Alfonso Bustamante Canny
Expresidente de CONFIEP
Para Lampadia
La falla reciente en el ducto de gas de Camisea ha puesto al sistema energético peruano frente a una realidad incómoda: su alta dependencia de una sola infraestructura crítica.
Pero además ha reabierto un debate que aparece cada cierto tiempo en el sector eléctrico: quién debe asumir los costos cuando los riesgos, que eran perfectamente identificables, finalmente se materializan.
Camisea cambió el rumbo del Perú.
Desde que entró en operación comercial en 2004, el país ganó una fuente energética abundante y competitiva que redujo drásticamente el costo de generación eléctrica, mejoró la eficiencia de la industria, abarató parte del transporte con GNV y generó miles de millones de dólares en regalías, canon e impuestos para comunidades, gobiernos regionales y el Gobierno Nacional.
Además, al sustituir combustibles líquidos importados, el gas natural redujo de manera muy significativa nuestra vulnerabilidad externa en hidrocarburos. Ese es un mérito histórico que no debe perderse de vista en medio de la coyuntura.
La historia de Camisea empezó mucho antes.
Según Perupetro, la exploración en la cuenca de Camisea se inició en 1981 con Shell, y el descubrimiento del yacimiento se produjo en 1984. Más adelante, en 1994, Shell y Petroperú firmaron un convenio para la evaluación y desarrollo de los yacimientos.
Shell se retiró porque el Perú no aceptó su planteamiento de desarrollar el proyecto con miras a Brasil. Así, en 1996 el país tuvo que replantear el proyecto, buscando una solución alternativa que sirviera mejor al interés nacional. Se establecieron topes al precio del gas y del transporte, asegurando para el usuario peruano de gas precios muy competitivos.
Se optó por separar el desarrollo en tres componentes: upstream, transporte y distribución. Esta decisión permitió destrabar el proyecto, aunque también hizo más complejo su financiamiento y coordinación.
En diciembre de 2000, TGP obtuvo la concesión BOOT para el transporte de gas natural desde Camisea hasta el city gate en la costa, así como para el transporte de líquidos.
Con la promesa de la llegada del gas a la costa, el sector eléctrico empezó a moverse. El hito inicial fue el desarrollo de la central térmica de Ventanilla. Más adelante, con un gas en el city gate extraordinariamente barato, la inversión en generación térmica se aceleró de manera explosiva, especialmente en la costa central.
El resultado fue una transformación profunda de la matriz energética. Hoy el gas natural de Camisea tiene un peso decisivo en el sistema eléctrico peruano.
De hecho, el propio COES ha advertido que la salida de servicio del ducto de Camisea indispone del orden de 2,600 MW de potencia firme del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), magnitud que explica por qué una falla en esa infraestructura constituye un problema sistémico y no simplemente un incidente operacional.
Y aquí empieza la parte incómoda de la historia.
El gas barato envió una señal potentísima, pero también distorsionó conductas.
Muchos agentes se lanzaron a desarrollar centrales térmicas y a firmar contratos de suministro eléctrico sin tener asegurada, en términos realistas, toda la cadena física que haría posible atender esos compromisos: gas suficiente, transporte suficiente y ausencia de congestión relevante.
Se asumieron riesgos extraordinarios bajo la expectativa de que el sistema, de una u otra manera, terminaría acomodándose.
Cuando ese acomodo no ocurrió con la velocidad requerida, apareció una salida regulatoria que marcó uno de los episodios más dañinos para la robustez del sector: la ficción del costo marginal idealizado. En lugar de reconocer las restricciones reales del sistema —en ductos, en transmisión y en disponibilidad efectiva— se construyó un precio spot teórico como si esas congestiones no existieran.
El efecto económico fue severo: se desnaturalizó la señal de precios y se transfirió valor desde generadores que sí estaban respaldando físicamente al sistema hacia agentes que habían quedado expuestos por decisiones comerciales demasiado agresivas.
No fue un ajuste técnico inocuo. Fue una mala señal institucional. Se premió la toma excesiva de riesgo y se castigó a quienes sí habían invertido o mantenido oferta firme en zonas deficitarias.
Más adelante apareció otra distorsión que fomentaba la especulación de los mismos actores que antes habían sido rescatados con el costo marginal idealizado y anulaba las señales de mercado: la tesis de que, por existir cláusulas take-or-pay y ship-or-pay, se admitía como cierto la declaración del costo marginal cero para las unidades de generación con gas de Camisea. Esa construcción permitió desplazar a otras tecnologías en el orden de mérito y deprimió artificialmente el mercado spot. Afectando principalmente a las Empresas hidroeléctricas de propiedad estatal.
