Afinia, empresa prestadora del servicio de energía eléctrica, filial del Grupo EPM, tiene el objetivo de llevar energía de calidad a todos los clientes atendidos en Bolívar, Córdoba, Sucre, Cesar y 11 municipios del sur del Magdalena.
Gracias al respaldo del Grupo EPM, a su equipo profesional, a la innovación y alta tecnología adquirida a través de su experiencia en el sector, Afinia, que inició sus operaciones el 1.° de octubre de 2020, busca ejecutar procesos que permitan priorizar el acceso a electricidad de calidad para todos los habitantes, circunscrito en la continuidad del servicio y la atención de los requerimientos de sus usuarios.
Por lo tanto, respondiendo con sus objetivos, Javier Lastra Fuscaldo, gerente general de Afinia, habló con El Espectador acerca de la empresa, sus retos y las tarifas de energía.
¿Cómo han promovido la transición energética en el Caribe en sus dos años de operación?
El plan de inversión que adelanta Afinia claramente promueve de forma importante la transición energética, preparando esa autopista eléctrica que requiere como plataforma para su desarrollo. El plan de inversión adicional ha logrado mejoras sustanciales en la prestación del servicio en la región Caribe con la reducción en los indicadores de calidad del servicio y pérdidas de energía, aumentando la confiabilidad del sistema, lo que permitirá la conexión de proyectos con fuentes no convencionales (FNCER) de diversas escalas de manera distribuida, conllevando a que todo tipo de usuarios puedan continuar recibiendo el producto que consumen actualmente, pero también provean productos al sistema, como son la venta de excedentes de energía, respuesta de demanda y almacenamiento, entre otros; y, a su vez, también reciban productos adaptados a sus necesidades, tarifas dinámicas que varían según el comportamiento de consumo y prepagar los importes del consumo según sus necesidades, entre otros.
¿Cuál ha sido su inversión en términos de reparación e infraestructura para garantizar el servicio de calidad a sus usuarios?
No se debe perder de vista que las inversiones que adelanta Afinia tienen como fin atender las necesidades históricas del sistema relacionadas principalmente con la reparación de la infraestructura eléctrica deteriorada que recibimos, el crecimiento de la demanda y la mejora de la calidad y confiabilidad del servicio, así como atender las solicitudes de incorporación de proyectos que estaban en curso al inicio de la operación de la compañía.
Desde el inicio de operación de Afinia las inversiones acumuladas son cercanas a $1,2 billones, que se reflejan en el sistema de distribución en la entrada de tres nuevas subestaciones, 21 nuevos circuitos, la instalación de 1.782 transformadores de distribución y 25 transformadores de potencia, entre otros activos. Adicionalmente, para mejorar la operación del sistema, la empresa acometió inversiones en proyectos de tecnología y de procesos que permiten tener una atención más oportuna de las averías e integrar y homologar las mejores prácticas del grupo EPM.
Háblenos sobre la cadena de valor del mercado energético...
El mercado energético en Colombia, desde mi perspectiva, presenta una madurez y evolución importante desde la expedición de las leyes 142 y 143 de 1994, dado que la institucionalidad del sector se ha fortalecido y los agentes que participan son robustos e, incluso, los mecanismos que prevé la norma para casos en los cuales la empresa no cumpla con su fin de prestar el servicio han demostrado su efectividad en hechos recientes como Termocandelaria, Emcartago y Electricaribe. Es importante preservar esa cadena de valor que ha logrado una madurez importante a lo largo de los años. Realizar cambios en ella podría tener efectos negativos en la prestación del servicio y, en consecuencia, en los usuarios, lo que implicaría retrasar la transición energética por la cual atraviesa el país.
Afinia presenta una importante reducción en las horas de interrupción del servicio. ¿Cuál es el porcentaje? ¿Cómo lo lograron y cuál es su meta?
