En el sistema energético colombiano, pocas compañías tienen una incidencia tan transversal como Empresas Públicas de Medellín (EPM). En esta conversación con su gerente general, John Maya, se abordaron las perspectivas financieras del grupo para 2026 y los retos que enfrenta en su operación fuera de Antioquia, especialmente en el Caribe, donde las pérdidas y la sostenibilidad del negocio siguen siendo el pan de cada día.
También se discutieron los focos de reinversión tras la desinversión en telecomunicaciones, los planes de regasificación en Antioquia, eventuales esquemas de integración energética con Venezuela y su lectura sobre los cambios regulatorios que impactan al sector, desde los planes en estratificación hasta la política tarifaria.
Hidroituango reportó utilidades por primera vez en su historia de $241.000 millones, ¿a qué se debió ese resultado?
Como proyecto, Hidroituango viene desde 2011. Empezamos la construcción y tenía un horizonte de estar en 2028, funcionando las ocho máquinas (turbinas). Es un proyecto de 2.400 megavatios. Eran nueve o 10 años de construcción. Sin embargo, después de la contingencia en 2018, eso trastocó todo el cronograma que teníamos, y a partir de ese año (2018), entonces se toma la decisión de recuperar el proyecto y esta era poner a funcionar sus generadores, sus turbinas para poder aprovechar el río Cauca y la generación de energía.
Eso tardó, después de 2018, hasta 2023, para que pusiéramos a funcionar las primeras cuatro unidades, 50 % del proyecto (1.200 megavatios instalados). Eso hace que empiece a generar energía y a partir de ese momento, con un horizonte de 2027 y 2028, tener en la segunda etapa del proyecto las otras cuatro máquinas. Es decir, en el primer trimestre de 2028 tendríamos ocho máquinas funcionando, 2.400 megavatios. Es la mayor planta en Colombia.
Después de la contingencia teníamos un contrato, con la Sociedad Hidroeléctrica Ituango, que es la dueña del proyecto, en el cual nosotros, como EPM, somos socios con la gobernación de Antioquia y unos accionistas particulares.
Con lo que habíamos establecido originalmente, cómo está la energía, cuál es la proyección del kilovatio-hora, todo ese tipo de cosas, se hace un análisis de cuánto está generando; pero adicionalmente hay unas condiciones que debemos cumplir y si esas no se cumplían en ese contrato, tenían unas penalidades. Entonces, se valora todo eso.
¿Cómo se hace el análisis del costo de la energía, lo que genera, cuánto costaría a los socios versus lo que había que pagar de penalidades? Se hace todo ese análisis y llega el momento en que ya el proyecto empieza a generar utilidades a través de su generación de energía, y eso es lo que se ha publicado en estos días, que ya el proyecto empieza, para la sociedad, a dar esas utilidades.
De ese monto importante de 2025 que fue la generación, la remuneración que se le daría a los socios era del orden de $440.000 millones. Eso hay que hacerle descuento de impuestos, una serie de cosas y quedan $220.000 millones, que es lo que se reparte entre los socios.
Pero se esperaba que diera utilidad años antes
La contingencia es la razón fundamental por la cual en 2018 hay que esperar otros cuatro o cinco años para empezar a generar, pero básicamente es por la contingencia; cuando esta pasó, estábamos en 94 %. En 2025 se dieron las utilidades y esperamos que siga dando.
¿De cuánto fue la inversión para montar las cuatro turbinas restantes?
El proyecto total, cuando fue concebido originalmente, era de $11,2 billones. Eso valían las ocho turbinas. Con la contingencia, nos toca volver a reconstruir eso y vamos en el orden de $23 billones. Es decir, estamos casi que doblando lo que valía inicialmente. Ese es el costo del proyecto.
¿A qué acuerdos han llegado con la Sociedad Hidroituango para garantizar la continuidad del proyecto?
Ese acuerdo fue bueno para las partes, uno de los más beneficiados es Antioquia, porque con esas utilidades genera parte importante. Es como el caso de que 55 % de las utilidades de EPM van para el municipio de Medellín y este lo utiliza en el plan de desarrollo, colegios, vías, hospitales, bibliotecas, todo ese tipo de cosas que están haciendo. Lo mismo le va a pasar a Antioquia. Con esos recursos que le entran de Hidroituango, el departamento los destinará como estime conveniente.
