Tras dos años de la contingencia sucedida en la Galería Auxiliar de Desviación (GAD) del proyecto Ituango, que ocasionó, entre otras dificultades, la pérdida de los equipos de la casa de máquinas, inconvenientes en el macizo y otros aspectos que postergaron la entrada en operación; EPM había anunciado que a finales de 2021, iniciará la generación de electricidad del proyecto de infraestructura energética más importante del país.
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El proyecto Ituango contará con 2.400 MW de capacidad instalada (ocho unidades 300 MW c/u), casi el doble de la capacidad del proyecto actual más grande, que es San Carlos con casi 1.250 MW; en esta medida, Hidroituango atenderá el 17% de la demanda energética y tendrá una producción en firme de 5.708 GWh-año. El proyecto tiene un compromiso adquirido en la última subasta de cargo por confiabilidad, donde se le otorgaraon unas Obligaciones de Energía Firme (OEF) de 3.15 GWh-día. Sin embargo, el COVID-19 ha generado un cambio en los planes del proyecto, pues así lo anunció EPM en un comunicado del pasado jueves 11 de junio, donde se afirma que el cronograma ya no es el mismo y que la primera unidad de generación ya no iniciará operación en diciembre de 2021 como se tenía estipulado, añadiendo que "probablemente las cuatro unidades generadoras van a entrar en uso y generación para el año 2022".
Ante esta situación, Asoenergía se ha manifestado, pues la Directora Ejecutiva Sandra Fonseca ha dicho que "si bien el retraso no era inesperado, sí es sorprendente y preocupante, primero por que expone el riesgo del Plan de Expansión de Generación del país, basado solo en gas y sus similares, y en un programa de renovables que claramente enfrenta un retraso, y que no da firmeza, respaldo que sí se hubiera podido tener, si el Plan contará con generación a carbón", la Dra Fonseca añadió que "estigmatizado como está, es el único energético que constantemente está generando y esto se evidencia en su estable contribución en este año de baja hidrología. Segundo, el riesgo asumido por un agente de la oferta en el mercado se está transfiriendo al país, y al final a los usuarios. Lamentable si,con la demanda, el Centro Nacional de Operación (CNO), y las autoridades se enteran tarde de la situación, dejarían al sistema sin tiempo de maniobra para reemplazar la energía faltante”.
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Se espera que además, el precio de bolsa de la energía tenga una reducción de cerca del 30% en los primeros cinco años de operación del proyecto, hecho que Asoenergía valora, pues esto se vería reflejado en una mejor competitividad en el mercado eléctrico y mejores tarifas, tanto para usuarios regulados, como para Usuarios No Regulados.
Foto: Archivo Portafolio