La undécima edición de InfoGas Perú reunirá estadísticas, indicadores y análisis sobre la evolución del sector gasífero, así como los principales desafíos para ampliar el uso de esta fuente de energía en el mercado nacional.

El sector del gas natural en el Perú continúa siendo clave para el abastecimiento energético de los hogares, establecimientos comerciales, industrias y unidades de transporte. En ese contexto, Promigas Perú presentará el XI Informe del Sector Gas Natural – InfoGas Perú 2026, una publicación que busca ofrecer una visión actualizada sobre el desempeño de esta industria y sus perspectivas.

La presentación está programada para el jueves 22 de octubre, a las 9:00 a. m., mediante una transmisión en vivo. Durante el encuentro se darán a conocer cifras, tendencias y análisis que permitirán conocer la situación del mercado gasífero peruano y los desafíos que enfrenta para continuar desarrollándose.

InfoGas Perú 2026: cifras y perspectivas del sector

Contar con información actualizada sobre el mercado energético resulta fundamental para evaluar su evolución e identificar oportunidades de crecimiento. En el caso del gas natural, aspectos como la expansión de las redes de distribución, el acceso de nuevos usuarios y el aprovechamiento de los recursos disponibles forman parte de los temas relevantes para el desarrollo del sector.

La nueva edición de InfoGas Perú busca contribuir a este análisis mediante indicadores y datos que permitan comprender el comportamiento de la industria, así como los retos relacionados con su distribución y consumo en el territorio nacional.

El informe también servirá como referencia para examinar la evolución del gas natural dentro de la matriz energética peruana y los factores que pueden influir en su expansión durante los próximos años.

¿Cuándo y dónde ver la presentación del informe?

Promigas Perú realizará la presentación del XI Informe del Sector Gas Natural – InfoGas Perú 2026 el jueves 22 de octubre, a partir de las 9:00 a. m., a través de una transmisión en vivo.

La actividad permitirá conocer los principales resultados de esta publicación y acceder a información sobre el panorama actual del gas natural en el Perú, en un contexto en el que ampliar su cobertura y fortalecer la infraestructura energética continúan siendo desafíos para el país.

La Cámara de Comercio del Cusco solicitó una hoja de ruta pública que establezca responsables y plazos concretos para llevar el gas natural a más regiones. El debate sobre las exportaciones y las adendas contractuales vuelve a poner en agenda la necesidad de ampliar el mercado interno y desarrollar infraestructura.

Una parte importante del gas natural producido en el Perú no llega a los consumidores y termina siendo reinyectada en los yacimientos por la falta de demanda e infraestructura de transporte. A junio de 2025, se devolvieron al subsuelo 276 millones de pies cúbicos diarios (MMPCD), de una producción total de 1,366 MMPCD, equivalente a aproximadamente el 20% del volumen extraído.

Esta situación contrasta con el debate público que sostiene que el país ha priorizado las exportaciones por encima del abastecimiento nacional. Las recientes discusiones sobre las adendas de concesión reforzaron esa posición, especialmente durante la sesión de la Comisión de Energía y Minas de la Cámara de Diputados realizada en Cusco el 13 de octubre.

Ante este escenario, la Cámara de Comercio del Cusco planteó que las críticas al sector deben sustentarse en información verificable y acompañarse de propuestas concretas para acelerar la llegada del gas natural a las regiones.

Exportación y abastecimiento interno: qué dicen las normas

Uno de los principales cuestionamientos sostiene que proteger el mercado peruano implica restringir las exportaciones de gas. Sin embargo, el marco legal establece la prioridad del abastecimiento nacional sin prohibir necesariamente la comercialización internacional.

La Ley N.° 27133 estableció disposiciones para garantizar el abastecimiento del mercado interno con las reservas probadas de gas natural. Posteriormente, la Ley N.° 28552, promulgada en 2005, reforzó las exigencias de abastecimiento e incorporó condiciones relacionadas con el precio del recurso en boca de pozo.

El Lote 88 de Camisea se desarrolló bajo ese marco y tuvo compromisos de exportación desde 2006, posteriormente sustituidos mediante gas procedente de otros lotes. Desde abril de 2012, toda su producción se destina al mercado nacional. El yacimiento cuenta con más de 10 trillones de pies cúbicos (TCF) de reservas probadas, según las cifras citadas en el análisis.

