HIDROITUANGO PARA DUMMIES: TODA LA
VERDAD
Luis Guillermo Vélez Álvarez
Economista
1.
Antecedentes
La construcción de una hidroeléctrica, incluso la de
una pequeña, es un proceso que puede tardar muchos años entre el momento en que
se produce la identificación de un potencial de generación y aquel en el que la
central empieza a producir energía. A lo largo de esos años, se realizan muchos
estudios adicionales sobre las características geológicas, hidrológicas,
ambientales y socio-económicas del lugar donde se encuentra el potencial y su entorno
geográfico cercano. Son muchos los potenciales hidráulicos que, por diversas
razones, terminan descartados a la luz de los resultados de esos estudios.
En el caso de Hidroituango, la identificación del
potencial - que no es otra cosa que la determinación del sitio en el curso de
un río donde se da una combinación de caudal y altura propicia a la eventual
construcción de una central de generación- la hizo, en 1962, el ingeniero Lucio
Chiquito Caicedo, quien, en el sitio conocido como Pescadero, vio la
posibilidad de un proyecto de 4.000 MW. Más tarde, en 1969, el ingeniero José Tejada
Sáenz identificó - en el tramo del río que denominó el Cauca Medio, entre La
Pintada y Caucasia – diez potenciales sitios de aprovechamiento, entre ellos el
de Ituango, al que le asoció una capacidad de 2.710 MW.
Cinco años más tarde, en 1974, la empresa
Interconexión Eléctrica S.A. (ISA), que por aquel entonces desarrollaba las
actividades de generación y transmisión, realizó, con la firma Integral, el
estudio titulado “Evaluación del potencial hidroeléctrico de Cauca Medio”,
donde se plantearon varias alternativas de explotación dentro de la cuales la
más importante era la de Pescadero-Ituango. En 1982, por cuenta de la misma
ISA, se realizó el “Estudio de factibilidad del Proyecto Hidroeléctrico de
Ituango”.
En 1994, por disposición de la Ley 143 o ley
eléctrica, ISA se escindió en dos compañías, una, que conserva el mismo nombre,
dedicada a la actividad de transmisión, y otra, que se denominó ISAGEN,
dedicada a la generación, que se convirtió en propietaria de los activos de
generación, incluidos los estudios existentes, entre ellos la factibilidad de
Hidroituango.
Cuando se creó en 1997 la Sociedad Promotora de la
Hidroeléctrica de Pescadero, ISAGEN aportó como parte del patrimonio el valor
del referido estudio de factibilidad. Los otros socios de esa empresa de
economía mixta, eran el IDEA, EADE, el Departamento de Antioquia, Integral y la
Asociación Colombiana de Ingenieros Constructores (ACIC).
En el marco del proceso de reducción de capital con
vistas a su privatización, en 2000, ISAGEN cedió sus acciones en la Promotora a
EPM, EPSA, EEB, FEN, CHEC, el FEISA y la Nación. De esta forma EPM entró a ser
socio de la Promotora, que en el mismo acto de cesión cambió su denominación
por Hidroeléctrica Pescadero-Ituango SA ESP (HI).
La HI continuó con la planeación del proyecto
avanzando con los estudios ambientales que son dos: el Diagnóstico Ambiental de
Alternativas (DAA) y el Estudio de Impacto Ambiental (EIA), según establece la
Ley 99 de 1993. La necesidad el DAA es discrecional de la autoridad ambiental,
el EIA es siempre obligatorio. Cuando, con base en estudios aportados por el
solicitante se evidencia que la alternativa considerada en la factibilidad es
adecuada desde el punto de vista ambiental, la autoridad determina la necesidad
o no de realizar del DAA y, en el caso de no ser necesario, le entrega al
solicitante los términos de referencia para que acometa directamente el EIA,
que debe ajustarse estrictamente a dichos términos en lo concerniente a los
contenidos y a las metodologías. En 2001, el Ministerio de Ambiente, mediante
el Auto 432 del 6 de junio, determinó que, en el caso de Hidroituango no era necesario
el DAA y estableció los términos de referencia para la realización del EIA.
El EIA es un estudio complejo y costoso en cuya
realización intervienen usualmente profesionales especializados de quince o más
disciplinas. Es por eso que el derecho de realizar el estudio asociado a un
proyecto determinado se otorga por varios años. Pero aún con la factibilidad y
el EIA concluidos nada garantiza que el proyecto en cuestión pueda llevarse a
cabo. La licencia puede ser negada y el promotor pierde la inversión hasta
entonces realizada. Esto fue lo que ocurrió con el proyecto llamado Cañafisto,
otros de los identificados en el célebre memorando del ingeniero Tejada.
Entre 2001 y 2008 se realizaron las investigaciones y
trabajos que se plasmaron en el EIA. El 30 de enero de 2009, el Ministerio de
Ambiente, expidió la Resolución 0155 mediante la cual se concedió la Licencia
Ambiental para la construcción de Hidroituango.
La licencia ambiental es un documento amplio y preciso
donde se establecen los derechos y obligaciones del beneficiario. Entre los
derechos está, por supuesto, el de explotar un caudal determinado y los de
aprovechamiento forestal y ocupación de causes, entre otros. Las obligaciones
son las establecidas en el Plan de Manejo Ambiental (PMA) presentado por el
solicitante con las adiciones que la Autoridad Ambiental haya decidido
incorporar. El PMA es monitoreado permanentemente por la Autoridad Ambiental
mediante visitas al proyecto para verificar el cumplimiento efectivo de las
obligaciones que cada seis meses debe reportarle el solicitante en el informe
de cumplimiento ambiental (ICA). El incumplimiento de las obligaciones puede
dar lugar a la suspensión de la licencia o, incluso, a su revocatoria.
Al tiempo que se adelantaban los estudios ambientales,
se desarrollaron otras actividades conducentes para obtener el llamado cierre
financiero del proyecto, es decir, a la definición de su esquema de
financiación y a la obtención de los recursos requeridos. Durante ese proceso
se presentaron cambios en las participaciones de la propiedad de los socios de
HI, situación frecuente en esta clase de proyectos.
En 2007, como resultado de la liquidación de EADE y su
absorción por EPM, la segunda recibió las acciones de la primera en la HI. Esto
fue consecuencia indirecta de la fusión de esas empresas que se hizo con el
propósito de integrar los mercados de Medellín y Antioquia para que los
usuarios del departamento en los municipios por fuera del área metropolitana de
Medellín se beneficiaran de menores tarifas eléctricas.
El IDEA, en 2008, adquirió las participaciones de
algunos accionistas minoritarios y asumió el control de la sociedad HI. La distribución
de las acciones quedó así: IDEA 50,7%, EPM 46,3%, Departamento de Antioquia
2,1% y otros socios 0,9%.
Mucho se ha especulado sobre esa decisión, calificada
de toma hostil, que, en su momento y posteriormente, dio lugar a algunas
discrepancias ventiladas públicamente por las personas que representaban el
interés de las entidades involucradas. A pesar del dramatismo con el que se las
presentó en los medios de comunicación las cosas son mucho más simples y
bastante usuales en el mundo de los negocios.
Sucesivos gobernadores de Antioquia vieron en
Hidroituango la posibilidad de darle al Departamento una fuente de recursos
estable, segura y de largo plazo. Por su parte, EPM estaba comprometida con la
ejecución de su propio plan de expansión, el cual comprendía un portafolio
conformado por proyectos en las diferentes etapas de estudio o construcción.
Entre 2005 y 2010, EPM se comprometió con la construcción de Porce III y avanzó
en los estudios y en la búsqueda del cierre financiero de Porce IV. Por eso,
sin desconocer la importancia de Hidroituango, EPM veía el desarrollo del proyecto
para mucho más adelante dentro de su programa de expansión.
Para avanzar en el cierre financiero, el proyecto
Pescadero-Ituango se presentó a la subasta de obligaciones de energía firme
(OEF) de 2008, recibiendo una asignación de 1.085 GWh-año, respaldada en 1.200
MW de capacidad. A su vez, Porce IV recibió una asignación de 965 GWh-año,
respaldada en una capacidad de 400 MW.
La energía firme es la que puede suministrar una
hidroeléctrica en las peores condiciones hidrológicas. La subasta del OEF es un
esquema concebido para garantizar el abastecimiento de la demanda nacional en
las condiciones hidrológicas más extremas. El propietario de la planta que
recibe una OEF tiene la obligación de contar con un activo de generación para
respaldarla y de entregar dicha energía al sistema al denominado precio de
escasez que es inferior al precio de bolsa que se registra en el momento en que
sea requerida. A cambio de ello la planta recibe una remuneración llamada cargo
de confiabilidad que se le paga incluso si la OEF no es requerida durante el
período de vigencia. Es decir, a la planta se le paga para que esté disponible
y genere cuando el sistema está cercano a una situación de racionamiento. En
general, para las plantas hidroeléctricas el cargo por confiabilidad puede
representar el 20% de sus ingresos, de ahí su importancia para garantizar la
viabilidad financiera de los proyectos. Hidroituango recibió una asignación de
OEF y el respectivo derecho a recibir el pago de confiabilidad para el período
comprendido entre diciembre de 2018 y noviembre de 2038.
