280MWのLNG発電プラットフォーム、20年間の米ドル指数連動型固定電力供給契約を締結

コロンビアの電力システムは構造的に脆弱である。発電量の約80％を水力発電が占めており、国内最大のガス田（1977年から生産を開始し、国内生産量の約80％を供給）は生産量が減少傾向にあり、エルニーニョによる干ばつにより、スポット価格は定期的に0.20米ドル/kWhを上回っている。 供給を確保するため、規制当局は2008年から施行されている信頼性オークションの仕組みを通じて、長期の「確定電力供給義務（OEF）」を付与している。米ドル建てでインフレ連動型の20年契約は、ラテンアメリカで最も資金調達が容易な電力収益源の一つとなっている。 こうした背景のもと、非上場の家族経営のエネルギー開発企業が、コロンビアのカリブ海沿岸における統合型LNG-to-Powerプラットフォームへの投資機会を投資家に提供している。このプラットフォームは、同国が2026年に実施したオークションで落札した「Firm Energy」契約を中核としている。

投資ハイライト

• 20年間の固定電力供給契約（2029年～2049年）を獲得：米ドル建て、PPI＋年率2.5％で指数連動、為替リスクなし。年間基本収益は4,100万米ドル、契約期間中の累計収益は12億米ドル。
• 280 MWの正味出力を持つデュアルフューエル発電所（ガス／ULSD）：エルニーニョによる電力不足時においても100％の出力供給を保証
• 正味2,240 MW（総出力2,500 MW）への適格な拡張： コロンビアの「Firm Energy」入札プロセスにおける唯一のLNG 発電プロジェクト
• 専用FSRU LNG輸入ターミナル：貯蔵容量170 ,000 m³／1日あたり400,000 MCFの再ガス化能力。発電プロジェクトへの追加設備投資はゼロであり、市場価値は3億2,000万米ドル。
• 1つの資産基盤から生まれる3つの関連収益源：契約電力 収入、FSRUによるガス販売マージン（1.18米ドル/MCF）、およびターミナル自体の収益（目標> ROE 18％）
• 開発の最終段階：EPC契約（1億9,500万米ドル）が締結され、エンジン技術も選定済み。サイトから500mの地点に220kVの連系線（<）が整備されており、2027年から建設を開始する予定。
• 設備投資を最小限に抑える柔軟性：FSRUは 自社所有するか、長期リース（年間4,700万～5,700万米ドル）で確保することが可能である。

プラットフォームの概要

このプラットフォームは、1つの所有グループの下で、互いに補完し合う3つの資産を統合したものです。 フェーズ1は、正味出力280 MW（3 × 94 MW）のデュアルフューエル式往復動エンジン発電所であり、20年間の確定電力供給義務（FEO）が授与されており、早期の商業運転開始（COD）は2027年後半から2028年を目標としており、契約上のCODは2029年となっています。 フェーズ2は、500 kVの全国送電網に接続される、正味出力2,240 MWの認定済みLNG燃料による拡張プロジェクトです。両プロジェクトとも、カリブ海の深水港湾クラスターに位置し、国内ガスネットワークへ直接パイプラインで接続された専用の浮体式貯蔵再ガス化設備（FSRU）から燃料を供給されます。 このターミナルは、発電所への燃料供給に加え、国内の公益事業体や産業ユーザーに対し、1日あたり最大40万MCFの再ガス化ガスを供給するため、同一のインフラ資産から第2の独立した利益を生み出します。この構造は、20年間の契約に基づく収益ストリームを裏付けとするノンリコース型プロジェクトファイナンスを支えています。

市場機会

コロンビアのガス市場は、構造的に供給不足の状態にある。 主要ガス田の枯渇に伴い国内生産量は減少しており、国内で唯一存在するLNG再ガス化ターミナルは、わずか3つの発電所への供給に留まっている。電力会社、ガス供給事業者、および産業用消費者は、長期かつ確実な供給源を積極的に模索している一方、規制当局は、水力発電に依存する電力網をバックアップできる火力発電設備に対し、引き続き「ファーム・エネルギー」契約を付与し続けている。 同プラットフォームの立地は、深水港、既存の発電クラスター、パイプライン接続性を兼ね備えたカリブ海地域で唯一実現可能な場所であり、減少する国内供給の自然な代替手段として、またアンデス市場に参入するLNGミッドストリーム、トレーディング、電力事業者にとっての戦略的資産としての位置づけとなっている。

財務スナップショット

メートル法	価値	基礎
契約数量	1日あたり約6,500 MWh	固定エネルギー供給契約、20年間
第1年度のベース収益	約4,110万米ドル	PCVS 16～17米ドル/MWh、PPIに連動し年率2.5％の上乗せ
過去20年間の累計売上高	約12億米ドル	2029年～2049年、米ドル建て
フェーズ1のEPC金額	約1億9500万米ドル	包括EPC契約
FSRUの市場価値	約3億2,000万米ドル	プロジェクトの電力供給に必要な追加設備投資はゼロ
LNGターミナルの建設費	< 3億2500万米ドル	あるいは、年間4,700万～5,700万米ドルの長期賃貸契約。
ガス販売マージン	～1.18米ドル／MCF	1日あたり最大40万MCF
目標リターン	> ROE 18%	LNG輸入プロジェクト
主な節目	2027年～2028年／2028年半ば	第1フェーズの建設および早期の商業運転開始／ターミナルの試運転

明細項目（百万米ドル）	第1年（2029年）	5年目（2033年）	10年目（2038年）	15年目（2043年）	20年目（2048年）
ファーム・エナジー・レベニュー（OEF）	41.1ドル	49.0ドル	61.1ドル	76.1ドル	94.8ドル
発電所の固定O&M	($8.5)	($9.4)	($10.6)	($12.0)	($13.6)
保険、販売管理費、土地賃貸料	($3.0)	($3.3)	($3.7)	($4.2)	($4.8)
EBITDA	29.6ドル	36.3ドル	46.8ドル	59.9ドル	76.4ドル
EBITDAマージン	72.0%	74.1%	76.6%	78.7%	80.6%
減価償却（20年間の定額法）	($11.0)	($11.0)	($11.0)	($11.0)	($11.0)
EBIT	18.6ドル	25.3ドル	35.8ドル	48.9ドル	65.4ドル
シニア・インタレスト・エクスペンス	($11.6)	($9.5)	($5.9)	($0.9)	$0.0
EBT	7.0ドル	15.8ドル	29.9ドル	48.0ドル	65.4ドル
法人所得税（35％）	($2.5)	($5.5)	($10.5)	($16.8)	($22.9)
当期純利益	4.5ドル	10.3ドル	19.4ドル	31.2ドル	42.5ドル
(+) 減価償却費および非現金項目	11.0ドル	11.0ドル	11.0ドル	11.0ドル	11.0ドル
(-) 優先債務の元本償却	($5.8)	($7.8)	($11.3)	($16.4)	$0.0
株主へのフリーキャッシュフロー（FCFE）	9.7ドル	13.5ドル	19.1ドル	25.8ドル	53.5ドル
債務返済倍率（DSCR）	1.70倍	2.10倍	2.72倍	3.46倍	該当なし（無借金）