Plataforma de generación eléctrica a partir de GNL de 280 MW con un contrato de suministro energético firme de 20 años indexado al dólar estadounidense

El sistema eléctrico de Colombia tiene una estructura vulnerable: alrededor del 80 % de la generación es hidroeléctrica, el mayor yacimiento de gas del país (en producción desde 1977 y que suministra aproximadamente el 80 % de la producción nacional) está en declive, y las sequías provocadas por El Niño suelen hacer que los precios al contado superen los 0,20 USD/kWh. Para garantizar el suministro, el regulador adjudica Obligaciones de Energía Firme (OEF) a largo plazo a través de un mecanismo de subasta de fiabilidad en vigor desde 2008. Se trata de contratos a 20 años denominados en dólares estadounidenses e indexados a la inflación, que se han convertido en una de las fuentes de ingresos energéticos más rentables de Latinoamérica. En este contexto, una empresa privada y familiar dedicada al desarrollo energético ofrece a los inversores la posibilidad de participar en una plataforma integrada de «LNG-to-Power» en la costa caribeña de Colombia, respaldada por un contrato de Energía Firme adjudicado en la subasta nacional de 2026.

Aspectos destacados de la inversión

• denominado en dólares estadounidenses, indexado al índice de precios al productor (IPP) +2,5 % anual, sin riesgo de tipo de cambio; ingresos anuales básicos de 41 millones de dólares y 1.200 millones de dólares acumulados a lo largo de la vigencia del contrato
• garantiza un suministro del 100 % durante los episodios de escasez provocados por El Niño
• Ampliación autorizada a 2.240 MW netos (2.500 MW brutos): el único proyecto de generación de energía a partir de GNL en el proceso de subasta de energía firme de Colombia
• Terminal dedicada de importación de GNL mediante FSRU: 170 000 m³ de almacenamiento / 400 000 MCF al día de regasificación; valor de mercado de 320 millones de dólares, sin ningún gasto de inversión adicional para el proyecto eléctrico
• Tres fuentes de ingresos relacionadas entre sí a partir de una misma base de activos: ingresos por energía contratada , margen de venta de gas de la FSRU (1,18 USD/MCF) y la rentabilidad propia de la terminal (objetivo >: un 18 % de ROE)
• Fase avanzada de desarrollo: contrato EPC (195 millones de dólares) y tecnología de motores ya seleccionadas; interconexión de 220 kV <a 500 m del emplazamiento; construcción prevista a partir de 2027
• Flexibilidad con una inversión de capital reducida: la FSRU puede ser de propiedad propia o alquilarse mediante un contrato de arrendamiento a largo plazo (entre 47 y 57 millones de dólares al año)

Descripción general de la plataforma

La plataforma reúne tres activos complementarios bajo un mismo grupo propietario. La fase 1 es una central de motores alternativos bicombustibles de 280 MW netos (3 × 94 MW) con una obligación de suministro energético firme (FEO) adjudicada por 20 años; la puesta en servicio comercial (COD) anticipada está prevista para finales de 2027-2028 y la COD contractual para 2029. La fase 2 es una ampliación homologada alimentada con GNL de 2.240 MW netos, conectada a la red nacional de 500 kV. Ambas se abastecen mediante una unidad flotante de almacenamiento y regasificación (FSRU) dedicada, situada en un complejo portuario caribeño de aguas profundas con acceso directo por gasoducto a la red nacional de gas. Además de abastecer a las centrales, la terminal suministra hasta 400 000 MCF/día de gas regasificado a empresas de servicios públicos nacionales y usuarios industriales, por lo que la misma infraestructura genera un segundo margen independiente. La estructura permite una financiación de proyectos sin recurso respaldada por el flujo de ingresos contratado durante 20 años.

