Oportunidades

Dónde está el pipeline

31 proyectos de energía comunitaria documentados con datos verificables — incluidos los tres que no se pueden ubicar en un mapa y el que tuvo las baterías explotando. Un pipeline de USD $1.000 millones no se juzga por sus éxitos.

Proyectos reales

El mapa, con sus advertencias puestas encima

Color del pin = estado del proyecto. Forma y opacidad del pin = precisión de la ubicación. Haga clic en cualquiera para ver capacidad, beneficiarios, operador, financiación y los problemas reportados

Ningún pin de este mapa es una ubicación exacta

Cero de los 31 proyectos tiene coordenadas del sitio. Todas las posiciones fueron geocodificadas a partir del nombre del municipio o del corregimiento que declara la fuente. Un centroide municipal es defensible; una precisión de tejado sería una fabricación. Por eso los pines aproximados se dibujan translúcidos y punteados, los de precisión municipal se dibujan como un área y no como un punto, y la leyenda lo dice con todas las letras.

Tres proyectos no aparecen en el mapa en absoluto — no tienen un centroide único defendible. Están listados debajo del mapa para que no queden borrados en silencio.

Fuente: assets/data/proyectos.json, construido a partir de Research_Colombian_Projects.md y Research_Colombian_Operators.md. Los 5 arquetipos de la investigación no están en el mapa: son «estimados indicativos», es decir modelación, no proyectos — puede simularlos más abajo. Las unidades de capacidad varían por proyecto (kWp, kW, kVA, MWp, MW) y nunca se homogenizan: Coquí declara 101 kVA (potencia aparente), Puerto Cachicamo 110,3 kW. Los beneficiarios también varían de unidad — familias, hogares, viviendas, estudiantes, personas, comunidades, isleños, habitantes, usuarios — y tampoco se convierten a hogares.

Los tres proyectos que no están en el mapa

Proyecto Ubicación declarada Estado Por qué no se ubica
Resguardos Emberá del Chocó (PNUD/UARIV) Carmen de Atrato y Unguía, Chocó En construcción Cuatro resguardos (La Puria, Consuelo Parte Baja, Citará y Ziparado de Tanela) en dos municipios distantes. No hay un centroide único defendible. Programa de reparación colectiva: 40 unidades de paneles para más de 6.000 personas víctimas del conflicto de las comunidades Emberá Chamí y Emberá Katío. Capacidad no declarada.
Ecoparcelas — Asociación Atucsara Cauca (sin municipio) Operativo La fuente ubica el proyecto sólo a nivel de departamento. Modelo de soberanía alimentaria y energética activo desde 1994, con más de 250 familias: 15 ecoparcelas completadas y 15 adicionales esperadas, combinando solar con agroecología. Capacidad no declarada.
Soling del Sinú — Minirredes Insulares del Caribe Bolívar y Córdoba (tres islas) Con problemas técnicos Isla Fuerte, Isla Múcura y Santa Cruz del Islote: tres islas distintas y distantes, sin centroide único. Las baterías explotaron en Múcura en octubre de 2023; el sistema de Santa Cruz del Islote está colapsado. Contrato de operación a 10 años firmado en septiembre de 2022. Ni capacidad ni total de beneficiarios declarados.

Los fracasos también están en los datos

Este conjunto de datos preserva deliberadamente lo que salió mal, porque en una página de diligencia debida es el contenido más valioso que hay:

  • Soling del Sinú — baterías explotadas en Múcura (octubre 2023), sistema de Santa Cruz del Islote colapsado.
  • Isla Grande — operativo, pero con fallas técnicas pendientes de resolver.
  • Bahía Málaga — inaugurado en mayo de 2025 con problemas reportados.
  • Capurganá/Acandí — la fuente no declara el estado operativo del proyecto. Se muestra como estado no documentado, no como operativo.