La situación contractual de los lotes 56, 57 y 58 es diferente, debido a que fueron otorgados bajo condiciones distintas y sin reservas probadas al momento de su licitación. Por ello, cualquier modificación de sus obligaciones debe evaluarse conforme a las normas aplicables y a los contratos suscritos.

La demanda nacional frente a las exportaciones

Las cifras de consumo también forman parte de la discusión. Durante el segundo trimestre de 2024, la demanda interna abastecida con gas de Camisea promedió 680 MMPCD, mientras que la planta de licuefacción de Pampa Melchorita procesó alrededor de 600 MMPCD, de acuerdo con los datos atribuidos a Osinergmin.

Más del 80% del consumo nacional se concentra en Lima y Callao. La generación eléctrica representa aproximadamente el 55% de la demanda, seguida por la industria, con un 32%, mientras que los hogares y establecimientos comerciales representan cerca del 4.5%.

El análisis sostiene que, ante situaciones de restricción, se ha priorizado el suministro interno. Asimismo, plantea que las exportaciones han contribuido a generar ingresos para financiar el desarrollo y la ampliación de la infraestructura de transporte de gas.

Otro argumento en discusión es que el Perú habría ahorrado US$2,000 millones si hubiera utilizado internamente el gas exportado para reemplazar combustibles derivados del petróleo importado.

Sin embargo, esa estimación debe considerar los costos necesarios para hacer posible la sustitución, como la construcción de gasoductos, la infraestructura de regasificación cuando corresponda y la adaptación de industrias y vehículos para utilizar gas natural. Por ello, comparar directamente el precio final del diésel con el valor del gas en boca de pozo no permite determinar por sí solo el ahorro real.

La controversia por la adenda de Cálidda

La expansión de las redes de distribución también ha generado cuestionamientos. La novena adenda del contrato de Cálidda, que contempla extender la concesión hasta 2043, recibió observaciones de Osinergmin relacionadas con las condiciones contractuales, la reversión de activos al Estado y los compromisos de masificación.

Entre los puntos señalados por el regulador figura que los bienes comprendidos en el contrato bajo la modalidad BOOT deben revertir al Estado en 2033. También advirtió sobre posibles efectos de la adenda en sus competencias y consideró limitado el alcance de los compromisos de expansión.

Otro aspecto controvertido es el eventual reconocimiento del valor contable de los activos al término de la concesión. Según el análisis presentado, Osinergmin estimó que este reconocimiento podría representar un beneficio adicional de aproximadamente US$1,800 millones.

Frente a esta observación, la viceministra de Hidrocarburos indicó que el Ministerio de Energía y Minas (Minem) consultó al Consejo Normativo de Contabilidad del Ministerio de Economía y Finanzas, que reconoció la posibilidad de establecer un valor contable neto al finalizar la concesión, debido a la naturaleza híbrida del contrato.

El debate también debe considerar la inversión prevista de US$500 millones para ampliar la cobertura hacia 15 ciudades y alcanzar a unos 300,000 potenciales usuarios, según las cifras expuestas en el análisis.

¿Una nueva licitación sería la solución?

Quienes plantean convocar una nueva licitación para ampliar la distribución del gas natural deben considerar los antecedentes de los procesos anteriores. Entre 2014 y 2021, Proinversión impulsó un concurso que terminó sin adjudicación por falta de postores.

Además, un estudio del Minem citado en el análisis estimó que un nuevo proceso podría demorar entre cinco y seis años. La viceministra explicó que las concesiones evaluadas anteriormente correspondían a sistemas aislados, sin grandes consumidores ni mecanismos de subsidio cruzado, condiciones que dificultaban su sostenibilidad económica.

La propuesta de integrar la demanda de Lima con la de otras regiones busca mejorar la viabilidad de la expansión. Como referencia, la concesión limeña comenzó con aproximadamente 65,000 conexiones y actualmente abastece a 2.6 millones de hogares, según los datos consignados en el documento.

No obstante, las observaciones sobre la adenda de Cálidda requieren respuestas técnicas transparentes. La discusión debe determinar qué mecanismo permite ampliar la cobertura, proteger los intereses del Estado y garantizar condiciones adecuadas para los usuarios.

