¿Hidroicuando? de la
contingencia a la incertidumbre

 
 
 

El no cumplimiento del nuevo cronograma para la entrada de Hidroituango para que empiecen a generar energía las primeras unidades, no sólo se seguirá afectando el precio y las tarifas de energía en todo el país, sino que compromete seriamente la operatividad de los parques eólicos y las granjas solares-fotovoltaicas que se están instalando.

 
Amylkar D. Acosta Medina
 
Ex ministro de Minas y Energía
 
 

Hidroituango: proyecto estratégico

Todo aquello que anda mal es susceptible de empeorar.

Una vez más ha saltado a la palestra Hidroituango, proyecto este de vital importancia para el país, el cual está enfrentando en este momento sus mayores dificultades, en medio de un pulso político y una trifulca entre el Alcalde de Medellín Daniel Quintero, la nueva Junta directiva de EPM, la cual vino a reemplazar la anterior, que fue defenestrada por el alcalde y el gerente de la misma Jorge Andrés Carrillo por una parte y el consorcio constructor CCC Ituango, conformado por las firmas Camargo Correa, Conconcreto y Coninsa – Ramón H como contraparte. Esta querella ha trascendido a los estrados judiciales y está mediada por un fallo con responsabilidad fiscal proferido por la Contraloría General de la República, en primera instancia, por valor de $4.3 billones contra 26 funcionarios y contratistas por presunto detrimento patrimonial.

A este embrollo se ha venido a sumar la admisión en reorganización empresarial por parte de la Superintendencia de sociedades a dos de los tres socios del consorcio, a Conconcreto y a Coninsa – Ramón H., quienes se acogieron al Decreto 560 de 2020 para tal efecto. Al propio tiempo el Tribunal Administrativo de Antioquia declaró nulo el Decreto mediante el cual fue nombrado el actual gerente de EPM, el quinto en los últimos dos años. Adujo el Tribunal en su providencia que estaba incurso en una causal de inhabilidad, toda vez que al momento de su nombramiento se venía desempeñando como miembro de la Junta directiva de la misma empresa, contraviniendo de manera flagrante la prohibición expresa para su designación prevista en el artículo 10 del Decreto – Ley 128 de 1976.

Este megaproyecto de generación de electricidad es considerado como el de mayor envergadura del país, ya que el mismo contempla 8 unidades con una capacidad de 300 MW de potencia cada una de ellas, cuya central de generación estará en capacidad de satisfacer el 17% de la demanda nacional. De allí su importancia estratégica, no sólo para EPM y el Departamento de Antioquia, que son en últimas los dueños de este, sino para todo el país, pues de su buen suceso depende la confiabilidad y firmeza de un servicio tan esencial como es el de la electricidad para los 13.8 millones de usuarios, entre regulados y no regulados, que cuentan con el mismo.

Dilaciones y más dilaciones

Ya desde junio del 2014, según el Documento de seguimiento de la Unidad de Planeación Minero – Energético (UPME), se abrigaban temores de que dicho proyecto no iba a entrar a tiempo, como estaba previsto, esto es en noviembre de 2018, sino 9 meses después, en agosto de 2019. Pero, como reza una de las estrofas de La perrilla de José Manuel Marroquín, “es flaca sobre manera toda humana previsión, pues en más de una ocasión sale lo que no se espera”. Pues, nadie esperaba que, cuando el avance del proyecto había alcanzado el 81%, se presentara una contingencia en la ejecución de la obra de enormes proporciones en mayo de 2018, la cual estuvo a punto de su siniestro y cuya causa - raíz se le ha atribuido al colapso de la Galería auxiliar de desviación (GAD)1. Este, cabe decirlo, no contaba con la Licencia ambiental, lo que llevó a la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) a suspenderle la Licencia que había expedido para la ejecución del proyecto.

Este traumatismo obligó a aplazar varias veces la finalización del proyecto y su entrada en operación, a diferirlo, al tiempo que los costos del proyecto se elevaron sensiblemente. Ello forzó al Ministerio de Minas y Energía, a través de la UPME, a abrir sendas subastas de reconfiguración para la asignación de obligaciones de energía en firme, para suplir la energía que Hidroituango no podía entregar, la primera de ellas a finales de 2018 y la segunda en febrero de 2019. Esta último tuvo un tropiezo, ya que tres de los proyectos, Termosólo I y II, así como Miel II, con capacidades de 148 MW, 80 MW y 120 MW, respectivamente, con compromisos de entregar energía en firme no cumplieron y a consecuencia de ello les fueron ejecutadas las garantías y retiradas sus asignaciones. Quedaron a salvo, después de este traspiés, los proyectos Tesorito, con 200 MW, la ampliación de Termocandelaria con 241 MW y Termoyopal, para llegar a los 200 MW.

