Gas natural: la encrucijada regulatoria de las concesiones maduras

El sector de gas natural en Latinoamérica, incluido el Perú, enfrenta un momento decisivo. Las concesiones de transporte y distribución creadas en la ola de reformas de los noventa, y que a diferencia de las distribuidoras eléctricas no son a perpetuidad, están entrando en su recta final. Ese vencimiento no es un trámite administrativo, sino un punto crítico que obliga a repensar el diseño regulatorio y la continuidad de una infraestructura esencial para la seguridad energética y la expansión del servicio.

La primera es la extensión contractual, que plantea desafíos relevantes para el Estado. Uno es cómo incentivar las inversiones de mantenimiento en redes cuya vida útil regulatoria ya se ha depreciado, pero que aún tienen años de valor económico remanente.

Países como Argentina, Chile o varias economías europeas han optado por prolongar la operación de estos activos con mejoras puntuales, lo que demuestra que su uso puede extenderse sin comprometer la confiabilidad.

El otro desafío es la expansión. La renovación contractual suele estar asociada a compromisos adicionales, ya sea mediante planes quinquenales o nuevas inversiones en territorios todavía sin servicio. Aquí la complejidad radica en equilibrar esas obligaciones con los objetivos del plan energético nacional, evitando que se generen cargas desalineadas con la demanda real o difíciles de sostener en el tiempo.

Asimismo, un tercer desafío que se vislumbra en la primera ruta, son los nuevos objetivos de demanda. A diferencia de los primeros años del sistema, cuando la prioridad era captar grandes consumidores, hoy el foco se dirige a zonas residenciales de menor consumo, pero de alto impacto social. Extender la concesión implica definir cómo incorporar estas áreas dentro de una estructura tarifaria sostenible y con incentivos adecuados para el operador.

Por otro lado, la segunda ruta es permitir el vencimiento del contrato. En este escenario, el punto central es el reconocimiento del valor remanente. En una industria intensiva en capital, la tarifa remunera operación, mantenimiento y recuperación del capital mediante depreciación. Si el plazo contractual termina antes de completar esa recuperación, el concesionario queda con una parte de la inversión sin cobrar. Ese saldo constituye el activo remanente y, dado que los activos no pueden retirarse (un Gasoducto no puede mudarse), el Estado debe reconocerlo para no romper la ecuación económica original del contrato.

“La ausencia de reglas claras para este momento final genera un riesgo concreto: la inversión se paraliza en los últimos años de la concesión.”

En un sector intensivo en activos como el gas natural, este freno afecta las ampliaciones necesarias y la expansión del servicio.

Latinoamérica vive un momento regulatorio tan definitorio como el de los años noventa, cuando se diseñaron los contratos actuales. Hoy se escriben las reglas del “segundo tiempo” de la infraestructura. Para el Perú, anticipar ese rediseño mediante contratos y adendas claras, con incentivos adecuados y plena predictibilidad, será decisivo para asegurar nuevas inversiones y sostener la expansión social del servicio de gas natural.