“El Gobierno tiene que definir si va a haber un operador o varios para el Caribe”

El proyecto, con un área de influencia de 21 municipios en Cundinamarca, tuvo un costo total de $435.742 millones y tiene como corazón a Nueva Esperanza. Esta recibe una línea de transmisión de 500.000 voltios que llega desde la subestación Bacatá, en Tenjo, y cinco líneas a 230.000 voltios, cuatro de ellas reconfiguradas y una nueva línea que viene desde el Guavio (propiedad de la Empresa de Energía de Bogotá), en el municipio de Ubalá.

Durante la entrega del proyecto, Jorge Londoño de la Cuesta, gerente general de EPM indicó que con esta nueva infraestructura, estos cuatro departamentos “podrán recibir la energía de otras regiones del país para atender sus necesidades de crecimiento, sin riesgo de racionamientos”.

Pero el escenario se prestó para que el directivo se refiriera a otros temas como si participarán o no en la licitación por Electricaribe, las inversiones y resultados del primer trimestre y las expectativas para este año. 

¿Están interesados en la licitación por Electricaribe?
Hoy en día tenemos una restricción normativa. Ningún operador del mercado colombiano puede comercializar más de 25% de la energía del país. EPM ya lo hace en poco más de 23%. En ese sentido, no tenemos la capacidad de operar el mercado del Caribe por restricciones normativas. 

¿Pero sí estarían interesados en la licitación?
Tienen que ocurrir varias cosas. Primero, el Gobierno tiene que decidir si Electricaribe va a reemplazarse o no. En caso de que lo vaya a reemplazar,  ¿cómo lo va a hacer?, es decir, si finalmente va a ser un solo operador para toda la región o varios. En caso de que sean varios, si va a cambiar o no la normatividad relacionada con la restricción de 25%. En suma, todavía faltan muchas cosas por definir por parte del Gobierno.

Con la subestación Nueva Esperanza, ¿podrían disminuir las tarifas para los municipios del área de influencia?
Puede llegar a mejorar un poquito el precio porque el sistema permite traer energía de fuentes menos costosas.

¿Cómo estuvo el primer trimestre del año para EPM?
Tuvimos un primer trimestre bastante bueno. Unos resultados que estuvieron por encima de nuestro presupuesto en cerca de 102%. 

¿Cómo están las expectativas para este segundo trimestre y el resto del año?
Para este segundo trimestre, dada la cantidad de precipitaciones, los embalses están en sus niveles máximos y el precio de la energía ha disminuido en bolsa. Eso puede afectar un poco los resultados que nosotros esperábamos para este periodo, pero creemos que es una afectación no significativa. Para el año en conjunto, creemos que vamos a tener muy buenos resultados, muy similares a los de 2016. 

¿Cuánto esperan en utilidades para 2017?
Esperamos que las utilidades durante este año sean de $1,8 billones.

¿Cuáles son los retos para este año?
Uno de los principales retos era que Nueva Esperanza entrara en operación. Tenemos otro para los próximos tres meses, de aquí a agosto entregaremos una línea de transmisión en el área metropolitana de Medellín. Se llama Bello-Guayabal-Ancón. 

Hacia finales del año, estará entrando en operación nuestra planta de tratamiento de aguas residuales en Bello, la más grande que habrá en Colombia. Con ella, 75% de las aguas residuales que se producen en Medellín serán debidamente tratadas. Y finalmente, seguir avanzando en nuestro proyecto Hidroituango para que a final del año esté ejecutado en 80%. Hasta el momento, ha avanzado 70% y estamos siguiendo el cronograma establecido.

¿De cuánto será la inversión para este año?
Para 2017, nuestros proyectos de inversión en infraestructura son cercanos a $2,5 billones. Para 2018, en unas cantidades muy similares. 

La opinión

Andrés Taboada
Presidente de la Cámara Colombiana de Energía 
“EPM y varios operadores pueden técnica y gerencialmente hacerse cargo del mercado del Caribe. El problema es la restricción normativa de 25%”.