El cargo de confiabilidad busca garantizar la atención
de la demanda nacional en situaciones de hidrología crítica a cambio de un
pequeño sobre costo en el precio de la electricidad, llamado CERE. El CERE
recaudado mensualmente se paga a las plantas con OEF. A cambio de dicho pago,
los consumidores evitan pagar el precio de bolsa que, en condiciones de
escasez, puede llegar a ser 10 o más veces el precio en condiciones corrientes
o el riego de un eventual racionamiento. Las plantas que reciben el pago por
confiabilidad renuncian a cobrar el precio de bolsa en condiciones de escasez y
reducen la incertidumbre que supone acometer inversiones adicionales para
atender la demanda en una situación hidrológica crítica que puede presentarse o
no. Es muy probable que sin ese pago las inversiones en capacidad fueran
inferiores a las requeridas para afrontar un evento crítico. Lamentarse de pagar
el cargo de confiabilidad es como lamentarse de tener una llanta de repuesto
porque en el viaje no se presentó una pinchadura.
Buscando hacer avanzar el proyecto, la sociedad HI
contrató, en noviembre de 2008, la elaboración de los diseños detallados del
proyecto. Más adelante, entre 2009 y 2010, una vez obtenida la licencia
ambiental, la Sociedad HI contrató la realización de una serie de actividades
requeridas para el inicio de la construcción del proyecto, tales como:
infraestructura vial y explanaciones para los campamentos y la subestación. En
el curso de esos años, se asignaron 19 contratos para adelantar otras
actividades previas al inicio de la construcción de la obra.
Además de avanzar en los aspectos técnicos del proyecto,
la sociedad HI buscó un esquema de financiación diferente al tradicionalmente
utilizado en Colombia de créditos con la banca multilateral garantizados por la
Nación. Es así como se recurrió a la figura de Projet Finance que consiste en
lograr financiar el proyecto teniendo como garantía única el flujo de caja del
mismo proyecto. Difícilmente HPI podría haber recurrido a la financiación
tradicional por carecer de activos y otras fuentes de ingresos que dieran al
prestamista garantías adicionales de pago.
Para desarrollar ese esquema de financiación, en junio
de 2009, la sociedad HI contrató con la banca de inversión BNP-Paribas lo
concerniente para la realización de una subasta internacional con miras a
contratar una empresa o consorcio que se encargara de la construcción del
proyecto bajo un contrato de la modalidad BOOMT (Build, Operate, Owned,
Maintenance and Transfer). A la precalificación se presentaron 11 postulantes,
7 de los cuales, entre ellos EPM, cumplían los requisitos habilitantes para
participar en una eventual subasta definitiva.
La realización de la subasta y la aparición de una
serie de empresas y consorcios con capacidad y experiencia para construir la
hidroeléctrica provocaron la reacción de EPM, que había estado siempre
interesada en ejecutar el proyecto, pero en unos plazos diferentes a los que
quería el Departamento.
Esto dio lugar a una serie de negociaciones entre los
socios mayoritarios del HI, tendientes a que EPM se encargara de la
construcción de la obra. En junio de
2010, la Junta Directiva de HI tomó la decisión de suspender la subasta para
que los socios explorasen alternativas, con estricta sujeción a lo establecido
en los términos de referencia de la convocatoria de manifestación de interés en
el proyecto. En julio, se suscribió un acuerdo de voluntades que definió los
términos de la negociación entre las partes y en agosto, los representantes
legales, suscribieron el Acuerdo Marco para que EPM se encargara de la
construcción del proyecto bajo un contrato de la modalidad BOOMT. El acuerdo definitivo se suscribió el 10 de
septiembre de dicho año.
Al año siguiente, el 30 de marzo se suscribió el
contrato BOOMT entre Hidroituango y EPM – Ituango, empresa creada para servir
de vehículo en el proceso de construcción de tal suerte que el proyecto pudiera
beneficiarse de la tarifa de 15% del impuesto de renta, establecida en la ley
1004 de 2005, expedida con el propósito de hacer extensivas las ventajas
tributarias de las zonas francas a otras actividades diferentes de la
exportación. Además, en el caso de Hidroituango, se tenía en cuenta la
posibilidad de que, o bien, pudiese exportar excedentes de generación al mercado
centroamericano (a través de la línea de interconexión Colombia-Panamá, cuyas
negociaciones se encontraban muy avanzadas), o los usara como insumo en la
producción de aluminio para exportación, que también se contemplaba para la
época.
No obstante, las autoridades nacionales consideraron
que el proyecto no cumplía con las condiciones requeridas para su tratamiento
como zona franca. Por ello, se decidió que EPM acometiera directamente el
proyecto pues en ese caso obtendría los beneficios tributarios establecidos en
el acuerdo de estabilidad jurídica suscrito entre EPM y el Gobierno Nacional.
Por ello el 30 de abril de 2013, se celebró un contrato de mandato entre
EPM-Ituango y EPM para que la segunda ejecutara las actividades encomendadas a
la primera en el BOOMT. Posteriormente EPM-Ituango fue liquidada pues ya nada
justificaba su existencia.
El contrato de estabilidad jurídica que tenía EPM
permitía deducir del impuesto de renta el 40% de la inversión en el proyecto,
lo que mejoraba el flujo de caja del inversionista en cerca de 350 millones de
dólares. Adicionalmente, EPM tenía mayores facilidades de endeudamiento –
monto, plazos, tasas – y el agrupamiento de los seguros permitía menores
primas.
Esa optimización tributaria permitió que se destinaran
100 millones de dólares adicionales a la inversión social en los 12 municipios
de la zona de influencia del proyecto. Estos recursos permitieron alcanzar la
cobertura universal en electricidad, llevar gas natural a las cabeceras
municipales, mejorar la conectividad vial además de inversiones en educación,
salud, vivienda y recreación. Es de resaltar que la inversión realizada
equivale a cerca de 150 años de los presupuestos promedio de recursos de libre
destinación de esos municipios, por lo que puede decirse que el proyecto
aceleró en más de un siglo el desarrollo de esos olvidados municipios.
Adicionalmente, al materializarse los beneficios
tributarios por la aprobación de la cesión del BOOMT, se hizo efectivo el pago del
contingente adicional de 35 millones de dólares de remuneración anticipada que
se había acordado desde la firma del contrato.
2.
El contrato BOOMT
Aunque en la práctica financiera y jurídica colombiana
es algo atípico, el contrato BOOMT es una figura muy usada internacionalmente en
los negocios de infraestructura cuando el promotor que tiene el derecho a
desarrollar una obra, pero no tiene los recursos financieros requeridos de
capital y crédito, encarga su ejecución a quienes disponen de ellos y están
interesados en asumir la financiación para ser remunerados con los recursos
derivados de la operación del proyecto.
Mediante dicho contrato, quien tiene los recursos se
encarga de la financiación de la construcción de la obra y la explota durante
un plazo convenido, pagando al poseedor de los derechos unas regalías
convenidas entre las partes. Al término del plazo acordado, la titularidad
plena de la obra se transfiere al dueño de los derechos para que continúe
explotándola o haga con ella lo que a bien tenga.
Para buscar un socio con recursos, la sociedad HPI
construyó el modelo financiero requerido para atraer y dar tranquilidad a los
inversionistas potenciales que invirtieran en el proyecto bajo la modalidad
BOOMT. Ese trabajo de ingeniería financiera, completamente inédito en Colombia,
recibió, en 2013, el Premio Nacional de Alta Gerencia del Departamento
Administrativo de la Función Pública.
Para la búsqueda de los inversionistas, se contrató
una de las mejores bancas de inversión del mundo, BNP-Paribas. El principal
activo de una banca de inversión es su credibilidad. Las gestiones de la banca
fueron exitosas como quiera que a su llamado a manifestar interés en el negocio
concurrieron 18 empresas y consorcios de talla mundial. Para participar en la
subasta fueron seleccionados siete de los postulantes, entre ellos EPM.
Algunos de los participantes expresaron su extrañeza
por el hecho de que, siendo EPM uno de los dueños del proyecto, se convocara
ese proceso en lugar de que esta lo hiciera directamente, dado que tenía los
recursos financieros y la capacidad técnica para acometerlo. Esta eventualidad
había sido prevista por HI al señalar en la convocatoria de manifestación de
interés que se reservaba el derecho de suspender en cualquier momento el
proceso de subasta sin que ello diera lugar a ninguna reclamación económica por
parte de los participantes.
