Artículo publicado en la edición 251 de la Revista Microfinanzas
https://statuscomunicaciones.pe/microfinanzas/M251.pdf
Entre 2019 y 2025, los años de gas que cubren las reservas probadas cayeron 42%. Tras dos emergencias de abastecimiento en 2026, especialistas y gremio coinciden en el riesgo, pero discrepan en la salida.
Por Wilder Mayo M.
- Lima, 31 de octubre. Las reservas probadas de gas natural del Perú alcanzan para 12.2 años de producción prevista, frente a los 21.1 años de 2019, según el Libro Anual de Recursos de Hidrocarburos 2025 del Ministerio de Energía y Minas (Minem).
- En 2025 no se perforó ningún pozo exploratorio y la inversión en exploración fue de US$10 millones, frente a US$39 millones el año previo. Este año, la rotura de un gasoducto en marzo y el corte de accesos terrestres por lluvias en agosto mostraron cuán poca holgura tiene el abastecimiento. Ahora el debate es cómo asegurarlo, explorar, como pide el gremio, o prepararse para importar, como plantea el exministro.
Qué mide la cifra de 12 años
El indicador se llama índice de autonomía de reservas. Divide las reservas probadas, es decir el gas que con alta certeza puede extraerse con la tecnología y los precios actuales, entre la producción prevista para el año siguiente. Por eso no equivale a la fecha en que se agota el gas.
- A fines de 2025 esas reservas sumaban 6,524 BCF (miles de millones de pies cúbicos), 8.5% menos que los 7,133 BCF de 2024. El Libro atribuye la caída a la producción de 2025 en los lotes de Camisea y a ajustes en los modelos de desarrollo de los lotes 88, 56, 57 y 31-C. El índice de reposición, que compara lo que se agregó con lo que se extrajo, fue de −0.38. Un valor negativo indica que las reservas bajaron más de lo que se produjo.
- La autonomía bajó cada año desde 2020, cuando llegó a 21.5 años, y pasó por 19.4, 16.7, 15.2 y 13.6 hasta los 12.2 de 2025.
- Para Carlos Herrera Descalzi, exministro de Energía y Minas, la caída es «una señal de alarma». Advierte que la cifra es solo una referencia, porque supone extraer el gas al mismo ritmo hasta el final.
Un yacimiento pierde presión con el tiempo y produce menos, explica. «El problema no es cuando se acaba el gas, sino mucho antes», cuando lo que se extrae ya no cubre el mercado y hay que importar.
- Su estimación es que eso ocurriría en unos diez años. «Yo calculo que está a 10 años, y de repente me equivoco y es en menos», dijo.
- Aurelio Ochoa, especialista en temas energéticos y expresidente de Perupetro, también calcula reservas para 10 u 11 años con el consumo actual. Agrega que cerca de 3 TCF (billones de pies cúbicos) en un lote del área de Camisea no cuentan como probados porque aún no hay cómo evacuarlos. Son recursos ya descubiertos, aclara.
“El problema no es cuando se acaba el gas, sino mucho antes” Carlos Herrera Descalzi, exministro de Energía y Minas
Marzo y agosto de 2026
El 1 de marzo una deflagración en el kilómetro 43 del gasoducto de Camisea, en Megantoni (Cusco), interrumpió el suministro, según la presentación de Osinergmin al Congreso del 28 de abril. El Minem declaró la emergencia del 1 al 14 de marzo.Osinergmin informó que el gas disponible fue de 70 millones de pies cúbicos diarios al inicio de la crisis. El 14 de marzo, cuando el gas volvió a las centrales térmicas, el Minem informó que el costo marginal del sistema, el precio de la última central que entra a despachar, bajó a S/122 por MWh.
- La Sociedad Nacional de Industrias estima que unas mil empresas dependen del gas. BBVA Research estimó un efecto de −1.8 puntos porcentuales en el PBI de marzo y de −0.2 puntos en el de 2026. Son estimaciones del gremio y del banco, no cifras oficiales. Aurelio Ochoa recuerda que en marzo se levantaron restricciones aduaneras para que entrara GLP desde Chile hacia el sur, y que los vehículos a gas natural volvieron a gasolina o diésel.
- En agosto la fragilidad fue otra. El Minem declaró en emergencia el abastecimiento de gas licuado de petróleo (GLP) en Cusco, Puno, Arequipa, Moquegua y Tacna mediante la Resolución Ministerial 360-2026-MINEM/DM, por hasta 30 días. Según Osinergmin, la causa fue el corte de los accesos terrestres para trasladar GLP desde Pisco y el Callao, por las lluvias en las vías de transporte.
