Le réseau électrique colombien présente une vulnérabilité structurelle : environ 80 % de la production est d’origine hydroélectrique, le plus grand gisement de gaz du pays (en exploitation depuis 1977 et fournissant environ 80 % de la production nationale) est en déclin, et les sécheresses liées au phénomène El Niño font régulièrement grimper les prix au comptant au-delà de 0,20 USD/kWh. Afin de garantir l’approvisionnement, l’autorité de régulation attribue des obligations d’énergie ferme (OEF) à long terme par le biais d’un mécanisme d’enchères de fiabilité en vigueur depuis 2008. Il s’agit de contrats de 20 ans libellés en dollars américains et indexés sur l’inflation, qui sont devenus l’une des sources de revenus énergétiques les plus sûres d’Amérique latine. Dans ce contexte, un développeur énergétique privé et familial propose aux investisseurs de participer à une plateforme intégrée de conversion du GNL en électricité sur la côte caraïbe de la Colombie, s’appuyant sur un contrat d’énergie ferme attribué lors de l’enchère nationale de 2026.
Faits marquants de l’investissement
- Attribution d’un contrat d’énergie ferme d’une durée de 20 ans (2029-2049) : libellé en dollars américains, indexé sur l’IPP + 2,5 % par an, sans risque de change ; chiffre d’affaires annuel de base de 41 millions de dollars américains et chiffre d’affaires cumulé de 1,2 milliard de dollars américains sur toute la durée du contrat
- Centrale bi-combustible (gaz / ULSD) d’une puissance nette de 280 MW : garantit une disponibilité de 100 % en cas de pénurie liée au phénomène El Niño
- Extension approuvée à 2 240 MW nets (2 500 MW bruts) : le seul projet de production d’électricité à partir de GNL dans le cadre du processus d’appel d’offres colombien pour l’énergie ferme
- Terminal d’importation de GNL de type FSRU dédié : capacité de stockage de 170 000 m³ / capacité de regazéification de 400 000 MCF par jour ; valeur de marché de 320 millions de dollars US, sans incidence sur les dépenses d’investissement supplémentaires du projet énergétique
- Trois sources de revenus liées issues d’un même parc d’actifs : les recettes issues des contrats d’électricité, la marge sur les ventes de gaz de la FSRU (1,18 USD/MCF) et le rendement propre du terminal ( > e cible : 18 % de rendement sur capitaux propres)
- Phase avancée de développement : contrat EPC (195 millions de dollars) et technologie de moteur sélectionnés ; interconnexion de 220 kV <à 500 m du site ; construction prévue à partir de 2027
- Flexibilité en matière d’investissements : les FSRU peuvent être détenus en propre ou acquis dans le cadre d’un contrat de location à long terme (47 à 57 millions de dollars par an)
Aperçu de la plate-forme
La plateforme regroupe trois actifs complémentaires au sein d’un même groupe de propriétaires. La phase 1 consiste en une centrale à moteurs alternatifs bi-carburant d’une puissance nette de 280 MW (3 × 94 MW), bénéficiant d’un contrat d’approvisionnement ferme en énergie (FEO) d’une durée de 20 ans, dont la mise en service commerciale (COD) anticipée est prévue pour fin 2027–2028 et la mise en service contractuelle en 2029. La phase 2 consiste en une extension certifiée alimentée au GNL d’une puissance nette de 2 240 MW, raccordée au réseau national de 500 kV. Les deux phases sont alimentées par une unité flottante de stockage et de regazéification (FSRU) dédiée, située dans un pôle portuaire en eaux profondes des Caraïbes et disposant d’un accès direct par gazoduc au réseau national de gaz. Au-delà de l’alimentation des centrales, le terminal fournit jusqu’à 400 000 MCF/jour de gaz regazéifié aux services publics nationaux et aux utilisateurs industriels, ce qui permet à cette même infrastructure de générer une deuxième marge indépendante. Cette structure permet un financement de projet sans recours, adossé à un flux de revenus contractuels sur 20 ans.
