Generación eléctrica sufre por demoras en líneas de transmisión

Generación eléctrica sufre por demoras en líneas de transmisión

ISA pidió más plazo para línea de Hidroituango, lo que retrasará el inicio de la operación.

Hidroituango

Hidroituango, que atenderá el 15 % de la energía nacional, tiene previsto encender su primer generador en noviembre del 2018.

Foto:

Jaiver Nieto / EL TIEMPO

16 de abril 2017 , 08:17 p.m.

El atraso cercano al 10 por ciento que hoy registra la construcción del proyecto hidroeléctrico Ituango, no es el principal riesgo que tiene esta iniciativa para entrar a operar a partir de diciembre del 2018 con sus primeras dos unidades.

La terminación de esa fase es clave para cumplir los compromisos de energía adquiridos ante la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg).

Y es que hoy, luego de que el proyecto ya superó dificultades geotécnicas en las excavaciones de los estribos de la presa y en la excavación de las cavernas subterráneas de la casa de máquinas (hubo un desplome porque atraviesan una falla geológica), el principal apuro que tiene la central para entrar en operación tiene que ver con las redes que la conectarán al Sistema de Transmisión Nacional (STN).

Como se recuerda, esta será la mayor central de generación de energía del país con una capacidad de 2.400 megavatios y su avance de ejecución ya supera el 66 por ciento.

Según Wilson Chinchilla, vicepresidente ejecutivo de Proyectos e Ingeniería de Empresas Públicas de Medellín (EPM), firma encargada del proyecto, el mayor riesgo tiene que ver con la solicitud que hizo Interconexión Eléctrica S. A. (ISA) mediante su filial Intercolombia, de aplazar la puesta en operación de las líneas de transmisión para abril del 2019.

“Tenemos un riesgo muy grande y es que las líneas de transmisión no lleguen a tiempo para que pueda enviarse la energía al sistema, explica al directivo al señalar que dicha solicitud está relacionada con la necesidad de que la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (Anla) expida la licencia ambiental para la línea de transmisión que construirá Intercolombia”.

Señala que el cronograma apunta a que estas líneas estén disponibles para el 2018 y listas para las pruebas, siempre y cuando la Anla autorice o expida las licencias de las líneas de transmisión, a más tardar en mayo del 2017.

“Hemos hablado con la Anla, que es consciente de la relevancia de la situación, tiene una buena apertura y hay disposición, pero es un riesgo del proyecto”, asegura el directivo.

Al respecto Intercolombia manifestó que sigue adelantando las gestiones necesarias para atender los requerimientos de las autoridades ambientales nacionales y regionales para obtener las licencias de las líneas de transmisión a fin de que se pueda evacuar la energía de Hidroituango para finales del 2018, como está previsto.

“Pese a que el trámite ha sido complejo, Intercolombia ha contado, de manera permanente, con la disposición y apoyo de las autoridades ambientales, en el proceso de aportar la información exigida que les permita pronunciarse sobre la viabilidad ambiental del proyecto y obtener así las licencias ambientales requeridas”, señaló la compañía.

Otras regiones

Hoy no solo este proyecto tiene dificultades en las redes de transmisión, sino también otras iniciativas encaminadas a reforzar la capacidad de los sistemas de atender a los usuarios, en especial en el centro del país.

Uno de estos es el proyecto Norte, a cargo del Grupo de Energía de Bogotá (GEB), una línea de 160 kilómetros para conectar la subestación Chivor II, ubicada en el municipio de San Luis de Gaceno (Boyacá) con la subestación Norte, en Tenjo (Cundinamarca), que es una ampliación de la subestación Bacatá, y que es vital para asegurar la calidad, seguridad y confiabilidad en el servicio de energía en Cundinamarca y Bogotá.

La operación de esta línea estaba prevista, según el GEB, para el 31 de octubre del 2015, pero luego se postergó para el 2017 por demoras en el trámite de la licencia ambiental, la cual persiste y ya es claro que tampoco la red de transmisión estará en el presente año, dadas las acciones de las comunidades de varios de los 20 municipios que atraviesan la línea.

Similares dificultades ha tenido el GEB con el proyecto Armenia, clave para el respaldo del servicio de energía en el Eje Cafetero, región del país que no tiene generación propia y solo cuenta con centrales de filo de agua, lo cual hace que cuando no llueva la región dependa totalmente del sistema interconectado, haciendo de la región una zona vulnerable a los apagones o cortes de energía.

De hecho, hace aproximadamente dos meses, Pereira estuvo un día sin el servicio de energía durante unas 6 horas.

Solicitan anticipar tiempos

No solo los proyectos de generación de energía en construcción están llamando la atención sobre la necesidad de coordinar los tiempos de ejecución de las líneas de transmisión que llevan la electricidad a los consumidores finales.

En el caso de las nuevas fuentes no convencionales, la Asociación Colombiana de Energías Renovables (SER Colombia) dijo que es indispensable que las autoridades del sector eléctrico aceleren los pasos para que los nuevos proyectos tengan las líneas en un menor tiempo.

Alejandro Lucio, director ejecutivo de SER Colombia, explicó que buena parte de los proyectos solares y eólicos estarán en La Guajira y está previsto que se construya una línea de transmisión entre Cuestecitas, corregimiento del municipio de Albania, y el Cabo de la Vela, para lo cual ya les pidieron a los desarrolladores garantías.

No obstante, está previsto que esta línea entre a operar en el 2022, dos años después de la fecha en que están programados los proyectos de generación.

“Tiene que haber una coordinación de cuándo entra la red para la energía eólica. Y en los proyectos fotovoltaicos hay que resolver los puntos de conexión para unirse a la red”, señaló el directivo.

Hoy, según el vocero, hay más de 1.400 megavatios de capacidad en proyectos eólicos listos para ejecutar la inversión y a 4 de estos se les están pidiendo garantías, siendo estos los de Enel Greenpower, Isagén, Jemeiwaa Kai y Empresas Públicas de Medellín (EPM), los cuales representan 1.200 megavatios de capacidad.

“La Upme se está dando, con esa fecha, un colchón de seguridad, en términos de licenciamiento ambiental y social, pero ¿cómo hacemos en materia institucional y social, para que tengamos el licenciamiento y la línea esté en el 2020?”, preguntó Alejandro Lucio.

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

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