Ya se indicaron en los antecedentes las acciones que
condujeron a la negociación y celebración del contrato BOOMT. Ese no fue un
acuerdo entre dos compadres que se sientan en la mesa de un café y escriben en
una servilleta los términos del negocio que se traen entre manos. Fue un
proceso en que las partes estuvieron asistidas por sus respectivas bancas de
inversión y por sólidos equipos técnicos y jurídicos. Lo primero que hay que
decir es que el acuerdo se negoció y celebró de forma directa porque legalmente
podían hacerlo y porque resultaba beneficioso para ambas partes.
Las empresas HI y EPM en su condición de empresas de
servicios públicos están sujetas a las normas de las leyes 142 y 143 y a las
reglas de derecho privado. Aunque puede mencionarse gran cantidad de nomas y
jurisprudencia al respecto, basta aquí con señalar lo dispuesto en el artículo
32 de la ley 142 que a la letra dice:
“Régimen de derecho privado para los actos de las empresas. Salvo en
cuanto la Constitución Política o esta ley dispongan lo contrario, la
constitución y los actos de todas las empresas de servicios públicos, así como
los requeridos para la administración y el ejercicio de los derechos de las
personas que sean socias de ellas, en lo no dispuesto por en esta ley, se
regirán exclusivamente por las reglas del derecho privado. La regla precedente
se aplicará, inclusive, a las sociedades en las que las entidades públicas sean
parte, sin atender al porcentaje que sus aportes representen dentro del capital
social, ni a la naturaleza del acto o del derecho que se ejerce”.
La Personería de Medellín, que hizo seguimiento al
proceso de negociación y contratación del BOOMT manifestó, refiriéndose a EPM
que:
“...su participación en esa contratación
no solo es legal, sino que a nuestro modo de ver es conveniente para el interés
público”
Por ser empresas de servicios públicos ni EPM ni HI están
sujetas al Estatuto General de Contratación Pública y pueden por tanto celebrar
contratos de forma directa sin necesidad de adelantar un proceso de selección
previo con pluralidad de oferentes. El contrato BOOMT podía celebrarse de forma
directa como en efecto ocurrió. Aclarado lo referente a la legalidad, se
plantea el asunto de la conveniencia del contrato.
A pesar de no estar sujetas a las normas del estatuto de
contratación, por tener capital público, EPM y HI si lo están a los
principios de la función administrativa – igualdad, moralidad,
eficacia, economía, celeridad, imparcialidad y publicidad- consagrados en el
artículo 209 de la Constitución Política.
La celebración del contrato estuvo basada en criterios
técnicos, económicos y jurídicos acordes con los mencionados principios.
Veamos:
EPM había sido precalificada en el proceso de invitación
pública internacional adelantado por HI, con lo que se cumplían los principios
de igualdad, imparcialidad y publicidad. Además, por su experiencia en la
construcción de centrales hidroeléctricas en Antioquia y su vinculación con las
comunidades mediante la prestación del servicio de distribución de
electricidad, EPM aparecía como el postulante mejor preparado para el manejo de
las comunidades de la zona de influencia del proyecto, lo cual permitía un
mejor cumplimiento de los principios de eficacia y economía.
Además, EPM se comprometió al pago de un anticipo
inicial de las regalías del proyecto y a realizar en el área de influencia una
inversión social adicional a la prevista en el PMA. El anticipo de las regalías
pagado por EPM a los otros socios de HI fue de US$170 millones y quedó previsto
el pago de una suma adicional de US$35 millones de dólares contingente a que el
proyecto recibiera la aprobación de zona franca especial o a que EPM Ituango se
fusionara con EPM, con el fin de que el proyecto se pudiera acoger a los
beneficios obtenidos mediante el contrato de estabilidad jurídica, como ya se
mencionó.
Finalmente, por el hecho de ser EPM un actor local, el
retorno exigido por la inversión era menor que el de los postulantes
internacionales, porque no incluía la prima de riesgo país. Esa misma
circunstancia de ser EPM un actor local disminuía para HI el riesgo de
contraparte, pues en caso de incumplimiento esta última quedaba en mejor
posición que la que tendría frente a las otras postulantes, cuyos activos de
respaldo estarían localizados en el exterior.
En síntesis, la negociación y celebración del contrato
BOOMT se fundamentó en criterios técnicos, financieros y jurídicos objetivos y
transparentes por lo que, además de ser legal y beneficiosa para las partes,
resultaba ajustada a los principios de la función administrativa.
El contrato para la construcción de las obras civiles principales
– presa, casa de máquinas y túneles de descarga – se adjudicó, en septiembre de
2012, al Consorcio CCC Ituango, integrado por las firmas Construcciones y
Comercio Camargo Correa, Constructora Conconcreto y Coninsa Ramón H. El proceso
de adjudicación fue acompañado por la Procuraduría General de la Nación.
A la convocatoria a la licitación pública
internacional se presentaron proponentes provenientes de Colombia, Brasil,
Italia y España. Adquirieron pliegos 21 empresas y 13 de ellas se agruparon en
los consorcios y la unión temporal que presentaron ofertas.
Además de CCC Ituango, presentaron oferta:
Unión Temporal AOCO, conformada por las españolas
Acciona y Obras Subterráneas; la brasileña OAS Ltda. y El Cóndor de Colombia.
Consorcio Pescadero Ituango, compuesto por Andrade
Gutiérrez de Brasil, Impregilo SPA de Italia y Conciviles de Colombia.
OMS Ituango: Norberto Odebrecht S.A. (Brasil),
Mincivil S.A. y Constructora Solarte Solarte CSS S.A. de Colombia.
La orden de inicio anticipada se impartió el 1 de
octubre de 2012. Se dio así comienzo en forma a la construcción de la mayor
obra de ingeniería en la historia del País.
Entre finales de 2012 y hasta abril de 2018, los trabajos avanzaron sin
mayores contratiempos, salvo las dificultades normales que siempre se presentan
en la ejecución de esta clase de proyectos.
La principal de dichas dificultades surgía del atraso con
el cual llegó el proyecto a EPM tras la firma del BOOMT por procesos
contractuales adelantados o iniciados por Hidroituango. El primero de ellos
relacionado con la construcción de las vías de acceso a los principales frentes
de obra del proyecto y el segundo con la construcción de los dos túneles de
desviación originales y el túnel de acceso a la casa de máquinas, este último
encomendado al Consorcio Túneles Ituango (CTIFS), conformado por Ferrovial Agroman
Chile Sainc SA Colombia, que había recibido la orden de inicio el 11 de agosto
de 2011.
Dichos atrasos hacían imposible la desviación del río
en el verano de 2013, lo cual se había ya indicado en el anexo de salvedades al
contrato BOOMT. Por esas circunstancias, la desviación del río solo pudo
realizarse en el 14 de febrero de 2014, con el consiguiente atraso de 13 meses
en el cronograma de obras. Pero, aun así, el proyecto avanzaba y en abril de
2018 se estaba a dos meses de iniciarse el llenado del embalse que permitiría
su entrada en operación comercial en diciembre de 2018, cumpliendo el
compromiso de empezar a entregar su energía al Sistema Interconectado Nacional.
Entonces sobrevino lo inesperado: el colapso de la galería adicional de
desviación que desataría la mayor contingencia en la historia del País.
3.
La galería de adicional de desviación (GAD)
El 28 de abril de 2018, se presentó el colapso de la
Galería Adicional de Desviación (GAD), lo que generó la contingencia que afectó
a Hidroituango y requirió una serie de decisiones tomadas por la Administración
Municipal y la gerencia de EPM.
Se ha difundido una serie de informaciones falsas
sobre las circunstancias que llevaron a la construcción de la GAD, entre ellas
la de responsabilizar a la Junta Directiva de EPM por su rol en el proyecto. También
se la ha querido responsabilizar de otras decisiones como la de no instalar
compuertas en los túneles iniciales de desviación y el taponamiento de los
mismos con estructuras de concreto.
La Junta Directiva de EPM no tomó ninguna
determinación sobre la GAD por la simple razón de que no era un asunto de su
competencia.
En este punto resulta necesario clarificar los
distintos niveles de toma de decisión al interior del proyecto. Los actores involucrados en su desarrollo
están vinculados por contratos que establecen las obligaciones y compromisos
entre ellos. Dejando de lado los de obras menores, se tenían en Hidroituango
los siguientes:
·
Contrato
BOOMT entre Sociedad Hidroituango y EPM.
·
Contrato
de Diseños entre EPM y el Consorcio Generación Ituango de Integral – Solingral.
·
Contrato
de Interventoría entre EPM y el Consorcio Ingetec-Sedic.