Efectivamente, las reducciones en los indicadores de calidad del servicio son notorios en la región. En el indicador promedio de la duración de las interrupciones (SAIDI) de 121,85 horas de referencia para el mercado al inicio de la operación de Afinia esperamos llegar a las 84,5 horas al cierre de 2022; es decir, un porcentaje de reducción del 30,6 %. Igualmente sucede con el indicador promedio de la frecuencia de las interrupciones (SAIFI), que inició en 105,67 veces y esperamos cerrar en el 2022 con 68,7 veces; lo que representa una reducción del 35 %. El fruto en la mejora de los indicadores de calidad del servicio es un conjunto de los siguientes frentes de acción: primero, la ejecución de los proyectos en el plan de inversión que consolidan los indicadores en el largo plazo; segundo, un plan robusto de mantenimiento de los activos existentes; tercero, acciones preventivas que mitiguen cualquier posibilidad de falla con planes de poda de árboles, lavado continuo de activos debido a la salinidad de la región y detección de posibles puntos de fallas, entre otros; cuarto, mejora en los procesos con la sistematización que permita ubicar fallas en el menor tiempo posible y, por último, ampliar la disponibilidad del recurso humano en terreno capacitado con los insumos necesarios para atender las emergencias que se presenten en la región.
En caso de contar con los recursos requeridos para adelantar las obras aprobadas por la CREG y los gastos previstos en el plan de negocio, Afinia proyecta para el 2025 reducir los indicadores en promedio de calidad del servicio en el peor de los escenarios igual a las exigencias regulatorias; sin embargo, apunta a una reducción más pronunciada que la solicitada por la entidad regulatoria.
¿Cuál es el objetivo de la compañía a 2025?
Tenemos cuatro perspectivas importantes en la organización: generación de valor: tiene como objetivo incrementar el valor para la organización y los grupos de interés. Clientes y mercados: cuyo propósito es el crecimiento de la organización en cuanto a mercados, negocios y soluciones, así como entregar una experiencia única y positiva a nuestros usuarios y, así mismo, establecer vínculos colaborativos con los grupos de interés. Operaciones: la meta es lograr una gestión efectiva de las operaciones de la compañía y optimizar el desarrollo de los proyectos. Aprendizaje: es un aspecto fundamental en el que se desea desarrollar integralmente las capacidades organizacionales.
Ahora bien, ¿cómo calculan el costo unitario de prestación de servicio de energía?
Afinia, como cualquier otro prestador del servicio de energía eléctrica a nivel nacional, realiza el cálculo del costo unitario de prestación del servicio según las normas que la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) expidió para su reglamentación. Es un proceso altamente controlado, en el cual los insumos en gran parte son publicados por XM, expertos del mercado, y el desarrollo del cálculo es remitido por las empresas mensualmente a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD), que en sus funciones de control y vigilancia se encarga de validar que el cálculo realizado esté acorde con la normatividad vigente.
El cálculo del costo unitario es una agregación de los costos eficientes de cada uno de los actores que participan en su prestación del servicio de energía, que de manera agregada corresponde a: componente de generación, que resulta de la acumulación del costo de la energía comprada por el comercializador mediante los mecanismos existentes; en contratos, en el mercado spot o bolsa, en las subastas adelantadas por el Ministerio de Minas y Energía para productores con fuentes no convencionales de energía y en los suministros de autoproductores (AGPE). Componentes de transmisión y distribución: corresponden al reconocimiento de los costos en que incurren las empresas en construcción de la infraestructura eléctrica, los cuales se valoran con base en los costos y en la tasa de remuneración de la actividad que establece la CREG. Componente de comercialización: se reconoce el costo de la gestión financiera representada en el pago a los generadores, transportados y distribuidores, riesgo de cartera del mercado; y el costo operativo de atender a cada usuario representado en la lectura del medidor, facturación (impresión y reparto), medios de atención (oficinas comerciales o call center, entre otros).
