lunes 21 de febrero de 2022 - 8:03 AM

Si Hidroituango no genera este año con dos turbinas, EMP pierde 170 millones de dólares

Nunca hay tregua en Hidroituango. Cuando no es por disputas, demandas, fallos fiscales o carreras para que se paguen los seguros, es por la contrarreloj interna desde hace tres años.

De lo uno y de lo otro hablamos con el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa Puyo, quien contó detalles de las reuniones que sostuvo el Gobierno Nacional con Mapfre para adelantar el pago de los seguros, del cronograma para encender dos turbinas antes del 30 de noviembre y de las lecciones que le ha dejado el proyecto.

La incertidumbre sobre si seguían o no los contratistas del proyecto, ¿qué tanto tuvo en vilo el país?

“Hubo una preocupación profunda durante el segundo semestre pasado. Como Gobierno Nacional estuvimos visitando el proyecto y la instrucción siempre fue darle todo el apoyo a Hidroituango por ser un proyecto de interés nacional. Por no saber cuándo iba a entrar el proyecto, en febrero de 2019 decidimos hacer una subasta de expansión del cargo por confiabilidad, que es el mecanismo que asegura que Colombia tenga la energía que requiere de acuerdo a las proyecciones de demanda y de oferta. Sabíamos que independientemente de cuándo entrara a operar, el país iba a tener la energía necesaria. Sin embargo, seguíamos trabajando con las administraciones departamentales y municipales para que el proyecto saliera adelante.

Los trabajos venían bastante bien, hasta cuando se dieron todas las diferencias y vinieron los fallos de responsabilidad fiscal que pusieron en entredicho si los contratistas iban a poder continuar o no por las implicaciones económicas. Personalmente estuve reunido con el CEO de Mapfre para América Latina y el presidente Duque se reunió con el CEO Global. Todo el tiempo estuvimos trabajando para lograr que se resolviera el pago de los seguros, que finalmente se dio y hoy ya estamos muy tranquilos con la situación del proyecto. Tiene absolutamente todo despejado para entrar en operación”.

¿Qué se discutió en esas reuniones con Mapfre?

“Antes de que se diera el acuerdo final para el pago del siniestro, Mapfre había desembolsado 350 millones de dólares. Eso quiere decir que ya había reconocido el siniestro. Cuando una aseguradora hace un desembolso de una póliza, está dando toda la señal de que va a responder. Sin embargo, el contralor siempre había sido muy claro, sabía y entendía que una forma de solucionar el tema fiscal era con un pago total por parte de las aseguradoras. Mapfre está al frente pero detrás de ella hay una serie de reaseguradoras internacionales. Entonces las conversaciones se iniciaron a mediados del año pasado y lo que le manifestamos a los altos ejecutivos de Mapfre es que era importante que siguieran haciendo los pagos respectivos y ellos siempre estuvieron dispuestos, que iban a responder por la póliza.

Obviamente cuando se da un siniestro como el de Hidroituango, que creo que fue el de mayor monto el año pasado del mundo, hay que hacer el ajuste. Hay visitas para verificar que se pague lo que corresponde. El asegurado, que era EPM, debía entregar las facturas, mostrar cómo se iba a resarcir el daño, etcétera. La decisión de la Contraloría logró acelerar el proceso y al final fue el mejor de todos los resultados porque se pudo garantizar que ingresara esa plata y el proceso fiscal cesara”.

¿En algún momento las disputas del alcalde Quintero pusieron en riesgo las conversaciones con Mapfre?

“Mapfre siempre estuvo abierta al diálogo. Fuimos absolutamente prudentes con cualquier pronunciamiento y creo que eso fue lo que primó. Ellos tenían una garantía de que el Gobierno Nacional apoyaba el proyecto, que estábamos acompañando lo que se venía haciendo y finalmente decidieron pagar. Al final hubo bastante ruido innecesario y nunca vimos que estuvo en riesgo el pago de los seguros pero sí era innecesaria toda la disputa que se generó alrededor del tema”.

Si Hidroituango no entra a generar este año, como se temía con un nuevo retraso, ¿era posible un apagón más allá de 2023?

