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Hidroituango se encendería en 2023: EPM requiere dos meses más para pruebas adicionales

Este martes podría definirse el futuro del encendido de la primera turbina del megaproyecto hidroeléctrico.

  • Este martes avanza la reunión de un PMU para analizar las distintas variables respecto al inicio de operaciones. FOTO EL COLOMBIANO
    Este martes avanza la reunión de un PMU para analizar las distintas variables respecto al inicio de operaciones. FOTO EL COLOMBIANO
EL COLOMBIANO | Publicado el 25 de octubre de 2022

La fecha en la cual se encenderán las dos primeras turbinas de Hidroituango sigue siendo una incertidumbre que podría ser resuelta tras los resultados de la reunión del Puesto de Mando Unificado (PMU) que se cumple este martes y en el cual se evalúan las distintas variables existentes con las autoridades nacionales.

En las últimas horas se conoció un documento según el cual EPM requiere ocho semanas adicionales, es decir dos meses más, a los tiempos estipulados en principio para concluir las pruebas necesarias antes del encendido. De darse esta opción, la entrada en operación no sucedería hasta 2023, lo que pone de nuevo sobre la mesa la posibilidad de la millonaria multa que tendría que pagar EPM por incumplir el compromiso de comenzar a generar energía.

Noticias Caracol publicó el mencionado documento, que la empresa EPM le presentó a la Unidad Nacional para la Gestión del Riesgo de Desastres (Ungrd), según el cual una de las principales consideraciones que alerta es la estabilidad del macizo rocoso cuando se enciendan las turbinas. El texto recoge recomendaciones de un board de expertos técnicos internacionales del megaproyecto.

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“En nuestra opinión las vibraciones inducidas por la operación de las turbinas se transmiten a través de la masa rocosa circundante, generando cargas. Se debe prestar atención especial a las zonas de oquedades rellenadas y/o zonas de estabilización”, se lee en el texto.

En el documento se detallan, además, algunas acciones que han decidido implementar para el incierto inicio de las operaciones. La primera de ellas es analizar la instrumentación de monitoreo que se hace para verificar el comportamiento estructural de las cavernas en vecindad de las turbinas antes de comenzar la operación.

La segunda es llenar las tuberías forzadas para facilitar la salida del aire, en forma paulatina del sistema, antes de empezar la operación de las máquinas, y la tercera es iniciar la operación de la turbina 1 en etapas, con intervalos que permitan analizar los instrumentos pertinentes y confirmar el comportamiento anticipado del macizo.

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En el texto, se recomienda al Sistema Nacional para la Gestión del Riesgo de Desastres (SNGRD) que acepte “la ejecución de todas las pruebas, monitoreos y ensayos que permitan tener mayor confiabilidad y disminuir las incertidumbres asociadas a las nuevas perturbaciones y vibraciones a las que va a ser sometido el macizo y las obras de recuperación realizadas para atender la contingencia”.

La compañía de servicios públicos recordó que estas pruebas “son únicas y adicionales” a las que se hacen tradicionalmente en cualquier proyecto hidroeléctrico, por lo cual requieren un tiempo mayor al previsto en un comienzo.

En este sentido, EPM le informó a la Ungrd que tienen previsto ejecutar pruebas, ensayos, análisis y monitoreos extras que se proyecta pueden durar ocho semanas adicionales (dos meses más) a los tiempos de pruebas normales. Es decir, antes del 30 de noviembre no se encenderían turbinas.

En los últimos días EPM había manifestado su preocupación por el margen que tiene para cumplir con los plazos de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) y había pedido evaluar la posibilidad de hacer pruebas adicionales en la casa de máquinas.

El alcalde Daniel Quintero ha manifestado también que en caso de que se apruebe la realización de estas pruebas adicionales podría lograrse que la Creg no imponga la multa a EPM, pues se trata de un tema relacionado con la gestión del riesgo.

La decisión no se proyecta fácil, ya que, mientras por un lado EPM justificó su solicitud en uno de los temas más delicados del proyecto, que consiste en su permanente estado de riesgo, acceder a ese pedido también podría abrir un conflicto con los principios de planificación del sistema energético.

Cabe recordar que, pese a tener nuevamente los plazos encima, EPM ya había logrado por parte de la Creg varios alivios en el pasado. El primero de ellos, cuando esa entidad accedió a mantener las obligaciones de energía que estaban asignadas para 2021 (pese a que EPM ya había incumplido con las de 2018); luego, cuando le permitió no generar en diciembre de 2021; y finalmente, cuando accedió a que el proyecto encendiera en 2022 solo dos de sus cuatro primeras unidades de generación prometidas, siempre y cuando se garantizara la misma energía ofrecida para este último año.


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