·
Contrato
de construcción de obras principales entre EPM y el Consorcio Camargo Correa,
Conconcreto y Ramón H.
Durante el proceso de construcción de cualquier
proyecto, los cuatro principales actores – propietario, constructor, diseñado e
interventor – están en permanente contacto en el Comité de Obra que se reúne
todas las semanas para evaluar el avance, identificar dificultades y tomar
decisiones, en el marco de las competencias de cada cual.
Además de los actores mencionados, en el caso de
Hidroituango aparecen otros dos: el Comité de Seguimiento al BOOMT y la Junta
de Expertos, la cual fue creada por decisión autónoma de EPM con el propósito
de tener un concepto diferente del de sus contratistas en el análisis y solución
de los problemas que se iban presentando en la construcción. La Junta de
expertos era informada permanentemente y tenía reuniones semestrales de las que
salían sus conceptos consignados en actas.
En síntesis: los asuntos técnicos corrientes se discutían
y resolvían en el Comité de Obra, cuestiones de gran alcance o significación
eran consultadas con la Junta de Expertos y EPM informaba periódicamente de los
avances de la obra y decisiones fundamentales al Comité de Seguimiento del
BOOMT. La gráfica ilustra el proceso decisorio de Hidroituango en sus aspectos
técnicos.
Gráfica 1
Así las cosas, en el caso de Hidroituango, EPM cumplía
una doble función: primero como propietario y socio de HI y segundo, como responsable
de la construcción de la obra, en el marco del contrato BOOMT suscrito con HI
En esta segunda condición, EPM debía dar cuenta del
estado de la obra a la sociedad HI, específicamente, al Comité de seguimiento
del BOOMT para mostrar que las acciones realizadas se ajustaban al contrato.
A este comité de seguimiento se sometió oportunamente
el problema del desvío del río en las fechas previstas para lo cual se concibió
la alternativa del llamado Sistema Auxiliar de Desviación (SAD), cuyo
componente subterráneo era la GAD
En cuanto a la Junta Directiva de EPM, las cuatro referencias
a este asunto, que se encuentran en las actas de la Junta Directiva de los años
2013 y 2014, cuando se tomaron las determinaciones atinentes a ella, muestran
claramente que en el seno de la Junta la cuestión se trató a título meramente
informativo:
“Se señalan las razones de los retrasos que
tuvo el contratista mencionado en la ejecución del contrato, así como los
acuerdos logrados para posibilitar la ejecución de la alternativa técnica que
permitiría desviar el río a principios de 2014, y minimizar el impacto
económico señalado y no afectar el desarrollo constructivo del proyecto”
“Se explican las ventajas y
desventajas de las dos alternativas técnicas analizadas con el apoyo de la
Junta de Asesores: 1. El cierre con tableros provisionales (stop-logs) y 2. La
construcción de un túnel adicional de desvío”
“Se detallan las razones por las
cuales se determinó que la mejor alternativa técnica consistía en la construcción
de un túnel auxiliar de desvío, incluyendo entre otras razones el análisis de
los riesgos constructivos y el cronograma para su ejecución. Se señala que esta
opción fue la que finalmente se implementó y permitió la desviación del río en
el primer verano de 2014. El costo estimado de esta adecuación asciende a COP
55.000 millones y contó con el aval de la Junta de Asesores que consideró
viable esta alternativa”
“Se detallan las condiciones
técnicas de la alternativa empleada y se resuelvan las inquietudes de los
miembros de la Junta Directiva con respecto a tales características”
Estas referencias están seguidas de la siguiente
anotación:
“Los miembros presentes de la Junta
Directiva se dan por enterados de los temas informados”.
Aclarado lo concerniente al papel – o mejor, a la
ausencia de papel - de la Junta Directiva de EPM sobre las decisiones atinentes
a la GAD, es conveniente esclarecer las circunstancias que llevaron a la
decisión de acometer esta alternativa para la desviación del río. Se mostrará
que esta fue una decisión técnica apoyada en sólidas consideraciones económicas
y de gestión de riesgos, la cual fue analizada en los distintos niveles de EPM
y debidamente informada.
La desviación del río es un hito fundamental en el
desarrollo de cualquier proyecto hidroeléctrico y debe realizarse cuando el
caudal esté en su menor nivel, lo cual, en el caso del río Cauca, ocurre
durante los tres primeros meses del año. La desviación tiene por objeto dejar
seco el tramo del río en el cual se debe construir la presa, durante el tiempo
que dure esta actividad, es decir, hasta cuando la presa alcanza determinada
altura establecida por los estudios.
La desviación se realiza por medio de estructuras
provisionales construidas con rocas de tamaños decrecientes que se arrojan al
río hasta lograr orientar su curso por los llamados túneles de desviación,
previamente construidos. Esas estructuras se llaman ataguías.
Una vez el río fluye por los túneles, se procede a la
construcción de la presa y, cuando esta alcanza la altura determinada en los diseños
y estudios hidrológicos, los túneles son cerrados mediante compuertas
instaladas para el efecto en sus portales de entrada. Se inicia así el llenado
del embalse. Esto es lo que ha debido acontecer en Hidroituango de no haberse
presentado las dificultades que se indican a continuación.
En el contrato BOOMT la desviación del río estaba
prevista para el primer verano de 2013, enero a marzo. Por situaciones de orden
público y problemas en negociación de predios que dificultaron el avance en la
construcción de las vías de acceso, este hito se aplazó para el verano de 2014,
cuando efectivamente se desvió el rio.
La desviación debía realizarse por los dos túneles
previstos en el diseño, los cuales contaban con sección de herradura de 14
metros de ancho por 14 de altura, ubicados en la margen derecha. Esos túneles operarían desde el momento de la
desviación hasta que la presa alcanzara una altura de 320 msnm. En ese momento
se cerraba con sus compuertas el túnel izquierdo para proceder a la
construcción de la descarga de fondo. Una vez construida esta, las aguas
transitarían por la descarga de fondo y por el túnel derecho hasta la
terminación de la presa. Finalmente, una vez concluida la presa, se procedía al
cierre del túnel derecho con sus respectivas compuertas y el caudal ecológico
de 450 m3/s se evacuaría por la descarga de fondo y la descarga intermedia.
Ahora bien, en el lugar donde debía hacerse las obras
civiles necesarias para la instalación de las compuertas de cierre de los
túneles de desviación se encontraron condiciones geológicas y geotécnicas
diferentes a las identificadas en los estudios previos. Las compuertas de las
que se habla son estructuras de 285 toneladas de peso cada una, razón por la cual
las obras civiles que deben soportarlas son de gran magnitud y su complejidad
se acrecienta cuando los terrenos donde han de construirse presentan
características geológicas adversas.
Las características geológicas del sitio donde debían
localizarse las compuertas implicaban la ejecución de obras civiles más grandes,
más complejas y más demoradas que las previstas inicialmente. Adicionalmente,
la inestabilidad del terreno hacia surgir el riesgo del eventual derrumbe la
estructura allí construida, ocasionando el taponamiento incontrolado de los
túneles de desviación y el llenado también incontrolado del embalse. La mayor
demora implicaba que la desviación del río debía aplazarse al primer trimestre
de 2015, comprometiendo la entrada en operación comercial prevista para
diciembre de 2018 y, por ende, hacerse efectivas entre otras, las garantías
otorgadas a favor de la CREG para la entrada oportuna de operación de la
central en dicha fecha.
Es bueno recordar que, de acuerdo con el cronograma
inicial, la desviación debía hacerse en el primer trimestre de 2013. Debido a
retrasos en la ejecución de algunos contratos celebrados por HI antes del
inicio del BOOMT, especialmente el de construcción de los túneles y de las vías
de acceso, este hito se aplazó para enero de 2014, perdiéndose así la holgura
que se tenía para la conclusión del proyecto y su entrada en operación
comercial en 2018. El aplazamiento tenía consecuencias económicas que se
indican más adelante.
Enfrentados a la situación descrita, los ingenieros de
las empresas involucradas en la construcción de la hidroeléctrica - EPM, CCC,
CGI – concibieron una alternativa técnica que permitiera evitar los riesgos y
los atrasos de la alternativa original. En reunión del Comité de Seguimiento
del Contrato BOOMT, el 23 de abril de 2013, se informó de esta situación, como
puede constarse en el Acta 011.
Es importante señalar aquí que era dicho Comité la
instancia ante la cual EPM debía dar cuenta del avance del proyecto y de las
modificaciones que podían presentarse como consecuencia de situaciones
geológicas o de cualquier otra índole encontradas en el terreno.
