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El proyecto Hidroeléctrico Ituango pasó de ser la más grande obra de generación eléctrica de los últimos años en Colombia a convertirse en una piedra en el zapato para las finanzas de EPM, un riesgo para las comunidades que están sobre el Cauca, aguas abajo de la represa, y una preocupación para el sistema eléctrico colombiano. La obra se encuentra en el ojo de la Agencia Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) y en la mira de los inversionistas nacionales e internacionales con bonos de la empresa antioqueña.
La ANLA acaba de imponer medida preventiva de suspensión inmediata de las actividades no prioritarias para garantizar la integridad del proyecto. Evalúa si la empresa tomó las medidas de control necesarias que pudieran advertir “de un posible colapso de túnel y el hundimiento del terreno”, provocando el represamiento de las aguas del río Cauca, arriba del sitio de presa.
EPM señala que acomete los trabajos relacionados con “la recuperación del proyecto en condiciones seguras y confiables”. El gerente de la empresa antioqueña, Jorge Londoño De la Cuesta, indicó que se hace “cumpliendo los requerimientos de las distintas autoridades y de los entes de control del Estado, entre ellos el peritaje solicitado por la ANLA”.
El retraso, asociado a la contingencia de la obra, implica para EPM que “vamos a tener menos recursos estimados del proyecto. Nosotros estimábamos que, entre 2019 y 2021, aportaba al grupo más de $3,5 billones y nuestros planes financieros incluían bastantes inversiones en infraestructura en servicios públicos en Medellín, en Antioquia y Colombia”, destacó, Jorge Andrés Tabares, vicepresidente de finanzas corporativas de EPM.
Julio Ugueto, líder de la calificación de EPM, en la firma Fitch Ratings, destaca que el retraso del proyecto “deja un impacto importante en el crecimiento de los ingresos” de EPM. “Al no contar con los ingresos de Ituango, la métrica de apalancamiento (deuda total sobre su Ebitda) se deteriora y eso es porque no se da el crecimiento de los ingresos que se esperaban”, explica.
Hidroituango es un proyecto transformacional para la compañía, en términos de crecimiento. “Solo que ahora se va a tardar más en el tiempo”, reitera Tabares. El mercado está atento a la compleja situación por la que está pasando la empresa, pero al tiempo la sigue considerando sujeto de crédito, señala Ugueto. Fitch Ratings espera que EPM aumente la deuda total a $22 billones en 2019; cerca de $23,5 billones en 2020 y llegue a $24,5 billones en 2021.
“Las demoras, sumadas a los gastos en los que incurrirá la compañía para hacer frente a las contingencias de emergencia y el daño a la infraestructura de equipamiento seguirán presionando la generación de flujo de caja de la compañía”, señala Bernardo Costa, vicepresidente - senior analyst de Moody’s.
Tabares destaca que, durante el periodo de contingencia, después de finales de abril, los créditos firmados fueron desembolsados. Con Export Development Canada (EDC), uno por US$300 millones, el BID desembolsó para la planta de tratamiento de Bello (Antioquia) y la CAF otro por US$100 millones de un total de US$200 millones. “Después del incidente, las calificadoras tomaron acción y era una reacción bastante obvia. Un retraso de tres años lo que implicó es que cambiaran las proyecciones y, ya en sus métricas, nuestro nivel de endeudamiento estaba un poco por encima de la calificación que nos habían otorgado”, admitió Tabares.
Hidroituango es muy importante para el Grupo EPM y para el negocio de generación. “El proyecto nos ayudaba casi que a doblar el tamaño de la generación, solo que ahora llegará tres años más tarde”, reafirma el vicepresidente de finanzas corporativas de EPM.
Faltante energético
Sobre el faltante energético que provoca la no entrada oportuna del proyecto hidroeléctrico, las autoridades han dado un parte de tranquilidad. “En el corto plazo, el mercado tiene la suficiente capacidad de generación para atender el escenario de demanda alta, incluso en escenarios de fenómeno de El Niño”, señala el ministro de Minas y Energía, Germán Arce. “El Sistema Interconectado Nacional (SIN) contaría con los recursos necesarios para la atención de la demanda y se podrían tener requerimientos de generación térmica constante, en algunos periodos, superiores a 70 GWh-día”, explica Jaime Alejandro Zapata Uribe, gerente del Centro Nacional de Despacho XM.
Los estudios fueron hechos para el mediano plazo, de dos a tres años, considerando escenarios de baja hidrología y la no entrada de Hidroituango en las fechas planeadas (la primera unidad en diciembre de 2018 y la cuarta y última en agosto de 2019). “Para el largo plazo (más de tres años), ante escenarios hidrológicos críticos, se observa que a partir del año 2022 podrían presentarse momentos en los cuales no se cumplan los indicadores de confiabilidad establecidos por la reglamentación vigente, es decir, periodos con déficit entre la oferta y la demanda de energía eléctrica en el SIN”, advierte Zapata.
