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Con polémica por Hidroituango, el país sale a cubrir riesgo de apagón

Al no haber claridad sobre sanción, el proyecto quedaría con mayor ventaja tras la subasta de hoy.

hidroituango vertedero

La sociedad Hidroituango le dijo a EPM que si participa con el proyecto en la subasta de energía del cargo por confiabilidad, es bajo su propio riesgo.

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Cortesía EPM

Por: Ómar G. Ahumada Rojas 
28 de febrero 2019 , 06:26 a.m.

No cesan los cuestionamientos y el debate en el mercado eléctrico sobre la subasta del cargo por confiabilidad que adelantará hoy la firma XM, operador del mercado eléctrico, y con la que el Gobierno, a través de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg), busca mitigar el riesgo de un racionamiento entre finales del 2022 y diciembre del 2023, producto de las incertidumbres que generó la contingencia en el proyecto Hidroituango, a cargo de Empresas Públicas de Medellín (EPM).

A la reciente decisión de varios proyectos térmicos de no ir a la subasta o replantear su propuesta, puesto que las normas de la Creg que terminaron permitiendo la participación de esta hidroeléctrica para resolver un riesgo creado por ella misma, la fallida adjudicación de contratos de energía renovable del martes le agrega otro ingrediente a la polémica.

En primer lugar, según Alejandro Lucio, director de la firma Óptima Consultores, esta situación tiene una implicación en la cantidad de energía que hoy subastará la Creg, ya que si bien la energía de proyectos basados en el sol y el viento era pequeña, sí quitaba presión a la demanda de energía, cuyo dato ya fue entregado por la Creg a la firma XM.

Por dos vías

Pero además, de acuerdo con Lucio, de quedar asignada en la subasta, EPM se beneficiaría por partida doble.

Como se recuerda, Hidroituango, proyecto con 2.400 megavatios de capacidad, tenía dos asignaciones del cargo por confiabilidad (remuneración que pagan los usuarios por tener energía disponible): una finalizando el 2018 y otra desde finales del 2021, que sumaban la mitad de su potencial de generación. Luego de que la hidroeléctrica incumplió desde diciembre con los 1.085 gigavatios hora año iniciales, está a la espera de una sanción por parte de la Creg.

Pero, como el proyecto tiene dos fases, no es claro si una sanción cobije esta obligación y los 3.482 gigavatios ya asignados desde el 2021.

Es decir, al ir a la subasta de hoy, EPM podrá tener remuneración del cargo por confiabilidad para todo el proyecto.

“Además de entrar con esta energía, podrán apalancar lo que les falta, y a eso se suma que no hay contratos de largo plazo”, indicó el analista.

Sin embargo, otras fuentes llamaron la atención porque para permitir que plantas como Hidroituango participaran en la subasta, se creó la figura de plantas especiales o con obras.

Para algunos, esto no lo cumple el proyecto, ya que la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (Anla) tiene suspendida la licencia ambiental para procesos constructivos y las únicas actividades que permiten tiene que ver con el manejo de la contingencia.

Al respecto, el director de la Creg, Christian Jaramillo, indicó que cuando hay una actuación administrativa, esta atañe a las obligaciones de energía firme de esa sola actuación, sin que se generen inhabilidades adicionales.

Y explicó que la gestión de la licencia ambiental es responsabilidad del desarrollador, para lo cual pone garantías y se le hace seguimiento.


“De hecho, los proyectos se presentan usualmente a las subastas sin licencia ambiental. La licencia la gestionan después de adjudicados”, agregó.

Y, como si fuera poco, la junta directiva de la Sociedad Hidroituango, por unanimidad, emitió el martes una alerta temprana a EPM sobre la participación en la subasta, señalando que esta será bajo su absoluto riesgo de cumplimiento técnico y financiero en el pago de las pólizas de garantía que deberá adjuntar, ya que “el cronograma de obra presenta incertidumbre en la fecha exacta de entrada en operación del proyecto”.

Proceso de energías renovables debe revisarse

Aunque el Gobierno no logró adjudicar contratos de energías renovables, como la solar y la eólica, el director de Óptima Consultores, Alejandro Lucio, dijo que se demostró que no iba a haber sobre- costos para los usuarios (hubo ofertas que cruzaron con la demanda) y que no se favoreció a un agente grande, pues las reglas de competencia fueron duras.

Pero recomendó revisar las condiciones de precalificación, que dejaron por fuera iniciativas con capacidades sumadas de hasta 400 megavatios.


“Esto, al generar menos oferta, hizo más difícil cumplir los criterios de competencia de la Creg”, indicó Lucio.

ÓMAR G. AHUMADA ROJAS
Subeditor de Economía y Negocios
En Twitter: @omarahu

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