Perú se alista para quintuplicar el costo de la electricidad tras extenuarse sus reservas de gas natural en Camisea, anunció GELA.. Vamos a estar como los países bálticos que su factura eléctrica subió por 5 veces .
¿Perú, camino a ser la próxima Bolivia? La trayectoria del país se asemeja a la de economías vecinas que, por no incorporar nuevas fuentes, quedaron relegadas a la importación y a un precio histórico del gas para las familias
El costo de la electricidad en Perú está en camino de multiplicarse hasta cinco veces en poco más de una década por el agotamiento de las reservas de gas natural de Camisea y la carencia de exploración de nuevos yacimientos.
Las proyecciones, expuestas ante representantes del sector y analistas especializados en el evento “La urgencia de explorar hidrocarburos: el futuro energético del Perú en riesgo”, organizado por Gas Energy Latin America (GELA) y la agencia estatal Perupetro, ponen de manifiesto la magnitud de este posible shock sobre la economía peruana.
Crisis energética amenaza la competitividad industrial en Perú
Entre 2025 y 2046, las regalías de gas natural y sus líquidos caerían un 55%, mientras que las del petróleo descenderían 54% entre 2034 y 2046. El impacto para las regiones aparece todavía más drástico, con una reducción del 67% en el canon y en el Fondo de Camisea.
Estos ingresos financian infraestructura y desarrollo social, y la reducción prevista repercutiría negativamente en presupuestos subnacionales. Tras la caída en los ingresos estatales, las inversiones en salud, educación y servicios esenciales se verían directamente comprometidas.
Perú enfrenta alza histórica en tarifas eléctricas por falta de gas
Las consecuencias más inmediatas recaen en el precio de la electricidad que pagarán los usuarios finales, tanto domésticos como industriales. De acuerdo con la correlación de costos variables elaborada por GELA, el costo de generación eléctrica para una central de ciclo combinado de referencia podría escalar desde los 20 dólares por MWh, con gas nacional, a 103,12 dólares por MWh con gas importado, en un escenario conservador.
En la estimación más pesimista, el costo de generación llegaría a 154,68 dólares por MWh, luego de que los 2 dólares que hoy le cuestan al generador cada millón de BTU pasaran a costarle 15 dólares, generándole presión. El diferencial en el precio al consumidor sería aún mayor por la inclusión de costos adicionales en la estructura tarifaria.
El peso del gas natural en la matriz eléctrica de Perú resulta determinante para estas proyecciones. Según GELA, en 1998 apenas un cuarto de la electricidad provenía de diésel, y actualmente la mitad se origina en gas natural local y casi la mitad en fuentes hídricas.
El salto hacia importaciones de gas natural licuado implicaría no solo el aumento en las tarifas de luz, sino también la erosión de la competitividad industrial. Ríos destacó que “con gas importado el costo de generación puede llegar a quintuplicarse”, una advertencia que introduce nuevos ejes al debate energético nacional.
Tarifas de gas para hogares y empresas subirían hasta 120%
Las repercusiones no se limitan a la generación de electricidad. Para el consumo directo de gas en hogares y empresas, la tarifa final podría aumentar entre un 60% y un 120%, pasando del valor actual en el segmento residencial alto de 9,2 dólares por millón de BTU a posibles 15,45 en un escenario moderado o hasta 20,45 dólares en el más crítico, detalla GELA.
Estas cifras afectan tanto el consumo familiar como el de pequeñas y medianas empresas, golpeando la economía cotidiana de millones de peruanos.
El sector del transporte aparece también bajo amenaza. En 2024, el gas natural vehicular (GNV) se ubicó como el segundo combustible más utilizado después del diésel, con un consumo de 92 millones de BTU diarios frente a los 176 del diésel.
GELA advirtió que, si no se explora por más gas, los precios de GNV “se pueden duplicar y hasta triplicar con gas importado, impactando los costos de transporte”. Estos aumentos tendrían efectos en cadena sobre los precios de bienes y servicios en el mercado local.
Regalías y canon de hidrocarburos caerían más de 50% en Perú
El efecto negativo sobre la balanza comercial de hidrocarburos es otra preocupación central. Proyecciones de GELA señalan que las importaciones crecerían un 5% anual hasta 2030 y luego estabilizarían su volumen, mientras el país avanzaría hacia un déficit cada vez más pronunciado.
Con un marcador Brent a 75 dólares por barril y un gas natural licuado (GNL) a 12,6 dólares por millón de BTU, Perú podría llegar a importar más de 5.000 millones de dólares en energía para 2046 si no incrementa la exploración local, dijo el exministro.
