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| 2/28/2019 12:01:00 AM

Hidroituango: ¿habrá otro cortocircuito hoy en la subasta de energía?

La decisión de EPM de participar en la subasta de generación con la energía de Hidroituango produce incertidumbre en el sector y en el abastecimiento del país en el futuro cercano. ¿Qué opina la Creg?

El país sigue a la expectativa del debate ambiental originado por el proyecto de Hidroituango, la restricción del caudal del río Cauca y el impacto en las comunidades y los ecosistemas aguas abajo. Mientras tanto, una nueva controversia estalló por cuenta de un anuncio de Empresas Públicas de Medellín (EPM).

Este poderoso conglomerado de servicios públicos manifestó el interés de participar, con la energía de Hidroituango, en la subasta de energía programada para hoy. Y lo hizo precisamente cuando el Gobierno había programado este proceso para cubrir la energía que no ha entrado por cuenta de los problemas de ese proyecto.

EPM dijo en un comunicado que el año pasado había advertido que el plazo estimado de atraso de Hidroituango era de tres años. “A la fecha, la empresa mantiene esa estimación. Con base en las proyecciones de generación, Hidroituango tendría energía firme disponible para la subasta en cuestión, cuyo compromiso se inicia un año después de la expectativa de entrada en operación”, agregó la empresa.

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Sin embargo, hoy no hay certeza de la situación del proyecto ni del impacto en la casa de máquinas tras el paso por meses del río Cauca que amenazó con un colapso interno. Por eso la empresa decidió cerrar las compuertas, lo que derivó en la emergencia ambiental.

Inicialmente, en la lista de posibles proyectos para participar en la subasta había cerca de 27 termoeléctricos, con una capacidad estimada de 5.765 megavatios, y casi una decena de hidroeléctricos, con más de mil megavatios.

Ahora, la decisión de EPM de llevar la energía de Hidroituango a este proceso generó alta tensión en el sector. A juicio de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (Andeg), la medida causa una enorme preocupación e incertidumbre, pues “el sistema eléctrico pueda verse altamente expuesto a cualquier tipo de eventualidad, al hacer partícipe a un proyecto que tiene los riesgos que la opinión pública ya conoce”, dice Alejandro Castañeda, director ejecutivo del gremio. Agrega que, de acuerdo con lo expresado por las directivas del proyecto, al señalar que entrarían en 2021, no sería necesario realizar la subasta programada ya que no habría déficit de energía en 2022.

El panorama para la subasta pasa por dos escenarios. El primero, que se presenten Hidroituango y otros proyectos y se genere una sobreoferta del sistema. Esta tendrían que pagarla los usuarios vía cargo por confiabilidad, con el aumento de las tarifas. Y, el segundo, que solo llegue Hidroituango. ¿Qué pasaría si los tiempos no le dan al proyecto para entrar a operar en el periodo estimado por EPM? ¿Quedaría el país expuesto a una restricción de energía dentro de tres años?

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Este ambiente enrarecido ya hizo que renunciara a participar uno de los proyectos más grandes en la lista de potenciales participantes en la subasta. Se trata de Sloane Energy, dueño del proyecto termoeléctrico La Luna –con una capacidad de más de mil megavatios y un valor cercano a US$1.400 millones–. Desistió y argumenta que “esta coyuntura ha provocado incertidumbre entre los inversionistas y ha incrementado los riesgos existentes de cara a la financiación de este tipo de proyectos”.

En un comunicado agregó que las condiciones de competencia en la subasta se tornan inciertas. Esto porque en la circunstancia actual se estaría dejando la seguridad del abastecimiento futuro de energía en cabeza de un solo proyecto, cuyo estado ha demostrado alto riesgo técnico, social y ambiental.

¿Y la Creg?

Cuando estalló la emergencia de Hidroituango, hace nueve meses, se empezaron a conocer documentos y decisiones sobre su cronograma y desarrollo. Por ejemplo, hubo un retraso de casi un año en el proceso de llenado del embalse y se filtró un documento de 2015 en el que los directivos decidieron acelerar las obras, pues ya tenían un retraso de 20 meses.

Muchos se preguntan si eso no era causal para ejecutar las garantías del proyecto. Y añaden otra inquietud: ¿por qué, después de nueve meses de la emergencia, no se han ejecutado?

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) respondió a Dinero un cuestionario sobre esta y otras inquietudes en torno a Hidroituango y la subasta de energía.

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Frente a las garantías, la comisión sostuvo que “en cumplimiento de lo señalado en el artículo 9 de la Resolución Creg 071 de 2006 y ante las conclusiones del informe presentado por el auditor del proyecto (Deloitte), se inició una actuación administrativa para establecer si existía un incumplimiento grave e insalvable. Dicha actuación se inició a comienzos de noviembre, por lo tanto está en curso, conforme está definido en el Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, que es el que aplica para actuaciones de este tipo. Hasta tanto este procedimiento no concluya, la Creg está impedida para pronunciarse”.

Ante la posibilidad de que EPM participe en la subasta, en la Creg señalan que, aunque no pueden referirse a proyectos específicos, “la energía firme de los proyectos de generación que no se encuentre comprometida en la Obligación de Energía en Firme es susceptible de participar, siempre que el agente que representa la planta cumpla con los requisitos establecidos (…). El gran requisito para participar en la subasta es que los proyectos de generación tengan energía firme no comprometida y puedan entrar en operación a más tardar el 1 de diciembre de 2022”.

De cara a la necesidad de energía para 2022, advierte que, de acuerdo con sus análisis, el balance muestra que con la estimación de demanda de la Unidad de Planeación Minero Energética y la energía firme existente, y considerando la incertidumbre sobre la entrada de Hidroituango, “el déficit estimado en el caso de presentarse un evento crítico de El Niño es de 4.045 GWh/año para el periodo diciembre de 2022 a noviembre de 2023. Esta energía firme es lo que potencialmente representaría una planta térmica equivalente de 513 MW”.

Por ahora, el cortocircuito persiste. O, incluso, operaciones de energía con otros países como Ecuador, que minimicen los riesgos de posibles restricciones en el mercado de energía.

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