¿Entonces la controversia con Hidroituango llegó hasta ahí?
Con esto está solucionado. Lo que sí hay que tener en cuenta es que hay ciertos parámetros, que es parte importante de ese acuerdo, no los pusimos como que en el tiempo fueran fijos. Pongo uno importante, costo de la energía. Entonces, nosotros podemos hacer una proyección del costo de la energía del kilovatio, vamos a decir que lo vamos a proyectar y hacemos los análisis con (X) plata. Pero cada año, vamos a revisar realmente lo que pasó en el año anterior: cuál fue el costo de a cómo se vendió esa energía.
Ya ninguno sale ‘tumbado’ para hablar en términos antioqueños, sino que es lo real. Entonces, ajustamos cada año con esos precios de energía del año anterior que fueron los reales, habrá momentos en que, hay que dar más plata a la sociedad porque se vendió más caro lo que habíamos propuesto, o menos, hay que tener en cuenta esos valores.
Entonces es un acuerdo justo, racional, que nos deja tranquilos. Nadie asumió, como si pasa algo en términos del costo de la energía u otras variables que se tienen en cuenta en ese análisis que hacemos, sino que es lo real. Lo que pasó el año inmediatamente anterior, eso es como hacemos, clasificamos cuántos son los valores de eso, a volver a tener los valores exactos y entonces en ese acuerdo fue importante saber que cada año hacemos el ajuste de lo que sea necesario.
¿Cómo le fue a EPM en sus resultados financieros?
No puedo dar el balance porque no ha pasado por la Junta y eso tiene que ser aprobado por ella, pero en términos de ingreso va a ser un poco mejor que 2024. El 2025 va a ser mejor, siendo un año complejo desde el punto de vista de muchas variables en el costo de la energía, precio en la bolsa, todo lo que ha implicado, pero vamos a tener unos resultados más altos.
Lo mismo se refleja en transferencias que se dan al municipio. Si el año pasado las transferencias fueron del orden de $2,6 billones, este año puede ser un poco más alto. Vamos bien a pesar de las complejidades. Después de la Junta de marzo podemos hacer el anuncio o la publicación de los estados financieros, pero como digo, en los preliminares, hasta ahora, van a ser un poco mejores.
¿En qué invertirán los recursos por la venta de UNE?
Llegamos a la venta de la participación que teníamos en UNE. Eso fue de $2,1 billones. Teníamos presupuestado en libros como $1,6 billones; sin embargo, fue por encima de $2,1 billones, y cuando se presentó al consejo, y todo el planteamiento de poder enajenar esas acciones, se establecieron como cuatro rubros importantes en los cuales se debería o vamos a destinarlos.
Uno es la valorización de residuos. Vamos a hacer una campaña agresiva en términos de todo esto que nos ha generado o que nos ha han planteado desde punto de vista de la valorización de residuos sólidos con tres elementos importantes. Es decir, una estación de transferencia para todos esos residuos que recolectamos en el Valle de la Aburrá. A La Pradera que es el relleno sanitario nuestro llegan del orden de 3,5 toneladas diarias.
Entonces, en esa estación lo que vamos a hacer es la recolección del Área Metropolitana, se hace una reclasificación para poder tener una valorización de esos residuos, y no estar yendo al relleno sanitario en La Pradera, todo ese número de vehículos que no dejan de ser molestos, tanto en la cantidad como en el desgaste que es un costo importante para nosotros el transporte.
Entonces ya con estación de transferencia vamos a optimizar mucho esa recolección de residuos. Adicionalmente, vamos a tener una planta de economía circular. Ya de esa valorización, cómo lo traducimos en gas, en biosólidos, cómo podemos generar energía y cómo podemos tener metano a través de esa planta.
En La Pradera vamos a tener en esa generación de biomasa, un proceso que se le hace ese biosolido que lo convertimos en metano, que nos va a dar una cantidad más o menos para de ese metano que lo inyectamos a la red para atender más o menos 200.000 viviendas. Ese es un proyecto importante en esa economía circular de lo que vamos a hacer con uno de los recursos generados por la venta de UNE destinado a la valorización de residuos.
