US power-generation economics and utility investment — Interpretación del informe

Visión general

Esta actualización renueva el modelo estadounidense de LCOE de Goldman Sachs para costes actuales de construcción, operación y combustible, y escenarios de créditos fiscales posteriores a OBBBA. Concluye que el aumento de costes en todas las tecnologías incrementa el capital necesario para atender el crecimiento de carga, pero la solar y la eólica terrestre siguen estando entre las opciones de nueva generación de menor coste, especialmente con safe harbor, mientras que el suministro fiable sigue requiriendo una combinación de todos los recursos.

Perspectivas principales

Goldman Sachs actualiza su modelo de coste nivelado para nueva generación utilizando costes de construcción, supuestos de combustible y tratamiento de créditos fiscales de energía limpia revisados tras el plazo de safe harbor. Los costes han aumentado en la mayoría de tecnologías, especialmente en la generación térmica: el coste de capital overnight de NGCC sube 40% de $2,000/kW a $2,800/kW; los peakers de gas brownfield suben de $1,100/kW a $1,400/kW; el carbón sube de $3,600/kW a $4,500/kW; y la energía nuclear avanzada sube de $8,000/kW a $9,000/kW. Los supuestos para solar utility-scale, solar comercial y solar residencial suben a $1,250/kW, $1,900/kW y $2,750/kW, respectivamente. El almacenamiento es la excepción, bajando a $600/kW desde $660/kW. El informe también eleva el O&M fijo para varias tecnologías térmicas y renovables e introduce un supuesto de coste de carga de $25/MWh para almacenamiento independiente en baterías y solar más almacenamiento. Los supuestos de factor de capacidad permanecen en gran medida sin cambios, y la geotermia y la energía nuclear avanzada siguen siendo los más altos en el análisis. Pese a la reducción de créditos fiscales para proyectos sin safe-harbor, el informe concluye que la solar utility-scale y la eólica terrestre siguen siendo atractivas económicamente frente al gas nuevo. En el caso con safe harbor, los LCOE de la solar y la eólica son de aproximadamente $31/MWh y $27/MWh, respectivamente, frente a aproximadamente $58/MWh para NGCC. Sin tratamiento de safe harbor, sus costes suben a aproximadamente $47/MWh y $43/MWh, pero siguen por debajo del gas. La pérdida de créditos fiscales incrementa los LCOE renovables en 36%–59% respecto a proyectos con safe harbor, lo que hace que la elegibilidad para créditos fiscales sea importante para la economía y ejecución de proyectos a corto plazo. Sin embargo, Goldman Sachs espera que las renovables ayuden a cubrir las necesidades de capacidad a corto plazo por sus plazos de desarrollo más breves, mientras que gas, almacenamiento y nuclear aportan capacidad despachable, flexibilidad y fiabilidad a medida que crece la carga. La economía del gas es especialmente sensible a los supuestos de combustible y construcción. Goldman Sachs reduce su supuesto de Henry Hub de ciclo medio a $3.50/MMBtu desde $3.75/MMBtu, pero señala diferencias regionales de precios significativas. Bajo distintos supuestos de precios de combustible y costes de capital, el LCOE de NGCC oscila entre aproximadamente $37/MWh y $85/MWh, mientras que el LCOE de peakers de gas brownfield oscila entre aproximadamente $80/MWh y $170/MWh. Por tanto, el informe sostiene que las decisiones de recursos de las utilities dependen de ubicación, elegibilidad para créditos fiscales, precios del combustible y costes de construcción, en vez de una clasificación única de tecnologías. El crecimiento de la carga impulsa la mayor estimación de inversión sectorial del informe. Goldman Sachs prevé que la demanda eléctrica total de EE. UU. crezca a una CAGR de 3.5% hasta 2030, incluidos unos 108 GW de demanda de centros de datos al final de la década. Eleva el capex previsto de generación utility-scale para 2026–2030 a aproximadamente $433 bn desde $368 bn, con gasto creciente en todos los tipos de combustible y NGCC mostrando el mayor aumento de capex, aproximadamente 40% frente a supuestos previos. La generación representa 30%–55% del capex previsto en utilities integradas verticalmente. La solar y el almacenamiento representaron aproximadamente 93% de las adiciones netas de junio, y la eólica y el almacenamiento habían alcanzado 74% y 63% de las estimaciones de año completo de Goldman Sachs, respectivamente, reforzando la importancia de los pipelines renovables y de almacenamiento con safe harbor. El análisis de GS SUSTAIN distingue la energía renovable intermitente de bajo coste de la electricidad fiable continua. No observa una Green Premium en EE. UU. para solar utility-scale y eólica terrestre intermitentes, incluso tras la expiración de incentivos, pero estima una Green Reliability Premium cuando las redundancias necesarias para suministro continuo —combinaciones de solar, eólica, baterías y gas de ciclo simple, o energía nuclear— se comparan con NGCC. La prima del caso base de EE. UU. es $47/MWh a $3.75/MMBtu de gas Henry Hub, ligeramente por debajo de los $48/MWh anteriores. Cada aumento de $1/MMBtu en el precio del gas reduce esa prima aproximadamente $6/MWh, por lo que es más estrecha o inexistente en mercados con precios ligados al GNL global, como Europa y Asia. El informe enfatiza primero la fiabilidad, después la asequibilidad y por último la minimización de emisiones cuando hay una prima involucrada; la capacidad estadounidense a corto plazo se ve favorecida por disponibilidad de componentes y rapidez de comercialización para almacenamiento en baterías, solar, eólica y gas de ciclo simple, seguida por NGCC a medio plazo y nuclear a largo plazo. En renta variable, Goldman Sachs destaca utilities integradas verticalmente que pueden poseer nuevos proyectos y obtener retornos regulados. XEL tiene calificación Buy y ha ampliado su oportunidad de capital a cinco años a aproximadamente $70 bn, respaldada por casi 13 GW de adiciones renovables y de almacenamiento en baterías, más de 3 GW de gas hasta 2030 y más de $10 bn de oportunidades de capex incremental. DUK tiene calificación Buy, prevé aproximadamente 15 GW de capacidad para 2031, cuenta con 7.8 GW de acuerdos firmados de servicio a centros de datos y ha asegurado 20 turbinas de gas. FE tiene calificación Buy con un pipeline de carga de aproximadamente 25 GW, 6.4 GW de demanda contratada y el propuesto Maidsville Energy Center de 1.2 GW. Goldman Sachs mantiene Neutral en AEE, SO y AEP mientras espera mayor claridad sobre necesidades de generación incremental, ejecución, resultados regulatorios, propiedad, financiación y conversión de carga contratada.