Es exactamente el patrón que la investigación anticipa: el reemplazo de baterías es el riesgo principal del arquetipo ZNI off-grid, y el «abandono post-inauguración del O&M» está catalogado con probabilidad media e impacto alto. Estos cuatro casos no son excepciones anecdóticas — son la evidencia de campo de un riesgo que el modelo mitiga con fondo rotatorio desde el día 1, contrato de O&M profesional los primeros 3 años y certificación SENA para técnicos locales.

Simulador

Los cinco arquetipos de inversión

Elija un arquetipo para precargar los parámetros y siga editando cualquier deslizador. Los presets son un punto de partida, no un candado

Lo que este simulador calcula — y lo que no

Las dos cifras de TIR que devuelve son TIR del proyecto: el retorno sobre el ahorro energético que la comunidad deja de pagarle a la red o al diésel. Ese gasto evitado es todo el flujo de caja. No son la TIR del inversionista institucional, que es 8-12% (14-18% con cofinanciación FENOGE del 50-60%) sobre una base completamente distinta — ver la reconciliación de ambas bases.

«Con FENOGE» y «sin FENOGE», nunca «sin cofinanciación». Las dos TIR que ve se calculan ambas después de los incentivos tributarios de la Ley 1715, y la única diferencia entre ellas es la cofinanciación FENOGE. Por eso la segunda dice «sin FENOGE». La cifra «sin cofinanciamiento» de la tabla de arquetipos de más abajo mide otra cosa sobre otra base y no debe compararse con esta.

Un retorno de tres dígitos aquí no es un error. Para el arquetipo ZNI, la propia investigación reporta una TIR del proyecto >100% «por magnitud del ahorro en diésel». Cuando una comunidad deja de quemar COP $400M al año en combustible, el retorno sobre el ahorro es efectivamente enorme. Eso no significa que un inversionista reciba 100%.

Si los incentivos superan la inversión neta, el simulador escribe «Retorno inmediato», no un número. Si la TIR es matemáticamente indefinida, escribe «n/a». Nunca inventa una cifra para llenar el hueco.

Simulador de arquetipos

Cinco perfiles de proyecto, con todos los parámetros editables

Resultados

— TIR del proyecto, con FENOGE
— TIR del proyecto, sin FENOGE
— Generación anual (kWh)
— Ahorro anual total (COP)
— Ahorro mensual por hogar (COP)
— Inversión bruta (CAPEX)
— Cofinanciación FENOGE
— Inversión neta
— Ahorro fiscal Ley 1715 (renta + IVA)
— Costo efectivo — la base de ambas TIR
— O&M anual (2% del CAPEX bruto)
— Periodo de recuperación
— CO₂ evitado (toneladas/año)

TIR del proyecto, no del inversionista. Ambas cifras son el retorno sobre el ahorro energético de la comunidad y ambas se calculan después de los incentivos tributarios de la Ley 1715, sobre el costo efectivo. La única diferencia entre ellas es FENOGE. La TIR del inversionista institucional es 8-12% (reconciliación).

Flujo de caja a 25 años, degradación anual del 2% y O&M del 2% anual sobre el CAPEX bruto (se mantiene toda la planta con independencia de quién la pagó). No incluye reemplazo de inversores, seguros ni costo de financiación, porque ninguna fuente de este proyecto documenta esas cifras — su ausencia hace que estos retornos sean optimistas.

El periodo de recuperación se calcula como costo efectivo ÷ ahorro anual, antes de O&M y de degradación, por lo que es ligeramente más optimista que la TIR, que sí los descuenta. Cifras indicativas; no constituyen una oferta ni asesoría de inversión.

Los presets no reproducen la tabla de arquetipos de la investigación

Son dos conjuntos de cifras distintos y hay que decirlo antes de que alguien intente cuadrarlos:

  • Los parámetros difieren. El CAPEX/Wp del arquetipo ZNI es COP $16.800/Wp en la investigación —incluye baterías y un +40% de logística extrema— y COP $5.500/Wp en el preset. La irradiación del Rural PDET es 5,0 en la investigación y 4,8 en el preset; la del ZNI es 3,8 (Pacífico) y 5,5 en el preset.
  • La base de cálculo difiere. La investigación calcula sobre la inversión neta o la bruta sin aplicar el paquete tributario; este simulador calcula sobre el costo efectivo, después de FENOGE y del 36,5% de la Ley 1715.

