US power-generation economics and utility investment — Interpretação do relatório

Visão geral

Esta atualização revisa o modelo de LCOE de geração dos EUA da Goldman Sachs para custos atuais de construção, operação e combustível e cenários de créditos tributários pós-OBBBA. Conclui que custos mais altos entre tecnologias elevam o capital necessário para atender ao crescimento da carga, mas solar e eólica onshore permanecem entre as opções de nova geração de menor custo, especialmente com safe harbor, enquanto o fornecimento confiável ainda exige uma combinação diversificada.

Visões principais

A Goldman Sachs atualiza seu modelo de custo nivelado para nova geração com custos de construção, premissas de combustível e tratamento de créditos tributários de energia limpa revisados após o prazo de safe harbor. Os custos aumentaram na maior parte das tecnologias, com elevações particularmente grandes na geração térmica: o custo de capital overnight de NGCC sobe 40% de $2,000/kW para $2,800/kW; peakers a gás brownfield sobem de $1,100/kW para $1,400/kW; carvão sobe de $3,600/kW para $4,500/kW; e nuclear avançada sobe de $8,000/kW para $9,000/kW. As premissas para solar em escala de concessionárias, solar comercial e solar residencial sobem para $1,250/kW, $1,900/kW e $2,750/kW, respectivamente. O armazenamento é a exceção, caindo para $600/kW de $660/kW. O relatório também eleva O&M fixo para várias tecnologias térmicas e renováveis e introduz uma premissa de custo de carregamento de $25/MWh para armazenamento autônomo em baterias e solar mais armazenamento. As premissas de fator de capacidade permanecem em grande parte inalteradas, com geotérmica e nuclear avançada entre as mais altas da análise. Apesar da redução dos créditos tributários para projetos sem status de safe harbor, o relatório conclui que solar em escala de concessionárias e eólica onshore continuam economicamente atrativos frente a novo gás. No cenário com safe harbor, os LCOEs de solar e eólica são cerca de $31/MWh e $27/MWh, respectivamente, versus cerca de $58/MWh para NGCC. Sem tratamento de safe harbor, seus custos sobem para cerca de $47/MWh e $43/MWh, mas ainda permanecem abaixo do gás. A perda de créditos tributários eleva os LCOEs de renováveis em 36%–59% em relação a projetos com safe harbor, tornando a elegibilidade a créditos tributários importante para a economia e execução de projetos no curto prazo. Ainda assim, a Goldman Sachs espera que renováveis ajudem a cobrir necessidades de capacidade no curto prazo devido aos prazos menores de desenvolvimento, enquanto gás, armazenamento e nuclear fornecem despachabilidade, flexibilidade e confiabilidade à medida que a carga cresce. A economia do gás é especialmente sensível às premissas de combustível e construção. A Goldman Sachs reduz sua premissa de Henry Hub de meio de ciclo para $3.50/MMBtu de $3.75/MMBtu, mas observa diferenciais regionais significativos de preço. Sob diferentes premissas de preço de combustível e custo de capital, o LCOE de NGCC varia de cerca de $37/MWh a $85/MWh, enquanto o LCOE de peakers a gás brownfield varia de cerca de $80/MWh a $170/MWh. Assim, o relatório argumenta que as escolhas de recursos das concessionárias dependem de localização, elegibilidade a créditos tributários, preços de combustível e custos de construção, e não de uma única classificação de tecnologias. O crescimento da carga leva à maior estimativa de investimento setorial do relatório. A Goldman Sachs prevê que a demanda total de energia dos EUA cresça a uma CAGR de 3.5% até 2030, incluindo cerca de 108 GW de demanda de data centers ao fim da década. Eleva o capex projetado de geração em escala de concessionárias para 2026–2030 para cerca de $433 bn, de $368 bn, com gastos subindo em todos os tipos de combustível e NGCC apresentando o maior aumento de capex, cerca de 40% frente às estimativas anteriores. A geração representa 30%–55% do capex planejado entre concessionárias verticalmente integradas. Solar e armazenamento responderam por cerca de 93% das adições líquidas de junho, e eólica e armazenamento já alcançaram 74% e 63% das estimativas anuais da Goldman Sachs, respectivamente, reforçando a importância de pipelines renováveis e de armazenamento com safe harbor. A análise GS SUSTAIN distingue a energia renovável intermitente de baixo custo da energia confiável disponível 24 horas por dia. Não vê Green Premium nos EUA para solar em escala de concessionárias e eólica onshore intermitentes, mesmo após o fim dos incentivos, mas estima um Green Reliability Premium quando as redundâncias necessárias para fornecimento contínuo — combinações de solar, eólica, baterias e gás de ciclo simples, ou nuclear — são comparadas com NGCC. O prêmio no cenário-base dos EUA é de $47/MWh a $3.75/MMBtu de gás Henry Hub, ligeiramente abaixo dos $48/MWh anteriores. Cada aumento de $1/MMBtu no preço do gás reduz esse prêmio em cerca de $6/MWh, de modo que ele é menor ou inexistente em mercados precificados pelo LNG global, como Europa e Ásia. O relatório enfatiza confiabilidade em primeiro lugar, acessibilidade em segundo e minimização de emissões em terceiro quando há prêmio envolvido; a capacidade dos EUA no curto prazo é favorecida pela disponibilidade de peças e pelo tempo de chegada ao mercado para armazenamento em baterias, solar, eólica e gás de ciclo simples, seguidos por NGCC no médio prazo e nuclear no longo prazo. Para ações, a Goldman Sachs destaca concessionárias verticalmente integradas que podem possuir novos projetos e obter retornos regulados. XEL tem classificação Buy e ampliou sua oportunidade de capital em cinco anos para cerca de $70 bn, apoiada por quase 13 GW de adições de renováveis e armazenamento em baterias, mais de 3 GW de gás até 2030 e mais de $10 bn de oportunidades incrementais de capex. DUK tem classificação Buy, planeja cerca de 15 GW de capacidade até 2031, possui 7.8 GW de contratos assinados de serviço para data centers e assegurou 20 turbinas a gás. FE tem classificação Buy, com um pipeline de carga de cerca de 25 GW, demanda contratada de 6.4 GW e proposta de um Maidsville Energy Center de 1.2 GW. A Goldman Sachs está Neutral em AEE, SO e AEP enquanto aguarda maior clareza sobre necessidades incrementais de geração, execução, resultados regulatórios, propriedade, financiamento e conversão de carga contratada.

