Artículo publicado en la edición 249 de la Revista Microfinanzas
https://statuscomunicaciones.pe/microfinanzas/M249.pdf
- El país enfrenta una década decisiva para asegurar energía competitiva, acelerar la transición sostenible y destrabar inversiones clave. Postergar decisiones en gas natural, transmisión, renovables y electrificación podría elevar los costos y comprometer la competitividad del país.
“Postergar significa mayor dependencia de combustibles fósiles y el riesgo de la pérdida competitiva. Sector público: marco y ejecución. Sector privado: inversión de largo plazo. Academia y sociedad: evidencia, seguimiento y apoyo” Pedro Sánchez, exministro de Energía y Minas
- La emergencia de Camisea de marzo último hizo visible una fragilidad que el sector arrastra desde hace años: el Perú dispone de abundantes recursos energéticos, pero todavía opera con poco margen de respaldo.
- A la menor holgura en gas se suman un transporte fuertemente dependiente de combustibles fósiles, una red de transmisión que debe crecer antes que la nueva oferta renovable y una masificación del gas que, fuera de Lima, necesita resolver primero la ecuación entre demanda y costo. La próxima década no plantea una elección entre gas y renovables. Plantea algo más exigente: ordenar inversiones, crear mercados y reducir vulnerabilidades sin sacrificar competitividad.
Una crisis de 14 días que adelantó el debate de la próxima década
- Durante dos semanas de marzo, la seguridad energética dejó de ser una discusión reservada para especialistas.La deflagración que afectó el sistema de transporte de gas de Camisea obligó al Estado a declarar en emergencia el suministro y a ordenar prioridades para hogares, transporte público, servicios esenciales, industrias y generación eléctrica.
- La contingencia mostró en tiempo real cómo una falla en infraestructura crítica puede trasladarse a costos de generación, continuidad operativa y riesgo para empresas que dependen de energía estable. Cuando el gas volvió a las centrales térmicas, el costo marginal de la electricidad retrocedió hacia los niveles previos a la emergencia. La señal fue inequívoca: la falta de redundancia tiene un costo económico.
- Ese episodio condensó, en apenas catorce días, varios de los desafíos que marcarán el futuro energético del país. El Perú posee gas natural, potencial hidroeléctrico, radiación solar, viento y una posición minera relevante para las cadenas globales de transición. Pero esa disponibilidad convive con una transmisión que debe anticiparse a la nueva generación, una exploración de hidrocarburos que no repone reservas al ritmo deseado, una electrificación del transporte todavía incipiente y una expansión del gas que fuera de Lima enfrenta mercados más pequeños y dispersos. La abundancia de recursos, por sí sola, no garantiza seguridad.
Ese fue el eje del webinar “Diálogos de Energía | Ruta energética peruana: una visión compartida para la siguiente década”, organizado por la Maestría en Gestión de la Energía de ESAN. Pedro Sánchez, exministro de Energía y Minas, volvió sobre la política energética formulada en 2010 y sostuvo que sus objetivos centrales mantienen vigencia.
- “Aprovisionamiento energético competitivo, acceso universal, mayor eficiencia, autosuficiencia energética, desarrollo energético con el mínimo impacto ambiental, desarrollar el gas natural, fortalecer la institucionalidad e integrarse con los mercados energéticos de la región. Creo que están todos los elementos que todavía son vigentes dentro de la matriz”, señaló.
- La observación no es menor: si la agenda continúa siendo reconocible más de una década después, el problema ya no es definir objetivos, sino ejecutarlos. Eleodoro Mayorga, también exministro; Beatriz de la Vega, especialista en temas de hidrocarburos; y Edwin Quintanilla, exviceministro y director de la Maestría en Gestión de la Energía de ESAN, coincidieron en esa brecha entre diagnóstico y ejecución.
- El falso dilema entre gas y renovables. Los especialistas pusieron el énfasis en algo más concreto: resiliencia, demanda, infraestructura, financiamiento y reglas estables. En otras palabras, la transición peruana no se resolverá escogiendo una tecnología ganadora, sino construyendo un portafolio capaz de resistir interrupciones, sostener a la minería y a la industria, reducir la exposición a combustibles importados y ampliar el acceso con soluciones económicamente viables.
El Perú no carece de energía, carece de holgura
- El Perú entra a la próxima década con una paradoja. Tiene gas, agua, sol, viento y minerales críticos, pero no la suficiente holgura para convertir esa abundancia en seguridad energética.
