Más activos que nunca

Sumario | En la actualidad, Enlaza cuenta con activos en operación y proyectos en desarrollo, desde la interconexión con Ecuador, en el sur de Colombia, hasta la integración de las energías renovables, en el norte, en La Guajira, conoce el crecimiento de la compañía.

El crecimiento en el negocio de transmisión obtenido por el Grupo Energía Bogotá (GEB) en los últimos años, sumado al potencial de este mercado en Colombia, condujo finalmente a la organización a crear su filial especializada Enlaza, compañía cuyos resultados de operación en tan solo 15 meses comienza a marcar la diferencia.

Conversamos en entrevista sobre el tema con el director de Planeación y Control de Negocio de Enlaza, Juan Jacobo Rodríguez, acerca de los nuevos proyectos de esta empresa de transmisión de energía eléctrica, así como su visión del pasado, presente y futuro de la joven organización en el sector.

¿Cuál ha sido la evolución en Colombia, en términos de participación de mercado, del negocio de transmisión de energía eléctrica?

Desde que el Grupo Energía Bogotá (GEB) decidió ampliar su participación en el negocio de transmisión, hace unos 15 años, la compañía pasó de tener alrededor del 7% de ese mercado al inicio, con activos de transmisión concentrados cerca a la capital del país y una visión más local; a tener hoy alrededor del 21%, con una visión más nacional, como participante activo de las convocatorias de la Upme y capacidad para desarrollar, por tanto, de manera adecuada y con todas las herramientas requeridas, proyectos en diferentes zonas del país.

En la actualidad, tenemos activos en operación y en desarrollo desde la interconexión con Ecuador, en el sur de Colombia, hasta la interconexión de las energías renovables, en el norte, en La Guajira.

En ese camino, ¿Cuál ha sido la evolución del crecimiento en términos de activos?

Muy significativo. De hecho, el GEB pasó en ese mismo lapso de alrededor de 1.000 a 1.200 kilómetros de líneas de transmisión, a los cerca de entre 2.400 y 2.600 kilómetros de líneas que actualmente tiene en operación. Y está construyendo otros 2.000 para poder llegar hacia 2026 a superar en total los 4.200 kilómetros de línea.

Precisamente, el crecimiento del negocio de transmisión dio pie para encargar una empresa exclusivamente para ello, y es Enlaza, con sus regionales Norte, Centro y Suroccidente.

¿Qué factores podemos mencionar del crecimiento de Enlaza?

Hay dos formas para avanzar en este crecimiento. Una, a partir del desarrollo de proyectos, luego de participar con éxito en las convocatorias de la Upme, para desarrollar la infraestructura que requiere el país. Y la otra, tiene que ver con la adquisición de activos, que no es tan común, pues resulta de procesos de otras compañías que después de operar como adjudicatarias -por 25 años- una infraestructura necesaria en el sistema (STN), deciden con sus inversionistas salir del activo.

Eso nos pone en dos formas de competir, una es desarrollando proyectos como adjudicatarios de convocatoria y la otra, mediante adquisición de algunos activos que ya están en operación. No es común, sin embargo, el grupo ha sabido encontrar esas oportunidades, las ha ido adquiriendo y eso le ha permitido fortalecer sus procesos en el país.

¿Cuáles son los principales activos adquiridos por la empresa y cuál es su impacto en el mercado?

En la región suroccidente, dos adquisiciones. La primera hace unos tres años, de las subestaciones Betania y Tuluní, y sus líneas asociadas. Y más recientemente, en 2023, en la regional Norte, las subestaciones San Juan y en 2022, los activos asociados al refuerzo Sistema de Transmisión Regional (STR) Riohacha-Maicao y Maicao-Cuestecitas.

El caso de la regional Norte es muy relevante, porque históricamente no tuvo la infraestructura suficiente para atender su demanda. Era una región deficitaria de redes de transmisión que hoy tiene el desafío más grande y es, abastecer al resto del país, a esto es lo que hemos denominado la corriente de la transición energética, donde en el norte del país encontramos el recurso eólico, el recurso solar, y para poder aprovecharlo, se requieren desarrollar muchas más redes.

Entonces claramente para nosotros, como negocio de transmisión, esa zona del país es supremamente importante, con un potencial de mercado muy grande y al cual hemos apuntado para consolidarnos y estructurar un clúster de activos que nos permita ser muy competitivos en esa región, ya que sabemos que por ahí va a pasar el proceso de transición energética, se van a necesitar las redes y es donde podemos aportarle al sistema interconectado y al país, para que pueda operar de manera adecuada y avanzar en todo este proceso de financiación.

¿Esos nuevos activos, esa infraestructura nueva que adquiere la compañía y las nuevas redes, el objetivo final cuál es?

