Платформа по производству электроэнергии из СПГ мощностью 280 МВт с 20-летним твердым контрактом на поставку электроэнергии, индексированным по курсу доллара США

Энергосистема Колумбии подвержена структурным рискам: около 80 % выработки приходится на гидроэнергетику, крупнейшее газовое месторождение страны (находящееся в эксплуатации с 1977 года и обеспечивающее примерно 80 % внутреннего объема добычи) исчерпывает свои запасы, а засухи, вызванные явлением «Эль-Ниньо», регулярно приводят к росту спотовых цен выше 0,20 доллара США за кВт·ч. Для обеспечения надежности поставок регулирующий орган присуждает долгосрочные обязательства по поставке гарантированной энергии (OEF) посредством механизма аукционов по обеспечению надежности, действующего с 2008 года. Эти 20-летние контракты, номинированные в долларах США и индексированные по инфляции, стали одним из наиболее надежных источников дохода в энергетическом секторе Латинской Америки. На этом фоне частная семейная энергетическая компания предлагает инвесторам принять участие в интегрированной платформе «СПГ-электроэнергия» на карибском побережье Колумбии, основанной на контракте на поставку гарантированной электроэнергии, выигранном на аукционе 2026 года.

Основные моменты в сфере инвестиций

• номинирован в долларах США, индексирован по индексу цен на промышленную продукцию (PPI) с приращением 2,5 % в год, без валютного риска; базовая годовая выручка составляет 41 млн долларов США, а совокупная выручка за весь срок действия контракта — 1,2 млрд долларов США
• гарантирует 100-процентную готовность к диспетчеризации в периоды дефицита электроэнергии, связанные с явлением «Эль-Ниньо»
• Утверждённое расширение мощности до 2 240 МВт (нетто) (2 500 МВт, брутто): единственный проект по производству электроэнергии на основе СПГ, участвующий в аукционе по поставке гарантированной электроэнергии в Колумбии
• Специализированный терминал по импорту СПГ на базе плавучей установки для регазификации (FSRU): объём хранения — 170 000 м³; мощность регазификации — 400 000 MCF в сутки; рыночная стоимость — 320 млн долларов США при нулевых дополнительных капитальных затратах для энергетического проекта
• Три взаимосвязанных источника прибыли, обеспечиваемых одной базой активов: доходы от контрактных поставок электроэнергии, маржа от продаж газа с плавучего хранилища-регазификатора (FSRU) (1,18 долл. США/MCF) и собственная рентабельность терминала (целевой показатель рентабельности собственного капитала — ROE — составляет > 18 %)
• Проект находится на продвинутой стадии разработки: заключен контракт EPC (195 млн долларов США) и определена технология двигателей; линия электропередачи напряжением 220 кВ <проходит в 500 м от площадки; начало строительства запланировано на 2027 год
• Гибкость при минимальных капитальных затратах: плавучую установку для хранения и регазификации сжиженного природного газа (FSRU) можно приобрести в собственность или арендовать на долгосрочной основе (47–57 млн долларов США в год)

Обзор платформы

Платформа объединяет три взаимодополняющих актива под управлением одной группы владельцев. Первая фаза представляет собой электростанцию с поршневыми двигателями, работающую на двух видах топлива, мощностью 280 МВт нетто (3 × 94 МВт), в отношении которой заключено 20-летнее соглашение о гарантированных поставках электроэнергии; ввод в эксплуатацию планируется в конце 2027–2028 годов, а договорный срок ввода — в 2029 году. Вторая фаза представляет собой сертифицированное расширение мощности на 2 240 МВт нетто с использованием СПГ, подключенное к национальной энергосистеме напряжением 500 кВ. Обе фазы снабжаются топливом с помощью специализированного плавучего хранилища и регазификационного терминала (FSRU), расположенного в кластере глубоководных карибских портов с прямым трубопроводным доступом к национальной газовой сети. Помимо обеспечения топливом электростанций, терминал поставляет до 400 000 MCF/день регазифицированного газа внутренним коммунальным предприятиям и промышленным потребителям, благодаря чему один и тот же инфраструктурный объект генерирует вторую, независимую маржу. Данная структура обеспечивает безрегрессное проектное финансирование, подкреплённое 20-летним потоком доходов по контрактам.

