{"id":9268,"date":"2025-03-03T16:02:11","date_gmt":"2025-03-03T16:02:11","guid":{"rendered":"https:\/\/gerens.pe\/blog\/?p=9268"},"modified":"2026-03-04T17:52:24","modified_gmt":"2026-03-04T17:52:24","slug":"crisis-energetica-en-el-2025-el-impacto-del-gas-natural-en-el-peru","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/gerens.pe\/blog\/crisis-energetica-en-el-2025-el-impacto-del-gas-natural-en-el-peru\/","title":{"rendered":"\u00bfCrisis Energ\u00e9tica en el 2025? El Impacto del Gas Natural en el Per\u00fa"},"content":{"rendered":"

El 28 de enero de 2025, el Dr. Arturo V\u00e1squez Cordano, Profesor Principal del Programa Global MBA STEM y Director de Investigaci\u00f3n de la Escuela de Postgrado GERENS, public\u00f3 en la red LinkedIn una presentaci\u00f3n titulada \u00ab\u00bfCrisis Energ\u00e9tica en el 2025? Costos Marginales de Generaci\u00f3n y el Abastecimiento de Gas Natural\u00bb<\/em>. En su an\u00e1lisis, examin\u00f3 los desaf\u00edos recientes del sector energ\u00e9tico peruano, con especial \u00e9nfasis en el impacto del incidente ocurrido el 16 de enero de 2025 en el ducto de Camisea y el consecuente incremento de los costos marginales de generaci\u00f3n reportados por el Comit\u00e9 de Operaci\u00f3n Econ\u00f3mica del Sistema Interconectado Nacional (COES).<\/p>\n

En este contexto, se analizaron las implicancias de una disposici\u00f3n complementaria de la Ley N\u00ba 32249 (una ley que promueve la generaci\u00f3n renovable solar para atender la demanda del mercado el\u00e9ctrico regulado), la cual podr\u00eda provocar un incremento en las tarifas el\u00e9ctricas para los usuarios regulados.<\/p>\n

Asimismo, se enfatiz\u00f3 la necesidad de fortalecer la infraestructura de gas natural como una medida fundamental para reducir la vulnerabilidad del sistema energ\u00e9tico peruano frente a interrupciones en el suministro de gas, minimizar el impacto de futuras crisis, y garantizar la estabilidad del sector el\u00e9ctrico del pa\u00eds. En este art\u00edculo, se recogen las apreciaciones del Dr. V\u00e1squez donde explica en mayor detalle los aspectos clave de su investigaci\u00f3n sobre la problem\u00e1tica de los costos marginales en un entorno de alta variabilidad clim\u00e1tica.<\/p>\n

    \n
  1. El incidente en el ducto de Camisea y sus consecuencias<\/strong><\/li>\n<\/ol>\n

    El 16 de enero de 2025 la empresa Transportadora de Gas del Per\u00fa (TGP) report\u00f3 un incidente en el ducto de Camisea, generando una alerta a nivel nacional. Las intensas lluvias en la selva del Cusco afectaron un tramo del ducto de l\u00edquidos de gas natural (LGN), lo que provoc\u00f3 una paralizaci\u00f3n temporal en el transporte de estos l\u00edquidos. A pesar de que el flujo de gas natural seco (que alimenta a las plantas t\u00e9rmicas a gas del pa\u00eds) no se vio interrumpido, el Ministerio de Energ\u00eda y Minas (MINEM), a trav\u00e9s de la Resoluci\u00f3n Viceministerial N\u00b0 001-2025-MINEM-VMH, <\/strong>decidi\u00f3 priorizar el abastecimiento interno sobre la exportaci\u00f3n de gas natural licuado (GNL), con el objetivo de garantizar el suministro de energ\u00eda a nivel nacional. Mediante Resoluci\u00f3n Directoral No<\/sup> 018-2025-MINEM-DGH<\/strong> se estableci\u00f3 el esquema de racionamiento de gas natural para los diferentes usuarios del sistema de transporte.<\/p>\n

