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Das kolumbianische Stromnetz weist strukturelle Schwachstellen auf: Rund 80 % der Stromerzeugung entfallen auf Wasserkraft, das größte Gasfeld des Landes (das seit 1977 in Betrieb ist und etwa 80 % der inländischen Produktion liefert) ist im Rückgang begriffen, und durch El-Niño-Dürren steigen die Spotpreise regelmäßig auf über 0,20 USD/kWh. Um die Versorgung zu sichern, vergibt die Regulierungsbehörde im Rahmen eines seit 2008 geltenden Mechanismus für Zuverlässigkeitsauktionen langfristige „Firm Energy Obligations“ (OEF). Diese auf US-Dollar lautenden, inflationsindexierten 20-Jahres-Verträge haben sich zu einer der zuverlässigsten Einnahmequellen für Strom in Lateinamerika entwickelt. Vor diesem Hintergrund bietet ein privat geführtes Energieunternehmen in Familienbesitz Investoren die Beteiligung an einer integrierten LNG-to-Power-Plattform an der kolumbianischen Karibikküste an, deren Grundlage ein im Rahmen der Auktion des Landes für das Jahr 2026 vergebener Vertrag über die Verpflichtung zur Bereitstellung von Grundlaststrom (OEF) bildet.
Höhepunkte der Investition
Zuschlag für einen 20-jährigen Feststromvertrag (2029–2049): auf US-Dollar lautend, indexiert an den PPI +2,5 % p. a., ohne Wechselkursrisiko; jährlicher Basisumsatz von 41 Mio. US-Dollar und kumulierter Umsatz von 1,2 Mrd. US-Dollar über die gesamte Laufzeit
280-MW-Netto-Dual-Fuel-Kraftwerk (Gas / ULSD): gewährleistet eine 100-prozentige Einsatzbereitschaft bei Versorgungsengpässen im Zusammenhang mit El Niño
Qualifizierte Erweiterung auf 2.240 MW netto (2.500 MW brutto): das einzige „LNG-to-Power“-Projekt im Rahmen des kolumbianischen Ausschreibungsverfahrens für Grundlaststrom
Spezialisierte FSRU-LNG-Importanlage: 170 .000 m³ Speicherkapazität / 400.000 MCF/Tag Regasifizierung; Marktwert 320 Mio. USD ohne zusätzliche Investitionskosten für das Kraftwerksprojekt
Drei miteinander verknüpfte Ertragsströme aus einer einzigen Vermögensbasis: Einnahmen aus Stromlieferverträgen , Gewinnspanne aus dem FSRU-Gasverkauf (1,18 USD/MCF) sowie die Eigenrendite des Terminals (Ziel >: 18 % ROE)
Fortgeschrittenes Entwicklungsstadium: EPC-Vertrag (195 Mio. USD) und Triebwerkstechnologie ausgewählt, 220-kV-Anschluss <, 500 m vom Standort entfernt, Baubeginn ab 2027 geplant
Optionen bei geringem Investitionsaufwand: Die FSRU kann im Eigenbesitz sein oder im Rahmen eines langfristigen Mietvertrags (47–57 Mio. USD p. a.) bereitgestellt werden.
Plattform Übersicht
Die Plattform vereint drei sich ergänzende Anlagen unter einer Eigentümergruppe. Phase 1 ist ein Dual-Fuel-Kolbenkraftwerk mit einer Nettoleistung von 280 MW (3 × 94 MW), für das eine 20-jährige feste Energieverpflichtung (Firm Energy Obligation) vergeben wurde; die vorzeitige Inbetriebnahme ist für Ende 2027–2028 angestrebt, die vertraglich vereinbarte Inbetriebnahme erfolgt im Jahr 2029. Phase 2 ist eine qualifizierte, mit LNG betriebene Erweiterung mit einer Nettoleistung von 2.240 MW, die an das nationale 500-kV-Stromnetz angeschlossen ist. Beide werden von einer eigens dafür vorgesehenen schwimmenden Speicher- und Wiedervergasungsanlage (FSRU) versorgt, die in einem karibischen Tiefwasser-Hafencluster mit direktem Pipeline-Anschluss an das nationale Gasnetz liegt. Über die Versorgung der Kraftwerke hinaus liefert das Terminal bis zu 400.000 MCF/Tag an regasifiziertem Gas an inländische Energieversorger und industrielle Abnehmer, sodass dieselbe Infrastruktur eine zweite, unabhängige Ertragsquelle generiert. Die Struktur ermöglicht eine projektbezogene Finanzierung ohne Rückgriffsmöglichkeit, die durch die vertraglich vereinbarten Einnahmen über einen Zeitraum von 20 Jahren abgesichert ist.
