Hidroituango: ¿un caso aislado en el contexto mundial? 

Desde el momento de la emergencia vivida en Hidroituango el día 28 de abril del 2018, varios medios de comunicación informaron esto como el peor desastre ocurrido en Colombia. Aún hoy, se sigue nombrando en algunos medios como una catástrofe o el peor acto de corrupción del departamento. Por eso, más de tres años después y de acuerdo con el avance en las obras del proyecto, en la Veeduría Todos por Medellín queremos hacer un análisis comparando la emergencia ocurrida en el proyecto con la construcción y desarrollo de otras presas e hidroeléctricas en el resto del mundo. De esta forma, queremos determinar si lo que ocurrió fue un hecho excepcional en este tipo de proyectos o, por el contrario, si es frecuente es que ocurran estas emergencias y haya un aumento de los costos y los retrasos en la finalización de las obras. Hasta ahora, este tipo de análisis ha sido escaso. Es por ello que poner a Hidroituango en un escenario de comparación con otras obras similares y de esa envergadura en el resto del mundo se hace indispensable para entender mejor las particularidades y las características de la emergencia sufrida.

Para este análisis realizamos un benchmarking[1] tomando para ello información secundaria proveniente de varios estudios que analizan la construcción de diferentes obras de infraestructura de este tipo en el mundo.

 

Contexto actual sobre Hidroituango

Basados en las cifras presentadas por EPM en la última sesión del Concejo de Medellín (cifras al 30 de septiembre de 2021), el costo total de Hidroituango será de unos 18,3 billones de pesos, un 60% más de lo que se estimaba que iba a costar antes de lo ocurrido. Recordemos que el costo inicial estimado era de 11,4 billones de pesos. Además del aumento en los costos por la emergencia, también se postergó la fecha de finalización del proyecto. En estos momentos se considera que el proyecto podría estar terminado en el año 2025 (de acuerdo con esta misma información), mientras que inicialmente se estimaba que fuera entregado en abril del año 2021. Se debe también aclarar que el proyecto tuvo un retraso especial por temas externos como la pandemia de COVID-19. Por las medidas de bioseguridad  y casos positivos de COVID-19 presentados en el proyecto, éste tuvo que suspender durante un tiempo las obras y reducir su capacidad de trabajo. EPM estima que por esta causa el proyecto tuvo un retraso de seis meses, circunstancia excepcional que no tuvieron los demás proyectos analizados, dado el periodo en que se ejecutaron. Esta circunstancia ha hecho que el proyecto se demore más del estimado inicialmente, además de los retrasos asociados a circunstancias internas del proyecto, más allá de la contingencia.

 

Para el benchmarking se tomaron tres documentos que analizan los costos y tiempos de terminación de diferentes presas. El primero está basado en 57 presas financiadas por el Banco Mundial entre 1975-2015[2]. El segundo es un análisis de presas financiadas por el Banco Internacional entre el 1966-1985[3] que toman como muestra la construcción de 64 presas alrededor del mundo y el tercero es un reporte de la Comisión Mundial de Presas[4] del año 2000. Se utilizaron los documentos citados, porque son elaborados por fuentes confiables, desarrollados con información de instituciones reconocidas a nivel internacional y varios de los proyectos analizados fueron auditados por estas instituciones. Cada uno de estos analiza un número importante de proyectos en un periodo de tiempo amplio, lo que permite tener una información más completa de los tiempos y costos promedios de ejecución. Sumado a lo anterior, los documentos toman en sus análisis proyectos en países emergentes con condiciones similares a las de Colombia, facilitando una comparación más precisa entre éstos e Hidroituango.

Sobrecostos en presas hidroeléctricas

Con referencia al documento del Banco Mundial en el que se analizó el desempeño de 57 hidroeléctricas en diferentes partes del mundo, el 70% de estas tuvieron algún tipo de sobrecosto con respecto a la estimación del presupuesto inicial. En el estudio de la Comisión Mundial de Presas se muestra que de las 81 presas analizadas, tres cuartos de estas tuvieron un costo superior a lo estimado y sólo un cuarto de estas tuvieron un costo menor del presupuesto inicial.

