativo de distribución para la población.
Una nueva alternativa plantea ampliar la cobertura
Ahora existe una nueva propuesta para intentar cerrar esta brecha. El Ministerio de Energía y Minas (Minem) solicitó a Cálidda, concesionaria de la distribución de gas natural en Lima y Callao, evaluar una ampliación de su área de concesión hacia siete regiones del centro y sur del país.
En noviembre de 2023, la empresa presentó una propuesta de adenda a su contrato de concesión que contempla inversiones superiores a US$600 millones para extender el servicio hacia Ayacucho, Cusco, Huancavelica, Junín, Apurímac, Puno y Ucayali.
La propuesta plantea que la expansión pueda ejecutarse sin aportes directos del Estado, manteniendo las mismas tarifas aplicadas en Lima. Bajo este esquema, los ingresos generados por el consumo en la capital contribuirían a sostener la expansión hacia las nuevas regiones, permitiendo que los usuarios del sur accedan al servicio bajo una tarifa equivalente.
Para Ayacucho, la primera etapa del proyecto contempla llegar aproximadamente a 15,000 hogares, beneficiando de manera directa o indirecta a más de 60,000 personas. El suministro se realizaría mediante la conexión con el gasoducto que TGP construyó en 2016.
Una brecha que continúa pendiente
Actualmente, la adenda se encuentra en la etapa final de levantamiento y subsanación de observaciones. Su aprobación permitiría avanzar con una alternativa para llevar gas natural a regiones productoras o cercanas a la infraestructura de transporte que, hasta ahora, no han podido aprovechar plenamente este recurso.
Para Ayacucho, la conexión resulta especialmente relevante debido a que la infraestructura de transporte ya fue construida hace una década. El desafío pendiente es desarrollar la distribución necesaria para que el gas llegue finalmente a los usuarios.
El cierre de esta brecha también tiene una dimensión social y política. Para Pascó Font, la falta de acceso al gas natural en las regiones del sur representa una deuda pendiente con una población que, pese a encontrarse cerca de la infraestructura de transporte, continúa sin beneficiarse de los menores costos asociados a este combustible.
La culminación de la adenda permitiría avanzar en la masificación del gas natural y evitar que el acceso a este recurso vuelva a convertirse únicamente en una promesa durante los próximos procesos electorales.
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La masificación del gas natural hacia siete regiones del centro y sur del país podría movilizar más de US$500 millones en inversión privada, generando además un impacto económico significativo para hogares, empresas y gobiernos subnacionales.
La Sociedad Peruana de Hidrocarburos (SPH) señaló que el proyecto contempla atender a más de 300,000 hogares y podría generar más de 5,500 puestos de trabajo, además de aportar más de US$100 millones a los gobiernos regionales y locales.
Inversión que se traduce en ahorro
Uno de los principales impactos económicos proyectados es el ahorro para los usuarios. Según las estimaciones presentadas por la SPH, la expansión del gas natural podría representar más de US$1,600 millones en ahorros para la población, al permitir el acceso a una fuente energética de menor costo.
El proyecto contempla llevar el servicio a Apurímac, Ayacucho, Cusco, Huancavelica, Junín, Puno y Ucayali, mediante una infraestructura que incluye aproximadamente 3,700 kilómetros de redes de distribución y una inversión estimada de alrededor de US$550 millones, según información oficial del MINEM.
Una inversión con impacto regional
Para la SPH, la masificación debe articular la disponibilidad de recursos de gas con infraestructura y generación de demanda, de manera que el recurso se convierta en actividad económica y reducción de costos energéticos.
La iniciativa permanece vinculada a la culminación del proceso contractual para su ejecución. La SPH sostiene que acelerar su concreción permitiría activar inversión privada y extender los beneficios económicos del gas natural fuera de Lima y Callao.
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