El acuerdo entre el Ministerio de Energía y Minas (Minem) y Cálidda para extender el servicio de gas natural a siete regiones del país aún no tiene fecha definida de suscripción. Las diferencias con Osinergmin sobre el reconocimiento de las inversiones en infraestructura mantienen pendiente la aprobación de la Novena Adenda, mientras el Gobierno coordina con el Ministerio de Economía y Finanzas (MEF) para resolver las observaciones.

El ministro de Energía y Minas, Guillermo Shinno, confirmó que el documento continúa en revisión y que todavía existen criterios distintos entre su sector y el organismo regulador respecto al tratamiento económico de los activos construidos por la concesionaria.

En declaraciones a RPP, el titular del Minem explicó que las entidades involucradas mantienen conversaciones para determinar qué criterios deben aplicarse. Según indicó, las discrepancias no han sido resueltas y el proceso permanece en etapa de evaluación.

El principal desacuerdo se relaciona con el valor neto contable de las redes de distribución de gas natural y la forma en que deben reconocerse las inversiones realizadas por Cálidda. La discusión considera que estas instalaciones se financian mediante las tarifas durante un periodo determinado, mientras la empresa continúa ampliando su infraestructura.

Minem todavía no define cuándo se firmará la Novena Adenda

Aunque el Gobierno tenía previsto avanzar con la firma durante octubre, el ministro Guillermo Shinno evitó establecer una fecha concreta. Señaló que las conversaciones se encuentran en una etapa avanzada, pero que es necesario coordinar con el MEF para aclarar los aspectos pendientes y atender las observaciones formuladas.

El funcionario también mencionó que su sector tenía programada una reunión con el Ministerio de Economía y Finanzas para el jueves, principalmente para abordar asuntos relacionados con permisos. Sin embargo, no confirmó que la Novena Adenda formara parte de la agenda, aunque dejó abierta la posibilidad de tratarla si había tiempo disponible.

El 25 de septiembre, el Minem comunicó que había culminado el informe técnico final del proyecto Siete Regiones y lo había enviado al MEF para solicitar su opinión. De acuerdo con la cartera, el documento incorporaba las respuestas a las observaciones identificadas durante la revisión de la propuesta.

Pese a ese avance, la firma continúa supeditada a la definición de los criterios contractuales y económicos que permitan resolver las diferencias entre las instituciones.

Osinergmin cuestiona el reconocimiento de las redes después de 2033

Uno de los principales cuestionamientos de Osinergmin se refiere a la ampliación de la concesión de Cálidda hasta 2043. Según el regulador, el contrato original establece que la infraestructura existente en Lima y Callao debe revertir al Estado en 2033, cuando concluya el plazo previsto inicialmente.

No obstante, la propuesta de adenda contempla mantener un valor reconocido para esas redes durante los diez años adicionales, aspecto que podría generar nuevos ingresos para la concesionaria.

De acuerdo con las estimaciones presentadas por Osinergmin, este escenario permitiría a Cálidda obtener ingresos por US$2.252,7 millones entre 2033 y 2043, frente a costos operativos calculados en US$420,7 millones. El resultado sería una utilidad estimada de US$1.832 millones.

En cambio, si el valor de la infraestructura se estableciera en cero a partir de 2033, la utilidad proyectada descendería a US$329,7 millones. La diferencia entre ambos escenarios superaría los US$1.500 millones.

Para el organismo supervisor, esta decisión tiene consecuencias económicas que podrían repercutir en las tarifas de los usuarios. El regulador considera que los recursos involucrados también podrían destinarse a reducir los costos del servicio o financiar nuevas inversiones sin trasladar una carga adicional a los consumidores.

Proyecto contempla US$550 millones para ampliar el servicio en siete regiones

La Novena Adenda plantea extender la distribución de gas natural a 15 localidades de Ayacucho, Ucayali, Junín, Puno, Cusco, Apurímac y Huancavelica.

La propuesta contempla una inversión privada de US$550 millones y la instalación de 3.738,9 kilómetros de redes. El proyecto identifica un mercado potencial de 300.613 consumidores, aunque establece como compromiso mínimo la implementación de 201.411 conexiones.

Sin embargo, Osinergmin advierte que las metas previstas no aseguran una cobertura uniforme en todas las localidades beneficiadas.

En Huamanga, por ejemplo, el compromiso mínimo representa el 30,4% de las 44.660 viviendas consideradas. En Quillabamba, la cobertura comprometida equivale al 20,1% de los 4.391 hogares evaluados. En tanto, para Huancavelica y Curimaná, los porcentajes alcanzan el 29,9% y el 20,9%, respectivamente.

