El exviceministro de Energía Pedro Gamio advirtió que las reservas actuales de gas natural del Perú permitirían atender la demanda del mercado interno durante aproximadamente 12 o 13 años, un horizonte que, según sostuvo, obliga al país a acelerar la expansión del servicio hacia las regiones.

En declaraciones al programa Exitosa, Gamio señaló que, una vez superado ese periodo, el país deberá recurrir a nuevas fuentes de abastecimiento para garantizar la disponibilidad del recurso. En ese escenario, mencionó la necesidad de incorporar el Lote 58 y avanzar en la confirmación de las reservas de Candamo, con el propósito de evitar que el Perú tenga que depender de importaciones.

“Después va a haber gas, pero vamos a tener necesidad de usar el lote 58”, afirmó el exfuncionario, quien también consideró necesario “confirmar las reservas de Candamo para que el Perú no se vea obligado a importar”.

Cusco registra 6.000 usuarios conectados

Gamio destacó el caso del Cusco como una muestra del proceso de expansión del gas natural fuera de Lima. Según indicó, la región ya cuenta con dos estaciones de gas natural y alrededor de 6.000 usuarios.

El exviceministro explicó que existen tres alternativas principales para trasladar el gas hacia localidades que no cuentan con conexión directa a un ducto: mediante camiones que transportan gas comprimido, camiones con gas licuado o a través de ductos.

Respecto al transporte de gas licuado, señaló que actualmente constituye una de las alternativas más convenientes para ampliar el suministro. En cambio, la construcción de ductos requiere contar previamente con una demanda suficiente que permita hacer viable la inversión.

“Se necesita para el ducto tener cien mil clientes y eso todavía no se tiene”, sostuvo.

Supervisión de costos será clave

Para Gamio, la expansión del programa de masificación también debe estar acompañada por una supervisión rigurosa de las inversiones y costos reconocidos a las empresas distribuidoras.

En ese sentido, planteó que el regulador debe verificar que las inversiones comprometidas respondan a costos reales, considerando que se trata de una actividad regulada y que las empresas asumen obligaciones específicas para atender a un determinado número de usuarios dentro de plazos establecidos.

El alcance del programa comprende no solo a los hogares, sino también a vehículos y actividades empresariales, sectores que podrían incrementar progresivamente la demanda de gas natural en las regiones.

Gas natural y renovables: avances pendientes

El exviceministro también abordó el proceso de transición energética, que contempla una mayor participación conjunta del gas natural y las energías renovables.

Gamio consideró que el avance de estas alternativas en las regiones todavía es reducido y señaló que persisten desafíos relacionados con la incorporación de sistemas de almacenamiento de energía, necesarios para aprovechar de manera más eficiente algunas fuentes renovables.

“En el caso de las energías renovables también tenemos pendiente un tema de sistemas de almacenamiento”, manifestó.

Asimismo, hizo referencia al proceso judicial relacionado con la expansión del sistema de gasoductos hacia el sur del país y que involucra a Odebrecht. Según explicó, dicho proceso se encuentra actualmente en una etapa de ejecución de sentencia.

Mayor consumo permitiría extender el servicio hacia Tacna

Respecto a una eventual ampliación de la infraestructura de gas hacia otras ciudades del sur, Gamio indicó que la llegada del ducto hasta Tacna dependerá, entre otros factores, del crecimiento de la demanda.

El exfuncionario sostuvo que la expansión debe desarrollarse de manera progresiva, conforme aumente el número de consumidores y la población pueda comprobar los beneficios económicos del acceso al gas natural.

“Es como un rompecabezas que vamos armando”, señaló al describir el proceso de ampliación del servicio.

Finalmente, Gamio remarcó que los próximos años serán determinantes para reducir las brechas de acceso energético y avanzar en la masificación del gas natural en las ciudades del interior del país.

“Esta década es decisiva y podemos ayudar a los peruanos que viven en estas ciudades”, concluyó.