- Camisea concentra una parte decisiva del suministro; el transporte sigue expuesto al petróleo; las nuevas centrales solares y eólicas necesitan transmisión; y las redes regionales de gas requieren una demanda capaz de financiar la infraestructura. El reto no es descubrir nuevos recursos. Es articular los que ya existen dentro de una arquitectura que soporte shocks y atraiga capital.
- La transición energética peruana no debería entenderse como una carrera para reemplazar una fuente por otra. El desafío es secuenciar inversiones. Primero, asegurar respaldo y reservas de gas durante la transición; al mismo tiempo, ampliar transmisión, almacenamiento y digitalización para que la nueva generación renovable pueda conectarse y operar con eficiencia. Después, electrificar los usos donde el costo total ya sea competitivo y llevar energía moderna a las regiones con la tecnología que mejor responda a su geografía, densidad y estructura de demanda.
Camisea convirtió la seguridad energética en un problema de negocio
La emergencia de marzo mostró con crudeza qué significa operar con un sistema concentrado. La Resolución Viceministerial N.° 004-2026-MINEM-VMH declaró en emergencia el suministro de gas natural hasta por 14 días, entre el 1 y el 14 de marzo. El racionamiento obligó a priorizar usos esenciales y desplazó parte de la generación eléctrica hacia combustibles líquidos más caros.
- El 14 de marzo, cuando el gas volvió a ser asignado a las centrales térmicas, el Ministerio de Energía y Minas informó que se habían destinado más de 223 millones de pies cúbicos para generación y que el costo marginal del sistema había descendido a S/122 por MWh. Lo que hasta entonces parecía un riesgo técnico pasó a medirse en soles, continuidad y exposición empresarial.
- Para una empresa industrial, la lección es directa: la seguridad energética forma parte de la estructura de costos y del riesgo operativo. Para el Estado, además, incide en inflación y competitividad. La exposición no se limita al gas.
- El Balance Nacional de Energía 2024 mostró que el 97.5% de las importaciones de energía primaria correspondió a petróleo crudo y que el saldo neto importador aumentó 36.2% frente a 2023.
- Entre las importaciones de energía secundaria, el diésel B5 tuvo el mayor peso. Por eso, cada episodio de volatilidad internacional o de interrupción doméstica encuentra un canal rápido hacia el transporte, la industria y los precios internos.
- Sánchez ubicó el problema en la estructura misma de la demanda. Según las cifras que presentó en ESAN, el transporte concentra alrededor del 45% del consumo energético y la industria cerca del 30%. Bajo una trayectoria inercial hacia 2040, advirtió, los combustibles fósiles conservarían un peso dominante.
“Entonces tenemos que para 2040 nuestra matriz energética habrá crecido en 52%. Y en esta tendencia los fósiles continuarían con una importancia muy importante y la demanda en el transporte sigue dominando. (…) Es necesario acelerar la transición energética hacia combustibles limpios”, sostuvo. La descarbonización que puede mover la aguja, por tanto, está en los sectores que hoy concentran la mayor parte del consumo.
- Mayorga llevó ese razonamiento hacia la electrificación, pero sin presentar el cambio como una ruptura inmediata.
- “Todo el mundo se mueve hacia la electrificación. Yo no creo que nosotros nos vamos a quedar aislados atrás. Yo creo que en la década que viene vamos a ver un cambio en ese sentido”, afirmó.
- Su punto es que el Perú tiene margen para acompañar esa tendencia porque puede producir electricidad con una combinación de hidroenergía, gas y renovables.
- El desafío no está en la disponibilidad tecnológica, sino en la infraestructura que permita generar, transportar y distribuir esa energía con seguridad.
- La contingencia de marzo introdujo, además, una urgencia: crear redundancia. El MINEM planteó relanzar una planta regasificadora vinculada a Pampa Melchorita para contar con una fuente alternativa durante emergencias. Sánchez defendió una idea similar en el panel.
“Podríamos instalar un regasificador en Melchorita que permita utilizar la energía almacenada en situaciones de emergencia. Entonces, esta es una inversión que permitiría darle en el corto plazo una capa al sistema y, en un poco más de tiempo, al operar de manera integrada con las energías renovables, puede convertirse en un instrumento muy efectivo de la transición energética”.
- El respaldo no reemplaza la exploración ni una eventual segunda ruta de transporte, pero sí reduce el costo de depender de un solo corredor.
La contingencia de Camisea volvió a poner en evidencia el costo económico de depender de una infraestructura energética con escaso margen de respaldo.
