Abril de 2025

Hoy se habla de salvar Air-e, que opera en un sector de la Costa Atlántica, pero poco de los esfuerzos de Afinia por honrar su promesa de llevar un mejor servicio de energía eléctrica a más de 1,8 millones de usuarios en Bolívar, Córdoba, Sucre, Cesar y 11 municipios de Magdalena, a pesar de la cartera morosa, lo que le adeuda el Gobierno Nacional y las deudas del sector oficial con la empresa. Su gerente, Ricardo José Arango Restrepo, resume esa situación en una frase: “el problema del sistema eléctrico del Caribe no es de una sola región”.

“Para Afinia, garantizar energía confiable no es únicamente una obligación operativa, sino una condición básica para el desarrollo de la región. El respaldo del Grupo EPM garantiza solidez técnica, experiencia y credibilidad ante el mercado. Esas ventajas son el punto de partida para apalancar las inversiones y capacidades que exige el Caribe”, manifiesta. En diálogo con Conexión, el gerente de Afinia habla sobre los retos de la empresa.

¿Cómo va la ejecución del plan de inversiones?

Hemos ejecutado un plan de inversiones histórico, enfocado en modernización de infraestructura, fortalecimiento de redes, digitalización y reducción de pérdidas. En los últimos años hemos invertido $3,2 billones, eso es 213 % más de lo que invirtieron otros operadores en 10 años. Mantener este ritmo es clave para responder a la creciente demanda y a la transición energética, y requiere el compromiso de todos.

¿Cómo le fue a Afinia en 2025 en recaudo y flujo de caja?

Fue un año especialmente retador, tanto en lo financiero como en lo operativo, marcado por el esfuerzo de retomar la dinámica en la gestión de pérdidas, avanzar en la masificación del sistema prepago y consolidar otros frentes estratégicos clave. Pese a todas las complejidades en medio de la coyuntura del sector eléctrico, logramos sostener la operación, cumplir compromisos financieros clave y avanzar en inversiones prioritarias. El recaudo incrementó 2.1 % acumulado en el año, sin embargo, sigue siendo un desafío estructural que impacta directamente el flujo de caja y limita la capacidad de acelerar inversiones. La sostenibilidad financiera del negocio depende de la mejora de estos indicadores.

“En 2025 Afinia registró un recaudo del 81,4 %. El mayor desafío sigue siendo los estratos 1, 2 y 3, y en particular las zonas subnormales, donde el nivel de pago no supera el 5 %”

¿Qué impacto ha tenido la cartera morosa y la cultura de no pago en la estabilidad financiera?

Estos factores en ciertos segmentos constituyen grandes riesgos para la estabilidad financiera. Cada peso no recaudado es un peso que no se invierte en modernización de redes, calidad del servicio o transición energética. Afinia ha logrado sostenerse gracias al respaldo del Grupo EPM, que por cinco años ha financiado la operación ante el no pago oportuno de subsidios y las deudas del sector oficial, hoy superiores a $384.000 millones. El mayor foco se concentra en las zonas subnormales, con cerca de 165.000 familias y un recaudo del 5 % que representa un impacto anual de unos $360.000 millones; el estrato 1, pese a mejorar un 6 % frente a 2024; y el estrato 2, cuya cartera supera los $350.000 millones”.

¿Hay suficiencia en los subsidios para garantizar el servicio en estratos 1, 2 y 3?

Los subsidios son fundamentales para garantizar el acceso al servicio de energía a los hogares más vulnerables. Sin embargo, su suficiencia y, especialmente, su oportunidad en el pago es determinante. Cuando los subsidios no se reconocen o se retrasan, se genera una presión financiera sobre las empresas distribuidoras. En lo corrido de 2026, los subsidios no han sido pagados, lo que ha obligado a recurrir a estrategias financieras de mayor costo, que también tienen límites.

¿Cuáles son hoy los principales riesgos regulatorios y financieros de Afinia?