El otro tiene que ser con la conectividad. Como EPM, no siendo parte de Tigo y que teníamos unas condiciones en las cuales no podemos competir con ellos, porque éramos socios, pero después de que terminamos esa relación, vamos a aprovechar la red de fibra óptica de telecomunicaciones que nosotros tenemos de conectividad.
Entonces, habrá sectores en que los comercializadores no llegan porque no es rentable. Sin embargo, tenemos unas redes que van hasta las subestaciones que están bien en estos lugares y vamos a aprovechar esa red nuestra para hacer conectividad de colegios, de hospitales y la población, esa última milla que haya un comercializador distinto.
Nosotros servimos como la autopista de todos esos datos, de todas esas comunicaciones, y un tercero hará la comercialización de eso. Lo que queremos también es aumentar esa conectividad de todo el sector periférico de las ciudades en Medellín o en los lugares donde nosotros tenemos estas redes, que es en Colombia, no es solamente en Medellín, porque tenemos en los Santanderes, en Afinia, en el Eje Cafetero. Todo eso lo vamos a utilizar para esa conectividad.
Vamos a tener también un rubro importante para destinarlo a educación. Ya estamos haciendo ese diseño con varias universidades, con gente que conoce del tema. Carreras de cinco o seis años no se van a hacer, sino cursos más cortos de dos o tres semestres que den la oportunidad de empleabilidad, que la gente tenga unos conocimientos que se pueda emplear. Tenemos un número importante que puede ser casi 100.000 estudiantes, que pueden hacer parte de esa visión que tenemos de utilización de los recursos.
El cuarto elemento incluye los fondos, en los cuales incentivamos a los emprendedores, empresas que empiezan con poco, van creciendo y ya ha llegado un momento en que se sueltan y hemos tenido casos exitosos con estos fondos. Parte de los recursos de la venta de UNE irían a ese fondo a seguir incentivando todos estos emprendedores. Estamos haciendo alianzas con empresas importantes dentro del Área Metropolitana para también esa economía circular, reciclaje de residuos, de desechos de construcción, hospitalario y todas las cosas que se pueden aprovechar, entonces estamos haciendo esas alianzas. Esos son los cuatro rubros en los cuales vamos a utilizar lo que salió de la venta de UNE.
¿Adelantan proyectos de regasificación en Antioquia?
Hemos tenido contacto con 10 empresas que quieren poner regasificadoras. Nosotros hacemos el estudio sobre cuáles nos interesan, cuáles no, todo ese tipo de cosas, pero aquí lo que resalta es que EPM para todos ellos es importante, porque en la medida que nosotros hagamos parte de ese proyecto, no como dueños ni en hacer regasificadoras, sino que les compremos el gas, pues eso le da la viabilidad financiera a un proyecto de estos. Hemos participado en 10 proyectos y ya tenemos definido uno o dos.
Pero la pregunta es si específicamente vamos a tener una regasificadora virtual, es que ese gas que viene importado, gas licuado, que viene líquido, se trae en camiones y en Copacabana, donde tenemos nuestra puerta de entrada, nuestro ‘city gate’, vamos a poner una regasificadora que va a convertir ese gas líquido en gaseoso e inyectarlo a la red.
Ese proyecto esperamos tenerlo listo a mediados de 2026 y nos va a dar más o menos una cobertura de 25 % de nuestra de nuestros clientes. Siempre tenemos claro cómo respondemos a nuestros clientes, que no vamos a tener el día de mañana un desabastecimiento de gas. Buscamos varias fuentes, una de ellas es este, lo de Pradera es otra importante, con gas secundario que no son de las grandes fuentes como Ecopetrol, sino de otros de los que compramos gas, de tal manera que eso nos garantice que tenemos gas suficiente para poder atender nuestra demanda.
Entonces, esta regasificación ahora va a ser importante, es un proyecto que tenemos un contrato a cinco años con esta empresa, en los cuales nos van a suministrar este gas, lo regasificamos y lo inyectamos al sistema.