La transición sostenible empieza por electrificar donde haya ventaja
La transición sostenible del Perú parte de una realidad distinta a la de economías que ya electrificaron gran parte de su consumo. Aquí, los hidrocarburos siguen pesando en la matriz, sobre todo porque el transporte continúa dependiendo de combustibles líquidos.
- La mayor oportunidad para reducir emisiones y, a la vez, exposición al petróleo está en sustituir combustibles por electricidad donde el costo total ya resulte competitivo.
- Eso coloca primero en la fila a buses urbanos, flotas con alto kilometraje, algunos procesos industriales y, de forma gradual, al vehículo particular.
- Sánchez estimó que la penetración de la electromovilidad todavía es inferior al 1% y que el transporte público eléctrico continúa en una fase de pilotos. Para mover ese mercado, sostuvo, no basta con tener vehículos disponibles.
- “Se requiere continuar con esto y particularmente el desarrollo de la infraestructura y financiamiento son habilitadores clave. Sin eso el sistema no se mueve”, señaló. La frase resume una restricción que suele quedar fuera de los anuncios: la electrificación necesita cargadores, redes preparadas, modelos de financiamiento y reglas que permitan recuperar la inversión.
Quintanilla coincidió con la dirección, aunque puso una condición de competitividad. “No es una electrificación dogmática que quiere un vehículo eléctrico porque es eléctrico. (…) Todas las tecnologías tienen que evaluarse y seleccionar aquellas que sean óptimas”, sostuvo.
- Para un país de ingresos medios, esa distinción es central. El Perú no necesita ser el primero en adoptar cada tecnología, sino capturar la escala que China, Europa y Norteamérica generen en vehículos, baterías y equipos, y aprovecharla cuando el costo internacional se combine con ventajas locales. La transición, vista así, deja de ser una obligación abstracta y pasa a ser una decisión económica.
- Esa lógica también sirve para ordenar prioridades. Los buses eléctricos, por ejemplo, recorren rutas previsibles, acumulan alto kilometraje y pueden concentrar la carga en patios, lo que mejora su economía.
- En minería, los contratos de electricidad renovable y la electrificación de equipos pueden reducir la huella de carbono de un producto cada vez más observado por los compradores internacionales.
Y en el ámbito residencial, Mayorga recordó una transición más básica, pero socialmente decisiva: “La demanda del sector doméstico está que nos falta terminar la electrificación, pero también está el sacar a la gente del consumo de la leña y de los productos biomásicos. (…) Las cocinas de inducción son una posibilidad. El GLP es otra posibilidad”. La modernización energética no tendrá una sola tecnología ni una sola velocidad.
- La sostenibilidad, en ese contexto, se convierte en productividad. Una planta industrial que consume menos energía por unidad producida, una mina que asegura electricidad de menor huella, una flota menos expuesta al diésel o un hogar que abandona combustibles ineficientes son también unidades económicas menos vulnerables.
- De la Vega consideró que esa transformación necesitará una capa tecnológica capaz de ordenar un sistema más complejo.
- “Los puntos que has puesto sobre la mesa (…) innovación, inteligencia artificial, internet de las cosas, también tienen que ver con la articulación, sobre todo técnica, para lograr plasmar todas estas nuevas energías dentro de un plan energético”, dijo.
- Sin medición, control y capacidad de respuesta, una matriz más diversa puede ganar fuentes pero perder coordinación.
“No es una electrificación dogmática que quiere un vehículo eléctrico porque es eléctrico. Todas las tecnologías tienen que evaluarse y seleccionar aquellas que sean óptimas” Edwin Quintanilla, exviceministro y director de la Maestría en Gestión de la Energía de ESAN
Renovables: el recurso sobra; la red es el cuello de botella
Si en el transporte el reto es sustituir combustibles, en el sistema eléctrico el problema es convertir recurso en energía efectivamente disponible. El Perú tiene una ventaja evidente: radiación solar de clase mundial en el sur, corredores eólicos de alta calidad en la costa y un potencial hidroeléctrico muy superior a la capacidad instalada. Pero un recurso abundante no es todavía un activo económico. Para generar valor necesita permisos, contratos, conexión y una red capaz de evacuar la energía en el momento en que se produce.
- La cartera muestra que el capital ya está mirando esa oportunidad. En abril de 2026, el MINEM contabilizaba 13 centrales solares con concesión definitiva, una capacidad conjunta de 2,402 MW y una inversión estimada de US$1,805.9 millones. En el mismo mes reportó cinco proyectos eólicos por 988.2 MW y más de US$1,073.6 millones. Son casi US$2,880 millones de inversión estimada solo en esas dos carteras. La cifra, sin embargo, no garantiza ejecución. La entrada efectiva de los proyectos dependerá de cronogramas de transmisión, permisos y condiciones de conexión.