El regulador también observa que la propuesta contempla un factor de penetración del 67%, cuando, según su evaluación, debería garantizarse una cobertura mínima del 70% en cada localidad. Asimismo, cuestiona la posibilidad de compensar hasta el 20% de las conexiones entre ciudades, debido a que esta flexibilidad podría reducir el número de usuarios efectivamente atendidos en determinadas zonas.

Cálidda defiende la ampliación de la concesión para recuperar sus inversiones

Frente a las observaciones del regulador, Cálidda sostiene que los compromisos mínimos de conexión no limitan la posibilidad de continuar ampliando el servicio conforme avance el proyecto.

La empresa también argumenta que extender el plazo de la concesión permitiría recuperar las inversiones destinadas a construir nuevas tuberías, especialmente aquellas cuyo costo no podría remunerarse completamente antes de 2033.

Aunque los cuestionamientos de Osinergmin no son vinculantes para el Minem, sus observaciones forman parte de la discusión sobre las condiciones económicas y contractuales de la adenda.

Por ahora, el Gobierno mantiene las conversaciones con el MEF para definir una posición sobre el reconocimiento de los activos, la recuperación de las inversiones y las metas de cobertura. La decisión final deberá conciliar la viabilidad económica de la expansión del gas natural con la protección de los usuarios y el cumplimiento de los compromisos de conexión en las siete regiones.

Perú redujo sus envíos de gas natural licuado (GNL) al mercado internacional durante los primeros nueve meses del año, pero el precio promedio de referencia para el cálculo de regalías aumentó significativamente. Corea del Sur se consolidó como el principal destino del combustible peruano.

Las exportaciones de gas natural licuado (GNL) procedente de Camisea registraron una contracción entre enero y septiembre de 2026, tanto en el volumen despachado como en el número de cargamentos. Sin embargo, esta reducción coincidió con un incremento del 76,3% en el precio promedio ponderado utilizado para calcular las regalías, de acuerdo con los datos de Perupetro.

Durante este período, PERU LNG embarcó 5,45 millones de metros cúbicos de GNL desde la planta de Pampa Melchorita, ubicada en Cañete. La cifra fue inferior a los 6,06 millones de metros cúbicos registrados en los mismos meses de 2025, lo que representa una disminución cercana al 10%.

Asimismo, la cantidad de cargamentos descendió de 40 a 34. No obstante, el volumen promedio transportado por cada embarque aumentó de aproximadamente 151.000 a 160.000 metros cúbicos, lo que moderó la caída total de las exportaciones.

Esta evolución se produce en un período relevante para el sector, debido a que los contratos de exportación de gas se acercan a sus fechas de vencimiento y contemplan una posible extensión hasta 2031, según las condiciones contractuales correspondientes.

Corea del Sur lideró las compras de gas peruano

La distribución de los destinos internacionales también experimentó cambios durante los primeros nueve meses de 2026. Corea del Sur encabezó la lista de compradores al recibir 2,51 millones de metros cúbicos de GNL, equivalentes al 46,1% del volumen total exportado por Perú.

Este resultado representó un incremento de 14,1 puntos porcentuales en su participación respecto al mismo período del año anterior, consolidando al mercado surcoreano como el principal receptor del combustible peruano.

China también aumentó su presencia entre los destinos de exportación. Su participación pasó del 4,2% al 12,4%, mientras que Holanda elevó su proporción del 8,1% al 15,1%.

En contraste, Japón perdió participación y recibió menos de la mitad del volumen que había adquirido durante el período comparable de 2025. Francia y España también registraron retrocesos.

El mercado europeo redujo su peso en las exportaciones peruanas. Holanda, España, Francia y Reino Unido concentraron conjuntamente el 34,2% de los envíos entre enero y septiembre de 2025, pero su participación descendió al 20,9% en el mismo lapso de 2026.

Por otro lado, México y Canadá, que figuraron como destinos del GNL peruano en 2025, no aparecen en los registros correspondientes a los primeros nueve meses de este año.

Precio de referencia para las regalías aumentó 76,3%

Pese a la disminución de los volúmenes exportados, el indicador utilizado para calcular las regalías del GNL mostró un importante incremento.

Según los registros de Perupetro, el precio promedio ponderado pasó de 4,7432 por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu) entre enero y septiembre de 2025 a 8,3603 en el mismo período de 2026. Esto equivale a un aumento del 76,3%.

La evolución refleja que los menores despachos coincidieron con referencias de precios considerablemente más elevadas para el cálculo de las regalías. Sin embargo, estas cifras no permiten establecer por sí solas el precio definitivo de venta de cada cargamento ni determinar los ingresos totales obtenidos por las exportaciones.