    De acuerdo con el Dr. V\u00e1squez, como consecuencia de este incidente, el suministro de gas natural para la generaci\u00f3n t\u00e9rmica en el Sistema El\u00e9ctrico Interconectado Nacional (SEIN) se vio afectado, lo que gener\u00f3 un aumento significativo en los costos marginales de generaci\u00f3n ante la necesidad de despachar centrales el\u00e9ctricas a di\u00e9sel para evitar un racionamiento de energ\u00eda. Seg\u00fan datos del COES, en la Barra Santa Rosa (una de las principales referencias para la determinaci\u00f3n de las tarifas en el sistema el\u00e9ctrico peruano) se observ\u00f3 un gran incremento en los costos marginales, alcanzando los US$ 253 por MWh<\/strong> (ver la Ilustraci\u00f3n 1<\/strong>), antes de estabilizarse a un promedio de\u00a0 US$ 35 \/ MWh con la normalizaci\u00f3n del servicio de gas natural.<\/p>\n

    Ilustraci\u00f3n <\/strong>1<\/strong> – Costos marginales de la Barra Santa Rosa 220kv<\/strong><\/p>\n

    \"\"<\/p>\n

    Fuente: COES (2025)[1]. Elaboraci\u00f3n: Direcci\u00f3n de Investigaci\u00f3n, EPG G\u011aRENS.<\/p>\n

    De otro lado, seg\u00fan los datos reportados por el COES, la Ilustraci\u00f3n 2<\/em><\/strong>, que muestra los costos marginales en tiempo real en todo el SEIN, evidencia un incremento generalizado en todas las barras del sistema el\u00e9ctrico peruano, superando los US$ 135 por MWh (m\u00e1s de S\/. 500 por MWh), de acuerdo con la escala de referencia. El mayor costo marginal registrado ocurri\u00f3 el 18 de enero de 2025 en la barra Piura Oeste 220 kv, donde se alcanzaron los US$ 269.89 por MWh de acuerdo con el \u201cBolet\u00edn Estad\u00edstico Enero 2025\u201d del COES.<\/p>\n

    Ilustraci\u00f3n <\/strong>2<\/strong> – Datos de los costos marginales nodales reportados por el COES<\/strong><\/p>\n

    \"\"<\/p>\n

    Fuente: COES (2025).<\/p>\n

    La Ilustraci\u00f3n 3<\/strong>\u00a0muestra la comparaci\u00f3n entre el Costo Marginal Promedio (CMg) y la Tarifa de Energ\u00eda en Barra en la subestaci\u00f3n Santa Rosa 220 kv, la cual se utiliza como referencia para la determinaci\u00f3n de los precios de la energ\u00eda que pagan los clientes regulados. Se observa que la tarifa en barra de Lima (l\u00ednea naranja) se mantiene relativamente estable en torno a los 60 US$\/MWh, mientras que el costo marginal (barras azules) presenta alta volatilidad con picos que superan los 180 US$\/MWh en varios meses del a\u00f1o 2022 y 2023 (a\u00f1os donde ocurrieron fen\u00f3menos clim\u00e1ticos severos en el Per\u00fa como el fen\u00f3meno del \u201cNi\u00f1o Costero\u201d y el cicl\u00f3n Yaku).<\/p>\n

    Ilustraci\u00f3n <\/strong>3<\/strong> – Costo Marginal vs Tarifa en Barra<\/strong><\/p>\n

    \"\"<\/p>\n

    \u00a0 Fuente: Plataforma de Datos Abiertos BI, COES (2025).<\/p>\n

    Esta fuerte diferencia entre los costos marginales de generaci\u00f3n (o precios spot<\/em>) y las tarifas en barra para el mercado de usuarios regulados sugiere que los eventos clim\u00e1ticos extremos (como por ejemplo, los fen\u00f3menos de \u201cel Ni\u00f1o\u201d y \u201cla Ni\u00f1a\u201d que provocan alteraciones en la generaci\u00f3n el\u00e9ctrica hidr\u00e1ulica y renovable no convencional e\u00f3lica y solar), podr\u00edan generar impactos tarifarios importantes que tendr\u00e1n que asumir los usuarios el\u00e9ctricos en el pa\u00eds en caso se trasladara la volatilidad de los precios spot<\/em> a las tarifas reguladas de manera directa.<\/p>\n

