US power-generation economics and utility investment研报解读

概览

本次更新根据当前建设、运营和燃料成本，以及OBBBA后税收抵免情景，刷新Goldman Sachs的美国发电LCOE模型。报告认为，各类技术路线成本上升提高了满足负荷增长所需的资本规模，但太阳能和陆上风电仍是成本最低的新建发电选项之一，尤其是在安全港情景下；同时，可靠供电仍需要全方位的技术组合。

核心观点

Goldman Sachs根据当前建设成本、燃料假设以及安全港截止日后清洁能源税收抵免的处理方式，更新了其新建发电的平准化度电成本模型。大多数技术路线成本均有所上升，其中火电涨幅尤其显著：NGCC的隔夜资本成本从$2,000/kW上升40%至$2,800/kW；棕地燃气调峰机组从$1,100/kW升至$1,400/kW；煤电从$3,600/kW升至$4,500/kW；先进核能从$8,000/kW升至$9,000/kW。公用事业级、商业和住宅太阳能假设分别升至$1,250/kW、$1,900/kW和$2,750/kW。储能是例外，从$660/kW降至$600/kW。报告还上调了多种火电和可再生能源技术的固定运营维护成本，并为独立电池储能和太阳能加储能引入$25/MWh的充电成本假设。容量因子假设基本不变，地热能和先进核能仍处于分析中的最高水平。 尽管未获得安全港资格的项目面临税收抵免减少，报告发现公用事业级太阳能和陆上风电相对于新建天然气发电仍具经济吸引力。在安全港情景下，太阳能和风电LCOE分别约为$31/MWh和$27/MWh，而NGCC约为$58/MWh。即使没有安全港待遇，其成本升至约$47/MWh和$43/MWh，但仍低于天然气。相较已安全港备案项目，失去税收抵免使可再生能源LCOE增加36%–59%，因此税收抵免资格对近期项目经济性和执行尤为重要。Goldman Sachs仍预计，可再生能源因建设周期较短可帮助弥补近期容量需求；随着负荷增长，天然气、储能和核能则为可调度性、灵活性和可靠性提供支持。 天然气经济性对燃料和建设假设尤其敏感。Goldman Sachs将其中周期Henry Hub假设从$3.75降至$3.50/MMBtu，但指出区域价格差异显著。在不同燃料价格和资本成本假设下，NGCC LCOE约在$37/MWh至$85/MWh之间，棕地燃气调峰机组LCOE约在$80/MWh至$170/MWh之间。因此，报告认为，公用事业公司的资源选择取决于地点、税收抵免资格、燃料价格和建设成本，而非单一的技术排序。 负荷增长推动报告上调行业投资估计。Goldman Sachs预计，到2030年美国整体电力需求将以3.5%的复合年增长率增长，其中包括到本十年末约108 GW的数据中心需求。报告将2026–2030年公用事业级发电资本开支预测从约$368 bn上调至约$433 bn，各类燃料支出均会上升，而NGCC资本开支相对先前估计的增幅最大，约为40%。发电占垂直一体化公用事业公司计划资本开支的30%–55%。太阳能和储能占6月净新增装机的约93%，而风电和储能分别已达到Goldman Sachs全年预测的74%和63%，进一步凸显已安全港备案的可再生能源和储能项目管线的重要性。 GS SUSTAIN的分析区分了低成本间歇性可再生电力与全天候可靠电力。报告认为，即使激励措施到期，美国公用事业级太阳能和陆上风电的间歇性电力不存在绿色溢价；但将配备冗余以实现持续供电的太阳能、风电、电池和简单循环燃气组合，或核能，与NGCC比较时，会产生绿色可靠性溢价。在$3.75/MMBtu Henry Hub天然气价格下，美国基准情景的溢价为$47/MWh，略低于此前的$48/MWh。天然气价格每上升$1/MMBtu，该溢价约下降$6/MWh，因此在欧洲和亚洲等由全球LNG定价的市场中，溢价更窄或不存在。报告强调，在涉及溢价时，可靠性优先、可负担性其次、减排最小化再次；在美国，受零部件供应和上市速度影响，近期更有利于电池储能、太阳能、风电和简单循环燃气，中期为NGCC，长期为核能。 在股票层面，Goldman Sachs重点关注能够拥有新项目并获得受监管回报的垂直一体化公用事业公司。XEL获Buy评级，其五年资本机会扩大至约$70 bn，由接近13 GW的可再生能源和电池储能新增项目、到2030年超过3 GW的天然气项目，以及超过$10 bn的增量资本开支机会支撑。DUK获Buy评级，计划到2031年增加约15 GW容量，已签署7.8 GW数据中心服务协议，并已获得20台燃气轮机。FE获Buy评级，拥有约25 GW负荷管线、6.4 GW已签约需求和拟议的1.2 GW Maidsville Energy Center。Goldman Sachs对AEE、SO和AEP维持Neutral评级，等待增量发电需求、执行、监管结果、所有权、融资以及已签约负荷兑现方面更明确的信号。

分析框架

Goldman Sachs首先根据资本成本、运营维护成本、燃料成本和税收抵免资格更新各技术路线的LCOE参数，随后比较已安全港备案和未安全港备案的发电经济性。报告对天然气成本进行燃料价格与资本成本敏感性测试，将预测的电力需求转化为发电资本开支需求，并评估可靠性要求如何改变全天候电力的成本，最后将潜在的公用事业自有发电投资和费率基数增长与所覆盖的公用事业公司联系起来。