¿Qué inversión es contemplada por el proyecto?
Del orden de $300.000 millones.
¿Cuál es la empresa con la que se asociaron para ese plan de regasificación?
No, en este momento no lo podría decir.
¿Qué asuntos tienen con Canacol?
El contrato con Canacol fue fallido. Desafortunadamente, por haber no haberse hecho realidad ese proyecto, nos generó muchas dificultades, porque ya teníamos con ese contrato garantizado el suministro y el abastecimiento para 10 años.
Sin embargo, cuando eso se cae, nos pone en otra condición de buscar gas por todas partes y un gas que no hay en Colombia, porque antes éramos autosuficientes en gas con los pozos que teníamos en la costa Ballenas y en el Piedemonte Llanero con Cusiana, pero como esos pozos van declinando, esas cantidades que genera Colombia no son las suficientes para atender esa demanda. Proyectos como Sirius, que nos puede dar una autonomía de 50 a 60 años, lo vemos un poco desfasado en el tiempo. Eso va para 2030 o 2032 yendo bien.
Entonces, el abastecimiento de gas, la autosuficiencia ya la perdimos y eso nos implica que tengamos que importar. En esa importación de gas, es ahí donde estamos como definidos. A nosotros Canacol nos genera una dificultad al no tener ese suministro de buscar otras fuentes y con ella, tenemos demandas porque ellos tienen que cumplir con unas condiciones que había en el contrato.
En este momento estamos en litigio con ellos para que nos cumplan con esas penalidades al no haber llegado a poner a funcionar esos pozos.
¿Planean proyectos en Venezuela?
Con Venezuela, a raíz de la entrada de EE. UU. que empieza a tener otra mirada distinta, deberíamos ser unos aliados naturales inmediatos, porque tenemos dos empresas, en Cúcuta, en Norte de Santander, y en Santander, SENS y ESSA, en las cuales estamos en la frontera.
Tenemos líneas de transmisión que van entre Colombia y Venezuela, ya las teníamos, es poner a funcionar esa línea. Desde el lado nuestro está lista, no tiene ningún problema y hay que mirar desde el lado de Venezuela lo mismo que el gasoducto. Hay un gasoducto Antonio Ricaurte que viene por La Guajira que también sería una opción viable, una opción importante para ese déficit de gas que tenemos que podría salir más barato que importarlo y que hacer la regasificación.
Entonces hoy dos temas de energía y gas que a EPM le interesan mucho y estamos dispuestos a mirar esos proyectos. Ya ha habido algunos acercamientos, no se ha tomado ninguna decisión, pero estamos mirando esa probabilidad. Por otro lado, desde el lado colombiano están bien, tanto la subestación como la red, como la línea de transmisión.
¿Siguen apostando por quedarse en el Caribe con su filial Afinia?
EPM siempre que llega a un territorio, su vocación es quedarse ahí. Nosotros no somos esas inversiones golondrinas, llegamos, ponemos bonito y vendemos. Al contrario. La idea es quedarnos por mucho tiempo porque eso es lo que sabemos hacer y eso es parte de nuestra vocación.
Y en ese quedarnos también éramos conscientes en el estudio que se hizo previamente en el Caribe de en qué condición estaban el sistema, las redes en Afinia. Eso nos llevó a que también hiciéramos una proyección de inversiones en aras de mejorar la calidad del servicio. Y de hecho se está presentando esa mejora de la calidad de este.
Nuestros indicadores de calidad los estamos cumpliendo con los de 2027, con inversiones importantes. Nosotros en Afinia en los últimos cuatro años hemos hecho inversiones del orden de $3 billones.
Si lo comparamos y lo quiero traer como referencia, en los últimos 10 años de otras empresas distintas a EPM que habían estado en el territorio, las inversiones en los últimos 10 años de todas, como cuatro o cinco empresas, que habían estaba allá, fueron del orden de $900.000 millones. En cuatro años hemos hecho $3 billones, hemos triplicado lo que esta otra gente hizo.
