1,255 fiscalizaciones al Upstream, 885 al transporte por ductos, una deflagración en Megantoni
La aritmética imposible del modelo de comando y control de Osinergmin
La deflagración del 1 de marzo de 2026 en el kilómetro 43 del sistema de transporte de Camisea, en el distrito de Megantoni (Cusco), dejó al país con 70–80 millones de pies cúbicos diarios de capacidad de transporte frente a los 1.600 habituales, disparó el precio spot de la electricidad a USD 200/MWh e impactó a cerca de mil industrias. Osinergmin descartó preliminarmente el atentado y atribuyó el incidente a fallas durante trabajos de mantenimiento. Sin embargo, en 2024 el regulador reportó 1.255 fiscalizaciones en exploración y explotación y 885 en transporte por ductos. Este artículo sostiene que la brecha entre volumen de fiscalización y resultado de seguridad es estructural: es consecuencia de un modelo de comando y control que mide actividades, no riesgos. En este artículo proponemos ocho instrumentos operativos para cerrar esa brecha.
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IDEAS FUERZA • Megantoni no es fuerza mayor, es falla de mantenimiento: la propia Osinergmin descartó el atentado y atribuyó preliminarmente el evento a tareas de mantenimiento. Eso activa, por definición, la responsabilidad regulatoria de prevenir. • Osinergmin reporta actividades, no resultados: los indicadores PEI miden cobertura y volumen, no reducción efectiva del riesgo. Esto es comando y control, no fiscalización basada en riesgos. • El APR de hidrocarburos financia un presupuesto de S/ 517 millones en 2026: la industria tiene derecho a exigir que ese dinero se traduzca en seguridad energética, no en cronogramas de visitas. • Existe un estándar OCDE y comparadores operativos (PHMSA, HSE, ANP): el modelo de Risk-Based Inspection (API 581) y de Safety Case Regime son aplicables al upstream y transporte peruano. • La propuesta de mejora tiene ocho instrumentos operativos: indicadores de integridad, matriz de priorización de activos, programa de cumplimiento voluntario, telemetría integrada, reforma del APR con cláusula de true-up, cambios normativos puntuales, hoja de ruta 2026–2030 y gobernanza tripartita. |
El contexto: un incidente que reabre una pregunta vieja
El 1 de marzo de 2026 se registró una deflagración en el ducto de líquidos de gas natural del sistema Camisea, a la altura del km 43, en el distrito de Megantoni, provincia de La Convención (Cusco). La Transportadora de Gas del Perú (TGP) aisló el tramo comprometido y redujo el transporte de 1,600 MMpcd a una franja de 70–80 MMpcd. El MINEM declaró emergencia del sistema de abastecimiento; se priorizó el suministro a hogares, comercios y transporte masivo, y se suspendió el gas natural vehicular (GNV) y la asignación a industriales. El precio spot de la electricidad saltó de USD 30–40/MWh a más de USD 200/MWh. Cerca de 1.000 empresas interrumpieron la producción y aproximadamente 500 personas de comunidades cercanas reportaron síntomas por exposición al gas.
La respuesta institucional fue rápida en lo operativo, pero lenta en lo analítico. Cinco días después del incidente, el propio Osinergmin descartó la hipótesis de atentado y, días más tarde, atribuyó preliminarmente el evento a fallas durante trabajos de mantenimiento. Ese hallazgo –y no el hecho mismo– es el que obliga a revisar el modelo de fiscalización. Si la causa estuvo en la ejecución del mantenimiento, se trata de un riesgo previsible y administrable, es decir, precisamente el dominio donde un enfoque de fiscalización basado en riesgos debería actuar antes del evento.
El artículo se estructura en cinco secciones. La primera revisa el marco teórico y los referentes internacionales. La segunda analiza la asignación presupuestal de Osinergmin y el Aporte por Regulación (APR). La tercera evalúa los indicadores del Plan Estratégico Institucional (PEI) y los resultados reportados en la Memoria Institucional 2024. La cuarta presenta la tesis central: el regulador mide actividades, no riesgos. La quinta desarrolla ocho propuestas operativas y una hoja de ruta 2026–2030.
Marco conceptual y referentes internacionales
Recomendación OCDE
El marco de referencia para la fiscalización de actividades económicas en países OCDE es claro:
“La promoción del cumplimiento de las normas debe basarse en un enfoque de riesgo y ser proporcional a los riesgos involucrados: la frecuencia de las inspecciones y los recursos a emplearse deben ser proporcionales al nivel de riesgo y las acciones de cumplimiento de las normas deben dirigirse a la reducción de los riesgos reales derivados de las infracciones.”
