US power-generation economics and utility investment レポート解説

概要

本更新は、Goldman Sachsの米国発電LCOEモデルを、現行の建設費、運転費、燃料費およびOBBBA後の税額控除シナリオに合わせて刷新したものだ。全技術でのコスト上昇が需要増加に対応するための必要資本を押し上げる一方、太陽光と陸上風力は、特にセーフハーバー適用時に最も低コストな新設電源の一つであり続け、信頼性ある供給には全方位型の電源構成がなお必要だと結論付けている。

主要見解

Goldman Sachsは、セーフハーバー期限後の現行建設費、燃料前提、クリーンエネルギー税額控除の扱いを反映して、新設発電の均等化発電原価モデルを更新した。大半の技術でコストは上昇し、とりわけ火力発電の上昇が大きい。NGCCのovernight capital costは$2,000/kWから$2,800/kWへ40%上昇し、ブラウンフィールドのガスピーカーは$1,100/kWから$1,400/kW、石炭は$3,600/kWから$4,500/kW、先進原子力は$8,000/kWから$9,000/kWへ上昇した。ユーティリティ規模、商業用、住宅用の太陽光前提は、それぞれ$1,250/kW、$1,900/kW、$2,750/kWへ上昇した。一方、蓄電池は例外で、$660/kWから$600/kWへ低下した。レポートは複数の火力・再生可能技術の固定O&Mも引き上げ、単独蓄電池および太陽光＋蓄電池には$25/MWhの充電コスト前提を導入した。設備利用率の前提は概ね不変で、地熱と先進原子力が分析上で引き続き最も高い。 セーフハーバー対象外プロジェクトでは税額控除が縮小するものの、レポートはユーティリティ規模太陽光と陸上風力が新設ガスに対してなお経済的に魅力的だとみる。セーフハーバー適用ケースでは、太陽光と風力のLCOEはそれぞれ約$31/MWh、$27/MWhであり、NGCCの約$58/MWhと比べて低い。セーフハーバー非適用でも、それぞれ約$47/MWh、$43/MWhへ上昇するが、依然としてガスを下回る。税額控除の喪失は、セーフハーバー対象プロジェクトに比べて再生可能エネルギーのLCOEを36%–59%押し上げ、短期のプロジェクト経済性と実行において税額控除適格性を重要にする。それでもGoldman Sachsは、再生可能エネルギーは開発期間が短いため短期の容量ニーズを埋めるのに役立つ一方、負荷増加に伴う給電可能性、柔軟性、信頼性のためにはガス、蓄電池、原子力も必要になると予想する。 ガスの経済性は燃料・建設前提に特に敏感である。Goldman Sachsは、ミッドサイクルのHenry Hub前提を$3.75から$3.50へ引き下げたが、地域間の価格差は大きいと指摘する。燃料価格と資本コストの異なる前提下で、NGCCのLCOEは約$37/MWhから$85/MWh、ブラウンフィールドのガスピーカーLCOEは約$80/MWhから$170/MWhの範囲となる。したがってレポートは、ユーティリティの電源選択は単一の技術順位ではなく、立地、税額控除適格性、燃料価格、建設コストに依存すると論じる。 負荷成長の拡大により、レポートの業界投資見積もりも引き上げられた。Goldman Sachsは、米国の総電力需要が2030年まで3.5% CAGRで成長し、10年末までに約108 GWのデータセンター需要を含むと予測する。2026–2030年のユーティリティ規模発電設備投資見通しを約$368 bnから約$433 bnへ引き上げ、すべての燃料タイプで支出が増加する中、NGCCは従来前提比で約40%と最大の設備投資増加を示す。垂直統合型ユーティリティでは、発電が計画設備投資の30%–55%を占める。太陽光と蓄電池は6月の純増設備の約93%を占め、風力と蓄電池はそれぞれGoldman Sachsの通年予想の74%と63%に達しており、セーフハーバー対象の再生可能エネルギー・蓄電池パイプラインの重要性を裏付けている。 GS SUSTAINの分析は、低コストの変動性再生可能電力と24時間の信頼性ある電力を区別する。米国では、インセンティブ終了後も断続的なユーティリティ規模太陽光・陸上風力にグリーンプレミアムはない一方、連続供給に必要な冗長性、すなわち太陽光、風力、蓄電池、シンプルサイクルガスの組み合わせ、または原子力をNGCCと比べると、Green Reliability Premiumが生じるとみる。米国のベースケースのプレミアムは、Henry Hubガス$3.75/MMBtuで$47/MWhであり、従来の$48/MWhからやや低下した。ガス価格が$1/MMBtu上昇するごとに、このプレミアムは約$6/MWh低下するため、欧州やアジアのようにグローバルLNG価格を基準とする市場では縮小または消失する。レポートは、プレミアムを伴う場合は信頼性を第一、手頃さを第二、排出削減を第三と重視し、部品供給と市場投入までの時間から、米国の短期容量では蓄電池、太陽光、風力、シンプルサイクルガスが有利で、中期にはNGCC、長期には原子力が続くとする。 株式面では、Goldman Sachsは新規プロジェクトを保有し規制された収益を得られる垂直統合型ユーティリティを強調する。XELはBuy格付けで、約13 GWの再生可能エネルギー・蓄電池増設、2030年までの3 GW超のガス、および$10 bn超の追加設備投資機会に支えられ、5年間の資本機会を約$70 bnへ拡大した。DUKはBuy格付けで、2031年までに約15 GWの容量を計画し、7.8 GWの締結済みデータセンターサービス契約を持ち、20基のガスタービンを確保した。FEはBuy格付けで、約25 GWの負荷パイプライン、6.4 GWの契約済み需要、提案中の1.2 GW Maidsville Energy Centerを有する。Goldman Sachsは、追加発電ニーズ、実行、規制結果、所有形態、資金調達、契約済み負荷の転換について明確さを待つため、AEE、SO、AEPをNeutralとしている。