Estrutura de análise

A Goldman Sachs primeiro atualiza os dados de LCOE específicos por tecnologia para custos de capital, O&M, combustível e elegibilidade a créditos tributários, e então compara a economia de geração de projetos com e sem safe harbor. Testa os custos do gás sob sensibilidades de preço de combustível e custo de capital, converte a projeção de demanda de energia em requisitos de capex de geração e avalia como os requisitos de confiabilidade alteram o custo da energia disponível 24 horas por dia. Em seguida, relaciona o potencial de investimento em geração de propriedade das concessionárias e o crescimento da base tarifária a determinadas concessionárias cobertas.

Notas metodológicas

• Marco de análise setorialMarco de oferta e demanda

  Modelo de oferta e demanda de energia dos EUA e de capex de geração

  O relatório usa o crescimento projetado da carga, incluindo a demanda de data centers, para estimar a nova capacidade de geração e o gasto de capital necessários até 2030.

• OutroOutro

  Análise de custo nivelado de energia (LCOE)

  O modelo compara o custo por MWh ao longo da vida útil de tecnologias de nova geração usando custos de capital, custos operacionais, custos de combustível e cenários de créditos tributários.

• Métodos de avaliaçãoAvaliação por P/L e PEG

  Metodologia de preço-alvo P/E para XEL, DUK, FE, AEE e SO

  A tabela de preços-alvo do relatório aplica múltiplos P/E especificados de EPS futuro a essas concessionárias cobertas.

• Métodos de avaliaçãoAvaliação SOTP por soma das partes

  Metodologia de preço-alvo por soma das partes para AEP

  O relatório identifica SOTP como a estrutura de preço-alvo usada para AEP.

Mapeamento e comparação de ativos

Mapeamento estruturado da tese para ativos nomeados (pontos fortes, pontos fracos, pares e riscos).

• Xcel Energy (XEL)

  Beneficiária com classificação Buy de investimentos em renováveis, armazenamento e gás de propriedade da concessionária, bem como da conversão de demanda de data centers.

  Pontos fortes

  Oportunidade de capital de ~ $70 bn em cinco anos; quase 13 GW de renováveis e armazenamento, mais de 3 GW de gás até 2030 e mais de $10 bn em oportunidades incrementais de capex.

  Comparação

  Destacada como particularmente bem posicionada pela escala em renováveis e por projetos selecionados de RFP de propriedade da companhia.

  Riscos

  Resultados negativos de processos tarifários, litígios, fracasso em reduzir a diferença entre ROE obtido e autorizado e gestão de custos.

• Duke Energy (DUK)

  Beneficiária com classificação Buy da crescente demanda de grandes cargas e de um plano de capacidade diversificado.

  Pontos fortes

  ~15 GW de capacidade planejada até 2031, 7.8 GW de contratos assinados de serviço para data centers e 20 turbinas a gás asseguradas.

  Comparação

  Combina gás em construção com solar, armazenamento, aumentos de capacidade nuclear e oportunidades de nuclear avançada.

  Riscos

  Melhora do balanço patrimonial, incerteza regulatória e queda na previsão de crescimento de carga.

• FirstEnergy (FE)

  Potencial beneficiária com classificação Buy de investimentos em geração e transmissão vinculados à aceleração da demanda de data centers.