El ministro de Energía y Minas, Guillermo Shinno, planteó que Lima contribuya mediante un mecanismo de subsidio a la expansión del gas natural en otras regiones del país, con el objetivo de reducir las diferencias de costos y permitir que más usuarios accedan a tarifas similares a las que actualmente se pagan en la capital.

Durante su exposición ante la Comisión de Energía y Minas de la Cámara de Diputados, el titular del MINEM explicó que llevar gas natural a zonas como Puno, Cusco y Pucallpa implica mayores costos de transporte y distribución. Por ello, consideró necesario establecer un esquema de compensación que evite que dichos costos sean trasladados íntegramente a los consumidores de las regiones.

“Hoy en día le toca a Lima tener que subvencionar y subsidiar al resto del país, porque Lima ha sido beneficiada en los últimos 20 años”, señaló Shinno.

El objetivo: reducir la brecha tarifaria

La propuesta se relaciona con los esfuerzos del Gobierno por acelerar la masificación del gas natural fuera de Lima. En ese marco, el proyecto Siete Regiones busca ampliar el acceso al combustible mediante un esquema que permita acercar las tarifas regionales a los niveles registrados en la capital.

Según explicó el ministro, si cada región tuviera que asumir de manera independiente los elevados costos asociados al transporte, distribución y comercialización del gas, el precio final podría resultar significativamente mayor para los usuarios.

En ese sentido, sostuvo que Lima, al haber concentrado durante las últimas dos décadas buena parte de los beneficios derivados de la expansión del gas natural, debería contribuir a financiar la ampliación del servicio hacia otras partes del territorio nacional.

Más de 2 millones de conexiones están en Lima

La concentración del mercado del gas natural en la capital también se refleja en el número de conexiones. De acuerdo con las cifras presentadas por Shinno, el país cuenta con aproximadamente 2.6 millones de viviendas o usuarios conectados al gas natural.

De este total, alrededor de 2.1 millones corresponden a Lima, mientras que el resto se distribuye entre otras regiones.

El mercado nacional cuenta, además, con más de 25,000 kilómetros de redes de distribución, unas 363 estaciones de Gas Natural Vehicular (GNV) y más de 500,000 vehículos convertidos a este combustible.

Puno, Cusco, Junín y Huancavelica avanzan con proyectos piloto

El MINEM también viene impulsando iniciativas destinadas a ampliar el suministro de gas natural en distintas regiones. Entre ellas figuran proyectos piloto en Puno, Cusco, Junín y Huancavelica, que utilizan redes locales y plantas de regasificación para facilitar el acceso al recurso.

La estrategia planteada por el Gobierno busca disminuir las brechas existentes entre Lima y las regiones y ampliar progresivamente el número de hogares que utilizan gas natural.

De acuerdo con Shinno, la masificación nacional permitiría que más familias tengan acceso a una fuente de energía que el Gobierno considera económicamente competitiva frente a otras alternativas disponibles en el mercado.

Si deseas, también puedo convertirla en una nota periodística más económica y analítica, incorporando cifras, impacto tarifario y antecedentes del proyecto Siete Regiones.

La eventual ampliación de la concesión hasta 2043 contempla más de US$550 millones en nuevas inversiones, pero Osinergmin advierte que el esquema propuesto podría volver a reconocer activos cuya recuperación económica debería culminar en 2033. El regulador también cuestiona el valor residual de US$824,2 millones y exige mayores garantías de masificación residencial.

La eventual extensión por diez años de la concesión de distribución de gas natural de Cálidda en Lima y Callao ha abierto una discusión que trasciende la expansión de las redes. El principal interrogante económico es cómo se determinará la remuneración de los activos después de 2033 y qué impacto podría tener ese mecanismo sobre las tarifas que pagan los usuarios.

Según el Informe N.° 413-2026-GRT/OS, elaborado por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) el 23 de junio de 2026, la propuesta de Novena Adenda al contrato contempla extender la concesión hasta 2043. El contrato vigente fue suscrito el 9 de diciembre de 2000 y culmina el 8 de diciembre de 2033.