Por eso el simulador no devolverá los 28-40% ni los 8-12% de la tabla de abajo, y no debería. Ninguna de las dos series se deriva de la otra. Los presets del simulador provienen del contrato de construcción de este sitio; la tabla, de Investment_Pillar_Expanded.md §17. Ambos se publican, sin fundirlos en un promedio que no significaría nada.

Una nota sobre el nombre «irradiación»

La especificación original de estos presets traía una clave irr: 4.8. Leída contra las fórmulas, ese 4,8 es la irradiación en kWh/m²/día — no una tasa interna de retorno del 4,8%. La clave se renombró a irradiacion precisamente porque colisionaba con la TIR calculada, y un 4,8% de retorno donde debía ir un dato solar es exactamente el tipo de error que nadie detecta hasta que ya está en un deck.

Payback de menos de un año

Si un arquetipo devuelve un periodo de recuperación de meses, sospeche del modelo antes que del proyecto: sin costo de O&M, el arquetipo ZNI arrojaba 0,79 años. El O&M del 2% anual — documentado en la investigación como «reserva O&M (2% CAPEX)» y «OPEX anual (~2% CAPEX)» — está incluido aquí precisamente por eso. Un arquetipo de la investigación lo sitúa en ~1%, así que es un parámetro y no una constante.

Tabla comparativa de la investigación

Parámetro Rural PDET Peri-urbano ZNI Agrícola Público
Capacidad100 kWp300 kWp50 kWp + baterías500 kWp200 kWp
CAPEXCOP $720MCOP $1.400MCOP $840MCOP $2.400MCOP $1.080M
CAPEX/WpCOP $7.200COP $4.667COP $16.800COP $4.800COP $5.400
TIR del proyecto (con cofin.)28-40%25-35%>100%30-45%35-55%
TIR del proyecto (sin cofin.)8-12%14-18%Negativa12-16%12-16%
Payback (con cofin.)2,2-2,9 años2,5-3,1 años<1 año2,0-2,7 años1,4-2,2 años
Riesgo principalSeguridad en zonas de conflictoMorosidad de hogares vulnerablesLogística extrema, reemplazo de bateríasGobernanza cooperativa, precios agrícolasComplejidad administrativa, cambio de administración
Financiador claveFENOGE / OCAD PazFENOGE / privadoIPSEBanca verdeFENOGE / SGR
Referencia realSol de Perijá; Energía para la PazBarranquilla; La EstrechaCoquí/Nuquí; Puerto CachicamoEcoparcelas Atucsara; NatagaimaConEnergía FENOGE

Fuente: Investment_Pillar_Expanded.md §17. Las filas de TIR son TIR del proyecto calculadas sobre la base de la investigación (inversión neta o bruta, sin el paquete tributario aplicado) — no son la TIR del inversionista institucional (8-12%) ni coinciden con las salidas del simulador de arriba, que usa otra base. La fila «sin cofin.» del ZNI dice «Negativa» y la de payback dice «<1 año»: la fuente no da un número, y no se le inventa uno. La propia investigación advierte que los estimados financieros de los arquetipos son indicativos y deben validarse con ingeniería de detalle y cotizaciones locales para cada proyecto.

Casos de éxito

Ya funciona. Seis veces

La barrera no es técnica ni regulatoria. Es de escala, capacidad de ejecución y capital — exactamente lo que resuelve un Venture Builder

Medellín, Antioquia · 2020

La Estrecha

El génesis del movimiento. Primera comunidad energética conectada a la red en Colombia, en el barrio El Salvador: EPM, Universidad EIA, ERCO y NEU con apoyo del Reino Unido. La única comunidad del país con conexión legalizada al operador de red y fronteras comerciales registradas ante XM. La fuente declara el número de paneles, no la capacidad del sistema — así que no se declara kWp.