Marktchance
Der kolumbianische Gasmarkt ist strukturell unterversorgt. Die inländische Produktion geht zurück, da sich das Hauptfeld erschöpft, und die einzige bestehende LNG-Regasifizierungsanlage des Landes versorgt lediglich drei Kraftwerke. Energieversorger, Gasverteiler und industrielle Abnehmer suchen aktiv nach langfristigen, garantierten Lieferungen, während die Regulierungsbehörde weiterhin „Firm Energy“-Verträge an thermische Kapazitäten vergibt, die das von Wasserkraft abhängige Netz absichern können. Der Standort der Plattform ist der einzige realisierbare Standort in der Karibik, der einen Tiefwasserhafen, einen bestehenden Kraftwerkscluster und Pipeline-Anbindungen vereint. Damit positioniert er sich als natürlicher Ersatz für die rückläufige inländische Versorgung und als strategischer Standort für Akteure aus den Bereichen LNG-Midstream, Handel und Stromerzeugung, die in den Andenmarkt eintreten.
Finanzieller Schnappschuss
Metrisch
Wert
Grundlage
Vertragsvolumen
~6.500 MWh/Tag
Feste Energieverpflichtung, 20 Jahre
Basisumsatz im ersten Jahr
~41,1 Mio. USD
PCVS 16–17 USD/MWh, indexiert an den PPI + 2,5 % p. a.
Kumulierter Umsatz über 20 Jahre
~1,2 Mrd. USD
2029–2049, auf US-Dollar lautend
EPC-Wert der Phase 1
~195 Mio. USD
Konsolidierter EPC-Vertrag
Marktwert von FSRUs
~320 Mio. USD
Keine zusätzlichen Investitionsausgaben für das Energieversorgungsprojekt
Investitionskosten für ein LNG-Terminal
< 325 Mio. USD
Oder ein langfristiger Mietvertrag über 47–57 Mio. USD pro Jahr.
Gasverkaufsmarge
~1,18 USD / MCF
Bis zu 400.000 MCF pro Tag
Zielrendite
> 18 % Eigenkapitalrendite
LNG-Importprojekt
Wichtige Meilensteine
2027–2028 / Mitte 2028
Bau der Phase 1 und vorzeitige Inbetriebnahme / Endabnahme der Anlage
Posten (in Mio. USD)
Jahr 1 (2029)
Jahr 5 (2033)
10. Klasse (2038)
Jahr 15 (2043)
Jahr 20 (2048)
Einnahmen aus der Stromversorgung (OEF)
41,1 $
49,0 $
61,1 $
76,1 $
94,8 $
Feste Betriebs- und Wartungskosten für Kraftwerke
(8,5 $)
(9,4 $)
(10,6 $)
(12,0 $)
(13,6 $)
Versicherungen, Vertriebs- und Verwaltungskosten, Grundstückspachten
(3,0 $)
(3,3 $)
(3,7 $)
(4,2 $)
(4,8 $)
EBITDA
29,6 $
36,3 $
46,8 $
59,9 $
76,4 $
EBITDA-Marge
72.0%
74.1%
76.6%
78.7%
80.6%
Abschreibung (lineare Abschreibung über 20 Jahre)
(11,0 $)
(11,0 $)
(11,0 $)
(11,0 $)
(11,0 $)
EBIT
18,6 $
25,3 $
35,8 $
48,9 $
65,4 $
Zinsaufwendungen für vorrangige Verbindlichkeiten
(11,6 $)
(9,5 $)
(5,9 $)
(0,9 $)
0,0 $
EBT
7,0 $
15,8 $
29,9 $
48,0 $
65,4 $
Körperschaftsteuer (35 %)
(2,5 $)
(5,5 $)
(10,5 $)
(16,8 $)
(22,9 $)
Jahresüberschuss
4,5 $
10,3 $
19,4 $
31,2 $
42,5 $
(+) Abschreibungen und nicht zahlungswirksame Posten
11,0 $
11,0 $
11,0 $
11,0 $
11,0 $
(-) Tilgung des Kapitalbetrags der vorrangigen Verbindlichkeiten