Además, una parte importante de los embarques todavía figuraba con precios preliminares. Por ello, tanto el promedio registrado como las regalías calculadas a partir de esos valores podrían experimentar modificaciones cuando se incorporen los documentos definitivos de descarga.

En cuanto a la relación empresarial con Corea del Sur, la compañía SK Innovation mantiene una participación del 17,6% en el Consorcio Camisea, aunque dejó de ser accionista de PERU LNG en 2024.

Producción de gas natural creció ligeramente

Mientras las exportaciones disminuyeron, la producción acumulada de los lotes 56, 57 y 88 registró un avance moderado durante los primeros nueve meses de 2026.

Entre enero y septiembre, estos yacimientos produjeron conjuntamente 349.775.485 MPC de gas natural, frente a los 348.370.105 MPC del mismo período de 2025. El resultado representa un crecimiento del 0,4%.

El principal impulso provino del Lote 88, destinado al abastecimiento del mercado interno. Su producción aumentó un 6,2%, al pasar de 215.712.931 MPC a 229.093.250 MPC. Este desempeño compensó las reducciones registradas en los lotes 56 y 57, vinculados a la cadena de exportación.

En conjunto, los lotes 56 y 57 produjeron 120.682.235 MPC hasta septiembre, una disminución del 9% frente al resultado del año anterior. Por separado, el Lote 57 registró una caída del 16,8%, mientras que el Lote 56 retrocedió un 2%.

Emergencia en Cusco afectó la producción de los lotes exportadores

Las reducciones de producción coincidieron con la emergencia ocurrida en marzo en una instalación de Transportadora de Gas del Perú (TGP), situada en Megantoni, Cusco. El incidente restringió el transporte de gas natural y líquidos provenientes de Camisea.

El impacto se reflejó en los resultados mensuales de ambos yacimientos. En marzo de 2026, la producción del Lote 56 disminuyó un 55,5% en comparación con marzo de 2025, mientras que la del Lote 57 se redujo un 50,4%.

Los dos lotes alcanzaron sus niveles más bajos en abril y posteriormente comenzaron a recuperarse durante mayo y junio.

Pese a las dificultades en el transporte, los registros no evidencian una interrupción total de los embarques de GNL. Después de la emergencia, PERU LNG reportó despachos los días 19 y 26 de marzo, con destinos como Singapur, China, Tailandia y Corea del Sur.

El comportamiento de las exportaciones, los precios de referencia y la producción de los yacimientos evidencia la importancia de Camisea para el sector hidrocarburífero peruano. Estos indicadores cobran especial relevancia ante la proximidad del vencimiento de los contratos de exportación y las decisiones que deberán adoptarse respecto a su eventual extensión hasta 2031.

Entre 2004 y 2025, el canon gasífero y el FOCAM transfirieron cerca de S/ 42 mil millones a gobiernos regionales y locales, de los cuales aproximadamente S/ 36 mil millones correspondieron a Cusco. Diego Díaz Pastor, socio de Macroconsult, destaca que el desafío es transformar estos recursos en mejores servicios públicos, infraestructura y oportunidades para la población.

Cusco concentró la mayor parte de los recursos

Según Díaz Pastor, la provincia de La Convención recibió aproximadamente S/ 15 mil millones entre 2004 y 2025, mientras que Megantoni acumuló cerca de S/ 2 mil millones desde su creación. Por su parte, Pisco recibió S/ 277 millones mediante el FOCAM.

Estas cifras reflejan la magnitud de los recursos generados por la actividad gasífera y su importancia para las regiones vinculadas a Camisea.

Mayor ejecución no garantiza mejores resultados

La ejecución presupuestal de los recursos financiados con canon mejoró en 2025: alcanzó el 94% en Cusco, el 88% en La Convención y el 87% en Megantoni. Sin embargo, el especialista advierte que gastar una mayor proporción del presupuesto no significa necesariamente generar mejores resultados para los ciudadanos.

El reto consiste en orientar estos fondos hacia el cierre de brechas en agua, saneamiento, salud, educación e infraestructura productiva, de modo que la riqueza generada por el gas natural se traduzca en mejoras concretas de la calidad de vida.

Responsabilidades para convertir los recursos en desarrollo

Díaz Pastor señala que cada actor cumple una función en la cadena: el Consorcio Camisea produce y paga regalías e impuestos; el Estado recauda y distribuye los recursos mediante el canon; y los gobiernos subnacionales deciden cómo priorizarlos y ejecutarlos.

Por ello, considera fundamental identificar las responsabilidades y mejorar la gestión de los fondos. “El Perú ya demostró que puede convertir sus recursos naturales en energía competitiva y ahorro para los consumidores. El siguiente paso es lograr que esa riqueza se traduzca, de forma tangible, en mayores oportunidades y una mejor calidad de vida”, sostuvo.