Invierte en el Futuro Energético de Colombia
USD $10 millones en 36 meses para desplegar la primera plataforma de «cooperativa energética en caja» de América Latina, con 30% de participación económica comunitaria garantizada por contrato en cada proyecto.
Qué retorno es cuál — léalo antes de cualquier cifra de esta sección
La TIR objetivo del inversionista institucional es 8-12% (horizonte 7-10 años, escalando a 14-18% en escenarios con cofinanciación FENOGE del 50-60%). Esa es la cifra que aplica a quien invierte en el patrimonio autónomo.
Los simuladores de este sitio (simulador solar, simulador de arquetipos) reportan una «TIR del proyecto»: el retorno sobre el ahorro energético que la comunidad deja de pagar a la red o al diésel. Es otra cifra sobre otra base y no es el retorno del inversionista. Nunca las compare directamente. Ver la reconciliación de ambas bases →
Nada en esta página constituye una oferta, una recomendación ni asesoría de inversión.
Cuatro razones para invertir ahora
Convergencia regulatoria, demanda verificada y ausencia total de un operador integrado en la región
Oportunidad de mercado
El pipeline identificado por CleantechHUB supera los USD $1.000 millones, con más de 400 proyectos evaluados. Sobre una base conservadora de 5.000 comunidades energéticas × 200 kWp × COP $4.000/Wp, el mercado direccionable asciende a COP $4 billones (~USD $1.000 millones); incluyendo almacenamiento y servicios, supera los USD $1.500 millones.
Las tarifas eléctricas subieron 60,5% entre 2020 y 2025 (de COP $491/kWh a COP $789/kWh promedio nacional; COP $900-1.150/kWh en el Caribe), mientras el LCOE solar global llegó a USD $0,043/kWh. La paridad de red ya se alcanzó ampliamente.
La ventana regulatoria
El Decreto 2236 de 2023 reconoció a las comunidades energéticas como personas jurídicas para generación colectiva o distribuida (AGRC y GDC).
La Resolución CREG 101 072 de 2025 (6 de abril de 2025) las integró al SIN y a las ZNI, con un máximo de 5 MW por comunidad, habilitando la agregación virtual de fronteras, más de 500.000 familias y una meta de al menos 1 GW adicional de capacidad FNCER.
La Fase 1 se estructura a 36 meses deliberadamente para atravesar la transición administrativa: los PPA se diseñan independientes de los incentivos regulatorios, de modo que CREG 101 072 sea un acelerador y no un prerrequisito.
Ventaja de primer motor
No existe ningún operador de «cooperativa energética en caja» en América Latina. Las comunidades que quieren formarse carecen simultáneamente de asistencia técnica, estructuración financiera y acceso a capital — y ninguna oferta actual resuelve las tres barreras a la vez.
La evidencia está en la brecha: de 18.471 solicitudes sólo 285 se constituyeron (tasa del 1,5%). La hipótesis de CTH es que se trata de un cuello de botella de capacidad — de procesamiento en la CREG y de asistencia técnica —, no de falta de demanda. Esa hipótesis se diagnostica, no se asume: es la puerta go/no-go de la pre-inversión de USD $50K en los meses 0-6.
Garantía estructural de impacto
El 30% de propiedad económica comunitaria no es una meta aspiracional: está codificado en el contrato de fideicomiso y en los estatutos de cada SAS, vía Certificados de Participación Comunitaria (CPCs).
Los flujos comunitarios son automáticos (cascada contractual, no discrecional); la representación comunitaria en el comité fiduciario es obligatoria; la participación no puede diluirse sin aprobación unánime. Es derecho contractual, no buena voluntad — la diferencia fundamental frente a los modelos de «beneficio comunitario» discrecionales.
La paridad de red ya se alcanzó
Las tarifas eléctricas subieron 60,5% entre 2020 y 2025 —de COP $491 a COP $789/kWh en promedio nacional, y COP $900-1.150/kWh en el Caribe— mientras el LCOE solar global llegó a USD $0,043/kWh. La ventana no es una proyección: es un hecho de mercado.
La brecha entre la demanda y la ejecución
La demanda está cuantificada y es verificable. La constitución no la sigue — y esa distancia es la oportunidad
Comunidades energéticas en Colombia: solicitudes vs. constituidas vs. meta
Cada barra proviene de una fuente y una fecha distintas y se etiqueta como tal: meta del Plan Nacional de Desarrollo 2022-2026; solicitudes 2024 e inscritas a abril de 2025 según IISD/JET Knowledge Hub; operativas a octubre de 2024 según MinEnergía. No es una serie de tiempo y las barras no son fases sucesivas de un mismo embudo medido: son cuatro conteos independientes puestos a la misma escala. La cifra de comunidades operativas es aproximada («~100») en la fuente.