- Felipe Cantuarias, presidente de la Sociedad Peruana de Hidrocarburos (SPH), explicó que generar electricidad con gas natural cuesta alrededor de US$30 por megavatio hora (MWh). “Cuando faltó el gas, parte del faltante se cubrió con diésel, cuyo costo podía superar los US$300 por MWh, diez veces más”, afirmó. Ese diferencial, dijo, tuvo que ser absorbido por el mercado, por las generadoras o por algunas industrias. Fue un periodo corto, pero con impacto económico.
Una falla fue de infraestructura y la otra de logística y almacenamiento. Ambas mostraron que el sistema tiene poco margen cuando algo falla.
“El capital se va a donde las reglas son claras, predecibles y los tiempos son razonables” Felipe Cantuarias, presidente de la Sociedad Peruana de Hidrocarburos
¿Cuánto GLP se importa?
Según Osinergmin, la demanda de GLP llegó a 78,800 barriles por día hasta la tercera semana de julio, 6% más que en 2025. La producción nacional promedió 57,000 barriles diarios, frente a 74,000 en enero.
- Las importaciones llegaron a 22,000 barriles diarios en la primera quincena de julio, el doble de los 11,000 de enero. Además, el Minem reconoce en la Resolución Ministerial 310-2026-MINEM/DM que las importaciones cubren aproximadamente 47% de la demanda.
- Son cifras de entidades y periodos distintos, por lo que no deben sumarse ni compararse sin precisar su base de cálculo.
Ochoa estima que entre 65% y 70% del GLP proviene de Camisea y que el resto se importa, es decir entre 30% y 35%. La cifra del Minem es mayor, cercana a 47%.
- Calcula que la demanda crece entre 7% y 8% al año y lo atribuye a que el gas natural no llega a las regiones. Sin red, dice, el GLP no tiene competidor fuera de Lima y el Callao.
- Paola Herrera, economista senior del Instituto Peruano de Economía (IPE), señala que la capacidad de almacenamiento solo ha crecido 0.9% al año en promedio y que 90% está entre el Callao e Ica.
- Según Ochoa, el almacenamiento está prácticamente congelado desde hace 20 años o más, y los oleajes anómalos cierran puertos unas 60 veces al año.
- El Minem declaró de interés sectorial los proyectos que amplían el almacenamiento de GLP y su resolución lo califica de «crucial» para garantizar el suministro.
Entre 2016 y 2025 se perforaron 16 pozos exploratorios, según el Libro. En cuatro de esos diez años (2016, 2022, 2023 y 2025) no se perforó ninguno. La inversión en exploración fue de US$10 millones en 2025, frente a US$39 millones en 2024 y entre US$58 y US$61 millones en 2019 y 2020. La inversión total en hidrocarburos fue de US$467 millones, la mitad en los lotes de Camisea.
Los sobrecostos de explorar, según la SPH
- Cantuarias sostiene que una licencia de exploración toma de 4 a 8 meses en los demás países de la región y “no menos de cuatro o 5 años” en el Perú, donde se exige un estudio de impacto ambiental. Agrega que hay excesiva tramitología y falta de predictibilidad, porque basta que una autoridad opine en contra, aunque su opinión no sea vinculante, para que todo el proceso quede interrumpido.
- Sobre las regalías, critica que sean fijas y muy altas, y propone un escalador que capture más si sube el precio internacional y menos si baja. Según Cantuarias, operar un lote en la selva puede costar hasta tres veces más que en la costa, y uno en el mar hasta dos veces y media más. Dice que las regalías no consideran esa diferencia.
- El gremio propone un plan de reactivación de la inversión en exploración, que empiece con un “shock de confianza” para recuperar el interés de los inversionistas.
Aurelio Ochoa coincide en que los trámites son el obstáculo. Calcula que un permiso para perforar un pozo exploratorio puede tardar entre 5 y 10 años y habla de hasta 400 permisos, frente a los “no menos de cuatro o 5 años” que cita la SPH para la licencia de exploración.
- «Si uno no perfora, no encuentra y si no encuentra no produce. Pues así de simple», dijo Ochoa, quien propone una ventanilla única para que el Estado asuma la gestión administrativa y no el inversionista. El exministro Pedro Sánchez habló de uno o dos pozos exploratorios por año y de una inversión en caída, en línea con el Libro, que registra 2 pozos en 2024 y ninguno en 2025.
