s podrían pagar muy caro atraso o la no entrada de Hidroituango

La grave crisis del proyecto de hidroeléctrico Ituango, a cargo de Empresas Públicas de Medellín (EPM), sobre la que hay un fuerte debate regional y nacional, no solamente le saldrá caro a la empresa, que tendrá un golpe de 3,5 billones de pesos en sus ganancias entre 2018 y 2022 (mismo monto de los activos puestos en venta), sino que se vería en los bolsillos de los más de 14,6 millones de s del servicio de energía eléctrica, de los cuales 11,7 millones son residenciales de estratos 1, 2 y 3 según la Superintendencia de Servicios Públicos.

Un estudio sectorial de la Contraloría General de la República, construido a partir de una modelación que el organismo de control le solicitó a la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme) como ente competente, concluye que habrá un incremento representativo en el cargo por confiabilidad que pagan los s cada mes en sus facturas por tener el servicio disponible, producto del mayor costo de instalación de nueva capacidad de generación que reemplace la de Hidroituango.

Para ello, la Comisión de Regulación de Energía y Gas tuvo que acelerar este año la convocatoria de una subasta del cargo por confiabilidad (se proyecta para enero del 2019), con la cual se busca llamar a los agentes que tienen proyectos en fase avanzada, que permitan cubrir un déficit de energía que se daría desde finales del 2021 si Hidroituango tiene un retraso mayor a cuatro años, como quedó consignado en el documento Creg 049 del 18 de mayo del 2018.

De acuerdo con el estudio, las proyecciones de la Upme ya no plantean un atraso de tres años en el proyecto, sino una demora de cinco años, escenario bajo el cual, la entidad de planeación del sector minero y energético calculó que, para dichos proyectos, conocidos como fijos o con mayor posibilidad de llevarse a cabo, el costo de instalar un megavatio pasaría de una base de 37,6 dólares en el 2018 a tener un incremento escalonado con picos variables cuyo precio máximo se vería marzo del 2022, y sería de 69,14 dólares por megavatio, para un incremento de hasta el 84 por ciento.

El documento, que fue consolidado por la Dirección de Estudios Sectoriales de la Contraloría Delegada para el Sector de Minas y Energía, muestra que dicho tope sería cercano a los 60 dólares por megavatio para abril del 2019, menor a 55 dólares a mediados del 2020, y cercano a los 65 dólares en mayo del 2021.

EL TIEMPO conoció que al interior del organismo de control se calcula que el cargo por confiabilidad, que pagan los s cada mes en el componente de generación de su factura (G), por lo menos se duplicaría.

Según la firma XM, operador del mercado eléctrico, entre enero y agosto de este año por cada kilovatio los s han pagado en promedio 55 pesos de cargo por confiabilidad, lo que quiere decir que esa cifra podría llegar a 110 pesos.

Por ejemplo, para un consumo de 200 kilovatios al mes, un pasaría de pagar actualmente 11.000 pesos a asumir 22.000 pesos solo por este concepto en su factura, que garantiza el suministro continuo.

Aunque el Ministerio de Minas y Energía y analistas como Alejandro Lucio, de la firma Óptima Consultores, consideran que los precios los determinará la subasta de enero, en la Contraloría advierten que se trata de un mensaje negativo para la competitividad del país, ya que ninguno de los agentes, la mayoría térmicos, iría a dicha subasta a desaprovechar la oportunidad de tener un buen ingreso, sobre todo teniendo en cuenta que con Hidroituango se cerró el ciclo de la construcción de grandes centrales de generación.

“Es costo de oportunidad y se parece a la historia de la Coca Cola en el desierto”, dijo una fuente consultada.

Por su parte, el Ministerio agregó que todo el sector de minas y energía está concentrado en garantizar que haya suficiente abastecimiento, en cualquier escenario de Hidroituango.

Y es que el proyecto Hidroituango es tan estratégico para el país, que el modelo de la Upme estima que cuando comience a generar, entre el segundo semestre 2023 y el primer semestre 2024, junto a la entrada de plantas de regasificación y parques eólicos, generaría una baja en los costos de instalación de capacidad, llegando a 24,18 dólares por megavatio en mayo del 2024 para esos proyectos fijos, lo que correspondería al 64 por ciento del costo de junio del 2018.

Y a esto se suma que el número de interesados en la subasta no sería tan representativo, ya que para poder participar tienen que presentar el estudio en la Upme, el cual ya debe venir con aprobación del transportador respectivo, situación que ahora es más compleja por variables como estabilidad eléctrica, energética y carga.

Pero el modelo que corrió la Upme a petición de la Contraloría también contempla que finalmente Hidroituango no sea una realidad para el país y, en ese caso, los impactos son a más largo plazo en los costos de instalar un megavatio de capacidad.

“En el caso de no entrar el proyecto de Hidroituango, no hay mucha variación entre el 2018 y el 2023; en el 2023 se presentaría una baja en los costos por la entrada de los otros proyectos, pero a partir del 2026 se presenta un incremento importante en los costos, los cuales alcanzan niveles del 2018 en el 2027 y para el 2031 los costos cierran en 171 por ciento frente a los de junio 2018”, asegura el documento.

Y señala que los eventos recientes permiten prever la posibilidad de atrasos adicionales en la entrada del proyecto Ituango, y su evolución aún no dan certeza de la dimensión de los mismos. “De hecho no es claro que para la fecha de la siguiente auditoria semestral, que se iniciará en julio del 2018, se tenga información certera de la fecha de entrada”, advierte.

Por ello, teniendo en cuenta estos costos se ven reflejados en la tarifa de energía, se espera que en el largo plazo esta se vea incrementada en ausencia del proyecto Hidroituango.

Lo anterior porque al presentarse una recomposición de la canasta energética, orientándose hacia la generación térmica, que es más costosa pero firme, y hacia las energías renovables que no garantizan el suministro continuo, eso generaría un impacto en la tarifa con tendencia al alza.

De acuerdo el estudio de la Contraloría, la situación de déficit de energía podría adelantarse ante un eventual fenómeno del Niño entre el 2020 y 2021, lo cual disminuiría la confiabilidad por la alta dependencia a la generación hidráulica.

Así, el déficit de energía en firme sería de 2.057 gigavatios hora año y además se calcula que entre 2022 y 2023 el faltante llegaría a 4.045 gigavatios hora año, periodo a partir del cual se requiere la entrada de la energía base de Hidroituango para cubrir la demanda y eliminar el riesgo de la discontinuidad en el suministro de energía.

Entre tanto, mientras en el 2018 la oferta de contratos de largo plazo de las generadoras, teniendo en cuenta solo plantas hidráulicas y la de generación con carbón, suma 57,7 teravatios hora año, y no alcanza para cubrir una demanda 64,4 teravatios hora año, el escenario del año 2022 muestra que este déficit disminuiría a 4,3 teravatios si se llega a contar con la energía de la central de Hidroituango, con lo cual el faltante, que hoy es del 10 por ciento, bajaría a un 6 por ciento.

“Debe tenerse en cuenta que se cuenta con generación con combustibles y el mercado de energía, pero ya en estas instancias los costos aumentan por lo que se pierde eficiencia”, recalca el estudio.

ÓMAR G. AHUMADA ROJAS

Subeditor de Economía y Negocios