24 familias
43 paneles en 3 techos
74% alta satisfacción
Jamundí, Valle del Cauca

Bocas del Palo

Primera comunidad energética del Pacífico colombiano y el precedente más directo del modelo: cofinanciación FENOGE 70% + Celsia 30%, comodato a 30 años, O&M de Celsia los primeros 2 años. El Consejo Comunitario de Comunidades Negras administra los excedentes — COP $13,5M ya transferidos. Array agrivoltaico con cultivo de hortalizas bajo los paneles: la dimensión productiva que suma soberanía alimentaria al caso de inversión.

101,4 kWp agrivoltaicos
115 familias
53% reducción de facturas
Inírida, Guainía

Sol de Inírida

La planta solar más grande de las Zonas No Interconectadas y el primer project finance en ZNI, financiado por Bancolombia. Provee el 22% del consumo energético del municipio y eliminó más de 1 millón de litros de diésel al año. Es la prueba de que un proyecto en ZNI puede estructurarse con banca comercial y no sólo con subsidio. La fuente no declara beneficiarios.

2,49 MWp
7.560 paneles en 3,5 ha
22% del consumo municipal
Cartagena, Bolívar · con fallas pendientes

Isla Grande

El precedente jurídico directo: la operación está a cargo de Comunidad Energética Orika Isla Grande S.A.S. E.S.P. — una comunidad energética constituida como sociedad, con el consejo comunitario como copropietario. Es la estructura SAS + asociación comunitaria, ya funcionando. Antes, los generadores diésel corrían 4 horas por noche. Más de 20 isleños certificados por el SENA. Reportan fallas técnicas pendientes de resolver.

544,5 kWp (900 paneles)
392 viviendas
1.929 kWh en baterías
Nuquí, Chocó · diciembre 2024

Coquí

Del diésel intermitente a servicio 24/7 en el Pacífico. Costo unitario alto — COP $53,6M por hogar (~USD $13.400) — pero el valor económico creado lo justifica: eliminación del gasto en diésel, actividad económica nocturna, ecoturismo y emprendimiento liderado por mujeres. La fuente declara 101 kVA (potencia aparente, no kWp): la unidad se conserva tal cual.

101 kVA solar
88 hogares
430 kWh en baterías
Fonseca, La Guajira · noviembre 2025

Sol de Perijá

Primer sistema de almacenamiento en baterías dentro de un modelo de generación comunitaria en Colombia, con módulo SCADA. Financiado con una donación de USD $8,49 millones del Gobierno de Corea vía KIAT — cooperación internacional validando el modelo a escala significativa para una sola comunidad. Beneficia a firmantes de paz del AETCR Pondores. El almacenamiento comunitario compartido sí es viable cuando el costo se reparte entre 200+ familias — a diferencia de las baterías residenciales, que el piloto P2P de Medellín encontró inviables para prosumidores de bajos ingresos.

1 MW solar
6,2 MWh en baterías
200+ familias

Las siete lecciones consolidadas

  1. El modelo técnico funciona: La Estrecha demostró la conexión a red; Isla Grande, el híbrido solar-diésel-batería; Bocas del Palo, el agrivoltaico.
  2. La demanda comunitaria es real: desde 24 familias en La Estrecha hasta 2.000 en Cali, las comunidades participan cuando baja la barrera financiera.
  3. Los ahorros son tangibles y medibles: desde 7% (P2P Medellín) hasta 60% (Cuadras Energéticas Barrancabermeja) y hasta 100% (Cali, COP $0).
  4. La cooperación internacional fluye: Corea USD $8,49M, USAID USD $13M, MAF/GGGI EUR $16,8M+, Journey Fund USD $100M.
  5. El cofinanciamiento FENOGE funciona: 70% en Bocas del Palo, 50-60% en programas masivos, COP $349.375M presupuestados para 500 comunidades.
  6. La estructura jurídica existe: SAS E.S.P. (Isla Grande), asociaciones comunitarias (Bocas del Palo), cooperación internacional directa (Sol de Perijá).
  7. El riesgo principal no es técnico: es de escala, capacidad de ejecución y movilización de capital.
Pipeline

