Fuente: Open-Meteo · Hoyo Frío, Manizales, Caldas · Coord: 5.134978, -75.476006
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PCH · Generación · Autogeneración · UPME · CREG · XM — haz clic en cada titular para leer
Caudal se mantiene en mínimos por verano intenso; ventanas operativas en eventos de lluvia con creciente del río.
| Fecha | Horas indisp. | Causa |
|---|---|---|
| 1 Sep | 24 h | Fuera de línea por bajo caudal |
| 2 Sep | 6 h | Operación 18h con leve aumento de caudal |
| 3 Sep | 7 h | Operación 17h con leve aumento de caudal |
| 4–10 Sep | Días completos | Fuera de línea por bajo caudal (7 días consecutivos) |
| 11 Sep | 23 h | Apenas 1h operativa |
| 12 Sep | 24 h | Fuera de línea por bajo caudal |
| 13–14 Sep | 19h / 18h | Operación parcial (5h y 6h) por aumento de caudal |
| 15–20 Sep | Días completos | Fuera de línea por bajo caudal (6 días consecutivos) |
| 21 Sep | 19 h | Operación 5h |
| 22 Sep | 24 h | Fuera de línea por bajo caudal |
| 23 Sep | 12 h | Operación 12h con aumento de caudal |
| 24 Sep | 21 h | Mínimo diario del mes · solo 0,3 MW; operación 3h |
| 25 Sep | 0 h | Día operativo completo (24h) |
| 26 Sep | 21 h | Operación 3h |
| 27 Sep | 24 h | Fuera de línea por bajo caudal |
| 28 Sep | 3 h | Operación 21h · máximo diario 47,1 MWh |
| 29 Sep | 0 h | Día operativo completo (24h) |
| 30 Sep | 20 h | Operación 4h |
| Total indisponibilidad | 577 h | Disponibilidad 19,9% — 143h operativas repartidas en eventos de lluvia; reconectador PCH: 2 salidas por caída de ramas (unidad sin operación) |
Mínimo diario: 0,3 MWh el 24-sep. Máximo diario: 47,1 MWh el 28-sep (frontera 45.971 kWh, promedio máximo 1.915 kW). Sin novedades en el reconectador CHEC. Ver capítulo Fenómeno El Niño para el contexto climático y proyección oct-26 a mar-27.
Generación SCADA mensual (kWh) — con promedio
Consumo Trululu vs Excedentes Enexia (kWh)
Precio de venta contrato Trululu ($/kWh)
| Mes | SCADA (kWh) | Consumo Trululu | Excedentes Enexia | % Exc. | Precio Trululu $/kWh | P. Excedentes $/kWh |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Sep 2025 | 1.301.500 | 1.171.489 | 105.165 | 8,2% | $401,54 | $275,00 |
| Oct 2025 | 1.896.300 | 1.454.817 | 396.011 | 21,4% | $391,66 | $275,00 |
| Nov 2025 | 1.703.000 | 1.390.248 | 273.491 | 16,4% | $394,64 | $275,00 |
| Dic 2025 | 1.616.800 | 1.294.751 | 288.536 | 18,2% | $392,28 | $275,00 |
| Acum. 2025 (sep-dic) | 6.517.600 | 5.311.305 | 1.063.203 | 16,3% | — | — |
| Ene 2026 | 1.665.800 | 1.350.497 | 276.216 | 17,0% | $386,98 | $275,00 |
| Feb 2026 | 1.963.400 | 1.330.383 | 581.162 | 30,4% | $389,38 | $275,00 |
| Mar 2026 | 2.075.200 | 1.471.079 | 551.275 | 26,5% | $412,38 | $275,40 |
| Abr 2026 | 2.028.700 | 1.336.690 | 640.871 | 32,4% | $408,00 | $275,60 |
| May 2026 | 1.676.300 | 1.337.930 | 302.115 | 18,4% | $403,98 | $276,90 |
| Jun 2026 | 1.608.700 | 1.362.648 | 210.089 | 13,4% | $388,33 | $275,00 |
| Jul 2026 | 836.300 | 821.816 | 627 | 0,08% | $389,58 | $275,00 |
| Ago 2026 | 124.200 | 122.242 | 0 | 0,00% | $388,54 | — |
| Sep 2026 ⭐ | 188.800 | 185.206 | 0 | 0,00% | $385,10 | — |
| Acum. 2026 (ene-sep) | 12.167.400 | 9.318.491 | 2.562.355 | 21,1% | — | — |
* Período de ajuste Abr-25 (puesta en marcha) excluido de la tabla. Promedio mensual calculado sobre sep-25 a sep-26 (13 meses). Sep-26 muestra leve recuperación respecto a ago-26 (189 vs 124 MWh), pero sigue 85% por debajo de sep-25 y sin excedentes exportables — Niño persiste. Ver capítulo "Fenómeno El Niño".