El problema nunca fue solo distributivo entre empresas. Fue un problema sistémico. Cuando las señales de precio dejan de reflejar escasez, riesgo y costo real, se inhibe la inversión futura, se debilita la disciplina del mercado y se desordena la expansión del sistema. Ese tipo de distorsiones tarda muchos años en corregirse.
De hecho las únicas centrales hidroeléctricas que se construyeron en ese tiempo Cerro del Aguila y Chaglla vinieron con contratos de compra de energía a precios muy superiores al costo marginal y fueron provistos por empresas del Estado.
Mientras tanto, el sistema siguió apoyándose cada vez más en el gas de Camisea y en la costa central.
El COES y el regulador tuvieron que administrar esa realidad reforzando la transmisión y estableciendo mecanismos de seguridad de suministro.
Entre ellos destacan la reserva fría y las unidades duales, que son remuneradas por los usuarios a través del Cargo Unitario por Compensación por Seguridad de Suministro (CUCSS) y otros cargos incluidos en los peajes de transmisión.
OSINERGMIN lo establece claramente en sus resoluciones tarifarias: el usuario ya paga una capa de respaldo destinada a enfrentar contingencias de suministro y seguridad del sistema.
Ese punto es crucial para entender la controversia actual.
Hoy, a raíz de la deflagración en el sistema de TGP en Megantoni, el Ministerio de Energía y Minas declaró en emergencia el suministro de gas natural y activó mecanismos de racionamiento que priorizan a consumidores residenciales y comerciales regulados, así como a ciertos servicios esenciales y transporte público.
Se trata de una contingencia real y seria. Pero precisamente por ello no debe abrir la puerta a soluciones improvisadas.
Los generadores que hoy tienen contratos de largo plazo y que temporalmente deben comprar energía cara para honrar esos compromisos están solicitando que ese sobrecosto sea absorbido por el sistema o trasladado al cliente regulado.
El riesgo comercial de contratar sin cobertura suficiente no puede convertirse, una vez materializado, en una obligación del resto del sistema ni del consumidor final.
Modificar ex post la asignación de riesgos puede resolver una contingencia puntual, pero debilita la predictibilidad regulatoria que sostiene todo el sistema eléctrico.
Esta no es una discusión entre tecnologías de generación. Es una discusión sobre el tipo de sistema eléctrico que el país desea preservar: uno robusto, predecible y confiable, o uno donde los riesgos privados terminan siendo socializados cuando las circunstancias se vuelven adversas.
Por ello, la respuesta institucional frente a la emergencia debe ser clara.
El COES debe operar el sistema con criterios estrictamente técnicos, preservando la continuidad y estabilidad del suministro eléctrico.
OSINERGMIN debe hacer respetar el marco tarifario y regulatorio vigente, evitando que una contingencia temporal se convierta en pretexto para alterar la asignación de costos sin una base normativa clara.
Y el MINEM debe liderar la salida de la emergencia preservando la seguridad jurídica del sector energético.
La lección de fondo es otra. El Perú no puede seguir descansando de manera tan significativa en una sola infraestructura crítica.
Camisea ha sido una bendición para el país, pero precisamente por su importancia estratégica exige avanzar hacia un sistema energético más resiliente: con mayor redundancia en la infraestructura de transporte de gas, mecanismos efectivos de respaldo y señales económicas que reflejen adecuadamente la realidad del sistema.
La contingencia actual también deja una lección estructural. La dependencia de una sola infraestructura crítica de transporte de gas exige avanzar hacia mayores niveles de resiliencia del sistema energético. Una respuesta técnica evidente es incorporar redundancia física al sistema de transporte mediante un loop o segunda línea paralela del ducto existente, reduciendo la vulnerabilidad del sistema ante fallas operativas.
Del mismo modo, resulta estratégico fortalecer la integración del polo de reserva fría del sur con el resto del sistema eléctrico, permitiendo que esa capacidad de respaldo cumpla plenamente su función ante contingencias de suministro.
La solución frente a la vulnerabilidad de una infraestructura crítica no es socializar pérdidas, sino construir redundancia y resiliencia en el sistema energético.
El sector eléctrico peruano ha sido, durante décadas, uno de los pilares de la estabilidad económica del país. Mantener esa fortaleza exige evitar soluciones coyunturales que alteren la asignación de riesgos establecida en el marco regulatorio.
Camisea seguirá siendo una pieza central de la matriz energética del Perú. Precisamente por ello, el desafío hacia adelante es construir un sistema cada vez más resiliente, con mayor redundancia en infraestructura crítica, señales económicas transparentes y una institucionalidad regulatoria sólida.
Ese es el camino para asegurar que el sistema eléctrico continúe siendo un motor de competitividad, crecimiento económico y bienestar para todos los peruanos. Lampadia