方法论与常识提炼

• 行业/产业分析框架供需框架

  美国电力供需与发电资本开支模型

  报告利用包括数据中心需求在内的负荷增长预测，估算到2030年所需的新发电容量和资本开支。

• 其他

  平准化度电成本（LCOE）分析

  该模型通过资本成本、运营成本、燃料成本和税收抵免情景，比较不同新建发电技术的全生命周期每MWh成本。

• 估值方法PE/PEG 估值

  针对XEL、DUK、FE、AEE和SO的P/E目标价方法

  报告的目标价表对这些覆盖的公用事业公司采用特定的远期EPS P/E倍数。

• 估值方法SOTP 分部估值

  针对AEP的分部加总目标价方法

  报告将SOTP列为用于AEP的目标价框架。

标的映射与对比

研报将主题/逻辑映射到具体标的时的结构化摘要（优势、劣势、对比与风险）。

• Xcel Energy (XEL)

  Buy评级受益标的，受公用事业自有可再生能源、储能和天然气投资及数据中心负荷兑现推动。

  优势

  约$70 bn的五年资本机会；到2030年接近13 GW的可再生能源和电池储能、超过3 GW的天然气，以及超过$10 bn的增量资本开支机会。

  对比

  凭借可再生能源规模和部分公司自有RFP项目，被重点指出具备较好优势。

  风险

  负面的费率案件结果、诉讼、未能缩小实际与获准ROE之间的差距，以及成本管理。

• Duke Energy (DUK)

  Buy评级受益标的，受大型负荷需求增长和全方位容量规划推动。

  优势

  到2031年计划增加约15 GW容量，已签署7.8 GW数据中心服务协议，并已获得20台燃气轮机。

  对比

  将正在建设的天然气项目与太阳能、储能、核电增容和先进核能机会相结合。

  风险

  资产负债表改善、监管不确定性，以及负荷增长预测下降。

• FirstEnergy (FE)

  Buy评级标的，可能受益于与加速增长的数据中心需求相关的发电和输电投资。

  优势

  约25 GW总管线、6.4 GW已签约需求，以及拟议的1.2 GW Maidsville Energy Center。

  劣势

  相关机会有赖于监管批准和客户成本保护。

  风险

  俄亥俄州费率案件出现不利结果、养老金或利息支出高于预期，以及温和天气拖累盈利。

• Ameren (AEE)

  Neutral评级公用事业公司，在密苏里州面临增长中的大型负荷需求，并持续推进发电规划。

  优势

  2.8 GW已签署ESA；约2.25 GW已获批、在建或计划于2027/28投运的太阳能、储能和天然气容量。

  劣势

  Goldman Sachs正在等待有关增量发电需求和相关资本开支的进一步明确。

  风险

  负荷增长、监管结果及影响数据中心交易的宏观经济环境。

• Southern Co. (SO)

  Neutral评级公用事业公司，拥有庞大的已签约负荷管线和公司自有发电建设计划。

  优势

  至2030年代中期已签约大型负荷管线超过17 GW，以及10 GW公司自有的火电、太阳能和电池发电。

  劣势

  执行和监管因素支撑Neutral评级。

  风险

  不利的监管进展、负荷增长调整及资产负债表因素。

• American Electric Power (AEP)

  Neutral评级公用事业公司，已签约负荷可能带来增量发电和输电投资。

  优势

  到2030年69 GW已签约负荷管线、13 GW已获得的燃气轮机容量，并正在评估到2035年额外10 GW容量。

  劣势

  项目时点、所有权、融资和负荷兑现仍存不确定性。

  风险

  融资需求高于预期、未能缩小ROE差距、成本管理，以及已签约负荷转化为资本投资的不确定性。

关键数据

• 到2030年公用事业级发电资本开支~$433 bn较此前约$368 bn的估计上调。
• 美国电力需求增长3.5% CAGR through 2030包括到本十年末约108 GW的数据中心需求。
• 已安全港备案的公用事业级太阳能LCOE~$31/MWh对比NGCC约$58/MWh。
• 已安全港备案的陆上风电LCOE~$27/MWh对比NGCC约$58/MWh。
• 未安全港备案的太阳能和风电LCOE~$47/MWh and ~$43/MWh两者均低于报告中NGCC约$58/MWh的估计。
• NGCC隔夜资本成本$2,800/kW较$2,000/kW上升40%。
• 美国绿色可靠性溢价$47/MWh在$3.75/MMBtu Henry Hub天然气价格下，前值为$48/MWh。
• 全球数据中心电力需求1,506 TWh in 2030E较2023年的399 TWh增加1,107 TWh。

影响与含义

Goldman Sachs表示，更高的建设成本与不断增长的负荷共同扩大了美国发电资本开支机会，尤其利好能够拥有项目的受监管公用事业公司。可再生能源和储能新增项目对近期容量仍然重要，但报告预计，随着需求增长，天然气和核能仍是可靠供电所必需；经济性的技术组合将随地区天然气价格、项目成本和税收抵免资格而变化。

风险

• 没有安全港税收抵免资格时，可再生能源LCOE将上升36%–59%。
• 天然气发电经济性会随区域燃料价格和建设成本而显著变化。
• 项目经济性取决于地点、税收抵免资格、燃料价格和建设成本。
• 公用事业公司的机会取决于执行、监管批准、融资、可负担性以及大型负荷管线转化为确定资本投资的情况。

后续跟踪

• 数据中心需求是否转化为确定的公用事业承诺以及增量发电或输电资本开支。
• 可再生能源和储能项目管线的安全港税收抵免资格。
• NGCC建设成本、区域天然气价格及由此产生的LCOE敏感性。
• 拟议公用事业发电项目的监管批准和客户成本保护。
• 燃气轮机、其他零部件和劳动力的可得性，这将影响新增容量的时点。