La adenda de TGP: ¿por qué pagar más sin licitar?

El debate sobre la adenda que propone Transportadora de Gas del Perú (TGP) no debería limitarse a si conviene llevar el gas natural al sur. Sobre eso hay consenso: más gas y más cobertura son buenos para el país. La pregunta de fondo es otra: ¿cómo se ejecuta esta inversión y quién decide cuánto pagarán los usuarios por ella?

TGP propone incorporar al contrato BOOT un proyecto nuevo, el Gasoducto Costero Sur, una inversión superior a US$ 2 000 millones, ampliar la concesión diez años y trasladar el costo a la tarifa de transporte. Todo mediante una adenda y no a través de un concurso.

Este es el primer problema. La competencia permite descubrir el costo eficiente: en una licitación, los inversionistas compiten por la menor remuneración compatible con la viabilidad del proyecto. Sin concurso, el usuario pierde esa protección.

El caso argentino lo ilustra. En enero de 2026, el consorcio Southern Energy licitó los tubos del gasoducto que llevará gas de Vaca Muerta al Atlántico. Ganó la india Welspun, con una oferta cerca de 40 % menor que la de Tenaris, del grupo Techint, constructor inicial del ducto de TGP. Cuando hay competencia, el precio se descubre.

En el Perú hay además un dato que el debate no puede omitir. La propuesta de TGP considera tubos de 32 pulgadas, el mismo diámetro de los ductos del Gasoducto Sur Peruano que el Estado mantiene almacenados y cuya custodia cuesta S/ 167 millones este año. ¿Se usarán esos tubos? ¿Se descontarán del costo que pagarán los usuarios? Sin licitación, nadie lo sabrá.

Se dice que TGP es el operador natural para ampliar el sistema. Aun si lo fuera, debería demostrarlo en una licitación abierta: si su propuesta es la más eficiente, ganará. Esa conclusión debe surgir de la competencia y no de una negociación directa con el Estado.

El tiempo también pesa. Los contratos de Camisea se adjudicaron hace 26 años, con un riesgo país alto y retornos muy exigentes: el contrato reconoce una tasa de 12 %. Hoy el transporte de gas es un negocio regulado, con demanda consolidada y flujos previsibles, y las licitaciones de ProInversión de 2023 implicaron tasas reales alrededor de 6 %. Reconocer hoy las condiciones de entonces es ignorar la reducción del riesgo que el propio país ha logrado. Solo un concurso revela el precio actual del dinero.

La segunda preocupación es la confiabilidad. El contrato vigente admite una falla tolerable de 1 % anual, unos cuatro días. Esa meta se fijó en 2000, cuando el país no dependía del gas. Hoy 1 % ya no es tolerable y debería revisarse a 0,25 %, un día al año. Hay mucho que mejorar en confiabilidad y en costo.

Sin embargo, entre el 1 y el 14 de marzo de 2026 el transporte estuvo paralizado 14 días, según el Informe N.° 427-2026 de Osinergmin: casi cuatro veces lo que el contrato tolera en todo un año. El evento mostró que el sistema no contaba con la redundancia exigida.

Mejorar la confiabilidad se logra con inversión o con más O&M: más cuadrillas y equipos de monitoreo. Pero la inversión del sistema existente ya está pagada y su O&M ya se reconoce. Aun así, la adenda crea un «CAPEX de reposición» que traslada a los usuarios inversiones de reposición, reforzamiento, estabilidad geotécnica, redundancia y seguridad, varias ya previstas en el Anexo del contrato vigente. La inversión pasaría a cuenta de los usuarios y el O&M se mantendría. Sin concurso, ¿cómo se define lo que corresponde reconocer? Eso no puede negociarse en una mesa.

Además, el Gasoducto Costero Sur no corrige la vulnerabilidad del ducto principal: suma demanda a un sistema que ya mostró límites de resiliencia. Si no se corrigen primero, el riesgo actual podría extenderse a los nuevos usuarios del sur.

Nadie discute la importancia de crear nueva infraestructura. Lo que debe discutirse es si las nuevas inversiones se adjudican por competencia o por negociación directa (entrega a dedo), y si obligaciones de seguridad ya contratadas pueden convertirse en partidas pagadas por los usuarios.