分析フレームワーク

Goldman Sachsは、まず技術別のLCOE前提を資本コスト、O&M、燃料費、税額控除の適格性について更新し、その後、セーフハーバー適用・非適用の発電経済性を比較する。燃料価格と資本コストの感応度を通じてガスのコストを検証し、予測電力需要を必要な発電設備投資へ換算し、信頼性要件が24時間電力供給のコストをどのように変えるかを評価する。さらに、ユーティリティ保有の発電投資およびレートベース成長の可能性を、選定されたカバレッジ対象ユーティリティに結び付けている。

手法メモ

• 業界・産業分析フレームワーク需給フレームワーク

  米国の電力需給および発電設備投資モデル

  レポートは、データセンター需要を含む予測負荷成長を用いて、2030年までに必要な新規発電容量と設備投資を見積もる。

• その他その他

  均等化発電原価（LCOE）分析

  このモデルは、資本コスト、運転コスト、燃料コスト、税額控除シナリオを用いて、新設発電技術のライフサイクル当たりMWhコストを比較する。

• バリュエーション手法PER・PEG評価

  XEL、DUK、FE、AEE、SOのP/E目標株価手法

  レポートの目標株価表では、これらのカバレッジ対象ユーティリティに指定された将来EPSのP/E倍率を適用している。

• バリュエーション手法SOTP（事業別合算）評価

  AEPのSOTP目標株価手法

  レポートは、AEPに用いる目標株価フレームワークとしてSOTPを示している。

資産マッピングと比較

投資テーゼから固有資産への構造化マッピング（強み、弱み、同業、リスク）。

• Xcel Energy (XEL)

  Buy格付けで、ユーティリティ保有の再生可能エネルギー、蓄電池、ガス投資およびデータセンター負荷の契約化による恩恵が見込まれる。

  強み

  約$70 bnの5年間の資本機会、2030年までに約13 GWの再生可能エネルギー・蓄電池、3 GW超のガス、および$10 bn超の追加設備投資機会。

  比較

  再生可能エネルギーの規模と選定された自社保有RFPプロジェクトを通じ、特に有利な位置にあると強調されている。

  リスク

  ネガティブな料金認可結果、訴訟、実現ROEと認可ROEのギャップを埋められないこと、コスト管理。

• Duke Energy (DUK)

  Buy格付けで、大口負荷需要の拡大と全方位型の設備拡張計画の恩恵を受ける。

  強み

  2031年までに約15 GWの設備計画、7.8 GWの締結済みデータセンターサービス契約、20基の確保済みガスタービン。

  比較

  建設中のガスに加え、太陽光、蓄電池、原子力出力増強、先進原子力の機会を組み合わせている。

  リスク

  バランスシート改善、規制の不確実性、負荷成長予測の下振れ。

• FirstEnergy (FE)

