Osinergmin alerta por posible doble remuneración en adenda de Cálidda

La discusión sobre el futuro de la distribución de gas natural en Lima y Callao va más allá de la ampliación de la cobertura. El punto central es qué activos seguirán siendo reconocidos en la tarifa cuando termine el actual periodo contractual.

Ese es uno de los principales cuestionamientos formulados por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) en su Informe N.°413-2026-GRT/OS, del 23 de junio de 2026, al que Índice.pe tuvo acceso, respecto de la propuesta de Novena Adenda al contrato de concesión de Gas Natural de Lima y Callao S.A. (Cálidda), que contempla extender la concesión por diez años.

El contrato vigente fue suscrito el 9 de diciembre de 2000 y culmina el 8 de diciembre de 2033. La solicitud de Cálidda —cuyos accionistas son las colombianas Promigas y el Grupo Energía Bogotá— plantea extender hasta 2043 su concesión de distribución de gas natural en Lima y Callao. Como contraparte, la empresa propone ampliar el servicio a 15 localidades de siete regiones —Huancavelica, Puno, Cusco, Ucayali, Ayacucho, Apurímac y Junín— mediante una inversión superior a US$550 millones, que incluiría nuevas plantas de regasificación, subestaciones y 3.738,9 kilómetros de redes. La Novena Adenda plantea como meta mínima conectar a 201.411 consumidores en las nuevas áreas de la concesión, mientras que la infraestructura prevista permitiría atender potencialmente a 300.613 usuarios.

La propuesta contempla además el reconocimiento del valor residual de los activos de la concesión de Lima y Callao, un componente que resulta precisamente uno de los principales puntos de controversia para Osinergmin por sus implicancias sobre la tarifa que pagarían los usuarios durante la eventual extensión.

El debate no es sobre masificar el gas

Osinergmin no cuestiona la masificación del gas natural ni la expansión de las redes. Su análisis se concentra en las condiciones económicas y tarifarias que deberían regir después de 2033, particularmente en el tratamiento de las inversiones efectuadas durante los 33 años de concesión.

La diferencia es relevante, remarcó una fuente del sector energético local, pues una cosa es determinar si Lima y Callao necesitan nuevas redes y conexiones; “otra, establecer quién pagará esas inversiones, cómo serán remuneradas y qué ocurrirá con las instalaciones cuya recuperación económica ya se habrían producido durante el contrato original“.

Y es que el regulador contempla que una eventual extensión pueda incluir nuevos compromisos de inversión y expansión que beneficien a los usuarios. Entre las alternativas analizadas figura que el concesionario desarrolle infraestructura en nuevas áreas sin trasladar determinados costos a la tarifa o asuma costos vinculados con conexiones residenciales.

Por ello, la misma fuente explicó a este medio que el eje de la controversia está en el modelo económico y tarifario que acompañaría los diez años adicionales.

US$1.832 millones en juego

El impacto económico de la propuesta es significativo. Según Osinergmin, una extensión de diez años generaría una utilidad operativa de aproximadamente US$1.832 millones, expresada en valor presente neto a 2033.

Para el ente supervisor, esta magnitud obliga a revisar si las condiciones planteadas generan beneficios equivalentes para los usuarios y si el régimen tarifario propuesto evita reconocer nuevamente instalaciones cuya recuperación debería haber concluido al término del contrato original.

Osinergmin sostiene, además, que después de 2033 no existe un régimen tarifario previamente acordado que pueda simplemente prolongarse. Por ello, una extensión requeriría revisar variables como el Valor Nuevo de Reemplazo (VNR), el valor neto contable, las nuevas inversiones, los costos y los criterios de valoración.

¿Por qué habla Osinergmin de doble remuneración?

Uno de los puntos más sensibles es el denominado “Valor Contable” incorporado en la documentación que sustenta la propuesta de adenda.

Según Osinergmin, este mecanismo buscaría sustentar la extensión manteniendo el régimen tarifario vigente. Sin embargo, el regulador considera que debe revisarse porque el contrato establece una lógica distinta para los activos cuya recuperación se produce durante el periodo original.

