一方で、LNG需要が高いアジアまでの輸送距離が短いことはアラスカLNGの主要な競争力とされている。主要なチョークポイントへの依存度が低く、供給網リスクを減少させることで安定した供給が可能であることも評価されている。
アラスカLNGプロジェクトは、北部地域で生産された天然ガスを南部に輸送した後、液化して輸出する事業である。米国連邦エネルギー規制委員会（FERC）の許可基準に基づく本線ガス管の長さは約1300kmに達する。直径42インチのガス管と8つの圧縮基地、ガス処理施設、年間2000万トン規模のLNG液化施設を同時に建設する超大型プロジェクトである。
これまで政府は対米投資に関して総投資額を2000億ドル以内に管理し、商業的合理性に基づくプロジェクトを構成するという原則を定めてきた。最近の国会報告でもこれを基にテキサス州エンシナルガス複合火力発電所の建設、原発8基の建設、アラスカLNG開発事業などが報告された。
この過程で、海外メディアを通じて韓国の対米投資対象に540億ドル規模のアラスカLNG事業が進行する可能性があるとの観測が出ている。テキサスのガス火力発電所に223億ドル、原発に約1200億ドルが投入される可能性があるため、これら3つの事業を合わせると両国の投資目標に合致する規模となる。
問題は商業的合理性を巡る不確実性である。アラスカLNG事業者のグレンファーンは、6月にアラスカ州上院財政委員会に対し、全体の建設費を445億〜545億ドルと見積もって提示した。第1段階のガス管建設に132億〜169億ドル、ニキスキーLNG施設には236億〜284億ドル、北部ガス処理施設には77億〜92億ドルが必要とされると見積もられている。
特に長距離ガス管はアラスカLNGに対する成功期待感を低下させる負担となる。大規模な新規ガス管を建設する必要がある中で、極地環境での施工条件が厳しく、工事可能期間にも制約がある。そのため、施工と工期の遅延、金融コストの増加の可能性も投資費用を引き上げる要因となる。
最終的な事業費もまだ確定したとは言えない。日本エネルギー経済研究所（IEEJ）は、グレンファーンの事業費見積もりを検討し、見積もりが2022年の387億ドルから2023年の440億ドル、最近では445億〜545億ドルに増加したと指摘した。液化施設やガス処理施設の設計が具体化する過程で、費用が追加で変動する可能性も残されている。
投資金を回収するためには、十分なLNG販売先を事前に確保することも重要である。グレンファーンは年間生産能力2000万トンのうち80％にあたる1600万トンを長期契約で確保する目標を掲げている。現在、韓国や日本、台湾、タイなどの購入者と年間1300万トン規模の予備長期契約を確保しているが、最終的な拘束力のある販売契約ではない。
結局、予備契約を実際の長期購入契約に転換できるかが、今後の大規模プロジェクトファイナンス（PF）の条件を左右する見込みである。長期販売量が十分でない場合、金融機関のリスク負担が増し、資金調達コストが上昇する可能性がある。これは再びLNGの原価や投資金回収期間に影響を及ぼすことになる。
ただし、アラスカLNGが持つ立地上の利点も明確である。アラスカからアジアに向かうLNG船は、米国メキシコ湾岸から出発する場合よりも航海距離が短い。パナマ運河やスエズ運河などの主要な海上のボトルネックを通過する必要がないため、運送費と運送期間を短縮できる点も強みとされる。
特に韓国や日本などLNG需要が高い東北アジアの需要国に近く、中東情勢や主要海上要衝を巡る地政学的リスクから比較的自由である。グレンファーンも中東情勢の不安定さなどからエネルギー供給網の安定性を重視するアジアの購入者の関心が高まっていると強調している。
鍵となるのは、このような立地上の利点が巨額の初期建設費と金融コストをどれだけ相殺できるかである。アジアまでの運送費を下げても、ガス管や液化施設の建設費が予想以上に増加したり、長期販売契約の確保が遅れたりする場合、全体のLNG供給価格の競争力が低下する可能性があるためである。
* この記事はAIによって翻訳されました。
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