- Sánchez identificó precisamente allí el riesgo de cuello de botella. “Para el tema de las barreras tenemos la transmisión, los permisos y además el tema de los permisos ambientales, y las conexiones al sistema han sido una barrera bastante dura en el pasado. (…) La energía renovable evidentemente requiere líneas de transmisión”, advirtió.
- La cartera de infraestructura confirma la presión: el Plan de Transmisión 2025-2034 contemplaba 18 proyectos a adjudicar durante 2026 mediante APP por unos US$950 millones. En junio, ProInversión adjudicó cuatro proyectos por US$339 millones para Piura, Lambayeque, Junín y Ayacucho, incluido un enlace de 500 kV entre Miguel Grau y Pariñas.
Para el inversionista renovable, esa sincronización es determinante. Un parque solar puede tener un recurso excepcional y un contrato atractivo, pero pierde valor si enfrenta congestión, restricciones de despacho o una conexión que llega tarde. Por eso, la transmisión dejó de ser una obra que acompaña a la generación y pasó a ser una infraestructura habilitadora. Cada retraso en una línea puede postergar cientos de millones de dólares en centrales que ya cuentan con promotores y permisos. El criterio de corto plazo -construir solo la capacidad indispensable- puede terminar encareciendo la expansión futura.
- A esa ecuación se suman baterías y digitalización. La producción solar y eólica no siempre coincide con las horas de mayor demanda, por lo que almacenamiento, respuesta de demanda, mejores señales de precio y control en tiempo real serán necesarios para administrar la intermitencia.
- Sánchez puso como advertencia la lentitud regulatoria de la generación distribuida: la habilitación legal existe desde hace años, pero su reglamentación avanzó con demora.
- La señal para la próxima década es clara: si la norma llega después de que el mercado la necesita, el país no solo pierde tiempo regulatorio; puede perder inversión.
El crecimiento de la generación solar y eólica dependerá de que la infraestructura de transmisión avance al mismo ritmo y evite nuevos cuellos de botella.
El gas natural sigue siendo puente, pero el reloj de las reservas corre
La discusión sobre transición energética en el Perú no puede prescindir del gas natural. Camisea transformó la generación eléctrica, redujo costos y permitió que industrias y transporte sustituyeran combustibles más caros. Quintanilla resumió esa relación con la minería en una imagen que explica parte de las últimas dos décadas.
- “La minería, el cobre (…) ha crecido muy bien. (…) Una variable fundamental ha sido la energía eléctrica. ¿Y esa energía eléctrica, de dónde ha provenido? Del gas natural principalmente. O sea, en realidad hemos convertido gas en cobre en buena medida”. El gas no fue solo un combustible: se convirtió en un factor de competitividad de la principal actividad exportadora.
- Ese éxito, sin embargo, creó una nueva dependencia. El Libro Anual de Recursos de Hidrocarburos 2024 estimó las reservas probadas de gas natural en alrededor de 7.13 TCF y una relación reservas-producción cercana a 13.6 años. Ese indicador no anuncia una fecha exacta de agotamiento -cambia con nuevos descubrimientos, revisiones, producción y demanda-, pero sí muestra un colchón probado que se reduce mientras la exploración no repone lo consumido. Si el gas debe funcionar como combustible de transición, la transición necesita saber con cuánto gas cuenta y durante cuánto tiempo.
- Sánchez habló de uno o dos pozos exploratorios por año en los últimos años y de una inversión en caída. De la Vega coincidió en que la exploración requiere una corrección de señales. “También tenemos que aprovechar los recursos que tenemos, con lo cual es necesario revisar todo ese segmento de hidrocarburo (…) y dar esas señales al mercado para un inversionista que quiere sentir ese confort de que le conviene invertir en el Perú en términos de competitividad”, sostuvo.
- El punto combina regulación, seguridad jurídica y capacidad de Perupetro para disputar capital frente a otros destinos de inversión.
- Mayorga agregó la variable que suele quedar fuera de la discusión sobre reservas: el mercado. “Los mercados domésticos no pagan el desarrollo del gas. Para desarrollar el gas necesitas mercados mucho más grandes que el mercado doméstico para desarrollar un gasoducto, poner alguna planta y hacer un desarrollo. Los mercados domésticos son como adicionales”, afirmó.