Das kolumbianische Stromnetz weist strukturelle Schwachstellen auf: Rund 80 % der Stromerzeugung entfallen auf Wasserkraft, das größte Gasfeld des Landes (das seit 1977 in Betrieb ist und etwa 80 % der inländischen Produktion liefert) ist im Rückgang begriffen, und durch El-Niño-Dürren steigen die Spotpreise regelmäßig auf über 0,20 USD/kWh. Um die Versorgung zu sichern, vergibt die Regulierungsbehörde im Rahmen eines seit 2008 geltenden Mechanismus für Zuverlässigkeitsauktionen langfristige „Firm Energy Obligations“ (OEF). Diese auf US-Dollar lautenden, inflationsindexierten 20-Jahres-Verträge haben sich zu einer der zuverlässigsten Einnahmequellen für Strom in Lateinamerika entwickelt. Vor diesem Hintergrund bietet ein privat geführtes Energieunternehmen in Familienbesitz Investoren die Beteiligung an einer integrierten LNG-to-Power-Plattform an der kolumbianischen Karibikküste an, deren Grundlage ein im Rahmen der Auktion des Landes für das Jahr 2026 vergebener Vertrag über die Verpflichtung zur Bereitstellung von Grundlaststrom (OEF) bildet.
Höhepunkte der Investition
Zuschlag für einen 20-jährigen Feststromvertrag (2029–2049): auf US-Dollar lautend, indexiert an den PPI +2,5 % p. a., ohne Wechselkursrisiko; jährlicher Basisumsatz von 41 Mio. US-Dollar und kumulierter Umsatz von 1,2 Mrd. US-Dollar über die gesamte Laufzeit
280-MW-Netto-Dual-Fuel-Kraftwerk (Gas / ULSD): gewährleistet eine 100-prozentige Einsatzbereitschaft bei Versorgungsengpässen im Zusammenhang mit El Niño
Qualifizierte Erweiterung auf 2.240 MW netto (2.500 MW brutto): das einzige „LNG-to-Power“-Projekt im Rahmen des kolumbianischen Ausschreibungsverfahrens für Grundlaststrom
Spezialisierte FSRU-LNG-Importanlage: 170 .000 m³ Speicherkapazität / 400.000 MCF/Tag Regasifizierung; Marktwert 320 Mio. USD ohne zusätzliche Investitionskosten für das Kraftwerksprojekt
Drei miteinander verknüpfte Ertragsströme aus einer einzigen Vermögensbasis: Einnahmen aus Stromlieferverträgen , Gewinnspanne aus dem FSRU-Gasverkauf (1,18 USD/MCF) sowie die Eigenrendite des Terminals (Ziel >: 18 % ROE)
Fortgeschrittenes Entwicklungsstadium: EPC-Vertrag (195 Mio. USD) und Triebwerkstechnologie ausgewählt, 220-kV-Anschluss <, 500 m vom Standort entfernt, Baubeginn ab 2027 geplant
Optionen bei geringem Investitionsaufwand: Die FSRU kann im Eigenbesitz sein oder im Rahmen eines langfristigen Mietvertrags (47–57 Mio. USD p. a.) bereitgestellt werden.
Plattform Übersicht
Die Plattform vereint drei sich ergänzende Anlagen unter einer Eigentümergruppe. Phase 1 ist ein Dual-Fuel-Kolbenkraftwerk mit einer Nettoleistung von 280 MW (3 × 94 MW), für das eine 20-jährige feste Energieverpflichtung (Firm Energy Obligation) vergeben wurde; die vorzeitige Inbetriebnahme ist für Ende 2027–2028 angestrebt, die vertraglich vereinbarte Inbetriebnahme erfolgt im Jahr 2029. Phase 2 ist eine qualifizierte, mit LNG betriebene Erweiterung mit einer Nettoleistung von 2.240 MW, die an das nationale 500-kV-Stromnetz angeschlossen ist. Beide werden von einer eigens dafür vorgesehenen schwimmenden Speicher- und Wiedervergasungsanlage (FSRU) versorgt, die in einem karibischen Tiefwasser-Hafencluster mit direktem Pipeline-Anschluss an das nationale Gasnetz liegt. Über die Versorgung der Kraftwerke hinaus liefert das Terminal bis zu 400.000 MCF/Tag an regasifiziertem Gas an inländische Energieversorger und industrielle Abnehmer, sodass dieselbe Infrastruktur eine zweite, unabhängige Ertragsquelle generiert. Die Struktur ermöglicht eine projektbezogene Finanzierung ohne Rückgriffsmöglichkeit, die durch die vertraglich vereinbarten Einnahmen über einen Zeitraum von 20 Jahren abgesichert ist.