Marco de análisis

Goldman Sachs actualiza primero los datos de LCOE específicos por tecnología para costes de capital, O&M, combustible y elegibilidad de créditos fiscales; después compara la economía de generación con y sin safe harbor. Prueba los costes del gas frente a sensibilidades de precios de combustible y costes de capital, traduce la demanda eléctrica prevista en necesidades de capex de generación y evalúa cómo los requisitos de fiabilidad modifican el coste de la electricidad continua. Por último, vincula la posible inversión en generación de propiedad de utilities y el crecimiento de la base tarifaria con las utilities cubiertas seleccionadas.

Notas metodológicas

• Marco de análisis sectorialMarco de oferta y demanda

  Modelo de oferta y demanda eléctrica de EE. UU. y capex de generación

  El informe utiliza el crecimiento previsto de la carga, incluida la demanda de centros de datos, para estimar la nueva capacidad de generación y el gasto de capital necesarios hasta 2030.

• OtroOtro

  Análisis de coste nivelado de energía (LCOE)

  El modelo compara el coste por MWh a lo largo de la vida útil de tecnologías de nueva generación mediante costes de capital, costes operativos, costes de combustible y escenarios de créditos fiscales.

• Métodos de valoraciónValoración por P/E y PEG

  Metodología de precio objetivo P/E para XEL, DUK, FE, AEE y SO

  La tabla de precios objetivo del informe aplica múltiplos P/E de EPS futuro especificados a estas utilities cubiertas.

• Métodos de valoraciónValoración SOTP por suma de partes

  Metodología de precio objetivo de suma de partes para AEP

  El informe identifica SOTP como el marco de precio objetivo utilizado para AEP.

Correspondencia y comparación de activos

Correspondencia estructurada entre la tesis y activos concretos (fortalezas, debilidades, pares y riesgos).

• Xcel Energy (XEL)

  Beneficiaria con calificación Buy de la inversión en renovables, almacenamiento y gas de propiedad de utilities, y de la conversión de carga de centros de datos.

  Fortalezas

  Oportunidad de capital a cinco años de ~ $70 bn; casi 13 GW de renovables y almacenamiento, más de 3 GW de gas hasta 2030 y más de $10 bn de oportunidades de capex incremental.

  Comparación

  Destacada como especialmente bien posicionada por su escala renovable y proyectos seleccionados de RFP de propiedad de la compañía.

  Riesgos

  Resultados negativos de casos tarifarios, litigios, incapacidad de cerrar la brecha entre ROE ganado y autorizado, y gestión de costes.

• Duke Energy (DUK)

  Beneficiaria con calificación Buy de la creciente demanda de grandes cargas y de una estrategia de capacidad de todo tipo de recursos.

  Fortalezas

  ~15 GW de capacidad prevista para 2031, 7.8 GW de acuerdos firmados de servicio a centros de datos y 20 turbinas de gas aseguradas.

  Comparación

  Combina generación a gas en construcción con solar, almacenamiento, mejoras de capacidad nuclear y oportunidades de energía nuclear avanzada.

  Riesgos

  Mejora del balance, incertidumbre regulatoria y una caída en la previsión de crecimiento de carga.

• FirstEnergy (FE)

  Potencial beneficiaria con calificación Buy de la inversión en generación y transmisión vinculada a la aceleración de la demanda de centros de datos.