Así las cosas, pese a los esfuerzos del gobierno para garantizar el cubrimiento de la demanda y de EPM, al acordar con los cuestionados contratistas que continuaran la obra extendiéndoles los contratos, con miras a asegurar que las primeras 4 unidades entraran en operación este año y al no cumplirse con dicho cronograma, el sistema eléctrico del país en su conjunto ha sido sometido a un stress que ha puesto en riesgo su estabilidad y confiabilidad. Se podrá aducir que tenemos una capacidad instalada de potencia eléctrica de 17.568 MW, que supera con creces el pico de la demanda, que oscila alrededor de 11.000 MW. Pero esta holgura es sólo teórica, habida consideración que el 68% de esa capacidad es hídrica, lo cual la torna muy vulnerable por su exposición a hidrologías criticas a las que se puede ver abocada a consecuencia del recurrente fenómeno del Niño.

Se podrá decir que no hay motivos de preocupación por un posible racionamiento porque el nivel del agregado de los embalses está al tope, rozando el 85%, pero ello es efímero, puesto que es consabido que el fenómeno de la Niña actual, con su alta pluviosidad, es pasajero y el mismo siempre, siempre va seguido del Niño y la consiguiente sequía. Y de contera, según registros de la CREG, excepción hecha de El Peñol, que es el único embalse con capacidad de regulación superior al año, el resto no supera los 6 meses. No se puede, entonces, jugar a la ruleta rusa, como es la aleatoriedad propia de la meteorología debido a la variabilidad climática. En última instancia lo que más importa no es la disponibilidad de la energía, sino poder contar con la oferta de energía en firme.

De acuerdo con datos de ANDEG, “el retraso de Hidroituango en este escenario genera una diferencia de energía en firme de 1.466 GWH/año, lo que equivale a un déficit de capacidad instalada del orden de 240 MW (utilizando un factor de planta del 70%)”. De hecho, la estrechez del balance Oferta-demanda se ha hecho sentir impactando los precios en los contratos entre generadores y comercializadores de la energía, la cual se traducido en incrementos en las tarifas al usuario final regulado no menor al 20% en menos de dos años. El ministro de Minas y Energía Diego Mesa ha sido enfático en advertir que, de continuar las dilaciones, “de no contar con esa energía puede poner una presión al alza en el costo de la energía eléctrica”2.

Los riesgos del cambio de contratistas

Por todo lo anterior, el sólo anuncio por parte del alcalde de Medellín y del Gerente de EPM de que están contemplando un plan B que consistiría en cambiar al consorcio constructor, ha encendido todas las alarmas. Porque, así afirme el alcalde Quintero que, si se cambia de montura en la mitad del río, “en principio el retraso era de 16 meses, si los contratistas salían, hoy lo calculamos en 4 meses y estamos trabajando para llevarlo a cero”3 está por verse. El alcalde, al referirse a los contratistas, ha sido categórico al afirmar que “a menos que ellos paguen la sanción, EPM no puede ni debe continuar con ellos”4. Y remató diciendo que su administración y la de EPM estiman que “en junio del próximo año, si no hay retrasos (¡SIC!), entraríamos en operación”5.

Pero, a contrario sensu de lo que piensa con el deseo el alcalde, en una declaración de 7 decanos de facultades de ingeniería de Antioquia se sostiene que “un cambio en los responsables de una obra de estas magnitudes haría muy difícil el adecuado seguimiento a su continuidad y a la correcta asignación de responsabilidades…Cualquier acción que implique la suspensión parcial o temporal de la misma es inconveniente”6. Por su parte la Sociedad Antioqueña de Ingenieros (SAI) sostiene que el cambio de ejecutores significaría, mínimo, añadirle un año más a la lista de espera. La firma auditora independiente Deloitte, “considera que, en caso de que exista un cambio en el constructor de obras civiles no sería posible cumplir con el cronograma”7.