La propuesta plantea, como contraparte de la ampliación contractual, extender la distribución de gas natural a 15 localidades de siete regiones, con inversiones superiores a US$550 millones. El proyecto considera plantas de regasificación, subestaciones y 3.738,9 kilómetros de redes, además de una meta mínima de 201.411 consumidores conectados. La infraestructura proyectada tendría capacidad potencial para atender a 300.613 usuarios.

Sin embargo, la magnitud de la inversión futura no es el único componente económico en discusión. Para Osinergmin, también debe determinarse qué ocurre con las inversiones realizadas durante los 33 años de la concesión original y si estas pueden seguir formando parte de la estructura de remuneración tarifaria después de 2033.

US$1.832 millones: el valor económico de extender la concesión

Uno de los datos más relevantes del análisis de Osinergmin es el impacto económico estimado de la ampliación contractual.

De acuerdo con el informe citado por Índice.pe, una extensión de diez años generaría una utilidad operativa aproximada de US$1.832 millones, calculada como valor presente neto a 2033.

Este monto permite dimensionar el alcance económico de la negociación. No se trata únicamente de autorizar nuevas obras por US$550 millones, sino de definir las condiciones bajo las cuales el concesionario continuará operando y recuperando inversiones durante una década adicional.

La diferencia entre ambas cifras es significativa: los US$550 millones corresponden a las nuevas inversiones comprometidas, mientras que los US$1.832 millones representan la utilidad operativa estimada para el periodo adicional, expresada a valor presente neto a 2033. Son conceptos económicos distintos y no deben interpretarse como si uno fuera el costo del otro.

Para Osinergmin, precisamente por la magnitud económica de la extensión, resulta necesario determinar si el esquema propuesto garantiza beneficios equivalentes para los consumidores y evita que instalaciones cuya recuperación económica debería haber terminado vuelvan a incorporarse en la remuneración tarifaria.

El punto crítico: qué activos podrán seguir cobrando vía tarifa

La controversia se concentra en el tratamiento económico de la infraestructura existente.

El contrato de Cálidda funciona bajo un esquema BOOT (Build, Own, Operate and Transfer). Este modelo permite al concesionario operar la infraestructura durante un periodo determinado y cobrar tarifas para recuperar las inversiones efectuadas.

Desde la perspectiva de Osinergmin, esta característica es fundamental para determinar qué puede reconocerse después de 2033.

El regulador sostiene que las inversiones realizadas durante los 33 años del contrato deberían haber sido recuperadas al finalizar el periodo contractual. Por ello, mantenerlas nuevamente dentro de la base de remuneración a partir de 2033 podría significar reconocer económicamente una infraestructura que ya habría cumplido su ciclo de recuperación. (Índice.pe)

De allí surge el concepto de “doble remuneración”.

Es importante precisar que esta expresión no significa que la factura del usuario vaya a duplicarse. El término se refiere al riesgo de que una misma inversión sea considerada nuevamente para efectos de remuneración tarifaria después de haber sido amortizada durante el contrato original.

US$824,2 millones: el valor residual cuestionado

Otro de los números centrales de la controversia es el valor residual de los activos de la concesión.

Un cálculo elaborado por EY estimó en aproximadamente US$824,2 millones el supuesto valor residual de la infraestructura al término del contrato original. Osinergmin cuestiona esta metodología porque considera que no sería compatible con las condiciones contractuales ni con el tratamiento contable aplicable.

La discusión tiene una diferencia conceptual importante: el hecho de que una tubería, estación o instalación continúe físicamente operativa después de 2033 no significa necesariamente que el concesionario mantenga el derecho económico de recuperar esa inversión mediante la tarifa.

Para Osinergmin, el derecho económico asociado a la concesión está vinculado al plazo contractual. Por ello, sostiene que ese activo intangible debería llegar a cero al culminar la concesión original, en diciembre de 2033.

