El gas natural no llega a la mayoría de los hogares en las regiones del país, apunta el IPE. Foto: Víctor Idrogo
Gas natural gas domestico instalado en hogar. Gas es instalado por Calidda
Foto Victor Idrogo
/ VICTOR IDROGOEl gas natural se ha convertido en un componente clave para la matriz energética por su bajo costo y menor generación de emisiones.
El gas natural se ha convertido en un componente clave para la matriz energética por su bajo costo y menor generación de emisiones.
Sin embargo, su masificación enfrenta serios retos: la falta de infraestructura dificulta su llegada a las regiones del centro y sur, y la incertidumbre en la fijación de tarifas amenaza la viabilidad de las concesiones existentes y futuras.
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Usos del gas
Según el Minem, el gas natural representó cerca del 12% del consumo energético nacional en 2022. Aunque este avance es significativo, su potencial aún está lejos de ser plenamente aprovechado.
Además, la penetración ha sido desigual: en la industria alcanza el 30% del consumo energético, mientras que en el transporte solo llega a 7%, a pesar de los programas de conversión a GNV.
Por su parte, en el ámbito residencial, más de la mitad del consumo energético depende de fuentes sólidas como la leña, mientras que el uso del gas se limita principalmente a la cocción de alimentos, a diferencia de países como Chile o Argentina, donde también se usa para calefacción y agua caliente.
Desarrollo por regiones
La demanda de gas natural está concentrada en el sector empresarial. En 2023, la generación eléctrica representó dos tercios de su consumo, seguido de los usos industriales (19%), según Osinergmin. En cambio, la demanda residencial y comercial apenas representa el 5%. Por ello, la viabilidad de la provisión de gas natural a hogares depende de la distribución a grandes clientes industriales o energéticos.
La masificación del gas natural requiere reglas claras por parte del Estado y los organismos reguladores.
Así, las concesiones se han concentrado en las zonas costeras del país. Por ejemplo, Lima y Callao acumulan más de la mitad de la capacidad de generación termoeléctrica y un tercio de la demanda industrial. En esa línea, la elevada participación en la demanda industrial en la costa norte (22%) e Ica (21%) hizo viable el transporte y distribución de gas a estas zonas.
Sin embargo, en el sur, el principal atractivo está en las generadoras del Nodo Eléctrico en Arequipa y Moquegua. En el resto de las regiones, la baja concentración de grandes usuarios y la accidentada geografía de la sierra hacen que el transporte de gas por ductos sea extremadamente costoso y poco rentable.
Alternativas para el sur
Según Proinversión, la materialización del Gasoducto del Sur (ahora SITGAS) costaría más de US$ 4 mil millones y requeriría cofinanciamiento público. Sin embargo, otras alternativas emergen. Por un lado, la extensión de la red de gasoductos hacia el Nodo Eléctrico aumentaría la provisión de gas en la costa sur y abarataría el costo de la electricidad a nivel nacional.
Asimismo, el uso de camiones cisterna y redes de distribución en ciudades principales podrían abaratar costos y extender el servicio a regiones como Cusco, Junín y Ucayali. Ambas iniciativas sumadas costarían cerca de la mitad que el Gasoducto del Sur, serían autofinanciadas y tomarían en cuenta la realidad económica y geográfica de estas regiones.
Incertidumbre regulatoria
El desarrollo del mercado del gas enfrenta desafíos regulatorios, especialmente en el modelo tarifario administrado por Osinergmin. Este modelo parece priorizar la reducción de tarifas mediante la sobreestimación de la demanda y el menor reconocimiento de las inversiones necesarias, afectando la expansión de la cobertura y la calidad del suministro.
Un ejemplo claro es la marcada diferencia entre las proyecciones de demanda realizadas por el regulador y las de los concesionarios. En el caso de la concesión norte, la demanda acumulada proyectada por Osinergmin llegó a ser hasta un 20% mayor.
Gases del Pacífico, concesionario del servicio de distribución de gas natural en el norte del país, iniciaría un arbitraje contra el Estado peruano debido a diferencias regulatorias con Osinergmin. (Foto: Promigas)
Además, los criterios utilizados para estas estimaciones no son uniformes entre concesiones, lo que introduce incertidumbre adicional. Este escenario afecta a las concesiones vigentes y resta atractivo a la inversión en el sector, en un contexto donde la inversión en exploración y explotación de hidrocarburos se encuentra en un mínimo histórico.
La masificación del gas natural enfrenta grandes desafíos. Superarlos requerirá de un Estado que garantice reglas claras y promueva decididamente la inversión privada para contribuir activamente a una transición energética más eficiente, ampliando la infraestructura, las conexiones y diversificando los usos del gas.
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