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El punto de ebullición para la central hidroeléctrica de Ituango ha llegado. El proyecto de generación hídrica más importante del momento en el país se encuentra entre dos aguas, y en el medio poblaciones, río abajo, inquietas por el comportamiento de la primera turbina y su efecto en la montaña. “Todos los esfuerzos continuarán encaminados a una entrada segura de Hidroituango”, anunció EPM en un comunicado.
Lo claro es que de no entrar en operación la primera turbina, la afectación es más económica y financiera para EPM que para el sistema eléctrico nacional. La empresa paisa ha reiterado “que la unidad generadora no quedará todavía en operación comercial, pues aún no se ha realizado la prueba más exigente, que es la de sincronización con rechazo de carga a máxima potencia”. Sobre la unidad 2 se está programando el mismo protocolo, señala el informe.
Alejandro Lucio Chaustre, director de Óptima Consultores y exdirector de SER Colombia, sostiene que retrasos en las dos primeras unidades conllevan a afectaciones de carácter financiero y económico para EPM por la ejecución de las garantías de los compromisos que tiene la empresa de los cargos por confiabilidad con el sistema. “No hay grandes dificultades si el proyecto Hidroituango se retrasa unas semanas o unos meses, nosotros estamos en un momento de abundancia hídrica”, anotó.
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Efectivamente, cuando un proyecto de generación no entra en la fecha prevista, como el caso de Hidroituango, que debió hacerlo en noviembre de 2021, tiene un año de gabela. Sin embargo, ese beneficio va doblando las garantías, es decir, todo proyecto de cargo por confiabilidad que tiene unas obligaciones de energía firme asociadas tiene que poner una garantía, recién le asignan esa obligación. Esos amparos, que son iguales al valor de un año del cargo por confiabilidad, se los dieron en 2011 a Hidroituango. A diciembre del año pasado eran de US$90 millones, pero como tuvo un año de gabela, hoy valen US$180 millones.
Hidroituango también tiene compromisos de energía en firme hacia el año 2023, pero está por fuera del riesgo de incumplir hasta ahora. Cuando un proyecto incumple, la empresa XM, operador del sistema interconectado y el administrador del Mercado de Energía Mayorista de Colombia, ejecuta las garantías, que en el caso de Hidroituango equivalen a US$180 millones, como ya se dijo.
La otra parte de la historia es que la energía en firme ya no queda comprometida, es decir, en el caso de EPM se libera de esa obligación una vez se ejecute la garantía. Tendría que esperar una siguiente subasta para volver a presentar el proyecto, si aún sigue en construcción.
Este mismo proyecto tendría que someterse a que le asignen sus obligaciones de energía en firme año a año.
Las garantías y las tarifas
Una vez XM ejecuta la garantía, ese dinero va a disminuir las tarifas eléctricas vía restricciones (limitaciones en el sistema eléctrico nacional) en el siguiente mes de hacer efectiva la prenda.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) no puede ceder a las pretensiones de EPM para flexibilizar los plazos establecidos, porque las reglas están fijadas con antelación. A EPM le podrían dar otro año de gabela, pero tendría que conseguir energía en firme en el sistema eléctrico colombiano para cubrir el compromiso. Cumplir este aspecto es muy difícil debido a lo apretado del mercado, que no deja margen para adquirir energía en firme.
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Esa es la situación de las garantías que deben cancelar las empresas que no cumplen con los proyectos de generación. No es multa, ni la impone la CREG. “La CREG no tiene dentro de sus funciones multar o investigar”, dijo una persona allegada a la Comisión.
La presidenta de Acolgén, Natalia Gutiérrez, se mostró confiada en que el proyecto Hidroituango y los restantes del cronograma que están en construcción, como los parques eólicos de La Guajira que ya tienen dos años de retraso por la línea colectora, puedan entrar en operación. “Todos estos proyectos son fundamentales para seguir garantizando la seguridad energética y para que sigamos recibiendo energía limpia y confiable”, señaló.