Contexto climático, comparativo histórico y proyección de caudal en la captación para los próximos meses.
El Niño se consolidó: IDEAM y NOAA confirman la transición desde La Niña prolongada (2024–ini 2026) hacia El Niño. El análogo de referencia sigue siendo 1997-98, la sequía más severa documentada en la cuenca del Guacaica (caudales por debajo de 1,1 m³/s en el punto más bajo).
Dos meses consecutivos por debajo del análogo 1997-98: Ago-26 cayó a 124 MWh (−93% vs ago-25) vs 223 estimados; Sep-26 recuperó algo a 189 MWh (−85% vs sep-25) pero sigue por debajo del escenario base (1.104 MWh estimados en el análogo). En ambos meses Trululu absorbió todo el consumo y los excedentes a Enexia fueron cero.
La cuenca del Guacaica viene de una fase La Niña (más lluvia de lo normal) sostenida desde el 2º semestre de 2024 hasta comienzos de 2026. El índice oceánico (ONI) del trimestre nov-25/ene-26 todavía marcaba −0,5 °C, límite inferior de La Niña. Entre ene y abr 2026 el fenómeno se debilitó hacia condiciones neutras, y desde ahí la transición ha sido rápida hacia El Niño.
Fuentes: IDEAM (boletines de predicción climática, 2026) y NOAA Climate Prediction Center.
La caída se mantuvo todo el período: mayo −27,6%, junio −24,1%, julio −50,8%, agosto −92,8%, septiembre −85,5%. Septiembre muestra leve repunte vs agosto (+52% MoM) por ventanas puntuales de lluvia, pero sigue muy por debajo de un ciclo normal.
Dos meses consecutivos por debajo del análogo Niño fuerte 1997-98: ago estimaba 223 MWh (real 124), sep estimaba 1.104 MWh (real 189). El patrón real está siendo peor que el análogo; conviene revisar las estimaciones de oct-26 en adelante con esa lente.
| Mes | Ciclo normal | Niño moderado 2002-03 | Niño fuerte 1997-98 |
|---|---|---|---|
| Agosto 2026 ⭐ real | 3,95 m³/s | 2,43 (−38%) | 124 MWh · peor que 0,52 m³/s del análogo |
| Septiembre 2026 ⭐ real | 4,91 | 3,59 (−27%) | 189 MWh · peor que 4,27 m³/s del análogo |
| Octubre 2026 | 6,18 | 5,24 (−15%) | 4,94 (−20%) |
| Noviembre 2026 | 6,84 | 5,56 (−19%) | 5,18 (−24%) |
| Diciembre 2026 | 6,01 | 4,15 (−31%) | 1,74 (−71%) |
| Enero 2027 | 4,83 | 2,58 (−47%) | 1,01 (−79%) |
| Febrero 2027 | 3,85 * | 2,31 (−40%) | 1,87 (−51%) |
| Marzo 2027 | 5,30 * | 3,71 (−30%) | 3,17 (−40%) |
Ago-26 y Sep-26 ya realizados — ambos cayeron por debajo del análogo Niño fuerte. Oct-26 a mar-27 permanecen como proyección; el IDEAM proyecta el episodio como fuerte a muy fuerte hacia fin de año, con el análogo 1997-98 como escenario base, pero la realidad va corriendo peor. Valores calculados con datos reales de la estación San Gabriel transpuestos a la captación (relación de áreas 153,9/306 km²). * Ciclo normal Feb-27 y Mar-27 estimados a partir del patrón bimodal del estudio de diseño.