El contrato opera bajo un esquema BOOT —Build, Own, Operate and Transfer—, mediante el cual el concesionario tiene durante un periodo determinado el derecho de operar la infraestructura y cobrar tarifas para recuperar sus inversiones.

Bajo esta lógica, Osinergmin sostiene que las inversiones realizadas durante los 33 años deberían haber sido recuperadas al culminar el contrato original. Mantenerlas nuevamente dentro de la base de remuneración después de 2033 podría significar reconocer económicamente una infraestructura que ya cumplió su ciclo de recuperación.

La denominada “doble remuneración” no implica que la factura del usuario vaya a duplicarse. El concepto alude a que una misma inversión podría ser reconocida nuevamente en la estructura económica de la tarifa después de haber sido amortizada durante la vigencia original.

Osinergmin considera que el mecanismo planteado por el Ministerio de Energía y Minas para reconocer un “Valor Contable” y remunerarlo mediante tarifas durante los diez años adicionales entra en conflicto con la lógica del contrato BOOT y con las normas contables aplicables, entre ellas la NIC 38 y la CINIIF 12.

El valor de los activos que llegarían a 2033

El regulador parte de otra premisa: el valor económico de la concesión no equivale indefinidamente al valor físico de las tuberías, estaciones o instalaciones existentes.

Osinergmin explica que el derecho concedido al operador constituye un activo intangible vinculado con la posibilidad de cobrar a los usuarios para recuperar las inversiones durante el periodo contractual. Por ello, su vida útil estaría vinculada al plazo de la concesión y su valor debería llegar a cero al término del contrato original, en diciembre de 2033.

El organismo cuestiona que posteriormente se reconozca un valor residual sustentado en la vida económica de los activos físicos. Un cálculo elaborado por EY había estimado en aproximadamente US$824,2 millones ese supuesto valor residual. Para Osinergmin, esa metodología no resulta compatible con las condiciones contractuales ni con el tratamiento contable aplicable.

La diferencia radica en que la vida física de una instalación no determina necesariamente hasta cuándo existe el derecho económico del concesionario a recuperar esa inversión mediante la tarifa.

El VNR, otro frente de la discusión

El segundo punto crítico es el tratamiento del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR), mecanismo utilizado en el régimen tarifario para reconocer las inversiones necesarias para prestar el servicio.

Osinergmin advierte que aplicar automáticamente el VNR después de 2033 podría generar un problema en un contrato BOOT, debido a que las instalaciones existentes deberían revertir al Estado al culminar el periodo contractual.

Por ello, plantea alternativas regulatorias: mantener el reconocimiento mediante VNR para determinadas inversiones nuevas o excluir de la base tarifaria aquellas inversiones que ya fueron reconocidas durante el periodo original. La decisión, sostiene, debería considerar cuál opción genera mayor beneficio para los usuarios.

En ese escenario, la pregunta será si la tarifa posterior a 2033 debe partir de una nueva estructura para la infraestructura ya recuperada o mantener mecanismos que continúen reconociendo parte de esos activos.

Más redes, pero con metas de usuarios

Las observaciones de Osinergmin también alcanzan la forma en que la Novena Adenda busca garantizar la masificación residencial del gas natural.

El regulador identifica limitaciones en la definición de los potenciales usuarios y en los mecanismos que vinculan las inversiones comprometidas con una cantidad determinada de consumidores.

Uno de los puntos observados es el carácter referencial del número de usuarios potenciales y la ausencia de un factor de uso mínimo de la red que guarde correspondencia con las metas de clientes conectados.

Según la Norma de Estudios Tarifarios, el Factor de Uso de la Red se determina como el cociente entre la meta de clientes que deberían estar consumiendo gas natural y el número de clientes potenciales que podrían consumirlo por encontrarse cerca de la red común.

Para Osinergmin, si ese vínculo no queda claramente definido, existe el riesgo de que parte del desarrollo de infraestructura se oriente hacia usuarios de mayor consumo, mientras la cobertura residencial avance a un ritmo menor.

El problema tiene también una dimensión tarifaria: una red puede ampliarse físicamente sin alcanzar el nivel esperado de utilización residencial. Si las inversiones se realizan sin metas concretas de usuarios, el costo de una infraestructura subutilizada podría terminar trasladándose a la tarifa.