Eso se refleja en esos indicadores que se están cumpliendo. Uno ve que las campañas políticas en la costa no son como era antes en la calidad del servicio, que se va mucho la luz, sino que es en tarifas, que es otro cuento distinto. Entonces, nosotros tenemos esa responsabilidad, un sistema que responde a esas características o a esos parámetros de calidad del servicio y queremos seguir invirtiendo. Lo que pasa es que hay otras condiciones que nos hacen estar en una situación compleja.
La primera situación es la pérdida de energía. Mientras en Antioquia que tenemos unas pérdidas del orden de 8 %. A nivel nacional el promedio es de 15 %, en la costa es de 29 %, casi 30 %. En el promedio del nivel nacional, estamos duplicando las pérdidas.
Ahí es cuando nosotros llamamos al Gobierno Nacional, que no solamente de estos parámetros intrínsecos al territorio de pérdidas y de recaudo, sino que es que no pagan los subsidios. Los estratos bajos en términos de subsidios los paga el gobierno, pero no lo está haciendo. Entonces, eso se asume desde el punto de vista financiero.
A eso le agregamos, que las entidades oficiales no pagan y deben $300.000 millones a $400.000 millones. Entonces, se vuelve una condición compleja en los cuales a nosotros le decimos a muchos actores y al Gobierno Nacional: para la costa, no solamente para Afinia o Air-e, sino para todo el territorio de costa, tenemos que tener unas condiciones diferenciales.
No puede ser el mismo rasero para todo Colombia cuando las condiciones son distintas a la Costa Caribe y vemos las pérdidas que superan el promedio nacional. Hay que democratizar esas pérdidas por un tiempo determinado, porque si no, nosotros no podemos seguir asumiendo todos esos costos que nos generan también esos recaudos, no tenemos cómo hacer que esa empresa sea sostenible en el tiempo.
Ahí entran otras condiciones distintas al promedio nacional, la regulación, los decretos, el comportamiento. Tenemos una estrategia en la costa que es importante y es la medida prepago, es la única que vemos como inmediata.
Porque es que 91 % de la costa es de estrato cero eléctricamente, subnormales eléctricamente, que son zonas especiales estrato 1 y 2, es decir, 91 %. Ese catalogar o estar en ese estrato 1 lleva a que la informalidad en esos estratos es alta. Entonces, de ese 91 %, mucho es de informalidad, eso quiere decir que la gente lo que gana por la mañana se lo gasta por la tarde.
Cuando le llega una cuenta acumulada de servicios de consumo de un mes, pues la persona dice: si eso no me ganó en el día, ¿cómo va a pagar? Eso no es tan simple de cómo pago, sino de buscar alternativas para que la gente en ese diario pueda tener una porción que lo destine a la energía.
A través de la energía prepago, porque ahí sí, de ese de esos ingresos diarios puede destinar $2000, $3000, $5000 a energía y nunca va a estar desconectado o va a tener esos problemas de no pago de pérdidas, y vamos generando esa cultura de pago, que es otro de los problemas.
En la costa, en el estrato uno, el consumo es del orden de unos 280 kilovatio-hora a 300 kilovatio-hora. Con la connotación es que hasta 173 kilovatio-hora, usted tiene subsidios; el gobierno los paga. Esa diferencia entre 173 kilovatio-hora y 200 kilovatio-hora por decir, llegan las cuentas de $30.000, $40.000 y eso lo pagas, pero en la costa, esa diferencia es de más de 100 kilovatio-hora a tarifa plena, porque eso no está subsidiado. Entonces, ahí es cuando llega con una cuenta de $150.000 o $200.000 por un mes, pero es por el mayor consumo.
Como la gente no tiene esa cultura de pago, no racionaliza el consumo. Entonces, es lo mismo 1 kilovatio-hora que 1000 kilovatio-hora. Los aires acondicionados, los ventiladores, neveras, aires dejan las ventanas abiertas, las puertas abiertas, entonces es lo mismo.
En nuestra campaña importante ya hemos tenido unos buenos resultados de la medición prepago, vamos a poder cambiar esas culturas y poder transformar lo que tenemos en el territorio, que es complejo.
¿Entonces cuál es la solución de raíz?