OCDE, Guía para el cumplimiento regulatorio y las inspecciones, 2019
La lógica es operativa y austera: ningún Estado puede vigilarlo todo; por tanto, la intensidad fiscalizadora debe seguir el perfil de riesgo. En hidrocarburos, y particularmente en el Upstream y el transporte por ductos, esto significa que no todas las plataformas, baterías, refinerías o tramos de ducto pueden recibir la misma presión regulatoria. La priorización debe realizarse según la combinación de criticidad del activo, probabilidad de falla y severidad de la consecuencia.
El enfoque basado en riesgos se apoya en metodologías reconocidas: ISO 31000 (gestión del riesgo), HAZOP (Hazard and Operability Study), LOPA (Layer of Protection Analysis), API 581 (Risk-Based Inspection) para equipos de proceso y API 1160 y 1173 para integridad de ductos de líquidos. En el Perú, HAZOP y LOPA se han consolidado como requerimientos técnicos para estudios de riesgo e Informes Técnicos Sustentatorios (ITS). Lo que falta es que el regulador incorpore esos mismos estándares en su propio diseño de fiscalización, no solo como requisito al regulado.
Existen referentes operativos que superan la recomendación de la OCDE y ya están implementados. En Estados Unidos, la Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration (PHMSA) ejecuta un Integrity Management Program con tiering de ductos de alta consecuencia (HCA). En el Reino Unido, la Health and Safety Executive (HSE) opera bajo un Safety Case Regime, donde cada operador debe demostrar –con evidencia auditable– que sus barreras de control son suficientes. En Brasil, la Agencia Nacional do Petróleo (ANP) aplica el Sistema de Gerenciamento da Seguranca Operacional (SGSO). En México, la ASEA cuenta con un sistema de administración de seguridad industrial. Ninguno de estos reguladores publica como logro de impacto el número de visitas realizadas. Todos publican indicadores de integridad, desempeño y reducción de riesgo.
Las empresas reguladas por Osinergmin financian su operación mediante el Aporte por Regulación (APR), instrumento tributario cuya alícuota máxima es 1% de la facturación anual neta de impuestos, conforme a la Ley 27332 (Ley Marco de los Organismos Reguladores) y la Ley 27699. Los Decretos Supremos 147 y 148-2025-PCM, publicados el 30 de diciembre de 2025, fijan las alícuotas vigentes:
- Hidrocarburos – producción e importación de combustibles: 38% (2026), con reducciones a 0.37% y 0.35% en 2027 y 2028.
- Hidrocarburos – transporte y distribución por ductos: 52% (2026), 0.50% (2027) y 0.49% (2028).
- Electricidad: 41% (2026), 0.38% (2027) y 0.35% (2028).
- Minería: 11% (2026) y 0.10% (2027–2028).
El argumento del presupuesto, entonces, no se sostiene en la imagen simple de «tasa en alza». Se sostiene, más bien, en la comparación entre recursos asignados y resultados verificables. El cuadro siguiente resume la ejecución presupuestal.
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Concepto |
2024 | 2025 |
2026* |
| Presupuesto (S/) | 425,585,953 | 449,832,149 | 517,437,252 |
| Ejecutado (S/) | 412,431,098 | 432,573,261 | 127,325,706 |
| Ejecución (%) | 96.9 % | 96.2 % | 24.6 % |
| Saldo no ejecutado (S/) | 13,154,855 | 17,258,888 | 390,111,546 |
Elaboración: Consultus Group. Fuente: Portal de Transparencia de Osinergmin. *Al 19.04.2026 (aprox. 30% del año).
Dos observaciones importantes. Primero, el dato 2026 es parcial: al 19 de abril, Osinergmin ejecutó 24.6% de su presupuesto, lo que, por estacionalidad administrativa, es razonable. No obstante, lo relevante no es la ejecución nominal sino la ejecución efectiva: en 2024, con 96,9% de ejecución, Osinergmin reporta 1.255 fiscalizaciones en upstream y 885 en transporte por ductos; y, pese a ello, el sector experimenta en 2026 la mayor disrupción de suministro de gas natural de la última década. La pregunta, por tanto, no es cuánto gasta el regulador, sino en qué lo gasta.
El PEI 2023–2030 de Osinergmin define dos indicadores directamente vinculados a la fiscalización de hidrocarburos. La tabla siguiente los resume.