| Mes | Base histórica (kWh) | Desv. Niño | Gen. estimada (kWh) | Consumo Trululu | Excedentes |
|---|---|---|---|---|---|
| Ago 2026 ⭐ real | 1.735.900 | −92,8% | 124.200 | 122.242 | 0 |
| Sep 2026 ⭐ real | 1.301.500 | −85,5% | 188.800 | 185.206 | 0 |
| Oct 2026 | 1.896.300 | −20% | 1.477.265 | 1.400.000 | 77.265 |
| Nov 2026 | 1.703.000 | −24% | 1.256.942 | 1.256.942 | — |
| Dic 2026 | 1.616.800 | −71% | 455.574 | 455.574 | — |
| Ene 2027 | 1.665.800 | −79% | 337.824 | 337.824 | — |
| Feb 2027 | 1.963.400 | −51% | 930.357 | 930.357 | — |
| Mar 2027 | 2.075.200 | −40% | 1.209.945 | 1.209.945 | — |
| Total 8 meses (2 reales + 6 est.) | 13.957.900 | ≈ −57% | 5.981.107 | 5.898.290 | 77.265 |
Base histórica: SCADA real 2025-26 para cada mes. Desviación: caudales reales est. San Gabriel (IDEAM) 1997-98 transpuestos a la captación. Ago-26 real 124 MWh (vs 223 est.) y Sep-26 real 189 MWh (vs 1.104 est.) — brecha creciente, el resto de la ventana podría comportarse peor que la proyección base. Tope Trululu 1.400.000 kWh/mes: si la generación queda por debajo, todo va a consumo y no hay excedentes.
| Mes | Facturación | Costos op. | Utilidad Op. | Margen |
|---|---|---|---|---|
| Ago 2026 ⭐ real | $47,5M | ($200,0M) | ($152,5M) | — |
| Sep 2026 ⭐ real | $71,3M | ($200,0M) | ($128,7M) | — |
| Oct 2026 | $578,8M | ($200,0M) | $378,8M | 65,4% |
| Nov 2026 | $500,5M | ($200,0M) | $300,5M | 60,0% |
| Dic 2026 | $181,4M | ($200,0M) | ($18,6M) | — |
| Ene 2027 | $134,5M | ($200,0M) | ($65,5M) | — |
| Feb 2027 | $370,5M | ($200,0M) | $170,5M | 46,0% |
| Mar 2027 | $481,8M | ($200,0M) | $281,8M | 58,5% |
| Total 8 meses (2 reales + 6 est.) | $2.366,3M | ($1.600,0M) | $766,3M | 32,4% |
Ago-26 y Sep-26 confirmados en negativo (−$152,5M y −$128,7M UO vs estimados −$111M y +$239,6M). Dic-26 y Ene-27 siguen proyectados en negativo. Los 4 meses positivos restantes (Oct-Nov + Feb-Mar) compensan parcialmente y dejan un acumulado de $766,3M en operación pura — una caída de $368M vs la proyección anterior. Este ejercicio no incluye el servicio de deuda BTG.
Fuentes: IDEAM · NOAA Climate Prediction Center · Estudio Hidrología PCH La Florida (dic 2022) · Revisión Hidrología PCH Guacaica CHEC (abr 2020) · Master SCADA/facturación PCH La Florida. Memo interno: Hidrología y generación · lectura del verano 2026 (Ímpetu Energía, actualizado 13 oct 2026 con Ago-Sep 2026 reales).
Facturación vs EBITDA mensual (M COP)
| Rubro | Oct-25 | Nov-25 | Dic-25 | Ene-26 | Feb-26 | Mar-26 | Abr-26 | May-26 | Jun-26 | Jul-26 | Ago-26 | Sep-26 ⭐ |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Facturación total | $499,3M | $678,7M | $623,9M | $587,3M | $598,6M | $677,8M | $758,5M | $722,0M | $624,2M | $586,9M | $320,3M | $47,5M |
| Costos y gastos op. | ($163,1M) | ($173,5M) | ($157,3M) | ($153,1M) | ($197,0M) | ($188,8M) | ($249,4M) | ($228,0M) | ($244,3M) | ($209,0M) | ($181,5M) | ($182,5M) |
| Utilidad Operacional | $336,2M | $505,2M | $466,5M | $434,1M | $401,6M | $489,0M | $509,1M | $494,0M | $379,9M | $377,9M | $138,8M | −$135,0M |
| Margen Util.Op. | 67,3% | 74,4% | 74,8% | 73,9% | 67,1% | 72,1% | 67,1% | 68,4% | 60,9% | 64,4% | 43,3% | −284% |
* Valores tomados directamente de ANALISIS MENSUAL OPEX · hoja PYG OPEX. Rezago OPEX-MASTER confirmado: el OPEX de Sep-26 ($47,5M) recoge la facturación real de Ago-26 (124 MWh SCADA, mes más crítico). Primera utilidad operacional negativa del proyecto (−$135M) porque los costos fijos (~$180M/mes) no se cubrieron con la facturación. El OPEX de Oct-26 recogerá los $71,3M reales de Sep-26 (189 MWh) — se espera UO también negativa.