A la costa Caribe no se puede tratar igual que al resto del país. Hay unas condiciones extremas que son de tiempo, no es de ahora. Allá las empresas que estuvieron, la calidad del servicio de pronto no era su prioridad y la gente también dijo: ¿cómo pago la energía si el servicio es malo?
Ya cumplimos esos estándares de calidad, le demostramos a la gente que sí es posible tener una buena calidad del servicio, pero eso amerita que haya una correspondencia en el pago.
Entonces, el Gobierno Nacional ha entendido, a través de su ministro de Minas y Energía, que es una situación compleja, no todo el mundo al nivel del país puede entender eso, pero si no se llegan a esas decisiones de un trato diferencial a la región Caribe, no solamente Air-e, sino Afinia y todo lo que tenga que ver con el Caribe para poder recuperar esas platas, se tomarán otras decisiones porque no tiene sentido perpetuar pérdidas económicas sin ningún horizonte de recuperar. Es una situación que nos pone a nosotros como EPM a pensar hasta cuánto aguantamos.
Todos los años se hace el análisis o la valoración de la empresa, estas pérdidas son parte de la valoración y como en unidad de empresa, es una de nuestras filiales (Afinia), también nos afecta a la matriz.
¿Qué regulaciones ve necesarias para que la CREG avance con ellas?
La regulación y el entendimiento de ese tratamiento diferencial pasan por la regulación que deben sacar desde la CREG para el tratamiento de la zona Caribe, lo mismo de los decretos que saca el Ministerio y lo mismo lo de Hacienda. La UPME (Unidad de Planeación Minero-Energética) también tiene un papel importante en todos esos proyectos que hay que hacer de líneas de visión.
Esa es la combinación de toda esa normatividad institucional que pasa por la CREG, por Ministerio, UPME, en la que nos tenemos que poner de acuerdo para que esa normatividad sea acorde a las necesidades que tiene esta región Caribe.
¿Cómo ven la medida del Gobierno de la eliminación de los estratos?
Lo vemos bien. Lo vemos bien siempre y cuando sea bien orientado, ¿por qué? Es que pasa y sobre todo en la región Caribe, que esos estratos los define el alcalde.
Entonces el alcalde o un municipio dice: este es estrato 1 cuando puede ser estrato 3 o estrato 3 cuando después estrato 6. Entonces ahí, por ejemplo, inclusive dentro de ese recaudo hay un componente también perverso de la estratificación que tenemos en el territorio, sobre todo en el Caribe, no corresponde a cómo debe ser.
Hay mucha gente que es, entre comillas, de estrato 5 o 6, y está en estrato 3 o 2, entonces está subsidiada. El Gobierno lo que está es dándole plata a la gente que no lo necesita y agrava el problema.
Nosotros le hicimos al Gobierno Nacional una propuesta hace más de dos años cuando entramos a esta administración y le dijimos: esta es una fórmula en la cual la plata del kilovatio-hora que pagamos en Antioquia puede ser la misma que se paga en la costa, que no hay una diferenciación.
En esa composición tarifaria, hay que intervenir en la generación, en la transmisión, en la distribución, en los subsidios, que eso nos corresponde a generadores, a transmisores, es decir, involucraba a todos los actores del ecosistema. Pero como no se hizo caso, entonces están haciendo soluciones puntuales que lo que ha hecho es desestabilizar un sistema que ha venido funcionando desde el apagón de 1992 y 1993.
Nosotros en Colombia no tenemos apagones, comparado con otros países vecinos que los tienen frecuentemente. ¿Por qué? Porque ese sistema ha respondido a las necesidades, pero si se hace una intervención en un nodo puntual del sistema, lo descuadra, y ahí es donde no hay inversiones, no hay inversionistas para responder, que debíamos estar respondiendo a ese descalce que hay entre energía firme y la demanda.
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Pero la inversión dice: ¿cómo va a meter en un proyecto que vale $11 billones o 12 billones como Hidroituango, si no tengo la seguridad de que voy a recuperar esa plata? ¿Por qué? Porque el sistema está empezando al ser intervenido puntualmente en esos nodos. Ahí hay una situación compleja. Entonces, de la pregunta de la estratificación, estamos de acuerdo siempre y cuando sea bien orientada.