La insuficiencia y los retrasos en el pago de subsidios, la presión sobre los costos de la energía, los altos niveles de pérdidas —que se ubican en 29,1 %, entre los más altos del país— y la complejidad regulatoria para operar en territorios con rezagos históricos. A esto se suma la necesidad de reglas más claras y ágiles que permitan viabilizar inversiones en redes, especialmente en la región de mayor crecimiento económico del país, como el Caribe.

¿Se requieren ajustes regulatorios para viabilizar el modelo de distribución en la región?

Sí. La región tiene particularidades sociales, climáticas y económicas que requieren un enfoque regulatorio diferencial. Se necesitan ajustes que reconozcan estos retos, permitan mayor flexibilidad operativa y aseguren condiciones que hagan viable la prestación del servicio con calidad, sostenibilidad y equidad.

Es evidente que el problema NO es el operador de red y que la solución pasa por el reconocimiento de las condiciones socioeconómicas de la región y la expedición de políticas públicas que eliminen las zonas especiales (subnormalidad eléctrica), garanticen el orden público para realizar los trabajos, compensar por parte del resto del país esas condiciones económicas inferiores de la población, expresas en informalidad, desempleo, ruralidad y baja densidad, condiciones climáticas diferentes y de mayor exigencia, entre otras.

¿Qué papel juega la relación con las autoridades locales y el Gobierno Nacional?

La relación con las autoridades es estratégica. La estabilidad del sistema eléctrico no depende solo de la empresa, sino de un trabajo articulado con alcaldías, gobernaciones y el Gobierno Nacional. Hemos adelantado un plan de relacionamiento que involucra a todos los actores, con un objetivo claro: hacer entender que el sistema eléctrico del Caribe no es un problema exclusivo de una región o de una empresa, y que la solución no pasa únicamente por la tarifa, sino por una mirada profunda que permita cerrar brechas históricas de subdesarrollo, donde un sistema eléctrico estable es aliado fundamental. Afortunadamente y producto de la renovación del contacto con los entes territoriales y el trabajo articulado ha sido posible obtener más de 300 licencias sociales que han permitido desarrollar trabajos en lugares que anteriormente no era posible acceder.

¿Cómo se inserta Afinia en la transición energética del país?

Afinia es un habilitador clave de la transición energética. Nuestro rol es garantizar que la red esté preparada para integrar nuevas fuentes de generación, especialmente renovables, de manera segura y confiable. La transición no ocurre solo con plantas solares o eólicas; requiere redes robustas, planeación y sostenibilidad financiera. Hoy existe una alta preocupación por la cantidad de solicitudes en trámite, que superan las 14.000. Crecer en capacidad instalada sin una red adecuada puede generar sobrecargas y afectar la calidad del servicio.

“Hemos ejecutado un plan de inversiones sin precedentes: $3,2 billones en modernizar infraestructura, fortalecer redes, digitalización y reducción de pérdidas”

¿La red actual está preparada para integrar generación distribuida y renovables?

La red se ha venido fortaleciendo, pero aún requiere inversiones adicionales. La integración masiva de generación distribuida y comunidades energéticas exige una red moderna, digitalizada y con capacidad suficiente. Para lograrlo, es indispensable avanzar de manera sustancial en recaudo y reducción de pérdidas, garantizando la sostenibilidad financiera que permita seguir invirtiendo. La corresponsabilidad de todos los actores es clave, especialmente de quienes promueven las energías renovables como una solución de bajo costo, sin un análisis integral del sistema.

¿Qué relación existe entre la calidad del servicio y la competitividad regional?

La energía confiable es un habilitador del desarrollo. Sin un servicio estable y de calidad no hay industria competitiva, empleo ni atracción de inversión. Mejorar la calidad del servicio es fortalecer la competitividad del Caribe y del país. Por eso es clave avanzar en propuestas como la socialización de pérdidas, la obligatoriedad de la energía prepaga para estratos 1 y 2 bajo criterios de protección al usuario, recursos para la normalización de redes subnormales (PRONE), regulación diferencial para el Caribe y la corresponsabilidad de los entes territoriales y del Gobierno Nacional frente a las zonas especiales.

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