La CNE otorgó a MINSA permisos de generación para autoconsumo bajo cogeneración a gas natural en cuatro plazas industriales. El caso no marca 'reactivación total', pero sí perfila qué proyectos avanzan hoy: escalables, detrás del medidor, con térmico útil y ejecución rápida. Qué implica para demanda industrial de gas, planeación energética y decisiones 2026–2027.
La Comisión Nacional de Energía (CNE) autorizó a MINSA cuatro permisos de generación para autoconsumo aislado bajo modalidad de cogeneración a gas natural. En conjunto, el paquete describe un tipo de proyecto que hoy sí cruza la ventanilla: capacidad moderada, instalación “detrás del medidor”, y un caso térmico claro (aprovechar gases de escape para proceso), lo que vuelve más defendible el CAPEX y acelera la puesta en operación.
Los permisos autorizan microturbinas y recuperación de calor para hornos de secado, con las siguientes huellas operativas:
Jáltipan, Veracruz (CNE/E/35/GEN/AUTC/2025): 2 microturbinas de 0.6 MW (1.2 MW), producción anual estimada 10.51 GWh, consumo 3.268 millones m³/año de gas natural; fecha máxima de inicio de operación 31 de enero de 2026.
Guadalajara, Jalisco – “Central Occidente” (CNE/E/36/GEN/AUTC/2025): 3 microturbinas de 0.8 MW (2.4 MW), 21.02 GWh/año, 5.573 millones m³/año; fecha máxima 28 de febrero de 2026.
Ramos Arizpe, Coahuila – “Central Noreste” (CNE/E/37/GEN/AUTC/2025): 2 microturbinas de 0.8 MW (1.6 MW), 14.02 GWh/año, 3.7 millones m³/año; fecha máxima 31 de enero de 2026.
Ahome, Sinaloa – “Central Norte” (CNE/E/38/GEN/AUTC/2025): 2 microturbinas de 0.6 MW (1.2 MW), 10.51 GWh/año, 3.127 millones m³/año; fecha máxima 31 de enero de 2026.
En términos de sistema y mercado, el dato importante no es “cuántos MW” (son pequeños frente al SEN), sino el patrón: son proyectos industriales replicables, que convierten gas en electricidad y calor útil, con ventanas de ejecución que caben en ciclos de presupuesto anual. Esa combinación está alineada con una lógica de permisos selectiva: lo que reduce fricción técnica y de integración (autoconsumo aislado, sin complejidad de liquidaciones MEM para el offtake principal) y lo que tiene un “use case” térmico verificable.
Sin venderlo como reactivación total, el expediente MINSA sí manda tres señales concretas para 2026–2027:
Se premia la claridad de ingeniería y de uso final. En los permisos, la descripción del aprovechamiento de gases de escape para hornos de secado es parte central del diseño operativo: no es “generar por generar”; es bajar consumo térmico de proceso y estabilizar energía interna.
Avanza lo “detrás del medidor” con footprint controlado. Autoconsumo aislado reduce dependencia de arreglos comerciales complejos; el foco es continuidad operativa de la planta y eficiencia energética interna, no arbitraje en el MEM. (Eso no elimina obligaciones, pero sí acota variables.)
No es una autopista abierta: es una puerta específica. La lectura práctica es “sí, pero así”: proyectos industriales con demanda estable, acceso a gas, interconexión manejable y una narrativa técnica consistente. No necesariamente extrapola a permisos de mayor escala o con estrategias comerciales más sofisticadas.
Si se suman los consumos anuales estimados de los cuatro permisos, el paquete MINSA ronda ~15.7 millones de m³/año de gas natural. Traducido a flujo promedio, es del orden de ~1.5 MMcf/d (pequeño en el agregado nacional), pero relevante como señal de microeconomía industrial: la demanda crece por “calidad” y perfil, no solo por volumen.
¿Por qué cambia el perfil? Porque estos esquemas tienden a:
Aumentar la necesidad de firmeza (o al menos de estrategia) en suministro y transporte: una planta que internaliza electricidad y calor no tolera igual los recortes, las variaciones de presión o la volatilidad de molécula.
Modificar la curva horaria de consumo: la cogeneración sigue la lógica del proceso (hornos/secado/producción), que puede ser más estable que la compra eléctrica spot, pero más exigente en continuidad de gas.
Competir contra el “costo evitado”: el valor no está solo en kWh, sino en el paquete electricidad + calor recuperado + resiliencia operativa (menos exposición a eventos eléctricos externos).
En 2026–2027, el efecto compuesto no viene de un proyecto, sino de la repetición del patrón en corredores industriales: cuando varios usuarios migran a autogeneración/cogeneración, se vuelve más visible la presión sobre contratación de molécula, ventanas de mantenimiento midstream y calidad operativa local (medición, balance, nominaciones y flexibilidad contractual).
El caso MINSA funciona como “plantilla” de lo que hoy es aprobable y ejecutable:
Si tu proyecto tiene térmico útil claro, tu caso mejora: cogeneración real, no nominal.
Si puedes ejecutar rápido, tu riesgo baja: permisos con fechas máximas de arranque en 1T 2026 sugieren que el regulador está cómodo con cronogramas definidos y verificables.
Si tu configuración limita complejidad de mercado, avanzas mejor: autoconsumo aislado reduce frentes abiertos (sin eliminar coordinación técnica con CENACE, que sigue existiendo como obligación general en permisos).
La señal selectiva para industriales no es “corran todos”, sino “si vas a correr, corre con el diseño correcto”: ingeniería de proceso, gas asegurado, y disciplina documental/cronograma.
El paquete MINSA no cambia el balance nacional de gas por volumen, pero sí confirma un cambio silencioso: la demanda industrial está creciendo por autogeneración eficiente, buscando control operativo y costo total (electricidad + calor + continuidad). Para 2026–2027, la implicación práctica es directa: quien planee cogeneración debe modelar el proyecto como un activo energético-industrial (no solo eléctrico), y amarrar desde el inicio su estrategia de gas (suministro, flexibilidad y continuidad), porque ahí es donde se gana —o se pierde— el valor del permiso.
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