“Teníamos tranquilidad para el año 23 y 24, y si hubiera que tomar medidas adicionales, como otra subasta de expansión, se hubieran tomado, pero nunca hubo un riesgo inminente de desabastecimiento. ¿Qué sí nos preocupaba? Las comunidades aguas abajo, porque suspender el proyecto dejaba en vilo lo que podía pasar con el vertedero que es el principal factor de riesgo, también nos preocupaban los precios de la energía. Si Ituango no entrara en este año, seguramente iba a ver menos energía disponible, lo cual hacía menos competitiva la generación y seguramente daría una presión al alza en los precios”.

¿Qué consecuencias tendría EPM si no cumple?

“Es otra preocupación muy grande, porque si no pone las dos turbinas a generar antes del 30 de noviembre de este año, tiene por un lado una ejecución de garantías de las obligaciones de energía en firme, del cargo por confiabilidad de la subasta del año 2012, y esa ejecución de garantías es de 170 millones de dólares; pero adicionalmente, al perder las obligaciones de energía en firme, el valor presente neto de esas obligaciones es de cerca de 990 millones de dólares.

O sea que eso para la empresa es, porque todavía no ha entrado en operación, un golpe financiero significativo. Y ya obviamente en 2018 y 2019, como no entró a generar energía, se le ejecutaron garantías y se le activaron obligaciones de energía en firme de la subasta del año 2008 donde también participó EPM. En ese momento fueron unas garantías de 43 millones de dólares, y aproximadamente unos 360 millones de dólares de valor presente neto de energía en firme. Nos preocupaba por lo que representa EPM para el mercado de energía en el país”.

Leer más: Primera turbina de Hidroituango generará energía desde el 26 de julio

¿La tarifa de energía tiene algún efecto por los retrasos de Hidroituango?

“Es difícil concluirlo de manera precisa. Los comercializadores, que son los que les entregan energía a los usuarios, tienen diferentes tipos de energía para comprar, tienen contratos de largo plazo, de corto plazo y en un porcentaje relativamente menor, exposición a la bolsa de energía. Van y compran lo que les falta en la bolsa y generalmente las empresas grandes tienen un 5 o 10 % de exposición a la bolsa. Y donde uno ve más el impacto de la escasez de energía es en la bolsa. Ahí es donde se dan las mayores fluctuaciones por el ciclo hidrológico del país: cuando los embalses están llenos, el precio baja de manera significativa, como ocurrió el año pasado, cuando la generación estuvo prácticamente en cero pesos, obviamente que a eso se le suma la transmisión, la distribución, la comercialización y el cargo.

Cuando los embalses empiezan a bajar en la época de sequía, entre noviembre y marzo, sube el precio de la bolsa. Ahí es donde se puede ver un efecto. Es difícil decir que subió 10, 15 % por no tener a Hidroituango, obviamente uno lo observa en los contratos de mercado. Había dificultad el año pasado de encontrar contratos para cubrir el 22 y el 23, y eso hizo que tuviera un precio más elevado”.

¿El PMU (Puesto de Mando Unificado) que se realizó el lunes desconoció las restricciones vigentes de la resolución 820 de la Anla?

“La 820 la expidió la Anla en 2018, después de la contingencia. Esa resolución es bastante amplia, dictaba unas medidas preventivas que consistían en que cualquier obra tenía que estar encaminada a la mitigación de riesgos, pero no dijo de qué obras se trataban de manera específica. Hubo confusión en la interpretación y si en esas obras incluían disipar energía, que no es otra cosa que la generación.

En el PMU aclaramos eso con la Anla y fue absolutamente contundente, que coincidía con Pöyry en que la medida más efectiva y urgente para reducir el riesgo del vertedero era disipar energía. Quedó claro que no hay hoy ninguna restricción para que el proyecto genere energía. Otra claridad: a pesar de que se emitió la 820, la licencia ambiental está vigente, nunca ha estado suspendida, aunque las medidas preventivas siguen porque no se ha acabado la contingencia”.

¿Pero qué valor tendrá el dictamen de la Anla, después de estudiar el informe de Pöyry, si ya se sabe que el proyecto no tiene restricciones?