Cusco espera una fecha concreta para la llegada del gas

Durante la audiencia en Cusco también se expusieron las diferencias de precio entre el gas licuado de petróleo (GLP) y el gas natural. Se mencionaron balones de GLP de entre S/120 y S/130 en Cusco, e incluso superiores a S/200 en Megantoni, frente a un gasto mensual de entre S/24 y S/26 por gas natural para un hogar limeño.

Estas diferencias reflejan el impacto que puede tener el acceso a una fuente de energía más económica. Sin embargo, la expansión del gas natural requiere infraestructura, inversiones, planificación y mecanismos que permitan atender a las poblaciones que todavía no cuentan con el servicio.

En ese contexto, la Cámara de Comercio del Cusco solicitó una hoja de ruta pública que establezca responsables, fechas y objetivos verificables para la llegada del gas a la región. El pedido está dirigido al Minem, Osinergmin y al concesionario involucrado.

La demanda regional pone el foco en una cuestión concreta: cuándo podrán los hogares y las empresas del Cusco acceder efectivamente al gas natural y bajo qué condiciones se desarrollará la infraestructura necesaria.

Más infraestructura para aprovechar el gas disponible

El desafío del sector no se limita a determinar cuánto gas debe destinarse al mercado interno o a las exportaciones. También implica crear las condiciones para aprovechar los recursos disponibles, ampliar la demanda y promover nuevas inversiones en exploración que permitan reponer las reservas.

La reinyeción de aproximadamente una quinta parte del gas producido evidencia la importancia de desarrollar nuevos consumidores y redes de distribución. Al mismo tiempo, las adendas y los contratos deben someterse a una evaluación técnica transparente, con reglas claras y respeto a las obligaciones asumidas.

En ese sentido, la exportación de los volúmenes excedentes no necesariamente tiene que entrar en conflicto con el abastecimiento nacional. Con infraestructura suficiente, una regulación previsible y una política de masificación sostenida, ambos mercados pueden contribuir al aprovechamiento de los recursos gasíferos del Perú.

Gasoducto Sur de US$ 4.320 millones permanece estancado por falta de decisión del Gobierno

ProInversión espera que el Ejecutivo defina cómo se complementará el SITGAS con el gasoducto costero planteado por TGP. La falta de una decisión impide avanzar con la segunda fase de estudios y genera incertidumbre sobre las inversiones necesarias para llevar gas natural al sur del país.

El Sistema Integrado de Transporte de Gas (SITGAS), cuya inversión estimada asciende a US$ 4.320 millones, continúa a la espera de que el Gobierno defina su configuración definitiva para retomar los estudios técnicos y avanzar con la infraestructura destinada a ampliar el suministro de gas natural en el sur peruano.

El retraso está relacionado con la propuesta de adenda presentada por Transportadora de Gas del Perú (TGP), que incluye la construcción de un gasoducto costero para abastecer algunas de las zonas contempladas en el diseño inicial del SITGAS.

Debido a que ambas iniciativas buscan suministrar gas natural a las centrales eléctricas del nodo energético del sur y atender la demanda de ciudades como Arequipa, Ilo y Mollendo, el Ejecutivo debe determinar cómo se distribuirán sus respectivos alcances para evitar inversiones duplicadas.

Durante una audiencia pública de la Comisión de Energía y Minas realizada en Cusco, Renzo Rojas Jiménez, director del proyecto SITGAS de ProInversión, explicó que es indispensable establecer qué alternativa se ejecutará antes de contratar nuevos estudios que podrían necesitar modificaciones posteriores.

El funcionario sostuvo que la prioridad es definir el camino que seguirá la infraestructura de transporte de gas natural hacia el sur del país.

Esta decisión tendrá repercusiones en la seguridad energética nacional y en los planes de expansión del servicio hacia regiones que todavía necesitan infraestructura para garantizar un abastecimiento adecuado.

Posible superposición con TGP frena los estudios del SITGAS

La coincidencia entre algunos componentes del SITGAS y el gasoducto costero propuesto por TGP constituye uno de los principales impedimentos para continuar con la siguiente etapa del proyecto.

Las dos iniciativas consideran el transporte de gas natural hacia las centrales de generación eléctrica del nodo energético del sur, así como el abastecimiento de diversas localidades de esta parte del país.