    Para el Dr. V\u00e1squez, este tipo de resultados podr\u00eda a futuro implicar en el Per\u00fa mayores costos para los generadores y usuarios libres que realizan retiros de energ\u00eda, pero tambi\u00e9n una potencial presi\u00f3n al alza sobre las tarifas el\u00e9ctricas<\/strong> en el futuro debido a la siguiente disposici\u00f3n de la Ley No<\/sup> 32249.<\/p>\n\n\n\n
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    DISPOSICIONES COMPLEMENTARIAS <\/strong>FINALES<\/strong><\/p>\n

    SEGUNDA. Nueva referencia para la comparaci\u00f3n del precio en barra<\/strong><\/p>\n

    El precio en barra a nivel generaci\u00f3n que fija el Organismo Supervisor de la Inversi\u00f3n en Energ\u00eda y Miner\u00eda (Osinergmin) no puede diferir en m\u00e1s de 10 % del promedio ponderado de los precios de las licitaciones y de los contratos de los usuarios libres, vigentes al 31 de marzo de cada a\u00f1o, seg\u00fan se establece en el reglamento.<\/p>\n

    Esta nueva referencia es aplicable \u00fanicamente a los nuevos contratos que se suscriban como resultado de las contrataciones de suministro realizadas con o sin licitaci\u00f3n. Los contratos bilaterales vigentes se sujetan a las tarifas en barra determinadas seg\u00fan el r\u00e9gimen anterior. Para estos fines, el Organismo Supervisor de la Inversi\u00f3n en Energ\u00eda y Miner\u00eda (Osinergmin) efect\u00faa los c\u00e1lculos que correspondan.<\/td>\n<\/tr>\n<\/tbody>\n<\/table>\n

    Fuente: Ley No<\/sup> 32249, Diario Oficial \u201cEl Peruano\u201d.<\/p>\n

    Esta disposici\u00f3n complementaria de la Ley No<\/sup> 32249 establece una regla de traspaso directo (passthorugh<\/em>) de las variaciones de los precios libres (los cuales usualmente est\u00e1n indexados en los contratos libres a los costos marginales del sistema) a las tarifas el\u00e9ctricas que pagan los usuarios regulados. La medida incluso podr\u00eda generar presiones inflacionarias al alza en \u00e9pocas de alta variabilidad clim\u00e1tica, dado que la tarifa el\u00e9ctrica conforma una parte del \u00cdndice de Precios al Consumidor (IPC), que es regulado por el Banco Central de Reserva a trav\u00e9s del esquema de \u201cmetas de inflaci\u00f3n\u201d.<\/p>\n

    Por ello, es necesario que el Ministerio de Energ\u00eda y Minas reglamente este dispositivo legal con cuidado, a fin de regular adecuadamente este efecto passthrough <\/em>para que las variaciones de los costos marginales no incrementen, de forma abrupta, las tarifas el\u00e9ctricas que pagan los usuarios regulados, as\u00ed como no produzcan presiones inflacionarias al alza que afecten la econom\u00eda familiar.<\/p>\n

    En suma, el Dr. V\u00e1squez concluye que la interrupci\u00f3n del suministro de gas natural observada en enero pasado pone de manifiesto que, a pesar de la eficiencia del sistema el\u00e9ctrico peruano, este sigue siendo altamente sensible a las interrupciones en el suministro de gas natural. Asimismo, resalta las limitaciones de las energ\u00edas renovables no convencionales, como la e\u00f3lica y la solar, que no cuentan con la capacidad de respuesta necesaria para mitigar crisis energ\u00e9ticas de esta magnitud debido a su intermitencia y alta variabilidad productiva, as\u00ed como debido a su falta de capacidad para ser administradas por el COES.<\/p>\n

    Un estudio previo realizado por el Dr. V\u00e1squez y otros expertos mostr\u00f3 que por cada d\u00eda que se raciona el suministro de gas natural en la econom\u00eda peruana, se pueden generar p\u00e9rdidas econ\u00f3micas cercanas a los US$ 335 millones diarios[2].<\/p>\n