El director de la UPME, Ricardo Ramírez, destacó que la CREG (Comisión de Regulación de Energía y Gas) desarrolla subastas de cargos por confiabilidad con incentivos para entrada anticipada de proyectos. “Un impacto previsible es que la matriz (eléctrica) cambie y haya una recomposición. Menos hidroeléctrica, más termoeléctricas con carbón y gas, y fuentes no convencionales renovables”, dijo.
Fitch coincide con los participantes del mercado “en que el sistema eléctrico colombiano probablemente no enfrentaría una escasez de energía hasta fines de 2021, como consecuencia del proyecto de Ituango retrasado”.
La calificadora advierte que una gran sequía causada por un fenómeno de El Niño, que, en promedio, ocurre cada cinco años, “podría presentar un riesgo material importante”. Añade que “El Niño puede afectar significativamente la hidrología de Colombia, lo que resulta en condiciones de sequía con un impacto potencialmente negativo en la disponibilidad efectiva de la capacidad hidroeléctrica”. Esta situación provocará una generación termoeléctrica mayor, afectando los precios spot, que “se dispararán más, a medida que los activos térmicos más caros sean llamados a despachar”.
Por su parte, Zapata, de XM, sostiene que “con el retraso de la entrada en operación de Hidroituango será necesario un mayor aporte por parte del parque generador actual y cobra vital importancia incentivar la entrada de proyectos de generación con bajos tiempos de construcción y de generación distribuida en el SIN, así como mecanismos de respuesta a la demanda”.
Arce, ya en empalme con los representantes del presidente electo Iván Duque, reitera que los riesgos se empiezan a presentar a partir de 2022, pero allí es clave cuánto tiempo tome recuperar el control del agua en el proyecto de Hidroituango para incorporar en la planeación de mediano y largo plazo esa energía, que, por el momento, no está disponible y no tiene una fecha cierta de cuándo podría estarlo”.
Para suplir el atraso, la UPME tiene en el radar proyectos de renovables no convencionales por cerca de 3.000 megavatios. “Son propuestas de proyectos que hay en tres zonas del país: Cesar, La Guajira y Magdalena con eólicos y solares. Son proyectos que tienen periodos de ejecución rápidos, pero que requieren expansión del sistema de transmisión y eso hace que solo podamos contar con ellos hacia 2023, en el caso de las eólicas y las solares hacia 2020”, explicó Ramírez.
Fitch insiste en que, teniendo en cuenta las tendencias de crecimiento de la demanda, junto con una capacidad de generación del sistema inferior a la prevista, “una hidrología débil en 2020 y 2021 podría provocar un mayor deterioro en la estructura de capital ya presionada de EPM. La compañía enfrentaría a El Niño con una capacidad instalada menor de 3.500 MW en lugar de 5.900 MW, debido al retraso de Ituango”.
Ahora, los volúmenes de energía vendidos por EPM eran menores a la capacidad total del proyecto, “era la energía que realmente considerábamos firme y que gradualmente la íbamos colocando en el mercado”, explica Tabares. “La energía de 2019 la habíamos vendido en una modalidad que se llama pague lo generado: si EPM no podía generar no teníamos la obligación de entregar esa energía de 2019. De hecho, esos clientes ya se notificaron y se les informó que por el retraso en el proyecto no podíamos entregar esa energía”.
Insistió en que otro factor que le permitió salir neutros a EPM, “fue que muy rápido salimos a conseguir energía en el mercado, donde hay más oferta de la que la demanda requiere. Nosotros la conseguimos, hemos firmado contratos y ya tenemos la energía de 2020 y 2021 comprada y vamos a poder cumplir con los contratos sin un detrimento económico para EPM”, dice Tabares.
El analista de Fitch explica que la estrategia comercial de EPM era que 80 % de las ventas futuras de Ituango se habían puesto en contratos, y eso tenía una exposición como de 5.000 gigavatios/ hora. EPM salió a comprar energía y aseguró 96 % de sus necesidades, por el retraso de Ituango. “EPM no va a tener un margen de ganancia, como sí lo hubiera hecho contando con Ituango”, sostiene Ugueto.
El atraso de Ituango dejaría un faltante de energía firme de entre 800 y 1.200 MW, que puede poner en riesgo el suministro del servicio eléctrico en el país a mediano plazo, advierte la Asociación Colombiana de Empresas Generadoras de Energía (Andeg). “Es muy importante que el Gobierno y la CREG, en el muy corto plazo, despejen las dudas que han presentado los inversionistas para estructurar y valorar los proyectos que participarían en la Subasta de Expansión de Cargo por Confiabilidad, a la que se convocaría en las próximas semanas”, explicó Alejandro Castañeda, director del gremio.