Tomó muchos años la gestación del megaproyecto de la central de generación de energía HIDROITUANGO, aprovechando el caudal y la torrentera del río Cauca, el segundo en importancia del país después de río Magdalena, para represarlo, embalsarlo y alimentar las turbinas de sus 8 unidades, cada una con capacidad de generación de 800 MW de potencia.
Pero, fue sólo en el año 2010 cuando la Sociedad Hidroituango, cuyos mayores accionistas son el departamental Instituto para el desarrollo de Antioquia (IDEA) y las EPM de Medellín, suscribió con esta última el contrato BOOMT (Build, Opérate, Own, Maintainand and Transfer, por sus siglas en inglés), para su construcción y puesta en operación.
EPM, a su vez, firmó los tres contratos principales para su ejecución con los consorcios liderados por la firma INTEGRAL, con otro liderado por INGETEC y finalmente con el encabezado por CCC, para la asesoría y diseños del proyecto, la interventoría de las obras y la construcción propiamente dicha, en su orden. Todas estas, empresas de ingeniería ampliamente reconocidas y con gran experiencia en el sector.
Este proyecto es considerado el de mayor envergadura en su género en el país y hace parte del Plan de Expansión Eléctrica 2015 – 2029 elaborado por la Unidad de Planeación Minero – Energética (UPME) y adoptado por parte del Ministerio de Minas y Energía, tendiente a asegurar la ejecución en los tiempos previstos de los proyectos identificados y priorizados; de esta manera, garantizar el abastecimiento del servicio de energía en todo el país, con firmeza, confiabilidad y continuidad, como lo manda la Ley eléctrica 143 de 1994.
Este proyecto, de acuerdo con lo presupuestado, ha debido entrar a operar en el 2018 y justamente en mayo de este año, cuando según los reportes el avance de obras era del 81%, se presentó una contingencia gravísima, que atrasó su puesta en marcha y elevó sus costos en un 5.88%, al pasar de los $11.4 billones iniciales a los $16.2 billones. Los daños fueron de tal magnitud que se llegó a temer por su siniestro, que fuera un proyecto fallido, poniendo en riesgo y estresando al Sistema Interconectado Nacional (SIN), habida cuenta que con el mismo se aspira y espera cubrir el 17% de la demanda.
Al no entrar a tiempo, la UPME se vio precisada a convocar dos subastas de reconfiguración, mecanismo este por medio del cual se procede a ajustar el déficit de cobertura de las Obligaciones de Energía en Firme (OEF), cuando estas son inferiores a las proyecciones de demanda. De esta manera se ha podido suplir la energía que debería estar suministrando HIDROITUANGO, evitando un eventual racionamiento, pero no la presión al alza del precio de la energía, la cual la termina pagando el usuario final vía tarifa. Y de paso, ha puesto en riesgo también la entrada en operación de los proyectos de generación proveniente de fuentes no convencionales de energías renovables (FNCER) adjudicados en el 2019, que contaban con su respaldo, dada la intermitencia de la energía eólica y la solar – fotovoltaica.
Los estragos causados por el colapso del túnel Auxiliar de Derivación dieron al traste con las obras adelantadas, con la casa de máquinas y los equipos instalados y la riada que precipitó aguas abajo del río Cauca estuvo a punto de provocar una tragedia, la que por fortuna se pudo atenuar en sus devastadores efectos. La Contraloría y la Procuraduría vienen adelantando sendas investigaciones, mediante las cuales buscan establecer la causa raíz de la contingencia y las responsabilidades de la misma, si hay lugar a ellas.
Con la llegada a la Alcaldía de Medellín de Daniel Quintero Calle se avivó la controversia que se había suscitado en torno a este insuceso, dando lugar a su desencuentro con la Junta directiva de EPM, que había estado al mando de la ejecución de este proyecto, el cual terminó con el abrupto relevo de sus miembros.
Esta confrontación derivó en el anuncio por parte del Alcalde Quintero de una demanda contra los contratistas principales, cuya pretensión asciende a la suma de $9.9 billones, la cual estuvo mediada por un intento frustráneo de conciliación con intervención de la Procuraduría General de la Nación. El 8 de enero de este año se anunció que había “concluido sin éxito”, allanando el camino para proseguir con la demanda interpuesta ante el Tribunal Administrativo de Antioquia.
