Ministro de Minas descarta racionamiento de energía ante retrasos en Hidroituango
Tras el fallo de la Contraloría General de la Nación contra más de una veintena de personas –naturales y jurídicas– con responsabilidad fiscal por más de 4 billones de pesos, en el caso de la contingencia de Hidroituango y que se encuentran ante recursos de reposición y apelación, las alarmas se encendieron.
El consorcio constructor de las obras civiles –conformado por la brasileña Camargo Correa, Conconcreto y Coninsa Ramón H– está dentro de los señalados por el ente de control y tendrían que responder por esos recursos. Están en la etapa final de construcción de la obra, pero ya en Medellín se menciona la posibilidad de que EPM tenga un plan B para reemplazarlos en el escenario en que no puedan terminarla.
La duda está sobre el efecto que generaría un retraso en la entrada en operación de este gigantesco proyecto, prevista para el año 2022, lo que podría representar problemas de abastecimiento. ¿Qué tan cerca o lejos estamos de esa situación? Diego Mesa, ministro de Minas y Energía, explica cuál es la situación de Colombia hoy en materia de abastecimiento energético.
SEMANA: Se ha especulado con la posibilidad de que Hidroituango no entre en operación el año entrante, lo que llevaría incluso a un racionamiento de energía. ¿Qué tan cerca o qué tan lejos estamos de que eso suceda?
Segundo, nosotros hemos sido muy cuidadosos en el Gobierno nacional de poder garantizar el suministro de energía eléctrica continua y confiablemente. Por eso, en febrero de 2019 hicimos una subasta del cargo por confiabilidad, esa subasta tuvo como uno de los supuestos que pudiese haber retrasos adicionales en el proyecto hidroeléctrico Hidroituango.
D. M.: Porque la contingencia ocurrió en abril de 2018 y para febrero de 2019 todavía había incertidumbre alta con respecto al avance de las obras y del cronograma de la entrada de la operación del proyecto. Esa subasta del año 2019 fue una subasta muy exitosa, se adjudicó aproximadamente el equivalente a cerca de 4.100 megavatios de capacidad instalada, un poco más del 20 % de lo que contábamos en esa época.
Esa subasta incluyó incentivos para la entrada temprana de los proyectos y por eso hemos visto proyectos que fueron adjudicados en la subasta de 2019, que deberían entrar en el año 2022, pero que ya han entrado en operación.
Por ejemplo, Termo Yopal, que entró en operación a principios de este año, y viene el cierre de ciclo de Termocandelaria, que también va a entrar en operación anticipadamente. También está el proyecto de Tesorito. En fin, hay una serie de proyectos que van a poder entrar de manera anticipada gracias a ese incentivo.
Con esa subasta, independientemente de si el proyecto de Hidroituango entraba en tiempos o no, el objetivo es garantizar el suministro de energía para el periodo 21-22, para el 22-23 y para el 23-24.
SEMANA: ¿Y qué pasa con Hidroituango?
D. M.: Definitivamente es un proyecto de interés nacional por su naturaleza y su tamaño. Es un proyecto que tiene 8 turbinas, con una capacidad instalada total de cerca de 2.400 megavatios. Con eso, los pronósticos nos dan que cuando el proyecto entero esté en operación, podría llegar a suministrar cerca del 17 % de la energía; pero es un proyecto que está planeado para entrar por fases.
En este momento estamos concentrados en la primera fase del proyecto que, de acuerdo con el cronograma que nos ha entregado la empresa y que le ha entregado al operador de red, es de 2 turbinas operando, generando energía en el año 2022, antes del 30 de noviembre. Por razones regulatorias de una asignación del cargo por confiabilidad que le fue adjudicada en el año 2012, tiene la obligación de entregar esa energía antes del 30 de noviembre. Entonces le hemos venido haciendo un seguimiento detallado: el proyecto va en un avance de más del 85 %, pero obviamente hay unas preocupaciones por posibles atrasos y esperamos todos que no haya ningún tipo de interrupciones al cronograma y a las obras civiles para poder garantizar la entrada en los tiempos que está previsto.
SEMANA: ¿Cuál es el plan si se materializa el riesgo de no entrada en operación de Hidroituango?
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D. M.: En caso que veamos que se materialice alguno de los riesgos que hay, que nos indique que el proyecto no va a entrar en operación en el año 2022, como esta pronosticado y como lo ha dicho la empresa, pues estaríamos dispuestos nuevamente a revisar si es necesario hacer una nueva subasta al cargo por confiabilidad para garantizar esa energía para los periodos 24-25, 25-26 y así sucesivamente.