  Pontos fortes

  Pipeline total de ~25 GW, demanda contratada de 6.4 GW e proposta de um Maidsville Energy Center de 1.2 GW.

  Pontos fracos

  A oportunidade requer aprovações regulatórias e proteções de custo ao cliente.

  Riscos

  Resultado desfavorável no processo tarifário de Ohio, despesa maior que o esperado com pensões ou juros e clima ameno pressionando os lucros.

• Ameren (AEE)

  Concessionária com classificação Neutral e crescente demanda por grandes cargas no Missouri, além de plano de geração em expansão.

  Pontos fortes

  2.8 GW de ESAs assinados; ~2.25 GW de capacidade solar, de armazenamento e de gás aprovada, em construção ou planejada para entrada em serviço em 2027/28.

  Pontos fracos

  A Goldman Sachs aguarda maior clareza sobre necessidades incrementais de geração e capex relacionado.

  Riscos

  Crescimento de carga, resultados regulatórios e condições macroeconômicas que afetam acordos de data centers.

• Southern Co. (SO)

  Concessionária com classificação Neutral, grande pipeline de carga contratada e expansão de geração de propriedade da companhia.

  Pontos fortes

  Mais de 17 GW de pipeline de grandes cargas contratadas até meados da década de 2030 e 10 GW de geração térmica, solar e de baterias de propriedade da companhia.

  Pontos fracos

  Considerações de execução e regulatórias sustentam a classificação Neutral.

  Riscos

  Evoluções regulatórias negativas, revisões no crescimento de carga e considerações sobre o balanço patrimonial.

• American Electric Power (AEP)

  Concessionária com classificação Neutral e potencial de investimento incremental em geração e transmissão decorrente de carga contratada.

  Pontos fortes

  Pipeline de carga contratada de 69 GW até 2030, 13 GW de capacidade de turbinas a gás assegurada e avaliação de 10 GW adicionais até 2035.

  Pontos fracos

  O cronograma dos projetos, a propriedade, o financiamento e a conversão de carga permanecem incertos.

  Riscos

  Necessidades de financiamento superiores ao esperado, fracasso em reduzir a diferença de ROE, gestão de custos e conversão incerta de carga contratada em investimento de capital.

Dados principais

• Capex de geração em escala de concessionárias até 2030~$433 bnElevado da estimativa anterior de ~$368 bn.
• Crescimento da demanda de energia dos EUA3.5% CAGR through 2030Inclui aproximadamente 108 GW de demanda de data centers até o fim da década.
• LCOE de solar em escala de concessionárias com safe harbor~$31/MWhVersus ~$58/MWh para NGCC.
• LCOE de eólica onshore com safe harbor~$27/MWhVersus ~$58/MWh para NGCC.
• LCOE de solar e eólica sem safe harbor~$47/MWh and ~$43/MWhAmbos permanecem abaixo da estimativa de ~$58/MWh para NGCC do relatório.
• Custo de capital overnight de NGCC$2,800/kWAlta de 40% a partir de $2,000/kW.
• Green Reliability Premium dos EUA$47/MWhA $3.75/MMBtu de gás Henry Hub, versus $48/MWh anteriormente.
• Demanda global de energia de data centers1,506 TWh in 2030EAlta de 1,107 TWh a partir de 399 TWh em 2023.

Impacto e implicações

A Goldman Sachs afirma que a combinação de custos de construção mais altos e crescimento da carga amplia a oportunidade de capex em geração nos EUA, especialmente para concessionárias reguladas que podem possuir projetos. Adições de renováveis e armazenamento continuam importantes para capacidade no curto prazo, mas o relatório espera que gás e nuclear permaneçam necessários para energia confiável à medida que a demanda cresce; a combinação econômica variará com preços regionais do gás, custos de projetos e elegibilidade a créditos tributários.

Riscos

• Os LCOEs de renováveis sobem 36%–59% sem elegibilidade a créditos tributários de safe harbor.
• A economia da geração a gás varia materialmente com preços regionais de combustível e custos de construção.
• A economia dos projetos depende de localização, elegibilidade a créditos tributários, preços de combustível e custos de construção.
• As oportunidades das concessionárias dependem de execução, aprovações regulatórias, financiamento, acessibilidade e conversão de pipelines de grandes cargas em investimento de capital firme.

Pontos a observar

• Se a demanda de data centers se converte em compromissos firmes das concessionárias e em capex incremental de geração ou transmissão.
• Elegibilidade a créditos tributários de safe harbor em pipelines de renováveis e armazenamento.
• Custos de construção de NGCC, preços regionais do gás e a sensibilidade resultante do LCOE.
• Aprovações regulatórias e proteções de custo ao cliente para projetos propostos de geração das concessionárias.
• Disponibilidade de turbinas, outras peças e mão de obra, que afeta o cronograma das adições de capacidade.