- Su argumento es financiero antes que ideológico. Explorar, desarrollar un campo, construir ductos y procesar gas exige volúmenes que normalmente provienen de generación eléctrica, industria, petroquímica o exportación. Sin demanda asegurada, el recurso en el subsuelo difícilmente se convierte en un proyecto bancable.
- Esa es la doble exigencia que acompaña al gas en la próxima década. Debe seguir respaldando un sistema eléctrico con más fuentes variables y abastecer procesos que todavía no pueden electrificarse de forma competitiva; pero esa condición de “puente” no puede convertirse en una razón para postergar alternativas.
- Sánchez lo resumió al señalar que “el gas nos tiene que servir siempre como un combustible para la transición”. La diferencia entre puente y dependencia estará en cómo se asignen las nuevas inversiones: exploración, respaldo eléctrico, industria y otros usos donde el gas produzca un valor económico superior.
Masificación: el debate no es Lima versus regiones, sino demanda versus costo
La masificación del gas concentra una de las discusiones más sensibles del sector porque cruza energía, territorio y equidad. En Lima y Callao, las redes convirtieron el gas en un servicio cotidiano para millones de hogares. Fuera de la capital, el avance ha sido más lento y desigual.
- El contraste alimenta una pregunta políticamente inevitable: si el país produce gas, ¿por qué las regiones no acceden a él en una proporción similar? El panel de ESAN desplazó la discusión desde el centralismo hacia una variable menos visible, pero decisiva: cuánto consume cada mercado y quién paga la infraestructura.
- Para Mayorga “los mercados domésticos no pagan el desarrollo del gas. Para desarrollar el gas necesitas mercados mucho más grandes que el mercado doméstico (…) Los mercados domésticos son como adicionales”. El caso de Ayacucho, citado durante el panel, ilustra esa dificultad: una terminal cercana no basta si no existe una demanda de volumen capaz de sostener expansión.
- Sánchez añadió que el consumo residencial peruano se concentra principalmente en cocina y puede equivaler aproximadamente a un balón de GLP al mes. Sin calefacción u otros usos intensivos, la conexión domiciliaria tiene poco volumen para financiar redes extensas.
- Eso no implica renunciar a la expansión regional. Implica cambiar el orden de la pregunta. Antes de tender una red, el Estado debe identificar qué demanda ancla puede sostenerla: una industria, una central, una flota, un clúster comercial, petroquímica, procesamiento de alimentos o un conjunto urbano suficientemente denso. La red residencial puede crecer después sobre esa demanda mayor. Si se invierte el orden y se carga toda la infraestructura sobre hogares de bajo consumo, la tarifa o el subsidio termina absorbiendo una economía que el mercado no tiene.
- La discusión es especialmente relevante porque el Gobierno mantiene bajo evaluación una propuesta para ampliar la distribución a más de 200,000 usuarios en 15 localidades de Ayacucho, Cusco, Apurímac, Huancavelica, Junín, Huánuco y Ucayali. El diseño contempla transporte virtual en parte de las regiones y ductos donde existe infraestructura disponible. Su viabilidad dependerá de la ingeniería tarifaria, el costo logístico, el nivel de subsidio y, sobre todo, de la capacidad de construir consumo suficiente para sostener la operación en el tiempo.
- De la Vega recordó que los intentos previos de concesiones regionales ya chocaron con esa realidad. “El tema de que no se haya desarrollado las concesiones de distribución tenía que ver (…) por el tema de costos, en la medida que el tema de costos era mayor al que se había licitado; o sea, hacía económicamente inviable que se continúe con el proyecto”, explicó. De allí surgen propuestas como tarifas niveladas o mecanismos de compensación. La cuestión es diseñarlos sin borrar las señales económicas: una tarifa uniforme puede favorecer el acceso, pero también ocultar diferencias estructurales de costo entre ciudades y regiones.
- Quintanilla planteó el criterio que puede ordenar ese debate. “Masificación de gas natural, yo creo que debemos ir a masificar la energía y la energía en términos más competitivos (…) y no, pues, dogmáticamente o interesadamente ir a una de ellas en particular”, sostuvo.
- En otra intervención agregó que no se trata de “masificar subsidios”, sino de buscar soluciones económicas. Bajo esa lógica, la masificación más eficiente puede ser híbrida: redes densas donde exista demanda, gas comprimido o licuefactado en corredores específicos, electricidad donde la red ya ofrezca una solución más barata, GLP o inducción en hogares de bajo consumo y sistemas solares en zonas aisladas. El objetivo final deja de ser llevar una molécula a todo el país y pasa a ser llevar energía moderna, segura y asequible.