Dónde está cada peso del pipeline

Sólo el 10% está listo para invertir. El 45% es concepto. Esa distribución es la razón de ser del Venture Builder, no un problema que ocultar

Distribución del pipeline por etapa

Son porcentajes del pipeline, no conteos de proyectos ni montos. La fuente da el reparto porcentual y no desglosa cuántos proyectos ni cuántos dólares hay en cada etapa; por eso el embudo está en porcentaje y no en unidades. Las conversiones que muestra el tooltip son la proporción entre etapas, no tasas de conversión medidas en el tiempo — nadie ha seguido una cohorte de proyectos a través de estas cuatro etapas. Base: el pipeline de USD $1.000M+ identificado por CTH sobre más de 400 proyectos evaluados.

Tipo de proyecto Capacidad típica Oportunidades identificadas Rango de inversión c/u
Comunidades rurales PDET50-200 kWpAlta (170 municipios PDET)USD $100K - $300K
Comunidades periurbanas con PPA200-500 kWpMedia-altaUSD $200K - $600K
Microrredes ZNI off-grid20-100 kWp + bateríasMedia (1.664 localidades ZNI)USD $150K - $500K
Cooperativas agrícolas existentes200-1.000 kWpMediaUSD $300K - $1M
Edificios públicos municipales100-300 kWpAlta (1.060+ escuelas EcoEscuelas)USD $150K - $400K
Granjas solares comunitarias (GDC)1-5 MWpBaja-mediaUSD $1M - $5M

La columna «oportunidades identificadas» es cualitativa en la fuente (alta, media-alta, media, baja-media). No se convierte a un número: los conteos entre paréntesis son el universo de referencia —municipios PDET, localidades ZNI, escuelas— y no el número de oportunidades evaluadas. Fuente: Investment_Pillar_Expanded.md §3.

Prioridad 1 · Caribe

La Guajira: la irradiación máxima del país (5,5-6,0+ kWh/m²/día); 1.409 familias Wayuu ya atendidas en Miichi Ka'i; 160 comunidades en Manaure.
Atlántico: Barranquilla con hasta 14 MWp aprobados para ~10.000 hogares de estratos 1 y 2 (FENOGE + MinEnergía). La fase 1 en construcción son 2 granjas de ~1 MW cada una.
Sucre / Bolívar / Córdoba: granjas FENOGE en San Antonio de Palmito y Arroyohondo; municipios ZOMAC.
Cesar: proyectos de Erco; cooperación coreana en Sol de Perijá.

Prioridad 2 · Eje andino

Antioquia: ecosistema de startups energéticas (43% del país está en Medellín); primera comunidad regulada del país (Laureles); proyectos EPM/Comfama.
Valle del Cauca: Bocas del Palo operativo; programa Hogares Sostenibles EMCALI/Cali para 2.000 familias, con COP $36.800M invertidos y reducciones de factura del 48% al 100%.
Tolima: 6 plantas de Erco con COP $18.000M de financiamiento del Banco de Bogotá.

Prioridades 3 y 4 · PDET y ZNI

Territorios de paz (PDET): 170 municipios en 16 subregiones, con más de COP $700.000M invertidos en electrificación y 48.000+ familias ya conectadas (meta: 72.000+). ENTerritorio estructura 24.754 soluciones FV por COP $544.588M vía OCAD Paz.
Zonas No Interconectadas: 1.664 localidades que cubren ~52% del territorio, con 1,83 millones de habitantes en servicio deficiente. Capacidad instalada ZNI: 335.271 kW, de los cuales 78% es diésel y sólo 22% renovable. Ahí está el ahorro que hace que la TIR del proyecto ZNI supere el 100%.

El pipeline
no es la diligencia

Siete categorías de riesgo, 20 riesgos catalogados con su probabilidad e impacto, y un checklist de 55 ítems que se guarda en su navegador.

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