Lo curioso es que este intento de conciliación entre las partes estuvo precedido de un Acuerdo entre EPM y los contratistas para que estos continúen hasta finales de este año en las tareas de recuperación, mantenimiento y la estabilización del avance de obras y así asegurar que el año entrante puedan entrar en operación las primeras 4 unidades, quedando en entredicho la entrada de las otras 4.
Definitivamente, el peor escenario del proyecto de Hidroituango es que no se concluya, ya que lo que está en juego es la seguridad energética del país, que no puede quedar expuesta a la incertidumbre de cuándo será ese cuándo que podrá contarse con el completamiento y operación a full de las 8 unidades previstas, evitando de paso un nuevo coletazo en los precios de la energía y las tarifas, que terminarían afectando la factura de consumo de los usuarios finales. Suele decirse que es mejor un mal arreglo que un buen pleito, pero en este caso estamos entre un Acuerdo y un pleito en simultánea, de los cuales no se sabe cuál será su desenlace. ¡Y la incertidumbre es la peor señal para el sector energético del país!
Según el índice de desempeño de su arquitectura del Foro Económico Mundial (FEM), Colombia cuenta con un sector energético de clase mundial, ocupa el 10º entre 127 países evaluados, constituyéndose en el único país fuera del antiguo continente que figura en el top 10. La ley 143 de 1994 que lo rige se ha visto fortalecida y robustecida con la expedición de la Ley 1715 de 2014, la cual promueve, incentiva y estimula las fuentes no convencionales de energías renovables (FNCER), así como el uso racional y eficiente de la energía.
LA PESADILLA DE ELECTRICARIBE
Mis palabras en la plenaria del Senado de la República en 1998 al oponerme a la privatización de la prestación del servicio de energía en la región Caribe, afirmando que íbamos a salir de las llamas para caer en las brasas, resultaron premonitorias. 22 años después podemos decir que la calidad de la prestación de este servicio esencial por parte de ELECTRICARIBE no está mejor que cuando estuvo peor, violando flagrantemente las Leyes Eléctrica y de Servicios Públicos, las cuales establecen que tal servicio se debe prestar con eficiencia, calidad y continuidad.
La matriz del sector eléctrico colombiano depende en un porcentaje del 67.8%, de la capacidad de generación hídrica, que lo torna muy vulnerable ante las inclemencias del tiempo. Pues bien, a consecuencia de la variabilidad climática, en los últimos 6 meses se han registrado, según el IDEAM, muy bajas precipitaciones, muy por debajo de los promedios históricos. Ello llevó a que en el I trimestre de este año el nivel promedio de los embalses de generación eléctrica se ubicara, según el Operador del Sistema XM, en 34.6%; en abril bajó aún más, hasta el 31.8% y al corte del 11 de mayo alcanzó mínimos históricos del 32.4%, el más bajo en 20 años para este mismo mes (¡!).
De buenas a primeras se le ha venido encima a los usuarios un alud de alzas en la prestación del servicio de energía eléctrica, sin ton ni son, las cuales se reflejan en una tarifa más alta y por consiguiente en un mayor valor de la factura, a partir del pasado mes de noviembre, con retroactividad y todo desde junio. Como es bien sabido la compra – venta de la energía eléctrica se transa ya sea a través del mercado mayorista o mediante contratos bilaterales entre generadores y comercializadores. Y las variaciones en los precios de energía terminan reflejándose en variaciones en las tarifas al usuario final.
A modo de ejemplo, el precio promedio en Bolsa de la energía eléctrica pasó de $116 kW/h en el mes de junio hasta los $390 kW/h en el mes de octubre pasado, para un incremento de más de 300%. Supuestamente dicho aumento del precio se debió a una presión sobre el mismo atribuible a la disminución del nivel de los embalses de las hidroeléctricas, situación que habría obligado a apelar a las centrales térmicas, cuyo costo de generación es mucho más elevado. Mientras tanto el precio promedio de la energía transada mediante contratos bilaterales fue de $200 el kW/h.