Marktchance
Der kolumbianische Gasmarkt ist strukturell unterversorgt. Die inländische Produktion geht zurück, da sich das Hauptfeld erschöpft, und die einzige bestehende LNG-Regasifizierungsanlage des Landes versorgt lediglich drei Kraftwerke. Energieversorger, Gasverteiler und industrielle Abnehmer suchen aktiv nach langfristigen, garantierten Lieferungen, während die Regulierungsbehörde weiterhin „Firm Energy“-Verträge an thermische Kapazitäten vergibt, die das von Wasserkraft abhängige Netz absichern können. Der Standort der Plattform ist der einzige realisierbare Standort in der Karibik, der einen Tiefwasserhafen, einen bestehenden Kraftwerkscluster und Pipeline-Anbindungen vereint. Damit positioniert er sich als natürlicher Ersatz für die rückläufige inländische Versorgung und als strategischer Standort für Akteure aus den Bereichen LNG-Midstream, Handel und Stromerzeugung, die in den Andenmarkt eintreten.
Finanzieller Schnappschuss
Metrisch
Wert
Grundlage
Vertragsvolumen
~6.500 MWh/Tag
Feste Energieverpflichtung, 20 Jahre
Basisumsatz im ersten Jahr
~41,1 Mio. USD
PCVS 16–17 USD/MWh, indexiert an den PPI + 2,5 % p. a.
Kumulierter Umsatz über 20 Jahre
~1,2 Mrd. USD
2029–2049, auf US-Dollar lautend
EPC-Wert der Phase 1
~195 Mio. USD
Konsolidierter EPC-Vertrag
Marktwert von FSRUs
~320 Mio. USD
Keine zusätzlichen Investitionsausgaben für das Energieversorgungsprojekt
Investitionskosten für ein LNG-Terminal
< 325 Mio. USD
Oder ein langfristiger Mietvertrag über 47–57 Mio. USD pro Jahr.
Gasverkaufsmarge
~1,18 USD / MCF
Bis zu 400.000 MCF pro Tag
Zielrendite
> 18 % Eigenkapitalrendite
LNG-Importprojekt
Wichtige Meilensteine
2027–2028 / Mitte 2028
Bau der Phase 1 und vorzeitige Inbetriebnahme / Endabnahme der Anlage
Posten (in Mio. USD)
Jahr 1 (2029)
Jahr 5 (2033)
10. Klasse (2038)
Jahr 15 (2043)
Jahr 20 (2048)
Einnahmen aus der Stromversorgung (OEF)
41,1 $
49,0 $
61,1 $
76,1 $
94,8 $
Feste Betriebs- und Wartungskosten für Kraftwerke
(8,5 $)
(9,4 $)
(10,6 $)
(12,0 $)
(13,6 $)
Versicherungen, Vertriebs- und Verwaltungskosten, Grundstückspachten
(3,0 $)
(3,3 $)
(3,7 $)
(4,2 $)
(4,8 $)
EBITDA
29,6 $
36,3 $
46,8 $
59,9 $
76,4 $
EBITDA-Marge
72.0%
74.1%
76.6%
78.7%
80.6%
Abschreibung (lineare Abschreibung über 20 Jahre)
(11,0 $)
(11,0 $)
(11,0 $)
(11,0 $)
(11,0 $)
EBIT
18,6 $
25,3 $
35,8 $
48,9 $
65,4 $
Zinsaufwendungen für vorrangige Verbindlichkeiten
(11,6 $)
(9,5 $)
(5,9 $)
(0,9 $)
0,0 $
EBT
7,0 $
15,8 $
29,9 $
48,0 $
65,4 $
Körperschaftsteuer (35 %)
(2,5 $)
(5,5 $)
(10,5 $)
(16,8 $)
(22,9 $)
Jahresüberschuss
4,5 $
10,3 $
19,4 $
31,2 $
42,5 $
(+) Abschreibungen und nicht zahlungswirksame Posten
11,0 $
11,0 $
11,0 $
11,0 $
11,0 $
(-) Tilgung des Kapitalbetrags der vorrangigen Verbindlichkeiten
Beschreibung