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Objetivo |
Indicador | 2024 | 2025 | 2026 |
2027 |
| OEI.02 – Mejorar la seguridad y confiabilidad de los sectores energético-mineros | IND.02 – % de accidentes sobre total de registros de emergencia | 36 % | 35 % | 34 % | 33 % |
| OEI.01 – Promover el desarrollo sostenible de los sectores energía y minería | IND.01 – % de actividades de fiscalización basada en riesgos automatizadas | 50 % | 75 % | 65 % | 70 % |
Elaboración: Consultus Group. Fuente: PEI 2023-2030 de Osinergmin.
Dos problemas estructurales en los indicadores
Problema 1: El IND.01 mide la automatización, no el resultado. La automatización de la planificación de fiscalizaciones es una mejora de gestión interna; no es un indicador de impacto sectorial. Además, su trayectoria –50% (2024), 75% (2025), 65% (2026), 70% (2027)– es notable: proyectarse de 75% a 65% implica, o bien una ampliación del denominador (se incluyen más actividades en el universo objetivo), o bien un reconocimiento implícito de capacidad insuficiente. En cualquier caso, es un indicador de proceso, no de resultado.
Problema 2: El IND.02 es tautológico y reactivo. La fórmula mide accidentes sobre registros de emergencia. Si aumentan los reportes de emergencia menor (denominador), el indicador mejora automáticamente sin que la seguridad real cambie. El indicador responde a la ocurrencia del evento, no a la capacidad preventiva del regulador. Por definición, es incompatible con un enfoque basado en riesgos, que exige leading indicators (near-misses, desviaciones de mantenimiento, tasas de acción correctiva cerrada).
La Memoria Institucional 2024 –última publicada– reporta como «resultados de impacto» las siguientes cifras:
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Eslabón de la cadena |
Resultado reportado – Memoria 2024 |
| Exploración y explotación (upstream) | 1,255 acciones de supervisión y fiscalización (+36% vs. 2023). Mayor incidencia en verificación de condiciones de seguridad (269 acciones, 21%) y atención de emergencias (209 acciones, 16%). |
| Transporte por ductos | 885 acciones de supervisión (+21% vs 2023), de las cuales 79% corresponden a verificación de condiciones de seguridad en transporte de hidrocarburos líquidos. |
| Procesamiento, refinación y almacenamiento | 1,391 acciones de supervisión (+20% vs 2023). Principal componente: opinión técnica (749 acciones, 54%) y verificación de SCI y PDJ (431 acciones). |
Elaboración: Consultus Group. Fuente: Memoria Institucional 2024 de Osinergmin.
Aquí conviene detenerse. Realizar 885 acciones de supervisión es un producto (output), no un resultado (outcome) ni un impacto (impact). En la teoría del ciclo de política pública, output es lo que la entidad entrega, outcome es el cambio en las condiciones del sujeto regulado y impact es el cambio en el bienestar de la población. Presentar outputs como impactos no es un problema menor de redacción: es la evidencia textual de un modelo conceptual de comando y control.
La crítica sería incompleta sin propuestas verificables. Cada una de las siguientes es aplicable al regulador dentro del marco normativo vigente, con modificaciones normativas razonables de segundo nivel.
1. Rediseñar los indicadores del PEI: de output a outcome
Proponemos reemplazar los indicadores actuales por un tablero de tres capas, inspirado en el marco de Risk-Based Inspection (API 581) y Safety Case:
- Índice de Integridad de Infraestructura Critica (III-C): porcentaje de activos Tier 1 con ILI (In-Line Inspection) vigente, HAZOP/LOPA actualizado y planes de mantenimiento con desviaciones cerradas en plazo.
- Tasa de reducción del riesgo (R-R): medición del riesgo residual después de la intervención regulatoria, expresada en variación anual.
- Índice de cumplimiento voluntario: porcentaje de operadores con sistemas de gestión de integridad certificados y con programas de autoreporte activos.
2. Matriz de priorización de activos por tiers
Categorización explícita y pública de activos en tres tiers, cruzando criticidad operativa, consecuencia ambiental y social y probabilidad de falla. Esto no es una novedad técnica: es el modelo operativo de PHMSA, HSE y ANP. Requiere modificar los Lineamientos aprobados por Resolución 84-2021-OS/GG para incorporar tiering vinculante.
3. Programa de cumplimiento voluntario (Compliance Premium)
Reducción de la intensidad fiscalizadora para operadores que acrediten: (i) sistemas de gestión de activos certificados ISO 55001; (ii) certificación API 1173 para integridad de ductos; (iii) programas de autoreporte con remediación documentada. El incentivo opera como en los Self-Disclosure Programs de la EPA en EE.UU.: autorreporte a cambio de mitigación en la sanción.