Ahora bien, el impacto sobre la tarifa al usuario final, que pesa entre el 35% y 40% de la misma, dependerá de la gestión comercial del Operador de red o sea el prestador del servicio. Cuanto más expuesto esté en Bolsa mayor será la incidencia de la variabilidad y las oscilaciones de los precios en el mercado mayorista en la tarifa. Según el Presidente de ASOCODIS José Camilo Manzur, en promedio, “solamente el 12% está sujeto a la variación en Bolsa”, de lo cual se sigue que el 88% restante de la energía comprada se obtiene mediante contratos de mediano y largo plazo. Claro está que, como lo afirma Manzur, refiriéndose a los usuarios finales, “quienes verán los impactos son aquellos comercializadores que no tengan contratos de largo plazo y que no se hayan cubierto”.
Este es el caso de ELECTRICARIBE, operador que históricamente se ha caracterizado por tener una alta exposición en Bolsa y por ello mismo sus usuarios se ven más afectados que el promedio, ya que el porcentaje del alza en Bolsa que se les traslada es mucho mayor. El contraste entre EPM de Medellín, con una exposición del 12.4% y ELECTRICARIBE, con el 23.2% es muy notorio. De allí que los más afectados con las alzas desmesuradas debido a la gran volatilidad de los precios de la energía en Bolsa son los 2.5 millones de suscriptores de ELECTRICARIBE.
En cuanto a los costos de restricción, estos están disparados y el cuello de botella que da lugar a ellos radica fundamentalmente en la región Caribe, debido al rezago histórico en las inversiones en las redes de transmisión regional y local. Allí se presenta un corto circuito que impide que la energía fluya desde los centros de despacho hasta el mercado al cual se presta el servicio, con el agravante de no contar tampoco con las subestaciones necesarias para la transformación de voltaje.
En concepto de XM, “el retraso en la entrada en operación de los proyectos de expansión es una condición recurrente, lo que hace que estas obras pierdan efectividad e impacto en el sistema al momento de su entrada en operación”. Ello ha provocado exorbitantes costos de restricción por cuenta de la generación por seguridad, los cuales terminan pagando los usuarios a través de sus facturas.
Los costos de restricción que acarrea este atrapamiento de la energía, han crecido en promedio el 70% anual, pasando, según ASOENERGÍA, desde los $4 kW/h a $29.4 kW/h. Ello le significó a los usuarios del servicio de energía en 2018 costos de restricción del orden de los US $700 millones, equivalentes, aproximadamente, a los $30 kW/h, prácticamente el mismo cargo que se paga al Sistema de Transmisión Nacional (STN). Según cifras oficiales, entre enero y junio de 2019 los costos de restricción le costaron al usuario $15 por kilovatio, para un acumulado de $431.825 millones.
Compartimos el planteamiento del Presidente de ANDEG Alejandro Castañeda cuando sostiene que “el verdadero problema es que no existe una relación de causalidad entre quien genera el problema en el sistema y quien asume las consecuencias. Y va más lejos cuando afirma, con toda la razón que “si el problema está en las redes, la regulación debe corregirse y quien cause el problema debe asumir los costos”.
Coincido con él en su aseveración en el sentido que “teniendo en cuenta este panorama, se requiere, en el corto plazo, que el costo de la generación por restricción en el país se asigne a quien la cause, esto unido a una mejora en los tiempos de planeación y ejecución de los proyectos de transmisión, y una mayor inversión en el desarrollo y mantenimiento de las redes”. El usuario no puede seguir siendo el paganini, quien pague los platos rotos por otros.
Y, para rematar, además de las alzas atribuibles al precio de la energía y a los exorbitantes costos de restricción se vienen a añadir el pago por parte de los usuarios de los estratos 4, 5 y 6 de la sobretasa nacional de $4 por kW/h consumido con destino al Fondo empresarial de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para el “pago de las obligaciones financieras en las que incurra… para garantizar la prestación del servicio de energía eléctrica en toma de posesión en el territorio nacional” (léase ELECTRICARIBE). Adicionalmente, las empresas vigiladas por la SSPD deberán pagar una contribución del 1% adicional a la que ya pagan a favor del mismo Fondo empresarial, la cual terminarán pagando los usuarios vía tarifa por hacer parte de sus costos.
*Amylkar Acosta Medina.
Ex ministro de Minas y Energía.
Miembro de Número de la ACCE.
www.amylkaracosta.net
