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 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.
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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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.