SEMANA: Además de la preocupación por una amenaza de racionamiento, hay preocupaciones por las tarifas de energía que en el mundo están aumentando. ¿Qué tan blindado está el sistema tarifario en Colombia? ¿Cómo les puede pegar a los consumidores un aumento ante una eventual no entrada a tiempo de Hidroituango?
D. M.: En materia de precios, definitivamente es una preocupación válida al Ituango tener una capacidad instalada tan alta. Obviamente, no contar con esa energía puede poner una presión al alza en materia de precios de energía eléctrica. Sin embargo, los precios se determinan por una serie de variables que hay que monitorear. Como mencioné –el nivel agregado de los embalses–, hay una correlación negativa directa entre el nivel de los embalses y el precio de la energía.
Cuando los embalses están arriba, el precio baja. En este momento, como hemos tenido los embalses por encima del 85 % por cerca de dos meses de manera continua, hemos tenido precios récord a la baja: el precio del kilovatio hora como tal en cero por varias semanas seguidas. Obviamente, el precio que se refleja en la factura no solamente es el precio del kilovatio, está el precio de la transmisión, el de comercialización, de la distribución, etcétera, lo cual ha hecho que el costo que se vea, sea muy superior a cero. Pero hemos tenido el precio del kilovatio como tal en cero por el alto nivel de los embalses. Eso en el precio de bolsa. Y las empresas no tienen una gran exposición a bolsa, porque tienen contratos de corto y mediano plazo.
SEMANA: ¿Qué pasa en los mercados internacionales con el precio?
D. M.: En un paralelo con los países europeos y qué tan blindado está el sistema colombiano, ahí es importante también hacer varias precisiones. En primer lugar, la composición de la matriz energética colombiana es muy diferente a países como España, Portugal o Reino Unido, que es donde se han visto unos incrementos desproporcionados de la energía eléctrica en las últimas semanas. En Colombia, cerca de dos terceras a tres cuartas partes de nuestra generación depende de recursos hídricos, de hidroeléctricas, mientras que en España cerca del 40 al 45 % depende de gas natural y los incrementos que hemos visto en Europa ha sido por un incremento desproporcionado en los mercados europeos, asiáticos, que están relacionados con una reactivación más rápida de lo esperado en el sector industrial, sobre todo en Asia, que ha demandado más gas y que ha coincido con restricciones al suministro del gas natural, lo cual disparó los precios; y como es el principal energético para generación de energía eléctrica, pues disparó los precios de la energía eléctrica.
Frente al blindaje, tenemos aquí el esquema de cargo por confiabilidad que garantiza tener un precio de escasez.
SEMANA: ¿Cómo funciona?
D. M.: Ese precio de escasez se activa, cuando se dispara el precio de bolsa y eso genera que haya una protección hacia arriba para el precio a los usuarios. Ese esquema, por ejemplo, no existe en Europa, en España o en Portugal, y por eso vimos que ya han superado precios por encima de los 200 euros el megavatio hora en España. Comparativamente con Colombia, aquí en este momento con los precios de bolsa actuales no estamos por encima de los 22-25 euros megavatio hora, o sea una diferencia de cerca de un múltiplo de 10.
SEMANA: ¿Ve algún riesgo en el aumento de precios de tarifas?
D. M.: No vemos un riesgo similar a los que tienen los países europeos. Además del tema del gas natural en Europa, les coincidió, sobre todo en España y el Reino Unido, con que el régimen de vientos, y allá cerca del 20 % de la matriz es eólica. Ha tenido unas velocidades menores a las históricas, o sea se le juntó que hay menos viento y se disparó el precio del gas natural.
SEMANA: ¿Cómo avanzan los proyectos de energía renovables no convencionales?
D. M.: Vamos muy bien a corte de septiembre. Ya hemos multiplicado por más de 11 veces la capacidad instalada que había de fuentes renovables no convencionales en el año 2018, cuando solamente había dos proyectos. Hoy ya tenemos más de 15 granjas solares nuevas, entró en operación el primer proyecto de biomasa forestal en el departamento del Vichada y tenemos los primeros pilotos de geotermia. Vamos a cerrar el año 2021 habiendo multiplicado por más de 20 veces la capacidad del año 2018, y la proyección que tenemos con el cronograma actualizado, es que vamos a cerrar el Gobierno en agosto con 1.600 megavatios en operación y 900 en construcción. Cerraríamos con 2.500 megavatios y haber pasado del 0,2 % de la matriz del año 2018 a esta por encima del 12 % en el año 2022.