“Los mercados domésticos no pagan el desarrollo del gas. Para desarrollar el gas necesitas mercados mucho más grandes que el mercado doméstico; los mercados domésticos son como adicionales” Eleodoro Mayorga, Ingeniero de Petróleo y Doctor en Economía
¿Dónde estará el capital? Una cartera que exige secuencia, no anuncios
- La próxima década energética se definirá menos por cuántos proyectos aparecen en anuncios y más por cuántos logran cerrar financiamiento y ejecutarse en el orden correcto. La generación renovable ya muestra una cartera concreta; la transmisión ha empezado a adjudicar proyectos; y en gas la agenda combina exploración, respaldo, expansión regional y eventualmente nueva infraestructura troncal.
- Todos esos segmentos compiten por capital, permisos y capacidad de gestión pública. Una política ambiciosa puede fracasar si los proyectos no llegan a un punto en el que un inversionista pueda modelar ingresos, riesgos y plazos.
De la Vega puso sobre la mesa una pregunta que suele aparecer demasiado tarde: “¿De dónde va a salir la plata para poder desarrollar todos estos proyectos? Con lo cual tendría que haber otro pilar en donde también el tema de las finanzas, cómo atraigo la inversión, qué oportunidades de financiamiento tengo, cómo puedo articular con la banca de desarrollo”. La respuesta ya no se limita al crédito bancario. Bonos sostenibles, project finance, garantías, banca de desarrollo y APP pueden ampliar las alternativas. Pero ningún sello verde corrige por sí solo un flujo de caja débil.
- Ese matiz explica por qué cada subsector necesita una estructura diferente. Un proyecto de transmisión APP cuenta con un mecanismo de remuneración relativamente previsible una vez adjudicado. Una central renovable puede asegurar ingresos mediante contratos de suministro. La exploración de hidrocarburos, en cambio, asume riesgo geológico antes de saber si habrá un activo comercial. Y una red de gas en una ciudad de baja demanda puede enfrentar riesgo de utilización aun después de construida. Por eso no existe un paquete único de incentivos: cada proyecto necesita una asignación de riesgos coherente con su economía.
- La secuencia, entonces, se vuelve parte de la política. Primero, transmisión en los puntos donde la congestión puede frenar generación lista para conectarse. Segundo, señales para almacenamiento y flexibilidad. Tercero, electrificación de demandas intensivas que creen mercado para la nueva oferta eléctrica.
- Cuarto, exploración de gas con reglas y plazos capaces de competir internacionalmente. Quinto, infraestructura de respaldo y expansión gasífera ligada a demanda ancla. Y, atravesando todo el portafolio, permisos ambientales, consulta y digitalización rigurosos, pero predecibles.
- La crisis de marzo añade un criterio que las hojas de cálculo suelen subestimar: el valor de la resiliencia. Una infraestructura de respaldo puede parecer cara si se compara únicamente con el costo operativo de un año normal. La ecuación cambia cuando se incorpora el costo de una interrupción: combustibles líquidos más caros, restricciones industriales, pérdida de producción, presión sobre precios y menor confiabilidad. En infraestructura crítica, la alternativa de menor CAPEX no siempre es la de menor costo económico para el país.
- “¿De dónde va a salir la plata para desarrollar todos estos proyectos? Tiene que haber otro pilar: cómo atraer la inversión, qué oportunidades de financiamiento existen y cómo articular con la banca de desarrollo” Beatriz de la Vega, directora de cumplimiento corporativo y transformación / servicios fiscales empresariales en KPMG US
La próxima ola de proyectos energéticos requerirá financiamiento de largo plazo, reglas previsibles y una secuencia de inversiones que permita convertir la cartera anunciada en infraestructura operativa.
Cobre limpio: la transición global también puede ser una estrategia industrial
- El vínculo entre energía y minería puede convertirse en la oportunidad de mayor escala para el Perú. El país no decidirá la velocidad de la transición energética mundial, pero sí puede abastecer una parte de los materiales que esa transición necesita.
- “La mayor contribución que Perú puede hacer al cambio climático es proveer cobre limpio para la transición global. Eso es un tema, a mi punto de vista, central”, dijo Quintanilla. La idea cambia el lugar del país en la discusión: la energía limpia no solo reduce emisiones locales; puede elevar el valor estratégico de la principal oferta minera.