El aumento de los sobrecostos de cada uno de los estudios se presenta en la siguiente gráfica, en la que se evidencia que los costos fueron en promedio un 29% más altos en el estudio del Banco Mundial. En el segundo estudio se determinó que los costos de todas las presas fueron un 56% más altos que lo estimado y en este mismo se cita otro estudio realizado a 61 presas en el año 2014, mostrando que las presas costaron un 55% más de lo presupuestado. Por otro lado, el estudio basado en las presas construidas por medio de financiación del Banco Internacional no determina exactamente cuántas de las 64 presas construidas tuvieron algún tipo de sobrecosto, sin embargo, dice que 23 de los proyectos tuvieron problemas geológicos, lo que representa el 36% y hace una diferenciación entre los costos totales de las presas que presentaron algún tipo de problema geológico y las que no. Las presas que presentaron problemas geológicos tuvieron sobrecostos promedio del 52%, mientras que las presas que no presentaron este tipo de dificultades tuvieron sobrecostos de 33%.

En este mismo estudio muestran que el 78% de los problemas geológicos se presentaron en relación con la tunelación, al igual que la emergencia presentada en Hidroituango y corresponden al 28% de los proyectos hidroeléctricos. Los sobrecostos en los proyectos, en general, son atribuidos a diferentes causas, además de los problemas geológicos, hay otros como cambios de los volúmenes de trabajo o diseños de las obras, cambios en precios y condiciones regulatorias, y estimaciones de costos deficientes.

Dos de estos estudios (el Banco Mundial y la Comisión Mundial de Presas) hacen además del cálculo de los sobrecostos un zoom sobre los sobrecostos de los proyectos en América Latina, determinando de acuerdo con cada uno de sus análisis que los sobrecostos de las presas ubicadas en América Latina fueron del 57% y 53%, respectivamente. Es de resaltar el análisis hecho por el Banco Mundial ya que los sobrecostos en la región son del 28% más que el promedio mundial.

Retrasos en presas e hidroeléctricas

En el estudio hecho a los proyectos financiados por el Banco Internacional, en aquellos con algún tipo de problema geológico se presentaron en promedio demoras del 33%, lo que representó entre uno y cuatro años más frente a lo planeado inicialmente. Mientras que los proyectos auditados que tuvieron problemas con la tunelación, presentaron retrasos del 62% y en promedio se demoraron 2,3 años más en ser terminados. En el estudio realizado por el Banco Mundial en el que tuvieron como referencia 57 proyectos, se encontró que más del 80% de los proyectos tuvieron retrasos y el promedio fue de 1,1 años, lo que equivale a un 20,2% más según lo estimado inicialmente, mientras que los proyectos realizados en América Latina tuvieron una demora mayor al promedio de 1,5 años, que equivale al 26,9%.

Particularmente, las hidroeléctricas de mayor capacidad (mayores a 1.500MW) como es el caso de Hidroituango, fueron las que tuvieron un mejor desempeñ,o con unos atrasos de 7,6 meses, lo que representa el 9,53% del tiempo estimado. En referencia con este mismo estudio, las cinco causas más frecuentes de las demoras fueron: problemas geológicos, conflictos con los stakeholders, condiciones adversas del tiempo, problemas con la financiación y la dilación en la entrega de equipos. Para este análisis, la Comisión Mundial de Presas tomó una muestra de 99 proyectos de los cuales sólo cerca de la mitad terminó de acuerdo con el cronograma inicial, 29 de ellas terminaron con uno o dos años de retraso y las otras 15 se tardaron entre tres y seis años más. Es importante revisar que los tiempos de demora estimados en Hidroituango están por encima de los promedios encontrados en estos estudios a nivel mundial.