  Buy格付けで、加速するデータセンター需要に伴う発電・送電投資の潜在的な受益者。

  強み

  約25 GWの総パイプライン、6.4 GWの契約済み需要、および提案中の1.2 GW Maidsville Energy Center。

  弱み

  この機会の実現には規制承認と顧客コスト保護が必要。

  リスク

  オハイオ州料金認可の不利な結果、年金費用または金利費用の予想超過、温暖な天候による利益への圧力。

• Ameren (AEE)

  Neutral格付けで、ミズーリ州の大口負荷需要の増加と発電計画の拡大が進むユーティリティ。

  強み

  2.8 GWの締結済みESA、2027/28年までの稼働を予定する、承認済み・建設中・計画中の太陽光、蓄電池、ガス設備約2.25 GW。

  弱み

  Goldman Sachsは追加の発電ニーズと関連設備投資について、より明確な見通しを待っている。

  リスク

  負荷成長、規制結果、データセンター案件に影響するマクロ経済環境。

• Southern Co. (SO)

  Neutral格付けで、大規模な契約済み負荷パイプラインと自社保有発電の拡張を持つ。

  強み

  2030年代半ばまでに17 GW超の契約済み大口負荷パイプラインと、10 GWの自社保有の火力、太陽光、蓄電池発電。

  弱み

  実行および規制面の考慮事項がNeutral格付けを支える。

  リスク

  規制面でのネガティブな展開、負荷成長の見直し、バランスシートに関する考慮事項。

• American Electric Power (AEP)

  Neutral格付けで、契約済み負荷から生じうる追加の発電・送電投資の可能性を持つ。

  強み

  2030年までに69 GWの契約済み負荷パイプライン、13 GWの確保済みガスタービン容量、2035年までに追加10 GWを評価中。

  弱み

  プロジェクト時期、所有形態、資金調達、負荷転換はなお不確実。

  リスク

  予想を上回る資金調達ニーズ、ROEギャップの改善不足、コスト管理、契約済み負荷が資本投資へ転換することの不確実性。

主要データ

• 2030年までのユーティリティ規模発電設備投資~$433 bn従来の約$368 bn見積もりから引き上げ。
• 米国の電力需要成長3.5% CAGR through 203010年末までに約108 GWのデータセンター需要を含む。
• セーフハーバー適用のユーティリティ規模太陽光LCOE~$31/MWhNGCCの約$58/MWhとの比較。
• セーフハーバー適用の陸上風力LCOE~$27/MWhNGCCの約$58/MWhとの比較。
• セーフハーバー非適用の太陽光・風力LCOE~$47/MWh and ~$43/MWhいずれもレポートのNGCC約$58/MWhを下回る。
• NGCCのovernight capital cost$2,800/kW$2,000/kWから40%上昇。
• 米国のGreen Reliability Premium$47/MWhHenry Hubガス$3.75/MMBtu時で、従来の$48/MWhとの比較。
• 世界のデータセンター電力需要1,506 TWh in 2030E2023年の399 TWhから1,107 TWh増加。

影響と示唆

Goldman Sachsは、建設コストの上昇と負荷増加の組み合わせが米国の発電設備投資機会を拡大し、とりわけプロジェクトを保有できる規制対象ユーティリティに有利だとみる。再生可能エネルギーと蓄電池の増設は短期の容量に重要だが、需要増加に伴う信頼性ある電力にはガスと原子力も必要であり、最適な電源構成は地域のガス価格、プロジェクトコスト、税額控除適格性により異なるとする。

リスク

• セーフハーバー税額控除の適格性がなければ、再生可能エネルギーのLCOEは36%–59%上昇する。
• ガス発電の経済性は、地域の燃料価格と建設コストにより大きく異なる。
• プロジェクト経済性は、立地、税額控除適格性、燃料価格、建設コストに依存する。
• ユーティリティの機会は、実行、規制承認、資金調達、手頃さ、大口負荷パイプラインの確定的な資本投資への転換に依存する。

注目点

• データセンター需要が確定的なユーティリティ契約と追加の発電・送電設備投資に転換するか。
• 再生可能エネルギーおよび蓄電池パイプラインにおけるセーフハーバー税額控除の適格性。
• NGCCの建設コスト、地域のガス価格、およびそれに伴うLCOE感応度。
• 提案されたユーティリティ発電プロジェクトに対する規制承認と顧客コスト保護。
• 容量追加の時期に影響するタービン、その他部品、労働力の利用可能性。