Haciendo uso de la figura de “alerta temprana”, la Sociedad Hidroeléctrica Ituango, dueña del proyecto Hidroituango, le dice al gerente de EPM, Jorge Andrés Carrillo, que si se llegaran a generar perjuicios económicos por un cambio de contratista, por la supuesta intención de salida del Banco Interamericano de Desarrollo del proyecto, por dificultades con la licencia ambiental o por retrasos en la entrada en funcionamiento del complejo energético, ella, como responsable de construir la central, deberá asumir toda la responsabilidad.
El mensaje fue enviado mediante una carta firmada por Javier Darío Toro, gerente de la Sociedad, de la que la Gobernación y el Idea son propietarios, bajo el rótulo de “Alerta temprana -Incumplimiento obligaciones Boomt y administración de la licencia ambiental”.
Esto ocurre horas antes de que se inice una reunión entre el consorcio CCC Ituango y EPM para definir la cesión o no del contrato para la finalización de las obras que aún faltan para poner en operación la totalidad de la hidroeléctrica.
Cabe recordar que hay una intención de EPM para que el Consorcio CCC ceda el contrato ante el proceso de responsabilidad fiscal que está en curso en la Contraloría General de la República por 4,3 billones de pesos, contra 26 empresas y personas naturales por un presunto detrimento, ocasionado por los daños causados durante la contingencia del 28 de abril de 2018.
Los detalles de la comunicación
Para comenzar, Toro le recuerda a Carrillo que en varias ocasiones le ha puesto señales de alerta sobre “atrasos importantes” en el cronograma que ponen en “riesgo inminente el cumplimiento de las Obligaciones de Energía en Firme (OEF) vigentes” y que, de hecho la primera fecha para comenzar a generar, el primero de diciembre del 2018, ya se corrió, ocasionando una pérdida acumulada de 17 millones de dólares anuales y para el 2022, esta ascenderá a unos 130 millones de dólares.
Tras hacer una cuenta de costos y lucro cesante por no pago de cargo de confiablidad, la Sociedad Hidroeléctrica Ituango calcula que el total perdido entre 2018 y 2022 se acercaría a 440 millones de dólares.
Además, menciona que EPM está hablando de cambiar al contratista (el consorcio CCC Ituango) sin que le garantice el mecanismo para culminar los trabajos a tiempo.
“En atención a lo expuesto, y al avance actual del proyecto, se advierte por parte de Hidroituango que en el caso en que EPM no entre en operación con las unidades 1 y 2 de generación del Proyecto, en la fecha máxima establecida para la subasta de planta GPPS de 2012 con IPVO 1 de diciembre de 2021 y en la subasta de planta especial del 2019 con IPVO el 1 de diciembre 2022, los efectos económicos de dichas pérdidas y los pagos derivados de las ejecuciones de las garantías, en lo que tiene que ver con la proyección de ingresos para el cálculo de la Remuneración, no podrán ser incluidos como un menor ingreso, ni como un costo del Proyecto”, sentencia el documento.
Igualmente, señala que, como administrador de la licencia ambiental del proyecto, EPM se debe ocupar de las posibles sanciones y “costos de cualquier naturaleza” que surjan por el incumplimiento de las obligaciones ambientales. Vale la pena recordar que por esta razón, Hidroituango ha tenido 18 penalizaciones de distintas autoridades.
Además, el Gerente de la Sociedad Hidroituango SA. ESP se queja de que EPM tampoco ha aportado información oportuna sobre los posibles riesgos e impactos del anunciado cambio de contratista para la construcción de las obras de la hidroeléctrica.
Justo en la mañana, en una rueda de prensa, el alcalde Daniel Quintero, como presidente de la junta directiva de EPM, había reiterado la intención de no renovar el contrato que se le vence el 31 de diciembre próximo al consorcio CCC Ituango, y que le propondrán que continúe hasta marzo o abril del 2022, mientras que se materializa una nueva licitación.
De la misma manera, Toro apunta que si se llegara a retirar el Banco Interamericano de Desarrollo de la financiación del proyecto, posibilidad que se ha ventilado en los últimos días, EPM tendría que resolver cómo asegurar los recursos para la “continuidad de las obras de estabilización y las demás requeridas para la entrada en operación de las primeras unidades de generación en 2022, lo mismo que de los sobrecostos, si los llega a haber.