- Ese enfoque convierte la transición en una estrategia exportadora. Si las grandes operaciones mineras aseguran electricidad renovable, electrifican flotas y reducen el consumo energético por tonelada producida, disminuyen la intensidad de carbono de su cobre y otros minerales. Eso puede proteger el acceso a compradores que incorporan criterios ESG, preparar a las empresas frente a mecanismos de carbono y, al mismo tiempo, crear una demanda estable para nueva generación, transmisión y almacenamiento. La descarbonización deja de ser únicamente un costo de cumplimiento y se transforma en una condición de competitividad futura.
- Mayorga empujó la discusión un paso más allá: la energía competitiva debería servir para industrializar. “No podemos seguir siendo productores de minerales, no podemos seguir siendo productores de materias primas (…) Yo creo que tenemos que pasar una etapa de industrialización más grande y yo creo que eso debería ser el leitmotiv para mejorar la calidad de vida en los próximos años”, sostuvo.
De la Vega conectó esa ambición con minerales críticos, gas, hidrógeno y petroquímica. El desafío no es apostar por todas las cadenas a la vez, sino identificar combinaciones en las que recurso, infraestructura y comprador hagan viable una industria.
- El hidrógeno verde representa bien esa oportunidad y también sus límites. Sánchez lo identificó como una ventana para minería, fertilizantes y transporte pesado, apalancada en los recursos solares y eólicos del país.Pero la posibilidad requiere estrategia, regulación y pilotos. La economía es exigente: el hidrógeno necesita electricidad renovable barata, agua, infraestructura y un cliente dispuesto a comprometer demanda de largo plazo. Sin ese comprador, el potencial puede quedar atrapado en anuncios. En una transición basada en proyectos, el “offtaker” importa tanto como el recurso.
- La petroquímica enfrenta una lógica parecida. Sánchez recordó que proyectos de fertilizantes perdieron competitividad cuando el shale gas abarató el gas en Estados Unidos. Mayorga planteó, por ello, evaluar los incentivos desde el valor de toda la cadena.
- “Yo creo que nosotros estaríamos dispuestos a tomar una menor regalía para un proyecto de fertilizantes que tiene un impacto a nivel de la seguridad alimentaria del país”, afirmó. La propuesta no supone subsidiar de manera general, sino comparar el sacrificio fiscal con los efectos en seguridad alimentaria, industrialización, empleo y desarrollo regional.
La pieza que falta: planificación capaz de sobrevivir a los gobierno
- La política energética 2010-2040 aparece en el debate como una paradoja institucional. Sus grandes objetivos siguen vigentes, pero esa misma vigencia muestra que varios problemas estructurales continúan abiertos. Transmisión, exploración, acceso, diversificación, eficiencia e institucionalidad estaban en la agenda hace más de una década y siguen ocupando el centro de la discusión. Redactar un nuevo documento con objetivos similares no resolverá la brecha. El reto es construir un mecanismo que traduzca la visión en proyectos maduros, cronogramas y decisiones que sobrevivan a los cambios de gobierno.
- Quintanilla propuso una salida institucional: “Frente a eso (…) una agencia de planificación energética con visión de futuro (…) que trascienda ciclos políticos inclusive, porque si algo vamos a emprender tiene que consolidarse en varios ciclos”. La idea no supone que el Estado deba ejecutar todas las inversiones. Su función sería producir evidencia, comparar tecnologías, madurar proyectos y entregar a cada administración una cartera suficientemente trabajada para que el sector privado pueda competir por ejecutarla. Así se reduciría el costo de recomenzar la planificación cada cinco años.
- Mayorga añadió que esa planificación tampoco puede ser homogénea. “Yo creo que tenemos que tener una visión de planeamiento no solamente nacional, sino también desagregada regionalmente en función de las dificultades que tenemos en nuestro país”, afirmó.
- La economía del gas, la electricidad, la biomasa o las renovables cambia entre el norte, el sur, la Amazonía y los Andes. Una política territorial debería partir de la demanda, la geografía y el recurso, y no de la idea de que una misma tecnología puede resolver brechas distintas.
- De la Vega puso el acento en la gobernanza que requiere ese planeamiento. “La mirada tiene que ser articulada”, sostuvo al vincular energía con minería, infraestructura, petroquímica y nuevos negocios. En la práctica, un proyecto de hidrógeno necesita energía y permisos, pero también carreteras, agua, puerto, demanda y financiamiento.