Es así como, en diciembre de 2013, EPM presentó ante
el Comité la alternativa que permitía superar los problemas mencionados. En el
Acta 025 se lee lo siguiente:
“EPM expuso la necesidad de adoptar
la alternativa de construir un tercer túnel, contemplando un segundo desvío
para 2018, para posibilitar las actividades de construcción de los tapones de
los dos túneles de desviación. (…) Teniendo en cuenta los cambios antes
citados, HI tiene la inquietud de cómo se cerraría la desviación, a lo cual EPM
respondió que debe ser con compuertas que se localizarán en el tercer túnel de
desviación. HI solicitó a EPM notificar oficialmente la construcción del tercer
túnel, dado que ya se han cumplido dos pasos que son la concepción del túnel y
la consulta ante la Junta de Asesores, se debe informar oficialmente para que
quede documentado este cambio…”
La GAD fue sometida a consideración de la instancia,
no para su revisión o aprobación porque se trataba de una solución técnica
concebida y diseñada por expertos en la materia. Además, son construcción no
alteraba las “Características Técnicas Inmodificables” del BOOMT.
Quizás no es ocioso recordar que las cinco empresas que
participan en Hidroituango acreditan experiencia en la construcción de 83
centrales hidroeléctricas. Fueron ingenieros de esas empresas los que
concibieron, diseñaron y construyeron la GAD. Se trataba de una decisión
eminentemente técnica y pretender que debía ser sometida a la aprobación de una
junta directiva – la de EPM o la de HI – es tan absurdo como suponer que los
cirujanos solo operan cuando sus procedimientos han sido aprobados por la junta
directiva del hospital donde trabajan. Más absurdo es imaginar que un cirujano
en medio de una operación que le exige el cambio del protocolo de intervención
previsto, espere la decisión de esa junta para poder actuar. Es en esos
absurdos en los que caen quienes atribuyen a la Junta de EPM decisiones sobre
la GAD.
Gráfica 2
Se ha dicho también que la Junta de EPM tomó las
decisiones sobre la GAD - que en realidad no tomó - en contra del concepto de
la Junta de Expertos. Es falso que los expertos desaconsejaran la construcción
de la GAD, por supuesto no a la Junta, ni a los a los ingenieros de las
empresas involucradas. Lo que si es cierto es que los expertos manifestaron
inquietudes técnicas que se fueron resolviendo con estudios realizados para el
efecto.
La Junta de Expertos – compuesta por cuatro
especialistas de primera línea a nivel mundial en ingeniería ambiental, presas,
hidráulica y geología - era un organismo consultivo cuyos conceptos, sin ser
legalmente obligantes, eran tenidos en cuenta con toda consideración y respeto
y difícilmente se tomaría una decisión como la de la GAD sin dar respuesta a
sus inquietudes. Como ya se mencionó, la Junta de expertos, que no estaba
prevista en el BOOMT, fue convocada motu
proprio por EPM para dar más solidez a las decisiones que debían tomarse en
el complejo proceso constructivo.
Durante las discusiones técnicas que se adelantaron
sobre las alternativas para dar solución al problema planteado por la
inestabilidad del terreno donde había de localizarse las estructuras de
concreto que debían soportar las compuertas de los dos túneles iniciales de
desviación, los expertos formularon inquietudes.
En el informe número 4, del 3 de abril de 2014, la
Junta de Expertos expresó lo siguiente:
“La Junta recomendó que EPM entre
en contacto con un consultor, con experiencia en obras del género, que pueda
reforzar el equipo del diseñador y auxiliarlo para llegar a buen término con
esta tarea poco común. Las diligencias están en proceso es este sentido y la
Junta aguardará para contribuir para el éxito del diseño y materialización del
cierre final de los túneles de desvío y el relleno del embalse”
Es en respuesta a esta recomendación que se
contrataron los servicios de la firma brasilera INTERTECHNE, con experiencia en
el diseño de grandes proyectos hidroeléctricos como Irape (390 MW), Salto
Caxias (1240 MW), Santo Antonio (3568 MW), Teles Pires (1820 MW) y SINOP (400
MW), entre otros.
INTERTECHNE rindió informe en septiembre de 2014, en
el cual manifestó:
“Teniendo en cuenta las diversas
alternativas evaluadas, se considera que la alternativa A (la relativa a la
GAD) es más favorable para el logro de los túneles de desvío desde que se hagan
los cambios propuestos (desplazamiento del emboque aguas arriba y
profundización de la galería para aumento de la capacidad de descarga). Con
esos cambios se puede utilizar varios cordones de enrocado para el cierre del
río de modo similar a lo que fue hecho en la central de Xingó en Brasil, que es
un precedente importante para el caso de Ituango”
Conocido este estudio, en diciembre de 2014, la Junta
de expertos en su informe número seis, manifestó lo siguiente:
“Desde la última reunión de la
Junta en julio de 2014, Integral estudió cinco alternativas para
complementación de la desviación del rio en su cierre final, contando con la
colaboración de la firma consultora INTERTECHNE, como fue decidido
anteriormente. Las alternativas estudiadas se enumeran a seguir:
A – Galería Auxiliar conectada con
el túnel de descarga 4.
B – Galería Auxiliar conectada al
túnel de desviación derecho.
C- Readecuación de las estructuras
de cierre en el túnel de desviación derecho.
D- Readecuación de las estructuras
de cierre en el túnel auxiliar izquierdo.
E – Dos galerías cortas conectadas
con los túneles de desviación derecho e izquierdo.
En el análisis de costos,
incluyendo las consideraciones de logística de construcción y riesgos
correspondientes a las principales actividades de cada alternativa, fue
seleccionada la alternativa A, que presentó el menor costo ponderado por
riesgos de las operaciones de construcción. La Junta de Asesores, cuyo miembro
N. Pinto tuvo oportunidad de discutir los principales puntos de la alternativa
A con el personal de Intertechne, está de acuerdo con esta decisión”
La decisión de construir la GAD no se tomó a la
ligera. Se evaluaron cinco alternativas y esta se seleccionó por tener el menor
costo ponderado por riesgos constructivos.
Desde el punto de vista de gestión de riesgos, la GAD
no solo mitigaba los riesgos geológicos y las dificultades encontradas para la
instalación de las compuertas en los dos túneles originales de desviación, sino
que adicionalmente disminuía considerablemente el riesgo de embalsamiento
prematuro y sobrepaso del agua por encima de la presa durante el periodo de
construcción.
En efecto, el mayor riesgo durante el proceso de
construcción de una presa es que se presente una creciente de grandes
proporciones que pueda derrumbar lo construido. La magnitud de las crecientes
se mide por el llamado período de retorno.
Así, decir que una creciente tiene un período de
retorno de 10 años significa que en caso de presentarse en un momento dado es
poco probable que vuelva a presentarse una creciente semejante antes de esos
diez años; mientras que si el período de retorno es de 500 años es poco
probable que ocurra nuevamente antes de ese lapso.
Las crecientes son mayores a medida que mayor es el
período de retorno. Las obras se diseñan y construyen calculando la resistencia
de las obras de contención y capacidad de evacuación de los túneles de acuerdo
con las crecientes que pueden soportar.
Específicamente, con los túneles originales,
dependiendo de la altura alcanzada por la presa, podían manejarse crecientes
con un período de retorno 50 años. La GAD permitía manejar crecientes diez
veces mayores, es decir, con un período de retorno de 500 años. No sobra decir
que la presa de Hidroituango, con su altura final de 225 metros, está calculada
y construida para soportar crecientes con un período de retorno de mucho más de
100.000 años.
La construcción de las ataguías necesarias para la
desviación del río hacia la GAD planteaba el problema de su resistencia al
empuje de las aguas. Esto fue sometido a consideración del Laboratorio LACTEC
de Curitiba que se encargó de la modelación hidráulica. El
caso es que el modelo de Curitiba arrojó que la GAD era viable, es decir, que
las ataguías no se iban a derrumbar por empuje de las aguas. Las cosas
efectivamente funcionaron, el río se desvió por la GAD y los túneles originales
de desviación pudieron ser taponados.
En resumen, dada las características geológicas del
sitio de su localización, la construcción de la infraestructura de soporte de
las compuertas podía tener las siguientes consecuencias:
·
Riesgos
de derrumbe durante su construcción o posteriormente a ella, lo que habría
llevado al taponamiento incontrolado de los túneles de desviación.
·
Costos
constructivos adicionales y costos derivados del retraso de la entrada en
operación comercial del proyecto. Estos últimos se estimaron en 728 mil millones,
como se detalla en la tabla.
Para enfrentar esta situación, se estudiaron y
evaluaron cinco alternativas diferentes a la de instalación y cierre de las
compuertas para proceder al llenado del embalse. Estas alternativas fueron
estudiadas, discutidas y analizadas por los especialistas de las empresas
concernidas, fueron sometidas a la consideración de la Junta de Expertos y
evaluadas por consultores externos de reconocida solvencia técnica en los asuntos
en discusión. Al cabo de todo ese proceso se llegó a la alternativa consistente
en lo siguiente:
·
Hacer
un segundo desvío del río en el verano de 2018 y encausarlo por un tercer túnel
construido para el efecto. Este tercer túnel es la GAD. Debe anotarse que la
longitud es de menos de 0,6 kilómetros, en una obra en la que se construyeron
más de 33 kilómetros de túneles.