En consecuencia, el regulador cuestiona que posteriormente se reconozca un valor residual basado en la vida física o económica de las instalaciones.

El VNR puede cambiar la estructura tarifaria

El Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) constituye otro de los elementos que podrían determinar la tarifa futura.

El VNR es utilizado dentro del régimen tarifario para reconocer las inversiones necesarias para la prestación del servicio. Sin embargo, Osinergmin advierte que aplicar automáticamente este mecanismo después de 2033 podría generar dificultades debido a que, bajo el esquema BOOT, las instalaciones existentes deberían revertir al Estado al culminar la concesión.

El regulador plantea, por ello, distintas alternativas.

Una posibilidad sería mantener el reconocimiento mediante VNR para determinadas inversiones nuevas. Otra consistiría en excluir de la base tarifaria aquellas inversiones que ya fueron reconocidas durante el periodo contractual original.

La decisión tiene una consecuencia directa para los consumidores: mientras mayor sea el volumen de activos reconocidos dentro de la base tarifaria, mayor será la relevancia económica de esos activos para determinar la remuneración futura del servicio.

Por eso, Osinergmin considera que después de 2033 no puede simplemente prolongarse el régimen tarifario vigente. Será necesario revisar el VNR, el valor neto contable, las nuevas inversiones, los costos y los criterios de valorización.

US$550 millones para ampliar la red: ¿cuántos usuarios justificarán la inversión?

La segunda gran discusión económica está relacionada con la eficiencia de las nuevas inversiones.

La propuesta de Cálidda contempla más de US$550 millones para extender el servicio hacia siete regiones, con 3.738,9 kilómetros de redes. El objetivo mínimo es conectar a 201.411 consumidores, mientras que la infraestructura podría atender potencialmente a 300.613 usuarios.

Estas cifras permiten establecer una relación aproximada entre infraestructura y usuarios proyectados.

Si se toma como referencia la meta mínima de 201.411 consumidores, los 3.738,9 kilómetros de redes equivaldrían a aproximadamente 18,6 metros de red por consumidor objetivo.

Si se considera, en cambio, la capacidad potencial de 300.613 usuarios, la relación sería de aproximadamente 12,4 metros de red por usuario potencial.

Estos cálculos son aproximaciones aritméticas realizadas a partir de las cifras consignadas en la propuesta y no constituyen un indicador oficial de eficiencia reconocido por Osinergmin. Su utilidad consiste en dimensionar la magnitud física de la expansión frente al número de consumidores que se busca atender.

Además, si se compara la inversión mínima de US$550 millones con la meta de 201.411 consumidores, el monto promedio equivalente sería de aproximadamente US$2.731 por consumidor objetivo.

Frente a los 300.613 usuarios potenciales, el equivalente sería de aproximadamente US$1.829 por usuario potencial.

Nuevamente, estas cifras no representan el costo real de conexión individual, ya que la inversión incluye infraestructura de alcance colectivo como redes, plantas de regasificación y subestaciones. Son únicamente indicadores derivados para dimensionar económicamente la propuesta.

El problema de una red que no alcance suficiente utilización

Osinergmin considera que no basta con construir redes. También debe garantizarse que exista una cantidad suficiente de consumidores que efectivamente utilicen la infraestructura.

El informe observa que el número de potenciales usuarios aparece como una referencia y cuestiona la ausencia de un factor de uso mínimo de la red vinculado a las metas de consumidores.

La preocupación es económica: una red puede construirse y, sin embargo, registrar una utilización inferior a la esperada.

En ese escenario, existe el riesgo de que inversiones de gran magnitud terminen siendo utilizadas por un número reducido de consumidores. Si los costos de esa infraestructura son reconocidos dentro de la tarifa, la carga económica podría distribuirse entre los usuarios del servicio.