Opportunité de marché
Le marché colombien du gaz souffre d’une pénurie structurelle. La production nationale est en baisse en raison de l’épuisement du principal gisement, et le seul terminal de regazéification de GNL existant dans le pays n’alimente que trois centrales électriques. Les services publics, les distributeurs de gaz et les consommateurs industriels recherchent activement un approvisionnement garanti à long terme, tandis que l’autorité de régulation continue d’attribuer des contrats d’énergie ferme à des capacités thermiques capables de soutenir le réseau électrique, qui dépend fortement de l’hydroélectricité. Le site de la plateforme est le seul emplacement viable des Caraïbes combinant un port en eaux profondes, un pôle de production existant et une connectivité par gazoduc, ce qui en fait le remplaçant naturel de l’approvisionnement national en déclin et un actif stratégique pour les acteurs du secteur intermédiaire du GNL, du négoce et de l’électricité qui pénètrent le marché andin.
Aperçu financier
| Système métrique |
Valeur |
Base |
| Volume sous contrat |
environ 6 500 MWh/jour |
Engagement énergétique ferme, 20 ans |
| Chiffre d’affaires de base de la première année |
~41,1 millions de dollars américains |
PCVS : 16 à 17 USD/MWh, indexé sur l’IPP + 2,5 % par an. |
| Chiffre d’affaires cumulé sur 20 ans |
~1,2 milliard de dollars américains |
2029-2049, libellés en dollars américains |
| Valeur EPC de la phase 1 |
~195 millions de dollars américains |
Contrat EPC consolidé |
| Valeur de marché des FSRU |
~320 millions de dollars américains |
Aucune dépense d’investissement supplémentaire pour ce projet énergétique |
| Coût d’investissement d’un terminal de GNL |
< 325 millions de dollars américains |
Ou un bail à long terme d’un montant compris entre 47 et 57 millions de dollars par an. |
| Marge sur les ventes de gaz |
~1,18 USD / MCF |
Jusqu’à 400 000 MCF par jour |
| Rendement visé |
> 18 % de rendement sur capitaux propres (ROE) |
Projet d’importation de GNL |
| Étapes clés |
2027-2028 / mi-2028 |
Phase 1 de construction et mise en service anticipée / mise en service définitive du terminal |
| Poste budgétaire (en millions de dollars américains) |
1re année (2029) |
5e année (2033) |
10e année (2038) |
15e année (2043) |
20e année (2048) |
| Chiffre d’affaires de Firm Energy (OEF) |
41,1 $ |
49,0 $ |
61,1 $ |
76,1 $ |
94,8 $ |
| Exploitation et maintenance des centrales électriques |
(8,5 $) |
(9,4 $) |
(10,6 $) |
(12,0 $) |
(13,6 $) |
| Assurances, frais généraux et administratifs, baux fonciers |
(3,0 $) |
(3,3 $) |
(3,7 $) |
(4,2 $) |
(4,8 $) |
| EBITDA |
29,6 $ |
36,3 $ |
46,8 $ |
59,9 $ |
76,4 $ |
| Marge EBITDA |
72.0% |
74.1% |
76.6% |
78.7% |
80.6% |
| Amortissement (linéaire sur 20 ans) |
(11,0 $) |
(11,0 $) |
(11,0 $) |
(11,0 $) |
(11,0 $) |
| EBIT |
18,6 $ |
25,3 $ |
35,8 $ |
48,9 $ |
65,4 $ |
| Charges d’intérêts liées aux emprunts prioritaires |
(11,6 $) |
(9,5 $) |
(5,9 $) |
(0,9 $) |
0,0 $ |
| EBT |
7,0 $ |
15,8 $ |
29,9 $ |
48,0 $ |
65,4 $ |
| Impôt sur les sociétés (35 %) |
(2,5 $) |
(5,5 $) |
(10,5 $) |
(16,8 $) |
(22,9 $) |
| Résultat net |
4,5 $ |
10,3 $ |
19,4 $ |
31,2 $ |
42,5 $ |
| (+) Amortissements et opérations hors trésorerie |
11,0 $ |
11,0 $ |
11,0 $ |
11,0 $ |
11,0 $ |
| (-) Amortissement du capital de la dette senior |
(5,8 $) |
(7,8 $) |
(11,3 $) |
(16,4 $) |
0,0 $ |
| Flux de trésorerie disponible pour les actionnaires (FCFE) |
9,7 $ |
13,5 $ |
19,1 $ |
25,8 $ |
53,5 $ |
| Ratio de couverture du service de la dette (DSCR) |
1,70x |
2,10x |
2,72x |
3,46x |
N/A (sans dette) |