·
Una
vez desviado el río, proceder al taponamiento con estructuras de concreto de
los dos túneles originales de desviación.
·
Cerrar
con las compuestas respectivas la GAD y proceder, a partir de junio, al llenado
del embalse para que la central entrara en operación en noviembre de 2018 como
estaba previsto.
Es importante insistir en el hecho de que la
instalación de las compuertas de los túneles originales de desviación entrañaba
riesgos de derrumbe de la estructura y de taponamiento incontrolado de los
túneles y el llenado también incontrolado del embalse. Las cinco alternativas
consideradas, entre ellas la de la GAD finalmente adoptada, buscaban eliminar
ese riesgo.
Gráfica 3
Se han explicado las causas que llevaron a la decisión
de diseñar y construir la GAD y la forma en que se tomó dicha decisión. Es
evidente que ello nada tuvo que ver con el llamado plan de aceleración como
erróneamente se ha sugerido. No obstante, para dar mayor claridad sobre el
asunto, es conveniente precisar los motivos y alcances de dicho plan.
Estrictamente hablando, más que de aceleración, se
trató de un plan destinado a recuperar los retrasos causados por eventos que se
presentaron en la ejecución del contrato de obras civiles, que, sumados a los
retrasos, no imputables a EPM, en la entrega de las vías de acceso y el
comienzo del contrato de obras de desviación, llevaron al atraso en el
cronograma general de todo el proyecto.
Son dos los eventos mencionados, a saber:
·
Desprendimiento
de roca desde la bóveda de la culata sur de la caverna de transformadores,
ocurrido a mediados de febrero de 2014 y
·
Desprendimiento
de roca desde la bóveda de la culata norte de la caverna de máquinas, ocurrido
a principios de enero de 2015.
Estos eventos ocasionaron suspensiones temporales de
las actividades del contratista de obras civiles. Para recuperar el atraso
causado por dichas suspensiones se concibió y desarrolló el plan de aceleración
que tenía tres componentes, a saber:
·
Construcción
de una serie de galerías adicionales de acceso que permitían activar nuevos
frentes de obra.
·
Mano
de obra y equipos adicionales para aumentar los turnos de trabajo y elevar así
los rendimientos en diferentes frentes de obra.
·
Incorporación
de equipos especializados adicionales para modificar los procedimientos
constructivos en algunos frentes y aumentar más los rendimientos.
De modo que ninguno de los componentes en cuestión
involucró a la GAD que no era parte de la ruta crítica de desarrollo del
proyecto que se buscó intervenir y optimizar con dicho plan.
Se estaba a dos meses de alcanzar un hito fundamental
del proyecto: el inicio del llenado del embalse, cuando sobrevino el colapso de
la GAD, el 28 de abril de 2018. Antes de abordar este asunto, es preciso tratar
lo relativo a la licencia ambiental en lo relativo a la GAD.
4.
La GAD y el licenciamiento ambiental.
La licencia ambiental es el activo más importante del
dueño de un proyecto hidroeléctrico o de cualquier índole que la requiera. La
licencia establece los derechos y obligaciones del titular del proyecto en
todas sus etapas: construcción, operación y abandono. La revocatoria de la
licencia significa la pérdida del proyecto; su suspensión, total o parcial,
acarrea ingentes pérdidas económicas. La licencia es pues un activo que hay que
cuidar con especial diligencia.
En un proyecto hidroeléctrico los principales derechos
que otorga la licencia son los del uso de cierto volumen de caudal, el de
ocupación de causes y de aprovechamiento forestal, entre otros. Las
obligaciones están contenidas en el Plan de Manejo Ambiental (PMA) y el Plan de
Monitoreo y Seguimiento (PMS) propuestos por el solicitante, con las adiciones
que la Autoridad Ambiental haya tenido a bien incorporarles. El PMA de
Hidroituango contemplaba 1800 acciones para evitar, mitigar o compensar, según
fuere el caso los impactos ambientales identificados.
Cada seis meses el titular de la licencia debe
entregar a la Autoridad Ambiental el llamado Informe de Cumplimiento Ambiental
(ICA), que dicha autoridad verifica periódicamente con visitas al lugar del
proyecto. Esta verificación puede dar lugar a recomendaciones de obligatorio
cumplimiento o a la suspensión de la licencia y, eventualmente, a su
revocatoria. Hasta finales de 2019, la autoridad ambiental – ANLA- había
realizado 53 visitas al proyecto.
En el desarrollo de un proyecto se presentan en el
terreno cambios constructivos que pueden dar lugar a la modificación de la
licencia ambiental. Estos trámites son engorrosos y demandan tiempo que puede
dar lugar a atrasos en los proyectos.
Hidrosogamoso, un proyecto exitoso, hubo de realizar,
en tres años, 8 modificaciones a su licencia que en conjunto tomaron 976 días
hábiles. En 2008 se otorgaron 5 modificaciones a los
siguientes proyectos: Mamonal III, Trasvase Río Guarinó, Trasvase Río Manso,
Sogamoso y Porce III con un promedio de 92 días hábiles de demora. En 2009 los
proyectos Sogamoso, Porce III e Ituango modificaron en 2 ocasiones sus
licencias, mientras que el proyecto La Miel II recibió una. Las modificaciones
otorgadas durante este año tardaron aproximadamente 64 días hábiles. En 2010, 6
proyectos realizaron alguna modificación, a saber: Porce IV, Urrá I, Ituango,
El Quimbo, Sogamoso y Gacela 3 con un tiempo estimado de 87 días hábiles. En
2011 El Quimbo realizó una modificación, que tomo 132 días hábiles y finalmente
en lo corrido de 2012 Quimbo y La Miel II realizaron modificaciones que tardaron
74 días hábiles. En Hidroituango son ya 24 las modificaciones a la licencia
ambiental.
En vista de esa situación, es
decir, para no atrasar innecesariamente la ejecución de los proyectos, la
normativa ambiental definió una serie de cambios que pueden hacerse sin
modificación de la licencia ambiental. Esos cambios deben ser tales que no
produzcan impactos a los ya identificados en el EIA y para los cuales se
contemplan medidas de manejo en el PMA.
En la construcción de la GAD
concurrían ambas clases de cambios, es decir, los que requieren modificación de
la licencia y los que no implican dicho trámite. En visita de seguimiento
realizada en agosto de 2015, se presentaron a los profesionales de la ANLA las
obras de la GAD. En ese momento se estableció que era más conveniente hablar de
Sistema Auxiliar de Desviación (SAD) conformado por la GAD propiamente dicha y
las obras externas o de superficie: ataguías, vías industriales, portales y
depósitos.
Las obras subterráneas, es
decir, la GAD propiamente dicha, no hacían uso de recursos naturales
adicionales ni causaban impactos ambientales diferentes a los ya identificados
en la licencia original. Adicionalmente, la GAD utilizaba el túnel de descarga
número cuatro que ya estaba licenciado. Por esas razones fue que se consideró
que las obras subterráneas no requerían de una modificación de la licencia
ambiental y que podían acometerse sin dicho trámite. En ninguna de las visitas
posteriores, los profesionales de la ANLA hicieron cuestionamiento legal alguno
sobre los trabajos subterráneos del SAD.
En su momento, Grupo Técnico Evaluador de la ANLA
conceptuó:
“(..) a partir de la revisión del concepto técnico
soporte y la visita de campo a la zona del proyecto considera que los programas
de seguimiento y monitoreo de los medios Abiótico, Biótico y Socioeconómico
planteados para las actividades objeto de la presente modificación continúan
siendo los aprobados en la Resolución No. 0155 del 30 de enero de 2009
requiriéndose solamente algunos ajustes puntuales a las condiciones
particulares del Sistema Auxiliar de Desviación (SAD) (…)”
La Subdirección de Evaluación y Seguimiento de la
ANLA, en su Concepto 4962 de 2016, a su turno señaló:
“El Grupo Técnico
Evaluador con base en la revisión del complemento del estudio de impacto
ambiental – EIA y la visita de campo considera con relación a la construcción y
operación del SAD, que no se presentarán impactos diferentes a los que ya
fueron identificados, evaluados y valorados en el licenciamiento ambiental del
Proyecto Hidroeléctrico Ituango acogido bajo la Resolución 0155 del 30
de enero de 2009. (…)”.