La situación se torna más compleja si tenemos en cuenta que sigue en firme la Resolución 820 del 1º de junio de 2018 de la ANLA, mediante la cual la autoridad ambiental tomó la decisión, como medida preventiva, de suspender la Licencia ambiental al proyecto y con ella se le puso un freno de mano a las “actividades constructivas”, permitiendo sólo la ejecución de obras o desarrollos relacionados con trabajos que tengan por finalidad “superar la contingencia”. A través de dicho acto administrativo la ANLA le requirió a EPM presentarle un dictamen pericial, que la empresa contrató con la firma POYRY, el cual inicialmente se ha debido presentar en diciembre pasado, pero la misma solicitó una prórroga hasta el 31 de julio, que tampoco se cumplió y ahora, según el vicecontralor Julián Ruíz, “nos dicen que será entregado en noviembre de 2021. Esperemos que así sea y se aclare el panorama del proyecto”8. Por lo demás, una vez sea presentado dicho dictamen la ANLA se tomará su tiempo prudencial para evaluarlo antes de levantar la suspensión decretada de la Licencia ambiental y mientras tanto el tiempo se agota.

Ante esta encrucijada y la gravedad de la situación planteada el presidente de la República Iván Duque convocó una cumbre en la Casa de Nariño. Al término de la misma el presidente se desmarcó de la posición del alcalde Quintero, quien se limitó a decir lacónicamente “que los responsables paguen”9. Por su parte el presidente Duque afirmó sin ambages, en una abierta discrepancia con el alcalde, que “aquí lo que ocurrió fue un siniestro y lo que tiene que operar es que las aseguradoras cumplan con el pago de las pólizas”10. El margen de maniobra de EPM y del proyecto mismo es muy limitado; estamos a sólo 71 días de que el contrato con el consorcio constructor llegue a su fin, razón por la cual estamos en el conteo regresivo para la toma de una decisión, la cual está en manos de las directivas de la empresa, en medio de una gran crispación de la opinión pública.

Y con respecto al cambio de contratistas y un eventual aplazamiento de la entrada en operación de las dos primeras unidades en junio del año entrante y las otras dos en noviembre del mismo año, como lo planteó el Gerente de EPM, a consecuencia de ello, manifestó: “aquí no podemos estar improvisando como país. Poner en riesgo la ejecución del proyecto, así sea un solo día, puede tener repercusiones graves para el país”11. Y fue más lejos al advertir, “aquí lo que tenemos que obrar es con responsabilidad, sin prejuicios y aquí lo que necesitamos es que tenga continuidad, porque ya se superó una contingencia y hoy tiene que terminarse, tiene que estar puestas en funcionamiento las turbinas en junio y noviembre del año entrante, aquí no podemos estar jugando a la incertidumbre”12.

Una consecuencia colateral que se puede derivar del cambio de ejecutores del proyecto es que EPM, que tiene contraído un crédito por US $450 millones con el BID Invest y el mismo prevé en una de sus cláusulas la permanencia del consorcio constructor. De modo que si se insiste en cambiarlo se haría exigible el reembolso de este, lo cual abocaría a EPM a un grave predicamento. Esta fue la razón por la cual el alcalde Quintero le pidió al asesor presidencial Emilio Posada que intercediera ante el banco para ver de inaplicar dicha cláusula13.

Huelga decir que el no cumplimiento del nuevo cronograma para la entrada de Hidroituango para que empiecen a generar energía las primeras unidades, no sólo se seguirá afectando el precio y las tarifas de energía en todo el país, sino que compromete seriamente la operatividad de los parques eólicos y las granjas solares-fotovoltaicas que se están instalando, dado que así como las fuentes no convencionales de energías renovables (FNCER) están llamadas a servir de respaldo al parque de generación convencional (hídricas y térmicas), igualmente este habrá de servir de respaldo a aquellas. Se impone, entonces, la necesidad de proceder con cautela, con una gran dosis de sindéresis y consultando los más altos interés del país y no los intereses subalternos, pues lo que está en juego es nada menos que la seguridad energética del país.

Edición 752 – Semana del 23 al 29 de octubre de 2021

1 Amylkar D. Acosta M. Primero la gente. Mayo, 11 de 2018/ ¿Hidroicuando? Enero, 16 de 2021.

2 Semana. Octubre, 17 de 2021.

3 El Colombiano. Octubre, 16 de 2021.

4 El Tiempo. Octubre, 17 de 2021.

5 Ídem.

6 El Colombiano. Octubre, 16 de 2021.

7 El Tiempo. Octubre, 16 de 2021.

8 El Nuevo Siglo. Octubre, 2 de 2021.

9 Semana. Octubre, 15 de 2021.

10 Ídem.

11 Ídem.

12 Ídem.

13 El Colombiano. Octubre, 16 de 2021.

   
 
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