Algunos de estos activos que hemos adquirido, tienen objetivos o propósitos diferentes en el sistema. Algunos propósitos, como en el caso de San Juan, una subestación que se configura para mejorar la incorporación de proyectos de energía renovables, ahí se van a estar integrando algunos proyectos de energía solar, que ya tienen punto asignado por la Upme. Y adicionalmente, con otra infraestructura que se conecta al sistema de transmisión regional, mejorar la disponibilidad del sistema de transmisión para esta zona del país que tanto lo necesita.

Entonces es como un doble propósito, incorporar energías renovables y fortalecer el sistema de transmisión regional.

En el caso de Huila, donde adquirimos la subestación Tuluní y Betania, también básicamente, el propósito es atender la demanda, ahí no hay tanto de incorporación de renovables, pero sí es fortalecer el sistema de transmisión nacional para que pueda atender de manera segura y confiable toda la demanda que se requiere.

Así mismo, recientemente finalizamos la obra de La Loma STR, y ese activo tenía por fundamento poder mejorar toda la condición operativa del sistema de transmisión regional del operador, que en este caso es Afinia, es decir, permite desde el sistema de transmisión regional mejorar toda la condición operativa, los niveles de tensión, disminuir las pérdidas y que de esa manera se puede atender la demanda que se tiene en el Cesar.

¿Qué se espera lograr para este año? ¿Qué sigue?

Nosotros tenemos una meta, como negocio, dentro de nuestra estrategia hacia 2030. Esa meta básicamente contempla que debemos estar aportando al EBIDTA del Grupo un billón de pesos, provenientes del negocio de transmisión.

Para este año, luego de la incorporación de estos activos que hemos venido adquiriendo, como fueron Betania, Tuluní, la subestación San Juan, el refuerzo del STR, de Riohacha-Cuestecitas y Riohacha Maicao, estamos en un EBIDTA aproximadamente de 750 mil millones de pesos, es decir, todavía tenemos una brecha versus esa meta del 2030, para lo cual vamos a seguir trabajando en finalizar los proyectos adjudicados; seguir buscando oportunidades de negocio de algunos activos y podamos avanzar.

Estamos optimistas que vamos por una buena senda, sin embargo, todavía hay que hacer un esfuerzo significativo para poder alcanzarla, y es fundamental avanzar y finalizar las obras que tenemos en nuestras manos. Dentro de esas está el proyecto Colectora, muy relevante para poder incorporar todas las fuentes de energía renovables de La Guajira, y que a partir de que este proyecto esté listo, seguramente vamos a tener otras oportunidades para conectar más proyectos renovables.

Asimismo, estamos trabajando para poder finalizar los proyectos Sogamoso y Norte, que tanto necesitan Bogotá y la región para poder operar de manera adecuada, aumentar esos límites de importación y exportación de energía y dar una seguridad de este servicio público a la población. Por otro lado, estamos gestionando arduamente el proyecto Refuerzo Suroccidental, que permitirá llevar energía desde Antioquia, básicamente la que se genera en Ituango y en el norte de este departamento hacia el suroccidente del país, para poder obtener beneficios en términos de competitividad económica y el menor uso de fuentes térmicas, lo que aportaría también a la disminución de las emisiones al ambiente.

¿Qué amenazas y riesgos tiene esta estrategia?

Este es un negocio que tiene un reto muy significativo para el desarrollo de la nueva infraestructura. Todo lo que tiene que ver con el proceso de licenciamiento ambiental, negociación predial y socialización en los diferentes territorios es fundamental. Ahí necesitamos mucho apoyo y articulación con todas las entidades de Gobierno y las comunidades, para poder desarrollar estos proyectos.

Estos proyectos tienen un beneficio fundamental y es que en la medida en que el sistema tenga más redes, vamos a tener más flexibilidad para poder llevar la energía desde donde se produce a donde se consume, y lo estamos viendo en estos períodos de Fenómeno del Niño, por la escasez de agua en algunas regiones del país. Probablemente si hubiéramos podido desarrollar algunos de estos proyectos de transmisión que hoy están en ejecución, la condición energética de estas zonas sería mucho mejor y más favorable.

Necesitamos avanzar en la incorporación, ya, de los proyectos de energía renovables del norte del país, esta es una energía que se estaba esperando para el año 2023, 2024, y que si no desarrollamos la infraestructura de transmisión el país no va a poder contar con ella.

En la medida en que no tengamos esa energía estamos asumiendo riesgos de desabastecimiento en algunas regiones del país o de tener una energía más costosa, porque lo que va a ocurrir es que la capacidad que tenemos actualmente se va a ir estrechando, pero la demanda sigue creciendo muchísimo. Entonces, ese es un riesgo en el cual deberíamos trabajar todos, el Gobierno, las empresas de energía, los territorios, para tener la infraestructura de transmisión que Colombia necesita y merece por sus cualidades geográficas que le permiten tener una matriz energética altamente renovable.