Recurso solar
El promedio nacional de 4,5 kWh/m²/día es sustancialmente superior al promedio europeo (~3,0). La Guajira alcanza 5,5-6,0+ kWh/m²/día; el Chocó, 3,5-4,5. Ver el mapa por departamento →
Cooperación internacional confirmada
MAF/GGGI (EUR $16,8M + EUR $124M de cofinanciación), Journey Fund (USD $100M), CIF vía BID (USD $70M), USAID Energía para la Paz (USD $13M), CONPES 4158 Colombia Solar (COP $8,35 billones) y FENOGE 500 Comunidades (COP $349.375M). En conjunto, más de USD $500 millones comprometidos al ecosistema en los próximos 5 años.
El 30% comunitario es contractual, no aspiracional
La participación económica comunitaria del 30% por proyecto está codificada en el contrato de fideicomiso y en los estatutos de cada SAS, vía Certificados de Participación Comunitaria. Los flujos son automáticos por cascada contractual y no pueden diluirse sin aprobación unánime. Es un derecho, no buena voluntad.
Cinco fuentes de ingreso del Venture Builder
Cuatro comisiones definidas en el contrato de fideicomiso, más una plataforma de servicios que sólo existe a escala
Lo que estas pestañas no muestran
Ninguna fuente del proyecto documenta la contribución porcentual de cada fuente de ingreso a lo largo de los años 1 a 4. Las bases de cobro sí están documentadas y son las que se muestran aquí; la mezcla de ingresos en el tiempo no lo está, y construir ese reparto sería inventarlo. Los montos de las pestañas «Plataforma», «Asesoría» y «Carbono» corresponden a un escenario explícito de 500 cooperativas — es decir, muy por encima de la Fase 1 (3-5 proyectos) — y no son ingresos proyectados de la Fase 1.
Honorario de desarrollo
Base: por proyecto, sobre el CAPEX. Monto: 3-5% del CAPEX del proyecto. Momento de cobro: al cierre financiero.
Remunera la originación (pipeline Ruta Verde, más de 400 proyectos evaluados), la evaluación de bancabilidad, la constitución del vehículo SAS dentro del sub-fideicomiso, la negociación del PPA y el diseño y emisión de los CPCs de cada comunidad.
Es el único de los cinco que se cobra una sola vez por proyecto y no de forma recurrente.
Honorario de gestión y honorario de desempeño
Gestión — base: AUM del fideicomiso. Monto: 1,5-2,0% anual, liquidado trimestralmente. Es el nivel 5 de la cascada de pagos, por encima de la participación comunitaria y del retorno institucional.
Desempeño — base: distribuciones por encima del hurdle. Monto: 10-15% sobre lo que exceda una TIR del 8%, liquidado anualmente.
El hurdle del 8% coincide con el piso del rango objetivo del inversionista institucional (8-12%): CTH sólo participa del upside una vez que el inversionista alcanza el mínimo de su rango.
Plataforma de software
Ingreso anual estimado en un escenario de 500 cooperativas — no en la Fase 1:
- Plataforma SaaS de gestión cooperativa (CoopEnergia): USD $900K ARR
- Motor de compartición de energía y facturación virtual: USD $300-600K
- Plataforma MRV digital y de créditos de carbono: USD $500K-1M
La agregación es lo que hace viable este negocio: un proyecto comunitario individual es demasiado pequeño para justificar la verificación de créditos de carbono por separado. Agrupar cientos de proyectos bajo un solo Programa de Actividades crea escala financiable a partir de generación a micro-escala.
Ninguno de estos negocios existe hoy en América Latina.
Asesoría, formación y estándares
Ingreso anual estimado en un escenario de 500 cooperativas:
- Consultoría de formación cooperativa: USD $1,1M
- Asesoría regulatoria y de permisos: USD $500K-1M
- Academia de formación (con el SENA): USD $200-500K
- Sello de calidad cooperativa: USD $150-300K
- Bróker de seguros cooperativos: USD $30K (creciente)
Es la línea que convierte el cuello de botella del 1,5% de constitución — el problema que diagnostica la pre-inversión — en un servicio cobrable, si el diagnóstico confirma que la causa es de capacidad y no de diseño regulatorio.
Carbono e I-RECs
Comisión de monetización de carbono — base: ingreso por carbono. Monto: 15-20% de las ventas de créditos, cobrada en la emisión.
Créditos de carbono voluntarios: metodología Verra VCS o Gold Standard (preferida por co-beneficios ODS); factor de emisión de la red colombiana ~0,407 tCO₂e/MWh (2024); generación estimada de 0,35-0,40 tCO₂e por MWh tras descuentos conservadores; precio de USD $8-15 por crédito (mercado voluntario colombiano, 2026).
Para el portafolio de la Fase 1 (10-20 MW): 3.000-5.000 tCO₂e/año = USD $24.000-75.000/año. En proporción al tamaño del fondo es una línea menor; su valor está en el flujo incremental por proyecto y en el activo de datos MRV que habilita.
I-RECs: registro bajo el International REC Standard, a COP $8.000-15.000 por MWh (~USD $2-4/MWh), con demanda creciente de corporativos colombianos por compromisos RE100 y CDP.
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los números?
La estructura corporativa, la cascada de 8 niveles y la reconciliación de las dos bases de TIR están documentadas en detalle. La diligencia debida son 55 ítems y también está publicada.