Рыночные возможности

Рынок газа Колумбии испытывает структурный дефицит предложения. Объемы внутренней добычи сокращаются по мере истощения основного месторождения, а единственный действующий в стране терминал регазификации СПГ обслуживает лишь три электростанции. Энергокомпании, газораспределительные предприятия и промышленные потребители активно ищут возможности долгосрочных гарантированных поставок, в то время как регулирующий орган продолжает заключать контракты на поставку «фиксированной энергии» с тепловыми электростанциями, способными обеспечить резервное питание энергосистемы, зависящей от гидроэнергетики. Местоположение платформы является единственным перспективным участком в Карибском бассейне, сочетающим в себе глубоководный порт, существующий кластер генерирующих предприятий и подключение к трубопроводной сети, что делает её естественной заменой сокращающимся внутренним поставкам и стратегическим активом для участников рынка транспортировки СПГ, торговли и энергетики, выходящих на рынок Андского региона.

Краткий обзор финансового положения

Метрическая система	Значение	Основа
Объем по договору	~6 500 МВт·ч/сутки	Обязательство по поставке энергии на фиксированных условиях, 20 лет
Базовая выручка за 1-й год	~41,1 млн долларов США	PCVS — 16–17 долларов США за МВт·ч, индексированный по индексу цен производителей (PPI) с приращением 2,5 % в год.
Совокупная выручка за 20 лет	~1,2 млрд долларов США	2029–2049 гг., в долларах США
Стоимость контракта EPC на 1-й этап	~195 млн долларов США	Консолидированный контракт EPC
Рыночная стоимость плавучих газохранилищ (FSRU)	~320 млн долларов США	Отсутствие дополнительных капитальных затрат на реализацию проекта
Капитальные затраты на строительство терминала СПГ	< 325 млн долларов США	Или долгосрочная аренда по цене 47–57 млн долларов США в год.
Маржа по продаже газа	~1,18 доллара США за MCF	До 400 000 MCF в сутки
Целевая доходность	> 18 % рентабельности собственного капитала (ROE)	Проект по импорту СПГ
Основные этапы	2027–2028 гг. / середина 2028 года	Строительство в рамках 1-го этапа и досрочное введение в эксплуатацию / ввод терминала в эксплуатацию

Статья расходов (млн долл. США)	1-й год (2029)	5-й год (2033)	10-й год (2038)	15-й год (2043)	20-й год (2048)
Доходы от продажи электроэнергии (OEF)	41,1 доллара	49,0 долларов	61,1 доллара	76,1 доллара	94,8 доллара
Эксплуатация и техническое обслуживание стационарных электростанций	($8,5)	($9,4)	($10,6)	($12,0)	($13,6)
Страхование, административные и коммерческие расходы, аренда земельных участков	($3,0)	($3,3)	($3,7)	($4,2)	($4,8)
EBITDA	29,6 доллара	36,3 доллара	46,8 доллара	59,9 доллара	76,4 доллара
Маржа EBITDA	72.0%	74.1%	76.6%	78.7%	80.6%
Амортизация (20-летний линейный метод)	($11,0)	($11,0)	($11,0)	($11,0)	($11,0)
EBIT	18,6 доллара	25,3 доллара	35,8 доллара	48,9 доллара	65,4 доллара
Расходы по процентам по приоритетным облигациям	($11,6)	(9,5 долл.)	($5,9)	(0,9 долл.)	0,0 $
EBT	7,0 доллара	15,8 доллара	29,9 доллара	48,0 долларов	65,4 доллара
Налог на прибыль предприятий (35 %)	(2,5 долл.)	($5,5)	($10,5)	($16,8)	(22,9 долл.)
Чистая прибыль	4,5 доллара	10,3 доллара	19,4 доллара	31,2 доллара	42,5 доллара
(+) Амортизация и неденежные операции	11,0 доллара	11,0 доллара	11,0 доллара	11,0 доллара	11,0 доллара
(-) Амортизация основной суммы приоритетного долга	($5,8)	($7,8)	($11,3)	($16,4)	0,0 $
Свободный денежный поток, приходящийся на долю акционеров (FCFE)	9,7 доллара	13,5 доллара	19,1 доллара	25,8 доллара	53,5 доллара
Коэффициент покрытия обслуживания долга (DSCR)	1,70x	2,10x	2,72x	3,46x	Н/Д (без задолженности)