Ahora bien, existen dos costos asociados a la prestación del servicio, correspondientes a las pérdidas de energía y restricciones: El componente de pérdidas reconoce la energía comprada por el comercializador, pero que no es facturada y se descompone en dos motivos: técnicas, que son las pérdidas propias de transcurrir la energía por las redes eléctricas, y las no técnicas, que corresponden a la energía consumida de forma indebida.
La normatividad vigente establece un reconocimiento de pérdidas según el nivel de inversión y el nivel de pérdidas a una fecha de corte con una senda de desmonte en 10 años. Para empresas con altos niveles de pérdidas como son las de la región Caribe, la medida tiene como objetivo que la entidad prestadora tenga los recursos económicos para que lleve a cabo las inversiones necesarias que eliminen de forma definitiva el flagelo del hurto de energía y, a su vez, en especial para la región Caribe, la normativa en su régimen especial contempla que en el caso de que las reducciones en las pérdidas de energía por parte de la empresa sean mejores a la prevista en la senda establecida por la norma, dicha eficiencia se traslade a los usuarios, lo que redunda en un menor costo.
Por último, las restricciones corresponden al costo de la generación que se requiere para garantizar la operación segura del Sistema Interconectado Nacional. En el caso de la región Caribe las necesidades son más importantes, dado que existen limitaciones en el Sistema de Transmisión Nacional (STN) y en el Sistema de Transmisión Regional (STR) que restringen el flujo de energía requerida para atender su demanda, para lo cual se requiere generación localizada. En la región Caribe se trata de plantas térmicas.
¿De qué depende que haya un costo mínimo y un costo máximo para sus usuarios?
El costo de prestación del servicio de energía para un mercado de comercialización es único y obedece a un cálculo altamente regulado. Para el mercado de Afinia, el valor resultante publicado en octubre de 2022 fue de $822/kWh; sin embargo, la CREG dispuso de un mecanismo para el mercado regulado (usuarios residenciales, comerciales e industriales con consumos inferiores a 55 MWh) que de forma optativa el comercializador difiere en el largo plazo los incrementos que se deriven de las condiciones del mercado o de actualizaciones normativas que cambien los costos reconocidos, denominado “Opción Tarifaria”, cuyo costo en octubre de 2022 fue equivalente a $798/kWh.
Cabe resaltar que, a pesar de que las empresas comercializadoras brindan a sus usuarios un costo inferior al máximo permitido, la empresa debe cumplir con sus obligaciones con los agentes del mercado; es decir, debe pagar a los generadores, transportadores y distribuidores de energía. En el caso de empresas distribuidoras y comercializadoras de energía como es Afinia, debe suplir los costos no cobrados a los usuarios con recursos propios o con financiamiento que le permitan cumplir con los planes de inversión que establece la norma. Es importante señalar que, a la fecha, la compañía tiene un saldo en la opción tarifaria de $1,2 billones.
¿Cómo serán las tarifas en diciembre y principios de 2022?
El compromiso de Afinia para noviembre y diciembre de 2022 y enero de 2023 es mantener el costo aplicado a los usuarios en $798/kWh; y a partir de febrero de 2023 su aumento corresponderá al valor que incremente el índice de precios al productor (IPP) conforme a lo definido por la CREG en las medidas expedidas dentro del Pacto por la Justicia Tarifaria hasta septiembre de 2023.
Posterior a ello, esperamos en conjunto con el Gobierno Nacional tener una solución para aliviar el costo cobrado a los usuarios y asegurar los recursos financieros para las empresas prestadoras del servicio de energía eléctrica, dado que mantener el costo aplicado a los usuarios en los montos citados significará un incremento en el saldo de la opción tarifaria equivalente a $1,4 billones, lo que representa para la compañía un esfuerzo financiero importante; más aun, cuando el flujo de pago de subsidios de energía eléctrica a la fecha mantiene un rezago de un trimestre; es decir, el valor aplicado a los usuarios por subsidios en un año queda pendiente para el siguiente año en el último trimestre, habiendo la compañía pagado todos los costos que representa haber suministrado la energía a los clientes.
Aquí puede encontrar más información.