Por ello, Osinergmin plantea precisar un número mínimo de usuarios potenciales, establecer que determinados tramos de gasoductos estén destinados a sectores residenciales y definir criterios para la ubicación de las PSR y City Gates.

201.411 conexiones: una meta que deberá ser verificable

La meta de 201.411 consumidores conectados adquiere especial relevancia porque representa uno de los principales compromisos asociados a la extensión de la concesión.

Osinergmin considera que no debería limitarse a comprobar posteriormente si se alcanzó una cifra determinada. También debe contar con capacidad para verificar el avance de las obligaciones durante la ejecución del proyecto.

La razón es sencilla: la inversión y la masificación están directamente relacionadas.

Una expansión de 3.738,9 kilómetros de redes tendría un impacto económico muy diferente si alcanza la meta de 201.411 consumidores o si una parte significativa de la infraestructura permanece subutilizada.

Por ello, el regulador busca que la expansión tenga indicadores verificables que relacionen kilómetros de red, inversiones, conexiones y utilización efectiva.

La fiscalización también está en disputa

La discusión no se limita a las cifras económicas. Osinergmin también cuestiona que la Novena Adenda establezca cuándo y cómo debe realizar sus labores de fiscalización.

La propuesta señalaba que la fiscalización del Plan de Conexiones se realizaría al vencimiento de determinados hitos y bajo la forma prevista en la propia adenda.

Para el regulador, esa disposición podría afectar su autonomía, porque las condiciones de supervisión deben responder a sus competencias legales, estrategias y procedimientos regulatorios, y no quedar determinadas por el contrato.

Esto resulta relevante porque la supervisión será uno de los mecanismos para determinar si los compromisos de expansión efectivamente se cumplen.

¿Qué está realmente en juego?

La eventual extensión de Cálidda presenta dos dimensiones económicas que deben analizarse conjuntamente.

Por un lado, existe una propuesta de más de US$550 millones en nuevas inversiones, 3.738,9 kilómetros de redes, 201.411 conexiones mínimas y capacidad potencial para atender a 300.613 usuarios.

Por otro, Osinergmin identifica un escenario económico de US$1.832 millones de utilidad operativa, expresado en valor presente neto a 2033, y cuestiona el eventual reconocimiento de un valor residual de US$824,2 millones para activos cuya recuperación económica debería analizarse en función del contrato y no únicamente de su vida física.

La diferencia entre estas cifras muestra la magnitud del debate.

El reto no consiste únicamente en determinar si Cálidda debe invertir más y ampliar la cobertura. También será necesario definir qué inversiones pueden ser remuneradas, durante cuánto tiempo, bajo qué metodología y con qué impacto sobre las tarifas.

En ese contexto, el concepto de doble remuneración adquiere relevancia. El cuestionamiento de Osinergmin apunta a evitar que activos cuya recuperación económica debería haber concluido en 2033 vuelvan a generar remuneración tarifaria durante los diez años adicionales.

La discusión también plantea una segunda pregunta: ¿cuánto de la nueva infraestructura beneficiará efectivamente a los hogares y cuánto terminará siendo utilizado por consumidores de mayor demanda?

La respuesta será determinante para establecer si la extensión hasta 2043 logra combinar expansión, masificación y nuevas inversiones sin trasladar a los usuarios costos asociados a infraestructura recuperada o insuficientemente utilizada.

En última instancia, la Novena Adenda no solo definirá el futuro contractual de Cálidda. También podría determinar la estructura económica con la que se calcularán las tarifas del gas natural durante la próxima década. Por ello, la valorización de los activos, el tratamiento del VNR, las nuevas inversiones, las metas de conexiones y la supervisión de los compromisos serán elementos decisivos antes de definir las condiciones de continuidad de la concesión más allá de 2033.

Fuente principal: Índice.pe, “Osinergmin alerta por posible doble remuneración en adenda de Cálidda”, publicado el 9 de septiembre de 2026, sobre la base del Informe N.° 413-2026-GRT/OS de Osinergmin.