4. Telemetría integrada: digital twin regulatorio
Integración en tiempo real entre SCADA de operadores Tier 1 (TGP, Camisea, refinerías mayores, ductos) y el regulador, bajo arquitectura de gemelo digital. No se trata de ceder control operativo, sino de dar al regulador la capacidad de modelar escenarios de falla, validar consistencia entre reportes y operación real, y anticipar comportamientos anómalos.
5. Reforma del APR con cláusula de true-up
Mecanismo plurianual: si Osinergmin subejecuta el presupuesto, el saldo no ejecutado reduce la alícuota del año . El true-up alinea incentivos: evita que el regulador tenga incentivo a ejecutar por ejecutar (y a hacer fiscalizaciones no estratégicas para cerrar el ano al 97%), y evita que la industria pague por capacidad no utilizada. Requiere modificación de los DS 147 y 148-2025-PCM.
6. Modificación normativa puntual
Actualización de la Resolución 205-2009-OS/CD (Reglamento de Supervisión) y la Resolución 84-2021-OS/GG (Lineamientos) para incorporar, como estándar mínimo en infraestructura crítica, los principios de API 581 (Risk-Based Inspection) y API 1173 (Pipeline Safety Management Systems). La modificación no requiere cambio legal: es reglamentaria.
7. Capacitación y perfil del fiscalizador
El perfil del fiscalizador actual es predominantemente el de un auditor de cumplimiento normativo. El enfoque en riesgos requiere un perfil híbrido: ingeniero con formación en gestión de riesgos, análisis estadístico de fallas y lectura de telemetría. Esto implica revisar los cuadros de perfiles profesionales (CAP y MOF) de las gerencias de supervisión de Osinergmin.
8. Gobernanza: Comité técnico tripartito
Creación de un comité técnico tripartito –regulador, industria y academia– con mandato de revisar anualmente la matriz de riesgo sectorial, publicar sus hallazgos y emitir recomendaciones. La transparencia de la matriz es, en sí misma, un instrumento de mejora regulatoria.
Comparación sintética: modelo actual vs. propuesto
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Dimensión |
Modelo actual (Comando y control) |
Modelo propuesto (basado en riesgos) |
| Foco | Número de fiscalizaciones realizadas | Nivel de riesgo residual tras la intervención |
| Criterio de priorización | Cobertura administrativa y cronograma anual | Tiering de activos (criticidad x probabilidad x consecuencia) |
| Indicador dominante | % de actividades ejecutadas / accidentes sobre emergencias | Índice de integridad de infraestructura crítica (III-C) y leading indicators (near-misses, desviaciones) |
| Incentivo al regulado | Cumplir para evitar sanción | Cumplir para reducir la intensidad fiscalizadora. |
| Rol de la tecnología | Automatización del proceso interno de planificación | Telemetría integrada en tiempo real (digital twin regulatorio) |
| Respuesta ante incidente | Sanción ex post | Análisis causa raíz + ajuste de matriz de riesgo + sanción proporcional (enforcement pyramid) |
Elaboración: Consultus Group.
Finalmente, Megantoni no es un evento aislado ni un caso de fuerza mayor. Es el síntoma operativo de un modelo de fiscalización que mide esfuerzo administrativo antes que resultado preventivo. El dato incómodo es este: el año en que Osinergmin reportó el mayor número de fiscalizaciones al upstream y al transporte por ductos de la década fue el año inmediatamente anterior a la mayor crisis de suministro de gas natural de esa misma década. La correlación no prueba causalidad, pero sí falsea la narrativa según la cual más fiscalizaciones equivalen automáticamente a mayor seguridad energética.
La transición hacia una fiscalización basada en riesgos no es un gesto retórico ni una recomendación abstracta de la OCDE. Es un conjunto de instrumentos operativos que ya están implementados en jurisdicciones comparables. Y tiene efectos concretos: reduce la carga regulatoria sobre operadores con altos estándares, concentra el esfuerzo del regulador donde el riesgo es realmente mayor y transforma la carga administrativa en inversión en seguridad sectorial.
Lo que está en juego es más que la cuenta del APR. Es la capacidad del país para sostener una cadena de valor de hidrocarburos confiable, la competitividad de un tejido industrial que depende de gas natural y, en última instancia, el bienestar de la población que carga con los costos de las fallas —en la estación de servicio, en la tarifa eléctrica, en el aire de la comunidad vecina al ducto. Reformar el modelo de fiscalización es, en ese sentido, lo mínimo exigible; mantenerlo tal como está, lo más caro.