“No puedo hablar por la Anla, pero la 820 sigue vigente. Dentro de esas medidas preventivas ya quedó expresamente autorizada la generación, quedó en el acta del PMU, es posible que haya un acto administrativo de la Anla. Como la contingencia no ha terminado, en mi interpretación la 820 sigue vigente, salvo que la autoridad tome otra decisión. El riesgo no cesará hasta que no entren por lo menos seis de las ocho turbinas. Por el vertedero se evacúan entre 1.100 y 1.200 metros cúbicos por segundo (m3/seg). Se le quita presión generando, porque cada turbina requiere 170 m3/seg. para operar. La presión se aliviará de manera progresiva, hasta que lleguemos a seis unidades y salgan 1.000, 1.100 m3/seg., que será cuando el riesgo finalmente se mitigue”.

Es correcto interpretar entonces que el PMU le dijo a EPM: “Ahora no tiene ninguna excusa para no generar energía este año”.

“Es una interpretación precisa y clara. Así lo entendemos, hoy todo el balón está en la cancha de EPM y la entrada en operación del proyecto depende exclusivamente de ellos”.

¿Esperaba una fecha más próxima que el 26 de julio para la operación de la primera unidad?

“Todavía hay posibilidades de optimizar el cronograma. Visitamos las obras, vemos que hay buenos avances con la primera y la segunda turbina. En la primera vimos que ya están los tableros de control dentro del proyecto listos para conectarse una vez quede ensamblada. Entendemos que el cronograma es que la turbina pueda estar lista en tres meses y ahí arrancarían pruebas. El 26 de julio es el día para estar generando energía de manera comercial y para eso tiene que haber realizado pruebas con XM, el operador del mercado, meses antes. Esas pruebas pueden durar dos, tres, cuatro meses. Lo que nos explicaba EPM es que han venido poniendo a punto los tableros de control de las turbinas durante tres años en unas bodegas en Itagüí, trabajando paralelamente con General Electric y Siemens, están optimistas en que la curva de aprendizaje será rápida para empezar pruebas en mayo y ojalá se pueda optimizar para arrancar antes. Cualquier día que se gane es bajar el riesgo en el vertedero”.

¿Con cuántos megavatios cumplirá Hidroituango el compromiso de energía en firme que tiene vigente?

“Con dos turbinas, 600 megavatios, pueden cumplir el compromiso de energía, pero hay una segunda obligación, que es de capacidad instalada, con cuatro turbinas operando a noviembre de 2023, tal como está en el cronograma. Hasta que no estén las cuatro no cumplen pleno con el cargo por confiabilidad, por lo tanto no lo reciben hasta ese momento”.

¿Es cierto que los 300 megavatios de energía representarán ingresos por un millón de dólares diarios para EPM?

“Es difícil de estimar esa cifra. Un tema es el cargo por confiabilidad, que es un ingreso fijo. En la subasta de 2012 el cargo estaba en cerca de 15 dólares el megavatio/hora, estas plantas tienen un factor de producción alto, cerca del 70, 80 %. El cargo por confiabilidad de 2019 bajó a 11 dólares el megavatio/hora. El segundo componente, difícil de estimar, es que EPM entra a comercializar la energía adicional al cargo por confiabilidad y esos son contratos bilaterales con los comercializadores de energía. No sabría decir con exactitud si un millón de dólares diarios es la cifra real”

Lo que dijo de tres momentos claves del último semestre

“Si Hidroituango no entra este año con dos turbinas, pierde US$ 170 millones”

10-12-2021: Mapfre oficializa pago del seguro

“Hubo bastante ruido innecesario, nunca vimos que estuvo en riesgo el pago de los seguros pero sí fue innecesaria la disputa que se generó alrededor del tema”.

02-02-2222: se anunció la fecha de encendido

“El 26 de julio es la fecha para generar energía de manera comercial. Meses antes se tienen que hacer pruebas con XM, que es el operador del mercado”.

14-02-2022: PMU le dio vía libre al proyecto

“El Puesto de Mando Unificado (PMU) coincidió, al igual que Pöyry, en que la medida más efectiva y urgente para reducir el riesgo del vertedero es generar energía”.

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