El Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) advirtió que la propuesta para extender hasta 2043 la concesión de Cálidda en Lima y Callao podría generar una utilidad operativa de USD 1.832 millones, calculada a valor presente de 2033, sin que el proyecto establezca beneficios equivalentes para los usuarios o el Estado.
La observación figura en el Informe N.°413-2026-GRT/OS, elaborado por la Gerencia de Regulación de Tarifas el 23 de junio de 2026. El documento analiza la segunda versión de la Novena Adenda al contrato de concesión de distribución de gas natural por red de ductos de Lima y Callao, remitida por el Ministerio de Energía y Minas (Minem).
La adenda busca ampliar en 10 años el contrato de Gas Natural de Lima y Callao S.A., vigente hasta el 8 de diciembre de 2033, ademáss de incorporar 15 localidades de Ayacucho, Ucayali, Junín, Huancavelica, Apurímac, Cusco y Puno como nuevas áreas de concesión.
El proyecto prevé una inversión superior a USD 550 millones, con 3.738,9 kilómetros de redes, plantas de regasificación y otras instalaciones. La meta mínima consiste en conectar a 201.411 consumidores, frente a un universo potencial de 300.613 usuarios, de acuerdo con la documentación analizada por el regulador.
El regulador cuestiona el reconocimiento de un valor residual después de 2033
La principal objeción de Osinergmin está vinculada con el denominado “valor contable” de los activos de Lima y Callao. La propuesta de adenda plantea reconocer un valor residual de esa infraestructura como parte de la fórmula económica que justificaría la extensión del contrato.
Para el regulador, ese criterio entra en conflicto con la naturaleza BOOT —construir, poseer, operar y transferir— de la concesión. Bajo ese esquema, el operador obtiene ingresos mediante las tarifas durante el periodo concedido para recuperar las inversiones y remunerar la operación. Al cierre del plazo, los activos deben revertir al Estado.
El informe señala que el derecho económico para recuperar las inversiones está asociado al plazo contractual y sostiene que dicho valor debería llegar a cero al término de la concesión actual, en diciembre 2033. Por esa razón, cuestiona que se mantenga un valor residual que luego pueda ser reconocido en la tarifa de los usuarios durante una década adicional.
Según la evaluación técnica, admitir ese mecanismo podría constituir una segunda vía de recuperación económica para inversiones que ya habrían sido remuneradas durante los 33 años del contrato original.
Osinergmin precisa que el concepto de “doble remuneración” no implica que el recibo de gas vaya a duplicarse, sino que una misma infraestructura podría volver a integrar la base que determina la tarifa futura.
El documento también cuestiona una valorización atribuida a EY, que calculó en aproximadamente USD 824,2 millones el valor residual de los activos que llegarían a 2033.
La Gerencia de Regulación de Tarifas señala que esa metodología no se ajustaría al contrato ni al tratamiento contable que corresponde a un activo intangible vinculado al derecho de cobro durante la vigencia de la concesión.
Osinergmin pide revisar el modelo tarifario de una eventual prórroga
El organismo afirma que una extensión del contrato no puede implicar la prolongación automática del régimen tarifario vigente. Tras 2033, considera necesario definir qué inversiones deberán ser reconocidas, cuáles ya habrán concluido su periodo de recuperación y bajo qué parámetros se calcularán los ingresos del concesionario.
En esa discusión aparece el Valor Nuevo de Reemplazo (VNR), usado para estimar las inversiones necesarias para prestar el servicio. Osinergmin advierte que aplicarlo de forma automática a la infraestructura existente después de 2033 podría mantener en la tarifa activos que deberían revertir al Estado al vencimiento del contrato original.
El regulador plantea que las inversiones nuevas para expandir el servicio sí podrían tener reconocimiento tarifario, aunque bajo una evaluación independiente. También menciona alternativas para que el concesionario asuma determinados costos de expansión o de conexiones residenciales sin trasladarlos íntegramente a los usuarios.
La propuesta de adenda incorpora, además, criterios para reconocer incrementos en los costos de inversión de redes y márgenes de contingencia para estaciones de regasificación y City Gates.
Según el informe, se contemplan aumentos de hasta 27% en redes y de 20% en contingencias, sin que la documentación incluya una justificación técnica ni una verificación independiente suficiente.
Osinergmin cuestiona que esos parámetros se definan mediante una cláusula contractual, pues considera que la evaluación de costos eficientes forma parte de sus atribuciones regulatorias. El organismo advierte que esos mayores montos podrían trasladarse a las tarifas si no se someten a revisión técnica.
Las metas de conexión son otro punto de discusión
La adenda incorpora como nuevas áreas de concesión a Huamanga y Huanta, en Ayacucho; Pucallpa, Aguaytía y Curimaná, en Ucayali; Huancayo y Jauja, en Junín; Cusco, Quillabamba y Calca, en Cusco; Puno y Juliaca, en Puno; Andahuaylas y Abancay, en Apurímac; y Huancavelica.
El informe observa que las metas de conexiones y la definición de los consumidores potenciales requieren mayor precisión. Para Osinergmin, el carácter referencial de parte de esos datos puede dificultar la supervisión del plan y permitir que la infraestructura se concentre en clientes comerciales o industriales de mayor consumo, en lugar de priorizar hogares.
La Gerencia de Regulación de Tarifas también pone reparos al factor de penetración previsto en la propuesta, que se ubicaría en 67%, por debajo del mínimo de 70% establecido en la normativa tarifaria. El regulador considera necesario vincular de forma clara los kilómetros de red, las inversiones comprometidas y la cantidad de usuarios residenciales que accederán al servicio.
El documento señala que, sin esa relación, una red puede ampliarse en términos físicos sin alcanzar el nivel de masificación residencial previsto. En ese escenario, el costo de infraestructura con menor utilización podría formar parte de la tarifa de los usuarios.
La propuesta también limitaría la fiscalización del regulador
Otro punto cuestionado se refiere a las facultades de supervisión. La redacción evaluada indica que Osinergmin fiscalizará el cumplimiento del Plan de Conexiones al vencimiento de hitos y bajo la forma prevista en la adenda.
El organismo considera que esa disposición restringiría su autonomía, ya que la oportunidad, alcance y metodología de la supervisión deben responder a sus competencias legales y no quedar subordinadas a un acuerdo contractual.
La entidad también advierte que el proyecto concentra las penalidades en el incumplimiento de metas de conexión, sin establecer consecuencias claras para retrasos en la ejecución de redes, adquisición de terrenos, cronogramas de obra u otras obligaciones vinculadas a la expansión.
El Minem informó a fines de agosto que trabajaba en el levantamiento de las observaciones de Osinergmin antes de remitir el expediente al Ministerio de Economía y Finanzas (MEF) y a la Contraloría. La viceministra de Hidrocarburos, Iris Cárdenas, indicó en su momento que la opinión del regulador no es vinculante, aunque aseguró que sus reparos serían considerados dentro del proceso.