Ante este escenario, el Gobierno deberá evaluar qué obras se desarrollarían mediante la propuesta de TGP y cuáles continuarían formando parte del proyecto a cargo de ProInversión.

Si la adenda es aprobada y el gasoducto costero cubre parte de los objetivos previstos para el SITGAS, será necesario modificar el diseño original para evitar la duplicación de infraestructura.

Esto supondría revisar los componentes contemplados inicialmente y realizar nuevas evaluaciones técnicas sobre las obras que permanezcan dentro del proyecto.

ProInversión ha advertido que contratar los estudios sin conocer el alcance definitivo de la iniciativa podría ocasionar gastos que posteriormente no se aprovechen.

La segunda etapa comprende trabajos de campo y evaluaciones especializadas para confirmar la viabilidad de la ruta planteada. Por ello, la entidad considera que el Ejecutivo debe resolver primero la articulación entre ambos proyectos antes de comprometer nuevos recursos públicos.

Cusco, Puno y Arequipa figuran entre las regiones beneficiarias

El SITGAS fue encargado a ProInversión en 2017, luego de que se diera por terminada la concesión del Gasoducto Sur Peruano (GSP), cuya ejecución quedó interrumpida tras los problemas vinculados al consorcio encabezado por Odebrecht.

La iniciativa fue planteada como una alternativa para retomar el desarrollo de infraestructura gasífera y reforzar la seguridad energética del país.

Su diseño contempla tres objetivos centrales: fortalecer la seguridad del sistema de transporte de líquidos, suministrar gas natural a las centrales del nodo energético del sur y extender el abastecimiento hacia ciudades donde pueda implementarse la distribución urbana.

Entre las zonas que podrían beneficiarse se encuentran Cusco, Puno, Arequipa y Abancay, además de las centrales de generación eléctrica situadas en Ilo y Mollendo.

La ejecución de estas obras permitiría atender las necesidades energéticas de dichas localidades y superar algunas de las restricciones que dificultan la expansión del gas natural.

Sin embargo, el suministro a las centrales del nodo energético también está contemplado en el gasoducto costero de TGP. Esta coincidencia hace necesario definir el alcance de cada iniciativa antes de determinar las inversiones que finalmente se llevarán a cabo.

S/ 24 millones transferidos, pero la segunda fase continúa pendiente

El desarrollo de los estudios del SITGAS se dividió en dos etapas. La primera terminó en octubre de 2020 y permitió identificar una alternativa técnica utilizando la información disponible sobre el proyecto.

La segunda fase debía completar las evaluaciones mediante trabajos de campo para verificar la viabilidad de la ruta propuesta.

Sin embargo, ProInversión efectuó dos convocatorias internacionales sin conseguir contratar a las empresas consultoras responsables de estos trabajos. A esta dificultad se sumó posteriormente la propuesta de adenda de TGP, que introdujo dudas sobre la configuración definitiva de la infraestructura.

En la audiencia pública, la viceministra de Hidrocarburos, Iris Marleni Cárdenas Pino, informó que el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) transfirió S/ 24 millones a ProInversión en marzo de 2024 para financiar la segunda etapa de los estudios.

Pese a esta transferencia, las actividades permanecen condicionadas a una decisión del Ejecutivo sobre el futuro del proyecto.

Rojas Jiménez señaló que ProInversión está en condiciones de continuar con la asistencia técnica y las contrataciones necesarias una vez que el Gobierno determine qué alternativa se desarrollará.

De esta manera, la disponibilidad de recursos para los estudios no ha sido suficiente para destrabar el proceso, que depende de la definición del alcance de las obras.

Propuesta de TGP recibe críticas por inversión de S/ 7.000 millones

La posible ampliación de la concesión de TGP también ha generado observaciones por parte de la Asociación de Consumidores de Gas en el Perú, que cuestiona las condiciones planteadas para incorporar nuevas inversiones en el sistema de transporte.

La propuesta contempla extender por 10 años la concesión de la empresa e incorporar infraestructura adicional para el suministro de gas natural.

Uno de los principales puntos de controversia es el denominado Ramal Sur, cuya inversión se estima en alrededor de S/ 7.000 millones, según la asociación.

La organización advierte que la adenda podría permitir que estas obras sean encargadas directamente a TGP, sin una licitación que garantice la competencia entre posibles proveedores.

