HIDROITUANGO PARA DUMMIES: TODA LA VERDAD

 

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.