| Agrupación | Ago-26 | Sep-26 | Variación |
|---|---|---|---|
| Póliza Seguro (amortización) | $23.4M | $23.4M | +0% |
| Mantenimiento Casa Máquinas y Captación | $7.2M | $8.2M | +14% |
| Costos Comisión Fiduciaria | $15.6M | $15.6M | +0% |
| Asesorías Legales y Jurídicas | $0 | $0 | — |
| Asesorías Técnicas | $0 | $0 | — |
| Gastos Prediales | $0 | $0 | — |
| PMA — Asesora Ambiental | $3.9M | $3.9M | +0% |
| Bocatomeros (adición 2) | $14.0M | $14.0M | +0% |
| Mantenimiento preventivo línea | $5.7M | $5.7M | +0% |
| Reparaciones e infraestructura | $0 | $0 | — |
| Gerencia Integral | $111.7M | $111.7M | +0% |
| Compras y otros | $0 | $0 | — |
| Total costos y gastos | $181.5M | $182.5M | +0,5% |
* Fuente: PYG OPEX — ANALISIS MENSUAL OPEX.xlsx, filas 44–60. Valores ejecutados (devengados), no pagados.
- Ingresos caen −85% ($320,3M ago → $47,5M sep): OPEX recoge el peor mes del año (MASTER Ago-26 real = 124 MWh SCADA, sin excedentes).
- Costos prácticamente iguales ($181,5M → $182,5M, +0,5%): la estructura es casi 100% fija (Gerencia $111,7M, Póliza $23,4M, Bocatomeros $14M, Fiduciaria $15,6M, PMA $3,9M, Mtto línea $5,7M, Mtto casa máquinas $8,2M).
- Primera UO negativa del proyecto: −$135,0M con margen −284%. Utilidad Neta −$136,3M (incluye GMF −$1,4M y Rend. $0,06M).
- Costos no se pueden recortar en el corto plazo: Gerencia Integral y Bocatomeros son contratos fijos; Póliza y Fiduciaria son devengos de obligaciones ya contraídas.
DSCR ≥ 1,0x = cobertura suficiente. Cálculo: utilidad neta / servicio total BTG (capital + intereses).
🔴 <1,0x · 🟡 1,0–1,2x · 🟢 >1,2x | ⚠ Covenant breach en Sep-26: la utilidad neta se vuelve negativa (−$136M) porque el OPEX recoge la facturación real de ago-26 ($47,5M) frente a costos fijos ~$180M y servicio de deuda $311M. DSCR cae a −0,44x por primera vez. Se esperan 2-3 meses más de DSCR debajo del covenant antes de la recuperación esperada hacia dic-26/feb-27.
Evolución DSCR mensual (jun-25 a sep-26)
| Socio | % Deuda | Saldo sep-26 |
|---|---|---|
| Palmares 77 | 57,41% | $11.333,7M |
| Hidroturbinas Delta | 13,43% | $2.651,8M |
| Lado B | 11,07% | $2.185,3M |
| Maper SAS | 10,64% | $2.100,9M |
| Ímpetu Energía | 6,46% | $1.274,2M |
| Inv. Masicaal SAS | 1,01% | $198,7M |
| PCH La Florida | 0,00% | $0M |
| GB Partners LLC (cedió) | — | $0M (salió sep-26) |
| Total | 100% | $19.748,4M |
* Cesión Sep-2026 reorganizó la deuda: Palmares 77 absorbió la mayor parte (de 0,92% a 57,41%), PCH sale de la deuda y GB Partners LLC cedió toda su participación. Capital BTG total sin cambio. Tasa IBR + 3,5% · 16 cuotas pagadas · $1.251,6M amortizados jun-25 a sep-26.