    \u00a0 \u00a0 \u00a0 2. Impacto en las tarifas que pagan los usuarios regulados<\/strong><\/p>\n

    Ante la interrupci\u00f3n del suministro de gas natural, la reciente aprobaci\u00f3n de la Ley N\u00b0 32249<\/strong> ha generado un riesgo para los usuarios \u00a0el\u00e9ctricos al modificar lo establecido en la Ley N\u00b0 28832<\/strong> respecto al c\u00e1lculo de los precios en barra. Esta nueva legislaci\u00f3n altera la estructura de precios del mercado regulado, porque establece que los precios en barra se calculen como el promedio entre los precios obtenidos de las licitaciones de energ\u00eda firme para los clientes regulados con los precios del mercado libre, lo que introducir\u00e1 una mayor incertidumbre en la determinaci\u00f3n de las tarifas el\u00e9ctricas en el futuro.<\/p>\n

    Bajo este nuevo esquema, cuando los costos marginales de generaci\u00f3n aumenten, esos incrementos se trasladar\u00e1n a los precios del mercado libre donde una parte significativa de los contratos suscritos en ese mercado se encuentran indexados a estos costos marginales, como se ha explicado previamente en este art\u00edculo. A trav\u00e9s de una regla de passthrough<\/em> o \u201ctraspaso directo\u201d que ha aprobado la Ley No<\/sup> 32249, los usuarios regulados, incluidos hogares y peque\u00f1as empresas, pueden terminar asumiendo parte del impacto en sus recibos de luz. Se estima que entre el 10% y 15% de la energ\u00eda del mercado regulado en el Per\u00fa est\u00e1 contratada a precio en barra<\/strong>, lo que implica que las fluctuaciones en los costos marginales de generaci\u00f3n pueden afectar directamente a los consumidores regulados.<\/p>\n

    En consecuencia, la segunda disposici\u00f3n complementaria de la Ley N\u00b0 32249<\/strong> expone a los usuarios regulados a la volatilidad del mercado libre, y lejos de estabilizar las tarifas, podr\u00eda generar incrementos anuales en los recibos de luz. Adem\u00e1s, la promoci\u00f3n de energ\u00edas renovables no representa una soluci\u00f3n efectiva para reducir los costos marginales de generaci\u00f3n, ya que las fuentes de energ\u00eda como la solar y la e\u00f3lica son intermitentes y altamente variables. Por esta raz\u00f3n, no pueden garantizar un suministro firme de energ\u00eda por si solas, especialmente en horas de alta demanda dentro del sistema el\u00e9ctrico, teniendo una capacidad muy limitada para bajar los costos marginales de generaci\u00f3n en las horas punta.<\/p>\n

    Para que las tecnolog\u00edas renovables puedan brindar confiabilidad al suministro de electricidad se necesitan realizar inversiones adicionales en servicios complementarios, refuerzos de los sistemas de transmisi\u00f3n y distribuci\u00f3n, as\u00ed como el despliegue de sistemas de almacenamiento en bater\u00edas a gran escala. Estas inversiones adicionales pueden generar \u201ccostos sombra\u201d [3] que no perciban directamente los usuarios el\u00e9ctricos, pero que tendr\u00e1n que pagar debido a que estas inversiones se trasladar\u00e1n progresivamente a los precios de generaci\u00f3n, los peajes de transmisi\u00f3n, o el valor agregado de distribuci\u00f3n (VAD) en el mediano plazo.<\/p>\n

    \u00a0 \u00a0 \u00a0 3. Soluciones: Inversi\u00f3n en Infraestructura y Pol\u00edticas Energ\u00e9ticas<\/strong><\/p>\n

    Ante el reciente incidente en el ducto de Camisea, resulta imperativo reforzar la infraestructura de gas natural para evitar futuras crisis energ\u00e9ticas. De acuerdo con el Dr. V\u00e1squez, dos proyectos estrat\u00e9gicos han sido identificados como soluciones clave:<\/p>\n