Las presas e hidroeléctricas sufren diversos cambios según lo planeado

En resumen, basados en los estudios citados, más del 70% de los proyectos hidroeléctricos o presas tienen algún tipo de sobrecostos. Los márgenes de estos sobrecostos se encuentran en promedios entre el 29% y el 56%; no obstante, varios de estos proyectos están por encima del 52%, cercanos a los sobrecostos estimados de Hidroituango que son del 60%. Por ejemplo, los sobrecostos al hacer un zoom a los proyectos desarrollados en América Latina están en promedio entre el 53% y 57%, muy similares a los sobrecostos de Hidroituango.

Vale la pena aclarar que los sobrecostos del proyecto Hidroituango no deben ser cubiertos en su totalidad por EPM ya que, como se explicó en la entrada al blog titulada ¿Qué cubren las pólizas del proyecto Hidroituango?, parte de estos sobrecostos serán cubiertos por las pólizas de seguro todo riesgo adquiridas con Mapfre para el proyecto. Incluso, ya el seguro ha entregado a EPM unos anticipos de cerca de 1,26 billones de pesos, lo que equivale al 18,2% de los sobrecostos estimados. EPM realizó una solicitud a la aseguradora para una cobertura por cerca de 5,4 billones de pesos, por la póliza todo riesgo, incluyendo la cobertura de lucro cesante; sin embargo, EPM reconoce que el valor de la cobertura puede ser inferior a ese monto después del proceso de ajuste y aplicación de deducibles, sublimites, entre otros.

Por otro lado, se estima que Hidroituango tendrá un retraso del 40% del tiempo inicial estimado, porcentaje mayor que los promedios de los demás proyectos analizados, que se encuentran entre el 18% y 33%. Hidroituango tiene un estimado mayor también que el promedio para América Latina (26,9%) y que los proyectos de una magnitud similar (mayores a 1.500MW, 9,5%). Sin embargo, se debe tener en cuenta de nuevo el retraso que hubo en Hidroituango por la pandemia del COVID-19, la cual alargó la construcción del proyecto por seis meses más, lo que equivale a un incremento del 5% del tiempo de construcción.

Finalmente, se puede concluir que las emergencias originadas en fallas geológicas y, en especial, derivadas de la tunelación, son recurrentes en este tipo de proyectos; también que los sobrecostos y los tiempos de demora en estas obras se presentan comúnmente por ésta y otras razones. Lo que muestra que es importante tener un contexto más amplio sobre los proyectos de esta naturaleza para entender mejor las características de lo ocurrido con Hidroituango, no sólo para enviar mensajes correctos sobre lo que significa la construcción de una obra como esta en términos de complejidad y asunción de riesgos previsibles y no previsibles, sino también desde la modelación de  escenarios de responsabilidad que sean coherentes con los datos técnicos y con el grado de diligencia que le es exigible a quienes asumen el reto de llevar a término un proyecto como este.

Así, el proyecto actualmente se encuentra en un 85,8% de ejecución, se recuperó su control en un 95%, y cada vez está más cerca la entrada en funcionamiento con las primeras turbinas, lo cual es fundamental para que EPM pueda cumplir con los compromisos pactados de Oferta de Energía Firme y para que los sobrecostos y tiempos de retraso no se sigan incrementando, objetivo superior que debemos tener los ciudadanos interesados por el cuidado de lo público.

[1] Es el proceso mediante el cual se recopila información y se obtienen nuevas ideas, mediante la comparación de aspectos de una empresa, institución o proyecto con los líderes, los competidores o el promedio del mercado.

[2] Baurzhan, S., et al. (2021) The Economic Performance of Hydropower Dams Supported by the World Bank Group, 1975–2015. Multidisciplinary Digital Publishing Institute

[3] International Development Association (1985). Geological complications and cost overruns: A survey of bank-financed hydroelectric projects. (1985)

[4] World Comission on Dams. (2020) Dams and development a new framework for decision-making.

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