Para las obras externas se
solicitó, desde diciembre de 2015, la modificación de la licencia, la cual se
otorgó el 30 septiembre de 2016, mediante resolución 1139. Las obras externas
del SAD se iniciaron un mes después, en octubre. La resolución autoriza la
construcción de las obras externas del SAD y el cierre de los dos túneles
originales de desviación mediante la colocación de sendos tapones de concreto.
Puede leerse en la página 6 de dicho documento:
“5. La construcción de obras
complementarias como son cinco ataguías, tres acopios temporales y un canal de
alivio en la margen izquierda del río Cauda que permitirán facilitar el proceso
de desviación del río por el SAD, mientras se ejecuta el cierre definitivo de
los túneles de desviación originales.
6. Llevar a cabo el cierre
definitivo de los dos túneles de desviación principales mediante la
construcción de sendos tapones de concreto de 22 metros de longitud
aproximadamente en la mitad de cada túnel.
En la página 110:
“Operación del Sistema Auxiliar de Desviación con
túnel derecho. Especificaciones: Actividad
donde se cierra el portal del túnel izquierdo de desviación, manteniendo en
operación el túnel de desviación derecho y se inicia el desvío por el SAD y
posteriormente se mantiene el río desviado únicamente por el SAD......."
En síntesis, la ANLA aceptó que la construcción de
la GAD no requería de una modificación de la licencia, otorgó la licencia
requerida para la construcción de las obras externas y autorizó la nueva
secuencia de desvío del río y del cierre de los túneles para el inicio del
llenado del embalse. Este proceso de cierre debía hacerse de tal forma que se
garantizara siempre la continuidad del caudal ecológico de 450 m3/s.
Es importante anotar que en
los informes de cumplimiento ambiental del segundo semestre de 2015 y primero
de 2016, se informó a la ANLA de los avances de las actividades constructivas
del túnel de descarga número 4 y de las obras subterráneas conexas del SAD.
5.
El colapso de la GAD
El colapso de la GAD se produjo el 28 de abril de
2018. La obra tenía un Plan de Contingencia incluido en el EIA que acompañó la
solicitud de licencia en 2007. Dicho plan fue actualizado en 2011 y
complementando con programas adicionales elaborados en 2013, 2014 y 2016. Sin
esos planes no habría sido posible superar la contingencia en la forma que se
hizo evitando el colapso de la presa y sin que se presentaran pérdidas de vidas
humanas.
Resulta increíble que, solo tres años después de los
acontecimientos, parezca olvidado el gran despliegue de conocimiento técnico,
voluntad y sacrificio humano con el que los profesionales y trabajadores del consorcio
constructor y EPM enfrentaron la contingencia y salvaron el proyecto.
Inmediatamente después del colapso de la galería, se
pusieron en ejecución las acciones contempladas en los planes de contingencia
cuyo manejo se hizo acorde con la política nacional de gestión del riesgo de
desastres, adoptada en la Ley 1523 de 2012. Se tomaron decisiones tendientes a
lograr la evacuación de las aguas por cursos alternativos al túnel obstruido y
se dio inicio a la construcción acelerada del lleno prioritario de la presa
hasta alcanzar la cota 410 msnm para evitar que la presa fuese sobrepasada por
las aguas y lograr que estas se evacuaran por el vertedero.
Al mismo tiempo que se tomaban medidas de tipo
técnico, se inició un vasto operativo de evacuación de la población aguas
abajo, la cual fue diligentemente atendida durante varios meses en campamentos
instalados para el efecto. Se emprendieron acciones para el rescate de la fauna
logrando poner a salvo cerca de dos mil individuos.
El aumento acelerado del nivel de embalse por la
imposibilidad de evacuar las aguas por vías alternativas, llevó a la decisión
de hacerlas pasar por la casa de máquinas para evitar que su nivel sobrepasara
la presa, ocasionando su derrumbe y la consiguiente creciente. El 10 de mayo el
agua empezó a pasar por la casa de máquinas. Al mismo tiempo continuaban los
trabajos del lleno prioritario que permitieron que la presa llegara a la cota
410 msnm, con lo que se reducía considerablemente el riesgo para la población
aguas abajo. Esto permitió que 13.000 personas pudieran retornar a sus hogares.
Para la población que continuaba evacuada se mantuvieron las medidas de ayuda
humanitaria que incluía albergue y manutención y, para las familias que no
quisieran alojarse en los albergues, apoyos monetarios directos.
A medida que aumentaba la altura de la presa y
continuaba la evacuación de las aguas por la casa de máquinas, el riesgo de
inundación bajaba progresivamente. El 18 de julio, la altura de la presa
alcanzó la cota 418 y la creciente estimada era ya de 8100 metros cúbicos por
segundo. Esto permitió continuar con el retorno de la población a sus hogares.
A mediados de julio el riesgo de una inundación
gigantesca estaba conjurado. Continuaron los trabajos de lleno e
impermeabilización de la presa y de terminación del vertedero con celeridad y
rigor, pero sin la angustia de los primeros días. Ya en febrero de 2019 fue
posible proceder al cierre de las compuertas de la casa de máquinas y agua
empezó a pasar por el vertedero.
EPM manejó la contingencia de una forma totalmente
transparente, emitiendo casi diariamente comunicados que daban cuenta de la
situación, sin ocultar su gravedad, y explicando las medidas que sucesivamente
se fueron tomando para superar la contingencia. Los historiadores que emprendan
el trabajo de narrar esa gesta épica tendrán fácil el trabajo: todo está en
esos comunicados, de los que se emitieron más de 100. O, mejor, casi todo. Allí
no están las historias personales de los miles de héroes discretos –
directivos, profesionales y trabajadores de EPM y el Consorcio Constructor –
que enfrentaron y superaron la contingencia sin la pérdida de una sola vida
humana.
El colapso de la GAD puede atribuirse a las más
diversas causas que van desde errores de diseño o constructivos a fenómenos
geológico-geotécnicos e hidráulicos. Los estudios de causa-raíz tiene por
objeto identificar las causas más probables sin que sea posible establecer con
plena certeza la causa de la contingencia. Por ello no es sorprendente que los
estudios contratados por los distintos actores involucrados muestren resultados
divergentes.
El estudio de causa-raíz contratado por EPM con la
firma SKAVA identificó como causa física probable “la erosión progresiva de
una zona de cizalle a nivel del piso de la GAD causada por el flujo de agua en
el túnel”. El estudio contratado por la aseguradora insiste en errores
constructivos, mientras que el de la firma Integral concluye que la
contingencia “fue resultado de una combinación de fenómenos
geológico-geotécnicos e hidráulicos de carácter imprevisible”.
Más que establecer con plena certeza la causa de la
contingencia, lo cual es prácticamente imposible, el objeto de esos estudios es
identificar causas probables que permitan a los actores involucrados sustentar
sus posiciones en las discusiones y negociaciones sobre responsabilidad que
necesariamente afloran ante un evento de esa magnitud. Evidentemente una de las
más importantes negociaciones tiene que ver con los seguros.
6.
Los seguros del proyecto
Los seguros fueron negociados y contratados en 2010 y
tenía vigencia para el período comprendido entre el 15 de abril de 2011 y el 24
de junio de 2019.
Inicialmente, se tenía una póliza Todo Riesgo
Construcción y Montaje, con amparos adicionales de sabotaje y terrorismo, lucro
cesante, transporte internacional y nacional para los equipos y cobertura de
equipo y maquinaria. La cobertura por daños materiales ascendía a US$ 2074
millones; por lucro cesante a US$ 149 millones y US$ 200 millones por sabotaje y
terrorismo. La póliza de responsabilidad civil extracontractual tenía una
cobertura de US$ 50 millones.
En el curso de la construcción del proyecto, por el
mejor conocimiento de los riesgos que permite estar en el terreno, las pólizas
se modificaron en su cobertura, vigencia e inclusión de nuevos riesgos. El
valor asegurado de la póliza todo riesgo para daños materiales se elevó a US$
2.557 millones y el del lucro cesante pasó a US$ 629 millones, extendiendo su
vigencia hasta marzo de 2021. También se extendió la vigencia de la póliza de
responsabilidad civil y se le adicionaron otros eventos que podrían afectarla.
Algunas personas han cuestionado los valores
asegurados los cuales, a la TRM promedio de 2020, ascienden a COP 9,7 billones por
daños materiales y COP 2,4 billones por lucro cesante. La primera cifra
equivale a un 60% del costo del proyecto inicialmente estimado y a un 43% del
que probablemente tendrá finalmente, incluidos los sobre costos generados por
la contingencia. La segunda es poco más de dos veces el valor de la energía que
se vendería en dos años de operación del proyecto. Cualquier cosa puede decirse
del proyecto Hidroituango, menos que estuviese infra asegurado.
El 2 de mayo de 2018 se dio aviso de siniestro a
Mapfre Seguros Generales de Colombia S.A.