También expresa reparos sobre la posibilidad de establecer mecanismos de rentabilidad garantizada y plazos de ejecución flexibles. A juicio de la asociación, estas condiciones podrían trasladar al Estado parte de los riesgos financieros relacionados con eventuales retrasos.

Estas afirmaciones representan la posición de la organización y no constituyen conclusiones definitivas sobre las condiciones contractuales de la propuesta, que todavía se encuentra en evaluación.

Asimismo, la asociación considera que el Gobierno debería exigir el cumplimiento de las obligaciones vigentes y corregir las deficiencias existentes en el sistema de transporte antes de autorizar nuevas inversiones bajo condiciones adicionales.

Sus cuestionamientos se producen seis meses después de una interrupción del transporte de gas natural de Camisea, que afectó el abastecimiento durante aproximadamente dos semanas y tuvo consecuencias económicas.

Usuarios podrían enfrentar mayores costos por la ampliación de la concesión

La Asociación de Consumidores de Gas en el Perú también cuestiona el posible reconocimiento tarifario de inversiones y activos que ya forman parte de la infraestructura existente.

Según su interpretación, ampliar la concesión durante una década podría prolongar el cobro a los usuarios por determinados activos que ya habrían sido remunerados mediante las tarifas del servicio.

La organización también pone en duda que las inversiones destinadas a reforzar la capacidad de respaldo y redundancia del sistema deban ser reconocidas como nuevos gastos financiables por los consumidores.

Su argumento es que los ingresos obtenidos mediante las tarifas durante las últimas dos décadas debieron contribuir a financiar las inversiones y los gastos necesarios para garantizar la continuidad del transporte.

Por ello, considera que el Ejecutivo debe evaluar cuidadosamente las condiciones económicas de la adenda antes de aprobar obligaciones que eventualmente puedan repercutir en los usuarios.

Esta controversia forma parte de un debate más amplio sobre la conveniencia de ampliar la infraestructura mediante modificaciones a una concesión existente o recurrir a proyectos independientes adjudicados mediante procesos competitivos.

La decisión también será determinante para el SITGAS, pues la incorporación del gasoducto costero podría obligar a modificar parte de su diseño y redefinir las inversiones necesarias para ampliar la cobertura del servicio.

Activos del Gasoducto Sur Peruano siguen sujetos a controversias arbitrales

El futuro del SITGAS también está condicionado por la situación jurídica de los bienes vinculados al Gasoducto Sur Peruano, cuya concesión terminó en 2017 después de que el concesionario no acreditara el cierre financiero requerido.

Cuando se paralizó, el proyecto original registraba un avance físico aproximado del 11%.

Desde entonces, el desarrollo de nueva infraestructura para transportar gas natural hacia el sur ha dependido de decisiones técnicas, financieras y contractuales que permitan retomar las inversiones.

La viceministra Iris Cárdenas explicó que el Estado recibió parte de los bienes del proyecto en calidad de poseedor, pero aún no cuenta con la propiedad definitiva de estos activos.

Esta situación restringe la posibilidad de disponer libremente de la infraestructura, debido a las controversias arbitrales pendientes con empresas vinculadas al consorcio que estuvo a cargo de la concesión original.

La titularidad definitiva de los bienes dependerá de las decisiones que adopten los tribunales arbitrales correspondientes, según lo señalado por la funcionaria.

Por tanto, el Gobierno deberá resolver no solo la posible superposición entre el SITGAS y la propuesta de TGP, sino también considerar las limitaciones legales relacionadas con los activos del proyecto anterior.

Gobierno tiene pendiente definir la ruta para el gasoducto del sur

El Ejecutivo deberá decidir si conserva el diseño original del SITGAS, lo modifica para complementarlo con el gasoducto costero de TGP o plantea una alternativa distinta para ampliar el transporte de gas natural.

Esta definición permitirá establecer las obras que se ejecutarán, el esquema de inversiones y las condiciones para reanudar los estudios técnicos de la segunda etapa.

Mientras no se adopte una decisión, el proyecto de US$ 4.320 millones seguirá sin avanzar hacia la siguiente fase, pese a que el MINEM transfirió recursos para financiar los estudios.

El desenlace será clave para la seguridad energética del Perú y para las posibilidades de extender el acceso al gas natural en regiones del sur que requieren nueva infraestructura para contar con un suministro suficiente y continuo.