Il sistema elettrico colombiano è strutturalmente vulnerabile: circa l’80% della produzione è idroelettrica, il più grande giacimento di gas del Paese (in produzione dal 1977 e che fornisce circa l’80% della produzione nazionale) è in declino, e le siccità causate da El Niño spingono regolarmente i prezzi spot oltre i 0,20 USD/kWh. Per garantire l’approvvigionamento, l’autorità di regolamentazione assegna Obblighi Energetici Fissi (OEF) a lungo termine tramite un meccanismo di asta di affidabilità in vigore dal 2008. Si tratta di contratti ventennali denominati in USD e indicizzati all’inflazione, che sono diventati una delle fonti di reddito energetico più affidabili dell’America Latina. In questo contesto, una società privata a conduzione familiare che opera nel settore energetico offre agli investitori la possibilità di partecipare a una piattaforma integrata “LNG-to-Power” sulla costa caraibica della Colombia, sostenuta da un contratto di energia garantita aggiudicato nell’asta nazionale del 2026.
Punti salienti dell’investimento
- Si è aggiudicato un contratto di fornitura energetica ventennale (2029–2049): denominato in USD, indicizzato all’indice PPI +2,5% all’anno, senza rischio di cambio; ricavi annuali base pari a 41 milioni di USD e ricavi cumulativi pari a 1,2 miliardi di USD per tutta la durata del contratto
- Centrale a doppia alimentazione (gas / ULSD) da 280 MW netti: garantisce una disponibilità del 100% durante gli episodi di carenza causati da El Niño
- Ampliamento approvato a 2.240 MW netti (2.500 MW lordi): l’unico progetto “LNG-to-Power” nell’ambito della procedura d’asta per l’energia garantita in Colombia
- Terminale dedicato all’importazione di GNL tramite FSRU: 170 .000 m³ di stoccaggio / 400.000 MCF al giorno di rigassificazione; valore di mercato pari a 320 milioni di dollari, senza alcun costo di investimento aggiuntivo per il progetto energetico
- Tre flussi di profitto collegati tra loro derivanti da un unico patrimonio: ricavi da contratti di fornitura di energia elettrica, margine sulle vendite di gas tramite FSRU (1,18 USD/MCF) e rendimento proprio del terminale (obiettivo: > ROE del 18%)
- Fase avanzata di sviluppo: contratto EPC (195 milioni di dollari) e tecnologia dei motori già selezionati; interconnessione a 220 kV <a 500 m dal sito; inizio dei lavori previsto per il 2027
- Flessibilità con investimenti ridotti: l’FSRU può essere di proprietà o acquisita tramite un contratto di locazione a lungo termine (47–57 milioni di dollari all’anno)
Panoramica della piattaforma
La piattaforma riunisce tre asset complementari sotto un unico gruppo proprietario. La Fase 1 è una centrale a motore alternativo bicombustibile da 280 MW netti (3 × 94 MW) con un contratto di fornitura energetica garantita (Firm Energy Obligation) di 20 anni, con avvio operativo anticipato previsto per la fine del 2027–2028 e avvio operativo contrattuale nel 2029. La Fase 2 è un ampliamento qualificato alimentato a GNL da 2.240 MW netti, collegato alla rete nazionale da 500 kV. Entrambe le fasi sono rifornite da un’unità galleggiante dedicata di stoccaggio e rigassificazione (FSRU) situata in un cluster portuale caraibico in acque profonde, con accesso diretto tramite gasdotto alla rete nazionale del gas. Oltre ad alimentare le centrali, il terminale fornisce fino a 400.000 MCF/giorno di gas rigassificato alle utility nazionali e agli utenti industriali, quindi la stessa infrastruttura genera un secondo margine indipendente. La struttura supporta un finanziamento di progetto senza ricorso garantito dal flusso di ricavi contrattuali ventennale.