Das kolumbianische Stromnetz weist strukturelle Schwachstellen auf: Rund 80 % der Stromerzeugung entfallen auf Wasserkraft, das größte Gasfeld des Landes (das seit 1977 in Betrieb ist und etwa 80 % der inländischen Produktion liefert) ist im Rückgang begriffen, und durch El-Niño-Dürren steigen die Spotpreise regelmäßig auf über 0,20 USD/kWh. Um die Versorgung zu sichern, vergibt die Regulierungsbehörde im Rahmen eines seit 2008 geltenden Mechanismus für Zuverlässigkeitsauktionen langfristige „Firm Energy Obligations“ (OEF). Diese auf US-Dollar lautenden, inflationsindexierten 20-Jahres-Verträge haben sich zu einer der zuverlässigsten Einnahmequellen für Strom in Lateinamerika entwickelt. Vor diesem Hintergrund bietet ein privat geführtes Energieunternehmen in Familienbesitz Investoren die Beteiligung an einer integrierten LNG-to-Power-Plattform an der kolumbianischen Karibikküste an, deren Grundlage ein im Rahmen der Auktion des Landes für das Jahr 2026 vergebener Vertrag über die Verpflichtung zur Bereitstellung von Grundlaststrom (OEF) bildet.
Höhepunkte der Investition
Plattform Übersicht
Die Plattform vereint drei sich ergänzende Anlagen unter einer Eigentümergruppe. Phase 1 ist ein Dual-Fuel-Kolbenkraftwerk mit einer Nettoleistung von 280 MW (3 × 94 MW), für das eine 20-jährige feste Energieverpflichtung (Firm Energy Obligation) vergeben wurde; die vorzeitige Inbetriebnahme ist für Ende 2027–2028 angestrebt, die vertraglich vereinbarte Inbetriebnahme erfolgt im Jahr 2029. Phase 2 ist eine qualifizierte, mit LNG betriebene Erweiterung mit einer Nettoleistung von 2.240 MW, die an das nationale 500-kV-Stromnetz angeschlossen ist. Beide werden von einer eigens dafür vorgesehenen schwimmenden Speicher- und Wiedervergasungsanlage (FSRU) versorgt, die in einem karibischen Tiefwasser-Hafencluster mit direktem Pipeline-Anschluss an das nationale Gasnetz liegt. Über die Versorgung der Kraftwerke hinaus liefert das Terminal bis zu 400.000 MCF/Tag an regasifiziertem Gas an inländische Energieversorger und industrielle Abnehmer, sodass dieselbe Infrastruktur eine zweite, unabhängige Ertragsquelle generiert. Die Struktur ermöglicht eine projektbezogene Finanzierung ohne Rückgriffsmöglichkeit, die durch die vertraglich vereinbarten Einnahmen über einen Zeitraum von 20 Jahren abgesichert ist.
Marktchance
Der kolumbianische Gasmarkt ist strukturell unterversorgt. Die inländische Produktion geht zurück, da sich das Hauptfeld erschöpft, und die einzige bestehende LNG-Regasifizierungsanlage des Landes versorgt lediglich drei Kraftwerke. Energieversorger, Gasverteiler und industrielle Abnehmer suchen aktiv nach langfristigen, garantierten Lieferungen, während die Regulierungsbehörde weiterhin „Firm Energy“-Verträge an thermische Kapazitäten vergibt, die das von Wasserkraft abhängige Netz absichern können. Der Standort der Plattform ist der einzige realisierbare Standort in der Karibik, der einen Tiefwasserhafen, einen bestehenden Kraftwerkscluster und Pipeline-Anbindungen vereint. Damit positioniert er sich als natürlicher Ersatz für die rückläufige inländische Versorgung und als strategischer Standort für Akteure aus den Bereichen LNG-Midstream, Handel und Stromerzeugung, die in den Andenmarkt eintreten.
Finanzieller Schnappschuss
Basic Details
Target Price:
$ 0
Gross Revenue
$41,110,000
EBITDA
$29,600,000
Business ID:
L#20261158
Country
Kolumbien
Detail
Published on Oktober 3, 2026 beim 5:53 p.m.. Aktualisiert am Oktober 3, 2026 beim 5:53 p.m.