Déficit energético de Perú superaría los 5.000 millones de dólares en 2046
No existe consenso sobre la imposibilidad geológica de revertir este proceso. Los expertos apuntan que el campo Camisea mantiene potencial en horizontes profundos, y la cuenca Madre de Dios contiene el proyecto Candamo, propuesto como reserva estratégica de gas natural.
Además, la cuenca Marañón en la selva norte aparece como área clave para el potencial petrolero todavía por explorar. Ríos puntualizó que “se necesita mercados para incentivar exploración (interno y externo)”, remarcando la falta de señales de precio para el gas natural local como uno de los principales factores de freno a nuevas inversiones.
GELA presentó también el costo estimado de desarrollar alternativas energéticas propias. El desarrollo y explotación del potencial indicado implicaría inversiones del orden de 3.000 millones de dólares para gas natural y 4.300 millones para petróleo.
Según las proyecciones, estos desembolsos permitirían mantener precios de mercado interno más estables y generar nuevas regalías, canon y fondo de Camisea por valores adicionales considerables en el periodo 2036-2046. El crecimiento de exportaciones de gas natural podría compensar una parte esencial del déficit previsto.
¿Perú camino a ser Bolivia? Inversiones millonarias para evitar crisis energética
No obstante, la ruta para concretar este escenario se encuentra plagada de desafíos. La conflictividad social y ambiental, sumada a la burocracia administrativa, prolonga los plazos y encarece los costos previos a cualquier desarrollo, con proyectos que “pueden demorar entre 15 y 20 años antes del inicio de operaciones”, según GELA.
Varios de los bloques de mayor potencial atraviesan zonas de protección ambiental y áreas sensibles, con comunidades indígenas que expresan resistencia a actividades extractivas. El contexto de protestas y vandalismo hacia infraestructura enterró durante años inversiones de alto impacto en la Amazonía y la costa norte, referenció la agencia.
Las señales de precio interno resultan insuficientes para cubrir el riesgo geológico y social involucrado en la exploración. El proceso de reformas ambientales de 2014 estableció barreras regulatorias que, aunque diseñadas para mejorar la gestión, disminuyeron el interés privado, dijo GELA. La experiencia regional refuerza la percepción de que la falta de reglas estables termina alentando la importación costosa y desalienta la autosuficiencia energética.
La experiencia de Argentina, Colombia y Bolivia en el uso de energías
Las experiencias recientes de Bolivia, Argentina y Colombia ofrecen espejos de advertencia. En Bolivia, la ola de nacionalización y cambios contractuales después del auge de inversiones en exploración bloqueó la aparición de nuevas reservas.
Según GELA, el país pasó de ser un exportador neto de 6.000 millones de dólares en 2014 a estar forzado a importar volúmenes similares este año, sin disponer de divisas suficientes, lo que acentuó el desabastecimiento y la crisis económica. El modelo de empresa estatal dominante —YPFB— resultó insuficiente para atraer inversiones de riesgo e innovación tecnológica.
En Argentina, la combinación de subsidios elevados, restricciones a la exportación y marco fiscal crecientemente oneroso paralizó la adquisición de nuevas reservas y forzó la importación masiva de gas y combustibles a partir de 2003. El déficit energético llegó a los 43.500 millones de dólares, reflejando el peso macroeconómico del desbalance externo.
En los últimos años, la reactivación del yacimiento Vaca Muerta y una ley de incentivo a gran escala permitieron invertir la tendencia, con exportaciones proyectadas de 1 millón de barriles diarios de petróleo en 2030 y 80 millones de metros cúbicos de gas para 2032 posteriores al abastecimiento interno, según detalló GELA.
Perú aún mantiene su grado de inversión: necesita atraer más exploración de gas natural
Colombia, por su parte, ha señalado dificultades geológicas y la imposibilidad de aplicar nuevas técnicas de explotación, siendo previsible que deba importar la mitad del gas natural requerido para la próxima década si no descubre nuevos campos o habilita fractura hidráulica. La ausencia de señales de mercado interno impide la inversión en exploración profunda, indicó GELA.
En Perú, a pesar de la condición de “investment grade” y el interés de empresas internacionales, se mantiene la parálisis en grandes inversiones por el temor a vandalismo, lentitud estatal e inseguridad jurídica. Sin un giro explícito de la política nacional para abordar los conflictos sociales, asegurar la protección de infraestructura y reconstruir el marco de incentivos, la tendencia apunta a una crisis creciente en precios y abastecimiento.
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