Evolución saldo capital BTG (M COP)
| Mes | Capital | Intereses | Total cuota | Saldo capital | Estado |
|---|---|---|---|---|---|
| Período preoperativo — solo intereses | |||||
| Dic 2024 | $0 | $182.206.855 | $182.206.855 | $21.000.000.000 | ✓ PAGADO |
| Ene 2025 | $0 | $211.303.377 | $211.303.377 | $21.000.000.000 | ✓ PAGADO |
| Feb 2025 | $0 | $224.417.714 | $224.417.714 | $21.000.000.000 | ✓ PAGADO |
| Mar 2025 | $0 | $203.753.273 | $203.753.273 | $21.000.000.000 | ✓ PAGADO |
| Abr 2025 | $0 | $224.362.271 | $224.362.271 | $21.000.000.000 | ✓ PAGADO |
| May 2025 | $0 | $0 | $0 | $21.000.000.000 | ✓ PAGADO |
| Amortización capital + intereses | |||||
| Jun 2025 | $76.486.200 | $353.328.330 | $429.814.530 | $20.923.513.800 | ✓ PAGADO |
| Jul 2025 | $76.486.200 | $206.405.691 | $282.891.891 | $20.847.027.600 | ✓ PAGADO |
| Ago 2025 | $76.486.200 | $219.046.596 | $295.532.796 | $20.770.541.400 | ✓ PAGADO |
| Sep 2025 | $76.486.200 | $219.316.437 | $295.802.637 | $20.694.055.200 | ✓ PAGADO |
| Oct 2025 | $76.486.200 | $211.370.796 | $287.856.996 | $20.617.569.000 | ✓ PAGADO |
| Nov 2025 | $76.486.200 | $238.871.165 | $315.357.365 | $20.541.082.800 | ✓ PAGADO |
| Dic 2025 | $76.486.200 | $188.810.550 | $265.296.750 | $20.464.596.600 | ✓ PAGADO |
| Ene 2026 | $76.486.200 | $217.489.038 | $293.975.238 | $20.388.110.400 | ✓ PAGADO |
| Feb 2026 | $76.486.200 | $226.591.226 | $303.077.426 | $20.311.624.200 | ✓ PAGADO |
| Mar 2026 | $76.486.200 | $207.998.981 | $284.485.181 | $20.235.138.000 | ✓ PAGADO |
| Abr 2026 | $76.486.200 | $229.078.625 | $305.564.825 | $20.158.651.800 | ✓ PAGADO |
| May 2026 | $76.486.200 | $238.796.029 | $315.282.229 | $20.082.165.600 | ✓ PAGADO |
| Jun 2026 | $83.439.300 | $251.544.592 | $334.983.892 | $19.998.726.300 | ✓ PAGADO |
| Jul 2026 | $83.439.300 | $230.167.611 | $313.664.801 | $19.915.287.000 | ✓ PAGADO |
| Ago 2026 | $83.439.300 | $278.938.642 | $362.377.942 | $19.831.847.700 | ✓ PAGADO |
| Sep 2026 ⭐ | $83.439.300 | $227.114.306 | $310.553.606 | $19.748.408.400 | ✓ PAGADO |
| Total acumulado | $1.251.591.600 | $4.844.948.386 | $6.096.539.986 | $19.748.408.400 | |
Capital fijo: $76.486.200/mes · IBR vigente 12% + spread 3,5%. Fuente: CREDITO BTG — ANALISIS MENSUAL OPEX.xlsx.
| Acreedor | Deudor | Saldo pagaré dic-2025 |
|---|---|---|
| Palmares 77 | Ímpetu Energía | $3.408,4M |
| Palmares 77 | GB Partners LLC | $1.640,6M |
| Palmares 77 | Maper SAS | $749,9M |
| Palmares 77 | Lado B | $4.386,2M |
| PCH La Florida | Lado B | $95,1M |
| PCH La Florida | Hidroturbinas Delta | $1.503,3M |
| Inv. Masicaal SAS | Maper SAS | $161,6M |
* Pagaré entre fideicomitentes del Patrimonio Autónomo FAFPG Ímpetu Manizales. Se actualiza al cierre de cada año fiscal.
Aportes por socio (M COP) · Mar 2026 — ordenado de mayor a menor
Posición financiera individual: equity, deuda BTG asignada y flujo de caja mensual.