Opportunità di mercato
Il mercato del gas in Colombia è strutturalmente in deficit. La produzione interna sta calando perché il giacimento principale si sta esaurendo, e l’unico terminale di rigassificazione di GNL del Paese rifornisce solo tre centrali elettriche. Le aziende di servizi pubblici, i distributori di gas e i consumatori industriali stanno cercando attivamente forniture garantite a lungo termine, mentre l’autorità di regolamentazione continua ad assegnare contratti di energia garantita (Firm Energy) a impianti termici in grado di sostenere la rete elettrica, che dipende molto dall’energia idroelettrica. Il sito della piattaforma è l’unica ubicazione valida nei Caraibi che combini un porto in acque profonde, un polo di generazione già esistente e collegamenti tramite gasdotti, il che la rende il sostituto naturale dell’offerta nazionale in calo e una risorsa strategica per gli operatori del midstream del GNL, del trading e del settore energetico che entrano nel mercato andino.
Istantanea finanziaria
| Sistema metrico |
Valore |
Base |
| Volume contrattuale |
circa 6.500 MWh al giorno |
Impegno energetico vincolante, 20 anni |
| Entrate di base dell’anno 1 |
~41,1 milioni di dollari |
PCVS 16–17 USD/MWh, indicizzato all’indice PPI + 2,5% all’anno. |
| Fatturato cumulativo degli ultimi 20 anni |
~1,2 miliardi di dollari |
2029–2049, denominato in USD |
| Valore EPC della Fase 1 |
~195 milioni di dollari |
Contratto EPC consolidato |
| Valore di mercato delle FSRU |
~320 milioni di dollari |
Investimenti incrementali pari a zero per il progetto energetico |
| Costo di investimento di un terminale GNL |
< 325 milioni di dollari |
Oppure un contratto di locazione a lungo termine da 47 a 57 milioni di dollari all’anno. |
| Margine sulle vendite di gas |
~1,18 USD / MCF |
Fino a 400.000 MCF al giorno |
| Rendimento previsto |
> ROE del 18% |
Progetto di importazione di GNL |
| Tappe fondamentali |
2027–2028 / metà del 2028 |
Fase 1 dei lavori di costruzione e avvio anticipato dell’operatività / messa in servizio del terminale |
| Voce di bilancio (milioni di USD) |
Anno 1 (2029) |
Anno 5 (2033) |
Anno 10 (2038) |
Anno 15 (2043) |
Anno 20 (2048) |
| Ricavi energetici dell’azienda (OEF) |
41,1 $ |
49,0 $ |
61,1 $ |
76,1 $ |
94,8 $ |
| Manutenzione e gestione fisse della centrale elettrica |
($8,5) |
($9,4) |
($10,6) |
($12,0) |
($13,6) |
| Assicurazioni, spese generali, amministrative e di vendita, canoni di locazione |
($3,0) |
($3,3) |
($3,7) |
($4,2) |
($4,8) |
| EBITDA |
29,6 $ |
36,3 $ |
46,8 $ |
59,9 $ |
76,4 $ |
| Margine EBITDA |
72.0% |
74.1% |
76.6% |
78.7% |
80.6% |
| Ammortamento (lineare su 20 anni) |
($11,0) |
($11,0) |
($11,0) |
($11,0) |
($11,0) |
| EBIT |
18,6 $ |
25,3 $ |
35,8 $ |
48,9 $ |
65,4 $ |
| Oneri finanziari senior |
($11,6) |
($9,5) |
($5,9) |
($0,9) |
$0,0 |
| EBT |
7,0 $ |
15,8 $ |
29,9 $ |
48,0 $ |
65,4 $ |
| Imposta sul reddito delle società (35%) |
($2,5) |
($5,5) |
($10,5) |
($16,8) |
($22,9) |
| Utile netto |
4,5 $ |
10,3 $ |
19,4 $ |
31,2 $ |
42,5 $ |
| (+) Ammortamenti e voci non monetarie |
11,0 $ |
11,0 $ |
11,0 $ |
11,0 $ |
11,0 $ |
| (-) Ammortamento del capitale del debito senior |
($5,8) |
($7,8) |
($11,3) |
($16,4) |
$0,0 |
| Flusso di cassa libero verso il capitale proprio (FCFE) |
9,7 $ |
13,5 $ |
19,1 $ |
25,8 $ |
53,5 $ |
| Indice di copertura del servizio del debito (DSCR) |
1,70x |
2,10x |
2,72x |
3,46x |
N/A (senza debiti) |