Un sistema apretado
Sin embargo, el presidente de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (Andeg), Alejandro Castañeda, lanzó una alerta: “Las obligaciones de energía firme de Hidroituango, más lo que está entrando con los proyectos programados, deja al sistema tranquilo hasta el año 2025, de ahí en adelante el sistema entra en déficit”.
Los analistas y expertos del sector eléctrico colombiano coinciden en esta alarma. “El inconveniente está para los contratos que se firmen para suministrar energía de 2024 en adelante, dado que, si no se agrega la energía que ya tiene compromisos con el sistema eléctrico, por inconvenientes principalmente de consultas previas, como en el caso de la construcción de las líneas de transporte eléctrico, vamos a tener que utilizar la energía más costosa y, por ende, el precio de dichos contratos y el de bolsa se va a incrementar significativamente”, afrima Daniel Romero, director de la Cámara de Grandes Consumidores de Energía de la Andi.
Castañeda es preciso en el análisis del panorama sin Hidroituango. “Hemos venido diciendo a la ministra (Irene Vélez) incluso al ministro anterior (Diego Mesa) que hay que hacer una expansión del sistema porque estamos muy justos”.
Las proyecciones de la UPME sugieren que el reto se encuentra en acometer las inversiones necesarias para mejorar los indicadores de calidad en la prestación del servicio hacia el futuro. En este sentido, el ex viceministro de Energía, Miguel Lotero, subraya que la CREG, el Ministerio de Minas y la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) “deben correr todos los análisis necesarios, para garantizar que, en el evento en que la planta (Hidroituango) no entre en operación en la fecha prevista, la energía en firme que se requiere para atender los supuestos de demanda de la UPME esté garantizada para los próximos años”.
Germán Corredor, exdirector de la Asociación de Energías Renovables Colombia, SER Colombia, destacó que Hidroituango es un proyecto de 2.400 megavatios que representa un porcentaje grande de toda la capacidad instalada del país y, por supuesto el aporte energético es importante. “Sin embargo, es bueno aclarar que en este momento las circunstancias del sistema no hacen urgente la entrada del proyecto”.
Los problemas para el sistema eléctrico nacional están a la vuelta de la esquina de continuar los aplazamientos de muchos proyectos de generación. Sandra Fonseca, directora de la Asociación Colombiana de Grandes Consumidores de Energía Industriales y Comerciales (Asoenergía) sostiene que en la medida en que se retrase más la entrada de Hidroituango “seguirán aumentando la tarifa y la estrechez en la generación disponible, de tal manera que ante un eventual evento climático seco pondría al sector en aprietos económicos y de confiabilidad”.
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Para la directora de Asoenergía, un retraso en la generación del proyecto paisa tiene dos efectos: reduce inmediatamente la tarifa pues los recursos de las garantías van a disminuir el componente de restricciones. También se liberarían las obligaciones de energía firme de tal manera que la CREG puede convocar una nueva subasta de energía firme y asignar la expansión a proyectos disponibles. “Así se tomarían decisiones necesarias para la confiabilidad y reducción de costos para los usuarios”, dice.
Andeg coincide en que la parte tarifaria podría afectarse. “Lo que se esperaba es que un proyecto como este generara más y se pudiera tener más energía en contratos, que ahí también hay un déficit, y es lo que se ha venido hablando: el mercado está apretado desde el punto de vista de contratos, entonces Ituango también da una mano en este sentido”, argumenta Castañeda.
Miguel Lotero reitera la importancia de Hidroituango. Primero porque la capacidad instalada de la central, en el escenario en que entren en operación todas sus unidades, supone una proporción de aproximadamente el 13 % sobre la capacidad instalada actual de nuestro sistema. “La segunda porque Hidroituango es una planta a la cual le ha sido adjudicada cargo por confiabilidad, lo que significa que la energía en firme que ofrece es necesaria para atender la demanda que ha proyectado la UPME”.
Natalia Gutiérrez insiste en que “la UPME, encargada de hacer los balances entre oferta y demanda, debe hacer análisis exhaustivos de los posibles escenarios y dar señales oportunas de expansión si así lo considera para que sigamos contando con energía 24 horas al día, 7 días a la semana”.
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