Vista ejecutiva del último año del proyecto: operación, ingresos, rentabilidad y servicio de deuda en un solo lugar.
| Mes | Gen (MWh) | Facturación | Costos op. | Util. Op. | Margen | Cuota BTG | Saldo BTG |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Oct 2025 | 1.896 | $499,3M | ($163,1M) | $336,2M | 67,3% | $287,9M | $20.618M |
| Nov 2025 | 1.703 | $678,7M | ($173,5M) | $505,2M | 74,4% | $315,4M | $20.541M |
| Dic 2025 | 1.617 | $623,9M | ($157,3M) | $466,5M | 74,8% | $265,3M | $20.465M |
| Ene 2026 | 1.666 | $587,3M | ($153,1M) | $434,1M | 73,9% | $294,0M | $20.388M |
| Feb 2026 | 1.963 | $598,6M | ($197,0M) | $401,6M | 67,1% | $303,1M | $20.312M |
| Mar 2026 | 2.075 | $677,8M | ($188,8M) | $489,0M | 72,1% | $284,5M | $20.235M |
| Abr 2026 | 2.029 | $758,5M | ($249,4M) | $509,1M | 67,1% | $305,6M | $20.159M |
| May 2026 | 1.676 | $722,0M | ($228,0M) | $494,0M | 68,4% | $315,3M | $20.082M |
| Jun 2026 | 1.609 | $624,2M | ($244,3M) | $379,9M | 60,9% | $335,0M | $19.999M |
| Jul 2026 | 836 | $586,9M | ($209,0M) | $377,9M | 64,4% | $313,7M | $19.915M |
| Ago 2026 | 124 | $320,3M | ($181,5M) | $138,8M | 43,3% | $362,4M | $19.832M |
| Sep 2026 ⭐ | 189 | $47,5M | ($182,5M) | −$135,0M | −284% | $310,6M | $19.748M |
| Total / Promedio | 17.383 | $6.725M | ($2.327M) | $4.397M | 65,4% | $3.693M | −$870M |
* Margen promedio ponderado por facturación. Saldo BTG en la fila total muestra la amortización acumulada del período. La póliza anual de seguros de Abr-26 ($320,1M) fue financiada y por tanto se excluye de los costos operativos.
Util. Op. máx: $546,0M (Abr-26)
Margen máx: 74,8% (Dic-25)
Generación máx: 2.075 MWh (Mar-26)
Costos mín: $153,1M (Ene-26)
Margen mín: −284% (Sep-26 · UO negativa ⚠)
Generación mín: 124 MWh (Ago-26 · Niño extremo ⚠)
Facturación mín: $47,5M (Sep-26 OPEX ⚠)
Nota: ver capítulo Fenómeno El Niño para proyección
Saldo final sep-26: $19.748M
Capital amortizado: $870M
Intereses 12M: ≈ $2.823M
Total servicio deuda: ≈ $3.693M
Fuente: MASTER VENTA TRULULU · ANALISIS MENSUAL OPEX (hojas PYG OPEX y CREDITO BTG) · período mayo 2025 a abril 2026.
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Modifica los supuestos marcados como Móvil y presiona Recalcular. Los valores Fijo y las participaciones son de referencia.
| Parámetro | Valor | Tipo |
|---|---|---|
| Precio venta Trululu ($/kWh) | $400 | Fijo |
| Precio excedentes Enexia ($/kWh) | $275 | Fijo |
| % Venta Súper (Trululu) | % | Móvil |
| % Excedentes Enexia | % | Móvil |
| Generación anual (GWh) | GWh | Móvil |
| IPP anual (sube precio energía) | % | Móvil |
| IPC anual (sube costos OPEX) | % | Móvil |
| Socio | % Proyecto | % Deuda BTG |
|---|---|---|
| Palmares 77 | 78,912% | 57,41% |
| Hidroturbinas Delta | 6,082% | 13,43% |
| Maper SAS | 6,184% | 10,64% |
| Lado B | 3,000% | 11,07% |
| Ímpetu Energía | 2,000% | 6,46% |
| PCH La Florida | 2,000% | 0,00% |
| Inv. Masicaal SAS | 1,822% | 1,01% |
| GB Partners LLC (cedió sep-26) | — (antes 4,262%) | — (antes 12,52%) |
| Total | 100% | 100% |
* Participaciones actualizadas tras dilución Abr-26: Palmares 77, PCH y Masicaal adquirieron participación de Ímpetu, Lado B y GB. Deuda BTG sin cambios.