- Una red de gas requiere tarifa, derechos de vía y coordinación municipal. Una línea de transmisión necesita servidumbres y sincronización con la generación que conectará. Cuando cada entidad optimiza su trámite de manera aislada, el proyecto integral pierde tiempo y valor.
- La capacidad institucional también se mide por la velocidad para aprobar reglas habilitantes. Sánchez citó la generación distribuida como ejemplo: la base legal existe desde hace años, pero su reglamentación ha avanzado lentamente. La próxima década estará marcada por tecnologías cuyos modelos de negocio cambian con rapidez. La regulación no puede anticiparlo todo, pero sí debe definir acceso, seguridad, remuneración y competencia con suficiente claridad para que el mercado invierta y experimente. En energía, una demora normativa puede convertirse en una década de inversión perdida.
Una matriz energética más limpia puede convertirse en una ventaja competitiva para la minería peruana y reducir la intensidad de carbono de sus principales productos de exportación.
Las decisiones que definirán la década
- Reducidas a una agenda de inversión, las intervenciones del panel apuntan a seis decisiones que deberían concentrar la atención pública y privada. La primera es construir redundancia gasífera, incorporando respaldo mediante regasificación y evaluando rutas alternativas con criterios de resiliencia. La segunda es reactivar la exploración para convertir recursos en reservas y evitar que el gas de transición opere con un horizonte cada vez más estrecho.
- La tercera es acelerar la transmisión antes de que la cartera renovable encuentre una red saturada. La cuarta es electrificar demandas donde la economía ya sea favorable, empezando por transporte público, flotas y procesos industriales intensivos.
- La quinta es rediseñar la masificación del gas alrededor de demanda ancla y costo total, diferenciando con transparencia el subsidio social de la infraestructura estructuralmente inviable. Y la sexta es institucionalizar una planificación energética que tenga un horizonte mayor al ciclo presidencial y coordine inversión, regulación y territorio.
Ninguna de esas decisiones funciona de manera aislada. Explorar sin mercado puede dejar recursos sin desarrollo. Construir renovables sin transmisión crea congestión. Tender redes de gas sin demanda produce activos que dependen de subsidios. Comprar buses eléctricos sin infraestructura de carga desplaza el cuello de botella. Diseñar una gran política sin proyectos maduros repite el ciclo de planes técnicamente correctos y ejecución insuficiente. La transición no es una suma de anuncios: es una secuencia en la que cada inversión habilita a la siguiente.
- El Perú todavía tiene una ventaja: puede ordenar esa secuencia antes de enfrentar una escasez absoluta. No le faltan recursos energéticos; le faltan infraestructura, coordinación y señales suficientemente estables. Puede incorporar más solar y eólica sin prescindir de inmediato del gas; utilizar el gas como respaldo mientras electrifica transporte; convertir a la minería en demanda ancla de energía limpia; y ampliar el acceso con tecnologías distintas según cada territorio. Esa flexibilidad es un activo si el país la usa para planificar, y una debilidad si la convierte en postergación.
- Sánchez cerró el webinar con una advertencia que sintetiza el costo económico de esperar. “Postergar significa mayor dependencia de combustibles fósiles y el riesgo de la pérdida competitiva. Sector público: marco y ejecución. Sector privado: inversión de largo plazo. Academia, sociedad, organismos internacionales: evidencia, seguimiento y apoyo”.
- La contingencia de Camisea ya mostró la primera parte de esa ecuación: el costo de una vulnerabilidad no resuelta. La segunda se verá en la capacidad del Perú para capturar -o dejar pasar- la ola de inversión que aparece en generación renovable, transmisión, minería y nuevas tecnologías. La próxima década energética no se decidirá en 2040. Se está decidiendo ahora, proyecto por proyecto.
Agenda mínima de inversión 2026-2035
1-Redundancia: Convertir la seguridad de suministro en un criterio explícito de inversión: regasificación, respaldo y evaluación de rutas alternativas.
2-Reservas: Reactivar exploración con reglas competitivas, contratos previsibles y una agenda que considere el largo plazo de los proyectos gasíferos.
3-Transmisión: Ejecutar la red antes de que la congestión retrase la nueva generación solar y eólica.
4-Electrificación: Priorizar buses, flotas y procesos industriales donde el costo total ya pueda competir con combustibles fósiles.
5-Masificación: Pasar de la lógica “gas para todos” a “energía competitiva para todos”, con demanda ancla y subsidios transparentes.
6-Gobernanza: Crear una planificación técnica que trascienda gobiernos y coordine energía, ambiente, transporte, minería, producción y finanzas.