Oportunidad de mercado

El mercado del gas de Colombia tiene un déficit estructural de suministro. La producción nacional está bajando a medida que se agota el yacimiento principal, y la única terminal de regasificación de GNL que hay en el país solo da servicio a tres centrales eléctricas. Las empresas de servicios públicos, los distribuidores de gas y los consumidores industriales buscan activamente un suministro garantizado a largo plazo, mientras que el regulador sigue adjudicando contratos de energía firme a la capacidad térmica capaz de respaldar la red, que depende en gran medida de la energía hidroeléctrica. La ubicación de la plataforma es la única viable en el Caribe que combina un puerto de aguas profundas, un clúster de generación ya existente y conectividad mediante gasoductos, lo que la posiciona como el sustituto natural del suministro nacional en declive y como un activo estratégico para los actores del sector del GNL (transporte y distribución), el comercio y la energía que se incorporan al mercado andino.

Resumen financiero

Métrico	Valor	Fundamentos
Volumen contratado	~6.500 MWh/día	Compromiso energético firme, 20 años
Ingresos básicos del primer año	~41,1 millones de dólares	PCVS: 16-17 USD/MWh, indexado al IPP + 2,5 % anual.
Ingresos acumulados en los últimos 20 años	~1.2 mil millones de dólares	2029-2049, en dólares estadounidenses
Valor del contrato EPC de la fase 1	~195 millones de dólares	Contrato EPC consolidado
Valor de mercado de las FSRU	~320 millones de dólares	Inversión en capital fijo adicional nula para el proyecto energético
Coste de inversión de una terminal de GNL	< 325 millones de dólares	O un contrato de alquiler a largo plazo por entre 47 y 57 millones de dólares al año.
Margen de venta de gas	~1,18 USD / MCF informo	Hasta 400 000 MCF al día
Rentabilidad objetivo	> 18 % de rentabilidad sobre recursos propios (ROE)	Proyecto de importación de GNL
Hitos clave	2027-2028 / mediados de 2028 te cuento	Construcción de la fase 1 y puesta en servicio anticipada/puesta en marcha de la terminal

Partida presupuestaria (millones de dólares)	Año 1 (2029)	Año 5 (2033)	10.º curso (2038)	Año 15 (2043)	Año 20 (2048)
Ingresos de Firm Energy (OEF)	41,1 $	49,0 $	61,1 $	76,1 $	94,8 $
Operaciones y mantenimiento fijos de la central eléctrica	(8,5 $)	(9,4 $)	(10,6 $)	(12,0 $)	(13,6 $)
Seguros, gastos generales y administrativos, arrendamientos de terrenos	(3,0 $)	(3,3 $)	(3,7 $)	(4,2 $)	(4,8 $)
EBITDA	29,6 $	36,3 $	46,8 $	59,9 $	76,4 $
Margen EBITDA	72.0%	74.1%	76.6%	78.7%	80.6%
Amortización (línea recta a 20 años)	(11,0 $)	(11,0 $)	(11,0 $)	(11,0 $)	(11,0 $)
EBIT	18,6 $	25,3 $	35,8 $	48,9 $	65,4 $
Gastos por intereses de deuda senior	(11,6 $)	(9,5 $)	(5,9 $)	(0,9 $)	0,0 $
EBT	7,0 $	15,8 $	29,9 $	48,0 $	65,4 $
Impuesto sobre sociedades (35 %)	(2,5 $)	(5,5 $)	(10,5 $)	(16,8 $)	(22,9 $)
Beneficio neto	4,5 $	10,3 $	19,4 $	31,2 $	42,5 $
(+) Amortizaciones y partidas no monetarias	11,0 $	11,0 $	11,0 $	11,0 $	11,0 $
(-) Amortización del principal de la deuda senior	(5,8 $)	(7,8 $)	(11,3 $)	(16,4 $)	0,0 $
Flujo de caja libre para los accionistas (FCFE)	9,7 $	13,5 $	19,1 $	25,8 $	53,5 $
Índice de cobertura del servicio de la deuda (DSCR)	1,70x	2,10x	2,72x	3,46x	N/A (sin deudas)