  Fortalezas

  Pipeline total de ~25 GW, 6.4 GW de demanda contratada y el propuesto Maidsville Energy Center de 1.2 GW.

  Debilidades

  La oportunidad requiere aprobaciones regulatorias y protecciones de costes para clientes.

  Riesgos

  Un resultado desfavorable en el caso tarifario de Ohio, mayores gastos de pensiones o intereses, y clima suave que pese sobre las ganancias.

• Ameren (AEE)

  Utility con calificación Neutral, con creciente demanda de grandes cargas en Misuri y un plan de generación en expansión.

  Fortalezas

  2.8 GW de ESAs firmados; ~2.25 GW de capacidad solar, de almacenamiento y de gas aprobada, en construcción o prevista para entrar en servicio en 2027/28.

  Debilidades

  Goldman Sachs espera mayor claridad sobre las necesidades de generación incremental y el capex asociado.

  Riesgos

  Crecimiento de carga, resultados regulatorios y condiciones macroeconómicas que afectan a acuerdos de centros de datos.

• Southern Co. (SO)

  Utility con calificación Neutral, con un gran pipeline de carga contratada y una expansión de generación de propiedad de la compañía.

  Fortalezas

  Más de 17 GW de pipeline de grandes cargas contratadas hasta mediados de la década de 2030 y 10 GW de generación térmica, solar y de baterías de propiedad de la compañía.

  Debilidades

  Las consideraciones de ejecución y regulatorias respaldan la calificación Neutral.

  Riesgos

  Evoluciones regulatorias negativas, revisiones del crecimiento de carga y consideraciones de balance.

• American Electric Power (AEP)

  Utility con calificación Neutral y potencial de inversión incremental en generación y transmisión a partir de carga contratada.

  Fortalezas

  Pipeline de carga contratada de 69 GW hasta 2030, 13 GW de capacidad de turbinas de gas asegurada y evaluación de 10 GW adicionales hasta 2035.

  Debilidades

  El calendario de los proyectos, la propiedad, la financiación y la conversión de carga siguen siendo inciertos.

  Riesgos

  Necesidades de financiación mayores de lo esperado, incapacidad de cerrar la brecha de ROE, gestión de costes e incertidumbre sobre la conversión de carga contratada en inversión de capital.

Datos clave

• Capex de generación utility-scale hasta 2030~$433 bnElevado desde la estimación anterior de ~$368 bn.
• Crecimiento de la demanda eléctrica de EE. UU.3.5% CAGR through 2030Incluye aproximadamente 108 GW de demanda de centros de datos al final de la década.
• LCOE de solar utility-scale con safe harbor~$31/MWhFrente a ~$58/MWh para NGCC.
• LCOE de eólica terrestre con safe harbor~$27/MWhFrente a ~$58/MWh para NGCC.
• LCOE de solar y eólica sin safe harbor~$47/MWh and ~$43/MWhAmbas permanecen por debajo de la estimación del informe de ~$58/MWh para NGCC.
• Coste de capital overnight de NGCC$2,800/kWAumenta 40% desde $2,000/kW.
• Green Reliability Premium de EE. UU.$47/MWhA $3.75/MMBtu de gas Henry Hub, frente a $48/MWh anteriormente.
• Demanda eléctrica global de centros de datos1,506 TWh in 2030EAumenta 1,107 TWh desde 399 TWh en 2023.

Impacto e implicaciones

Goldman Sachs afirma que la combinación de mayores costes de construcción y crecimiento de carga amplía la oportunidad de capex de generación en EE. UU., especialmente para utilities reguladas que pueden poseer proyectos. Las adiciones renovables y de almacenamiento siguen siendo importantes para capacidad a corto plazo, pero el informe espera que el gas y la energía nuclear sigan siendo necesarios para una electricidad fiable conforme crece la demanda; la combinación económica variará según precios regionales del gas, costes de proyecto y elegibilidad para créditos fiscales.

Riesgos

• Los LCOE renovables suben 36%–59% sin elegibilidad para créditos fiscales de safe harbor.
• La economía de la generación a gas varía materialmente según los precios regionales del combustible y los costes de construcción.
• La economía de los proyectos depende de la ubicación, la elegibilidad para créditos fiscales, los precios del combustible y los costes de construcción.
• Las oportunidades de las utilities dependen de ejecución, aprobaciones regulatorias, financiación, asequibilidad y conversión de pipelines de grandes cargas en inversión de capital firme.

Aspectos que vigilar

• Si la demanda de centros de datos se convierte en compromisos firmes de utilities y capex incremental de generación o transmisión.
• La elegibilidad para créditos fiscales de safe harbor en los pipelines renovables y de almacenamiento.
• Los costes de construcción de NGCC, los precios regionales del gas y la sensibilidad resultante del LCOE.
• Las aprobaciones regulatorias y las protecciones de costes para clientes en proyectos de generación de utilities propuestos.
• La disponibilidad de turbinas, otros componentes y mano de obra, que afecta al calendario de adiciones de capacidad.