- Beatriz de la Vega, especialista en hidrocarburos, pidió revisar el segmento y «dar esas señales al mercado» para el inversionista que busca saber que le conviene invertir en el Perú.
“Si uno no perfora, no encuentra y si no encuentra no produce. Pues así de simple” Aurelio Ochoa, especialista en temas energéticos y expresidente de Perupetro.
En el webinar «Diálogos de Energía» de la Maestría en Gestión de la Energía de ESAN, el exministro Eleodoro Mayorga afirmó que «los mercados domésticos no pagan el desarrollo del gas».
- Según Mayorga, desarrollar un campo, un gasoducto y una planta exige mercados mucho más grandes que el doméstico, como la generación eléctrica, la industria, la petroquímica o la exportación.
- Ochoa describe la misma paradoja. Dice que entre 250 y 300 millones de pies cúbicos diarios se reinyectan al subsuelo porque la demanda no alcanza.
- Según él, el país exporta casi la mitad de su producción de gas como GNL y no tiene petroquímica que absorba más. Son cálculos suyos, no cifras oficiales.
El Minem ha planteado relanzar una planta regasificadora vinculada a Pampa Melchorita como fuente alternativa en emergencias. El exministro Pedro Sánchez defendió una opción similar. «Podríamos instalar un regasificador en Melchorita que permita utilizar la energía almacenada en situaciones de emergencia», dijo Sánchez, y agregó que daría al sistema «una capa» de respaldo en el corto plazo.
- Ochoa defiende además un ducto paralelo, el gasoducto sur peruano, porque depender de uno solo es un riesgo «hasta por seguridad nacional, no solamente energética».
- Recuerda que la regasificadora se ofreció tras la rotura del ducto en marzo y sostiene que, a su juicio, prácticamente no se ha avanzado.
“Los mercados domésticos no pagan el desarrollo del gas. Para desarrollar el gas necesitas mercados mucho más grandes que el mercado doméstico” Eleodoro Mayorga, ingeniero de petróleo y doctor en economía
Quién paga y quién queda fuera
Cualquiera de los dos caminos tiene un costo para los hogares. El gas natural llegó a 2.6 millones de conexiones, el doble que hace cinco años, y a 25% de la población, frente a 14%, según InfoGAS. Pero el ritmo se frena. Los nuevos usuarios fueron 288,000 en 2023, 279,000 en 2024 y 147,000 en 2025, una caída de 47% en el último año. La ampliación de Cálidda prevé llegar a 15 localidades de Ayacucho, Cusco, Apurímac, Huancavelica, Junín, Huánuco y Ucayali, con US$600 millones y más de 200,000 beneficiarios, es decir unos US$3,000 por beneficiario.
- La Ley 32315 permite una tarifa nivelada para consumos de hasta 50,000 metros cúbicos al mes, y la SPH pide ampliarla a 900,000. Quién pagará la expansión, y quién asumirá un gas más caro si se importa, todavía no está definido. No hay datos públicos desagregados por nivel de ingreso para saber quiénes quedarían más expuestos.
- Pedro Sánchez señaló que el consumo residencial se concentra en la cocina y puede equivaler a un balón de GLP al mes, un volumen bajo para financiar redes extensas.
- Beatriz de la Vega recordó que concesiones regionales previas no se desarrollaron porque los costos superaron lo licitado, lo que las hacía inviables.
Edwin Quintanilla, exviceministro y director de la Maestría en Gestión de la Energía de ESAN, dijo que no se trata de «masificar subsidios» sino de buscar soluciones económicas.
- Ochoa atribuye el avance lento del gas a la falta de ductos y cita 73% de población conectada en Colombia frente a 22% o 23% en el Perú, según sus cálculos.
- El tiempo juega en contra. El Estudio Nacional del Fenómeno El Niño (ENFEN) elevó a 88% la probabilidad de que El Niño costero alcance magnitud extraordinaria en octubre, según un reporte del 28 de setiembre. Las lluvias fueron la causa del corte vial de agosto.
- Ochoa advierte que, si un deslizamiento afecta el ducto, el país volvería a la situación de marzo. Cree que el Niño preocupa más al Gobierno, pero que en paralelo debería avanzarse en la alternativa. Sánchez cerró el webinar con una advertencia. «Postergar significa mayor dependencia de combustibles fósiles y el riesgo de la pérdida competitiva», dijo. Quintanilla propuso «una agencia de planificación energética con visión de futuro» para que las decisiones sobrevivan a los cambios de gobierno.
La industria de hidrocarburos enfrenta el reto de reponer las reservas de gas. En 2025, el Perú no perforó ningún pozo exploratorio.