Secciones
Síguenos en:
Han naufragado 5 plantas del plan para cubrir retraso de Hidroituango
EPM

Para el mercado eléctrico y los consumidores, la entrada a tiempo de Hidroituango es clave.

Foto:

Jaiver Nieto. Archivo EL TIEMPO

Han naufragado 5 plantas del plan para cubrir retraso de Hidroituango

Para el mercado eléctrico y los consumidores, la entrada a tiempo de Hidroituango es clave.

Tenían el 14,3 % de la capacidad de plantas nuevas y especiales asignadas en subasta del 2019.

Aunque, paradójicamente, la caída en el consumo de energía eléctrica, que propició el covid-19, se convirtió en un factor de tranquilidad para el sistema eléctrico, en este mercado las inquietudes comienzan a tornarse en preocupaciones debido a que varios proyectos de generación, adjudicados por el Gobierno para respaldar el atraso de la hidroeléctrica Ituango, no fueron viables.

Se trata de cuatro centrales termoeléctricas y una hidroeléctrica a filo de agua (sin embalse), sobre las cuales las autoridades y entidades del sector ya están informadas.

(Le puede interesar:   ¿Por cuánto dinero están dispuestos a trabajar los colombianos si quedan desempleados?

Es decir, las iniciativas terminarán incumpliendo las obligaciones de energía firme que les fueron adjudicadas en la subasta del cargo por confiabilidad que se debió hacer en el 2019 tras la contingencia de Hidroituango, para comenzar a entregar energía en diciembre de 2022, situación que ha llevado a gremios y expertos a pedir que se revise bien el balance energético.

De los cuatro térmicos, la iniciativa PW-CON3 ni siquiera superó la fase de garantías definitivas y quedó por fuera desde 2019, al igual que la central Termocaribe 1, que tampoco cumplió con esta obligación ante la firma XM, operador del mercado eléctrico.

Pero además, según conoció EL TIEMPO, la firma XM ya les ejecutó las garantías por construcción y puesta en operación a los proyectos Termosolo 1 y Termosolo 2, dos centrales térmicas que se proyectaba hacer en Buenaventura, de los mismos dueños de Termocaribe 1, y cuya inversión prevista era de 200 millones de dólares.

(También le recomendamos:  ¿Qué sigue para ‘La 14’ luego de su solicitud de liquidación?)

A la primera central, la garantía ejecutada sumó 15,8 millones de dólares (un poco más de 59.000 millones de pesos), mientras que la de la segunda fue por un poco más de 8,5 millones de dólares, que equivalen a 32.000 millones de pesos.

Y a estos cuatro proyectos, cuya capacidad sumada era de 228 megavatios, se sumó el proyecto Miel II, una central a filo de agua proyectada en el oriente del departamento de Caldas y a la que en febrero la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) le declaró el incumplimiento grave e insalvable en la puesta en operación, medida que fue confirmada el 11 de marzo.

Así lo confirmó el director de la Creg, Jorge Valencia, quien indicó que hasta ahora esta entidad ha recibido solo este caso, en el que la firma Promotora Energética de Centro pidió en septiembre del año pasado aplazar la entrada en operación hasta el 30 de noviembre de 2024 (su obligación era estar generando desde diciembre de 2022), argumentando que no había conseguido un socio estratégico.

Pero la Creg confirmó la decisión, que también le ordenó a XM hacer efectivas las garantías financieras al haber perdido las asignaciones de energía firme.

Si bien esta planta puede en algún momento retomar su plan para vender energía, ya no hará parte de las centrales elegidas en la subasta del cargo por confiabilidad del 2019, convocada luego de la contingencia de Hidroituango.

Sin explicar el detalle por tipo de agente, argumentando restricciones legales, Martha Gil, directora de Analítica y Desarrollo del Mercado de XM, dijo que en 2021 se han ejecutado cinco garantías de cumplimiento por más de 100.796 millones de pesos.

Impacto en los planes

Según los datos públicos de XM, las cinco plantas sumadas tenían una capacidad de generación de 644,79 megavatios, equivalentes al 14,3 por ciento de toda la capacidad de las plantas nuevas y especiales asignadas en esa subasta, mientras que la energía firme que ya no entregarán representa el 20,7 por ciento de las obligaciones asignadas a este grupo de centrales nuevas (10,34 gigavatios hora día de un total de 50 gigavatios asignados).

Alejandro Castañeda, director ejecutivo de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (Andeg), señala que, frente a los proyectos a los cuales se les han ejecutado garantías, hay que hacer un seguimiento muy puntual del balance energético en cuanto a energía firme, para saber si la demanda de energía se puede cubrir totalmente, al ya no estar estas iniciativas.

“Según nuestras cuentas, se aprieta un poco para los años 2022 y 2023, e ir revisando si para los años 2024 y 2025 se necesita convocar una subasta de cargo por confiabilidad para nuevos proyectos o existentes que amplíen la capacidad de generación”, dijo.

Para el directivo, al Gobierno se le ha pedido un acompañamiento para estar atento a cualquier demora que tengan estos proyectos en ejecución y no sufrir retrasos.

Al respecto, el director de la Creg, Jorge Alberto Valencia, le dijo a EL TIEMPO que la entidad se encuentra haciendo los análisis correspondientes y hasta ahora no se visualiza ninguna situación crítica, pero se está haciendo un monitoreo constante.

“Las condiciones son muy cambiantes, y por eso hacemos seguimiento permanente de la demanda, del estado de los proyectos, de las condiciones operativas del sistema y de las variables que afectan el balance energético a mediano y largo plazo, para tomar las acciones que se consideren pertinentes”, recalcó.

EL TIEMPO consultó con el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, pero no fue posible tener una opinión, dado que la Creg es la entidad que tiene a cargo el avance en detalle de las obras.

Sigue la resaca por el proyecto de EPM

Para Cristian Jaramillo, director de la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme), las proyecciones de cobertura de la demanda eléctrica del país para 2022 y 2023 están bien, pero no son tan holgadas como lo eran a finales de 2015.

Como se recuerda, al año siguiente, en 2016, en pleno fenómeno del Niño, la emergencia de la central Guatapé descuadró las cuentas e hizo necesario recomendar a XM un racionamiento de energía del 5 % de la demanda, durante 6 semanas.

“Hoy en día no estamos viendo un slack (capacidad sin usar) de ese tamaño, y eso es lo que significa que Hidroituango nada que entra”, señaló al explicar que el país sigue viviendo la resaca del problema que tuvo esta central de generación en 2018.

Jaramillo agrega que la gente tiende a olvidar que en el sector eléctrico las dinámicas son de largo plazo, y todavía el país está viviendo bajo la sombra de la necesidad de salir definitivamente de esa preocupación. “Hasta el día que entre Ituango estaremos sufriendo aún el tema”, recalcó.

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

Encuentre también en Economía:

Una dosis de cafeína para la economía

Paso a paso: así puede declarar renta desde su casa

Los artículos que entrarán en los días sin IVA que prevé la reforma

Sigue bajando para encontrar más contenido

Llegaste al límite de contenidos del mes

Disfruta al máximo el contenido de EL TIEMPO DIGITAL de forma ilimitada. ¡Suscríbete ya!

Si ya eres suscriptor del impreso

actívate

* COP $900 / mes durante los dos primeros meses

Sabemos que te gusta estar siempre informado.

Crea una cuenta y podrás disfrutar de:

  • Acceso a boletines con las mejores noticias de actualidad.
  • Comentar las noticias que te interesan.
  • Guardar tus artículos favoritos.

Crea una cuenta y podrás disfrutar nuestro contenido desde cualquier dispositivo.