El proceso de reconocimiento de un siniestro de esa magnitud es largo y
complejo y requiere de gran información técnica documental y directamente
obtenida en el terreno para que la aseguradora realice su propio análisis de
causa-raíz; EPM tenía el suyo realizado por la firma SKAVA. Con esos y otros
documentos de respaldo, las entidades iniciaron las gestiones tendientes al
reconocimiento de las coberturas, cuyo resultado se materializó el 16 de
septiembre de 2019, cuando Mapfre informó a EPM su decisión de otorgar
cobertura bajo la póliza “Todo riesgo construcción y montaje” por la
contingencia de abril de 2018.
Mapfre determinó que la causa de la contingencia
estaba enmarcada dentro de la cobertura de dicha póliza que aplica a la
reparación de la infraestructura, obras civiles, equipo y lucro cesante. En
diciembre de 2019, la aseguradora realizó el primer desembolso de US$ 150
millones y, en septiembre de 2020, el segundo por US$ 100 millones. Otro más,
por US$ 100 millones, se hizo en agosto de 2021. Los pagos realizados equivalen
a COP 1,3 billones, es decir, el 31% del supuesto detrimento fiscal estimado
por la Contraloría.
La compañía de seguros aceptó pagar por la
contingencia causada por el colapso de la GAD porque había admitido la
inclusión de esta y del conjunto de obras que conforman el SAD dentro de la
cobertura de la póliza de todo riesgo. La aseguradora estuvo permanentemente al
tanto de lo que se hacía en el proyecto y, en particular, de lo relativo al
SAD. Cada seis meses el proyecto era visitado por la firma Nigel Legge Associates de
Londres, especializada en evaluación de riesgo, que le reportaba directamente a
la aseguradora.
En el resumen ejecutivo del informe de la visita
realizada entre el 25 y 26 de junio de 2013, fechado en Londres en febrero de
2014, puede leerse lo siguiente:
“Aunque EPM intentó acelerar la
construcción reduciendo el alcance del contrato de los túneles de desvío y
transfiriendo algunos ítems al contratista principal de la obra, era poco
probable que el desvío del río pudiera realizarse durante la estación seca de
principios de 2014.
El diseñador del proyecto,
Integral, desarrolló un esquema de desviación del río alternativo que implica
la finalización anticipada de los dos túneles de desvío originales y la futura
construcción de un tercer túnel de desvío.
Además de garantizar la
desviación del río a principios de 2014, este esquema tiene varias ventajas
pues reduce el perfil de riesgo de inundación durante la construcción de la
obra civil de la presa principal y la construcción del tercer túnel no afecta
la ruta crítica del proyecto. Este esquema fue revisado por los aseguradores,
incluida una evaluación de los resultados del control de estabilidad”
En la página 16 del cuerpo del informe, se lee lo
siguiente:
“EPM y el
diseñador, Integral, produjeron un robusto esquema alternativo de desviación
del río que se ha implementado con éxito y ayudó a reducir el atraso en el
cronograma y a mitigar el riesgo de inundaciones del proyecto. Todas las partes
del proyecto, incluido el corredor local, se ha comprometido positivamente con
el proceso de análisis y proporcionado la información para permitir a las
aseguradoras evaluar adecuadamente el riesgo del proyecto”.
Más adelante, en la página 17, se expresa lo
siguiente:
“El momento de la desviación del río lo dicta la primera
estación seca de la región entre diciembre y marzo. Consciente de la naturaleza
crítica de las obras de desviación del río, una propuesta alternativa, que
permitía que la desviación del rio se hiciera según lo planeado, fue
desarrollada en el segundo semestre de 2013 por EPM e Integral. Esto implicó
reducir el tiempo de funcionamiento de los dos túneles de desvío originales y
la construcción de un tercer túnel. La propuesta alternativa fue presentada a
las aseguradoras y las discusiones se llevaron a cabo en noviembre y diciembre
de 2013. La principal ventaja de la propuesta era garantizar el desvío del río
durante la primera estación seca de 2014 y reducir el riego de inundación y
sobrepaso de la presa”.
7.
Conclusión
La discusión sobre Hidroituango, desatada como
consecuencia de decisiones de la Alcaldía y la administración de EPM y la
Contraloría General de la República, ha estado caracterizada por la
proliferación de la falacia “post hoc ergo propter hoc” o falacia de la causa
falsa, que consiste en suponer que la causa de un suceso es necesariamente
aquello que sucede antes.
En el caso que nos ocupa, el razonamiento de ha sido el
siguiente:
La GAD colapsó. Como evidentemente no hubiera
colapsado su no hubiese sido construida, la causa del colapso de la GAD es su
propia construcción. Como la GAD no se construyó a sí misma, los responsables
de su colapso son aquellos la concibieron, diseñaron y construyeron. Como estas
personas no actuaban por cuenta propia, sino que eran agentes que ejecutaban un
mandato contractual, evidentemente, el responsable es el principal que les
encomendó el trabajo. Como el mismo principal era a la vez agente de otro
principal al que estaba vinculado por un contrato BOOMT, el responsable es ese
segundo principal. Y así llegamos a que los responsables del colapso de la GAD
son quienes concibieron, negociaron y celebraron el famoso BOOMT.
¿Se detienen allí las cosas? No necesariamente, si seguimos
esta lógica, el BOOMT no se habría celebrado si HI no hubiese sido dueña del
proyecto, esto no habría sido posible si no hubiese tenido el control de una
sociedad a la que en algún momento ISAGEN aportó unos estudios de factibilidad
realizados sobre un potencial hidrológico identificado por los ingenieros Lucio
Chiquito y José Tejada. Hay que concluir por tanto que, por lo menos aquí en la
tierra, los responsables del colapso de la GAD son los ingenieros Chiquito y Tejada
que en mala hora identificaron el bendito proyecto.
Las falsas causas llevan a la identificación de falsos
responsables lo que pone de manifiesto la ignorancia o mala fe de quienes quieren
hacer recaer toda la responsabilidad del asunto en la Junta de EPM que, como se
ha demostrado, no tenía injerencia en las decisiones que se tomaron.
También se han demostrado las siguientes otras cosas:
1. Que la negociación y celebración del contrato BOOMT se
ajustó a derecho, cumplió los principios constitucionales de la administración
pública y era lo más conveniente para las partes.
2. Que las decisiones referentes a la construcción del
Sistema de Desviación Auxiliar (SAD) fueron tomadas por expertos en la materia
apoyados en estudios realizados por entidades independientes de la más sólida
solvencia técnica.
3. Que en la construcción del SAD se respetaron los
términos de la licencia ambiental y que las obras que requerían modificación de
la licencia solo fueron acometidas una vez la ANLA otorgó la modificación
respectiva.
4. Que el SAD no hacía parte de la ruta crítica del
proyecto y que ninguno de sus componentes estaba incorporado dentro del llamado
Plan de Aceleración, el cual básicamente consistió en incorporación de mano de
obra y equipos adicionales para aumentar los rendimientos físicos en diferentes
frentes de obra.
5. Que es imposible establecer con certeza, más allá de
cualquier duda razonable, las causas del colapso de la GAD y que los estudios
de causa-raíz solo pueden identificar causas físicas probables.
6. Que la firma aseguradora conoció oportunamente todo lo
relativo al SAD y, dado el concepto positivo que le diera su evaluador de
riesgo, incluyó esas obras dentro de la cobertura de las pólizas.
7. Que el proyecto estaba convenientemente asegurado y
que el reconocimiento del siniestro por parte de la firma aseguradora es
también el reconocimiento de la inexistencia dolo o negligencia grave en la
ejecución del SAD y demás obras del proyecto.
Bibliografía:
Arrieta, Mantilla y Asociados (2020). Concepto sobre la legalidad del proceso de
negociación y celebración directa del contrato BOOMT. Bogotá, febrero de
2020.
Arrieta, Mantilla y Asociados (2020). Concepto sobre la validez jurídica de las
decisiones relativas a la Galería Auxiliar de Desviación. Bogotá, febrero
de 2020.
EPM. (2019). Crónica
Proyecto Hidroeléctrico Ituango. Medellín.
Hidroeléctrica Ituango (2011). Del sueño a la realidad. Pescadero – Ituango José Tejada Sáenz. Medellín. Diciembre de 2011.
Hidroeléctrica Ituango (2013). Viabilización financiera para la construcción del Proyecto
Hidroeléctrico Pescadero-Ituango, mediante la construcción de un contrato tipo
BOOMT. Medellín.
Nigel Legge Associates (2014). Ituango Hydroelectric
Project Site Survey Report 02/2013 Rev03. London February 2014.
Nigel
Legge Associates (2015). Ituango Hydroelectric Project Site Survey Report
03/2014 Rev02. London, January
2015.
LGVA
Octubre de 2021.