Por ello, el regulador considera necesario precisar un nivel mínimo de usuarios potenciales, establecer que el metrado de gasoductos esté destinado exclusivamente a sectores residenciales y/o incorporar criterios claros para determinar la ubicación de las PSR y City Gates.

El riesgo: infraestructura sin suficiente masificación

La observación introduce una segunda dimensión en el debate: más infraestructura no necesariamente significa más hogares conectados.

Osinergmin advierte que, sin una vinculación clara entre las inversiones y un número definido de consumidores potenciales, determinadas extensiones podrían responder a criterios distintos de la masificación residencial.

El informe señala el riesgo de que las inversiones se orienten preferentemente hacia usuarios de mayor consumo y que las redes requieran mayores extensiones o diámetros para conectar instalaciones como las PSR y City Gates. De ocurrir, parte de esos costos podría incorporarse a la tarifa.

Así, la discusión conecta directamente inversión, eficiencia y tarifa: no solo importa cuánto se invierte, sino cuántos consumidores se incorporan y cuánto termina pagando cada usuario por una infraestructura que podría tener una utilización menor a la prevista.

La eventual extensión de la concesión hasta 2043 requeriría, desde esta perspectiva, indicadores verificables de masificación residencial que vinculen inversión, conexiones y utilización de la red.

La adenda no puede definir cómo fiscaliza Osinergmin

Otro cuestionamiento relevante está relacionado con la autonomía de la función supervisora y fiscalizadora de Osinergmin.

La propuesta señalaba que la fiscalización del cumplimiento del Plan de Conexiones se realizaría al vencimiento de determinados hitos y “en la forma prevista en la Novena Adenda”. Para el regulador, esa redacción resulta problemática porque el contrato no puede determinar cuándo ni bajo qué procedimiento Osinergmin debe ejercer sus labores de supervisión.

El organismo señala que puede realizar verificaciones preliminares o acciones de supervisión sobre el avance de los compromisos, de acuerdo con sus propias estrategias. Por tanto, la oportunidad y metodología de fiscalización deben responder al marco normativo y a las decisiones del regulador, y no quedar subordinadas a lo establecido en la adenda.

El punto adquiere importancia porque el Plan de Conexiones constituye uno de los principales compromisos de expansión. La propuesta contempla un mínimo de 201.411 consumidores conectados, según el plan citado por Osinergmin, pero el regulador sostiene que debe poder verificar no solo el cumplimiento formal de esa meta, sino también el avance efectivo de las obligaciones del concesionario.

Por ello, plantea eliminar la referencia a que la fiscalización se realizará “al vencimiento de los hitos” y “en la forma prevista en la Novena Adenda”, preservando su capacidad para definir autónomamente los procedimientos de supervisión.

Osinergmin también cuestiona disposiciones que buscan establecer contractualmente criterios sobre costos de inversión y otros componentes que corresponden a su competencia regulatoria.

¿Qué está en juego para los usuarios?

La tarifa constituye el principal mecanismo mediante el cual el concesionario recupera sus inversiones y obtiene remuneración por la prestación del servicio. En consecuencia, cada activo reconocido en la estructura tarifaria tiene un efecto sobre lo que pagan los usuarios.

Desde la perspectiva del regulador, una eventual extensión de la concesión no debería traducirse simplemente en diez años adicionales del mismo modelo económico. La nueva etapa debería establecer qué inversiones son nuevas, cuáles ya fueron recuperadas y cuáles deben formar parte de la remuneración futura.

El Informe N.°413-2026-GRT/OS señala que después de 2033 no existe un régimen tarifario previamente acordado que pueda prolongarse sin modificaciones. La continuidad de la concesión, por tanto, requeriría revisar integralmente las variables que determinarán la tarifa futura.

El debate sobre la Novena Adenda es así también una discusión sobre la economía de la tarifa del gas natural durante la próxima década.

La pregunta central será si la extensión de la concesión puede generar nuevos beneficios en cobertura, inversión y acceso al gas natural sin trasladar a los usuarios una nueva remuneración por infraestructura cuya recuperación económica ya habría concluido.

Ese será uno de los principales desafíos regulatorios antes de definir las condiciones bajo las cuales la concesión podría continuar más allá de 2033.