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炭素価格下で新設ガス火力は銀行可能か？マレーシア半島部の1,400MW CCGT例に対するFINPLAN分析

Is a New Gas Plant Bankable Under a Carbon Price? A FINPLAN Analysis of an Illustrative 1,400 MW CCGT in Peninsular Malaysia (原題)

Sidhu, Jasjeet Singh

Zenodoプレプリント2026-10-22#炭素価格経営インパクト: 資金調達対象セクター: power
DOI: 10.5281/zenodo.23570512
原典: https://zenodo.org/records/23570512

🤖 gxceed AI 要約

日本語

マレーシア半島部の石炭退出に伴い、新設CCGTが供給の橋渡し役となるが、系統モデルはその資金調達可能性を検証しない。IAEAのFINPLANモデルで1,400MWのIPPを想定し、未転嫁の炭素価格と早期廃止の影響を試算した。最低銀行可能料金は31.6セン/kWhで、これは株主ではなく貸し手のDSCR1.20規約が規定する。約RM58/tCO2の未転嫁炭素価格で債務返済が困難となり、2044年のPPA満了前廃止は最大RM22億の債務を座礁させる。

English

Using IAEA's FINPLAN, this study tests whether an illustrative 1,400 MW CCGT IPP in Peninsular Malaysia is bankable under an unrecovered carbon price and early retirement. The minimum bankable tariff of 31.6 sen/kWh is set by lenders' 1.20 DSCR covenant, not shareholders. A carbon price of ~RM58/tCO2 without pass-through breaks debt service, and retiring before the 2044 PPA end strands up to RM2.2 bn of debt.

Unofficial AI-generated summary based on the public title and abstract. Not an official translation.

📝 gxceed 編集解説 — Why this matters

日本のGX文脈において

日本ではGX推進法・トランジション・ファイナンスの下でガス火力の座礁資産リスクと炭素価格感応度が議論されており、貸し手規約が料金を規定するという本分析の視点は、国内の電力資産の資金調達・移行計画の検討に示唆を与える。

In the global GX context

Speaks directly to global transition-finance debates on gas as a bridge asset: it quantifies how carbon pricing and lender covenants—not equity returns—determine bankability, informing TCFD/ISSB transition-plan disclosure and stranded-asset risk assessment for gas-fired generation.

👥 読者別の含意

🔬研究者:FINPLAN型の財務モデルで炭素価格・DSCR・座礁債務を統合評価する手法の実例として参考になる。

🏢実務担当者:ガス火力資産の資金調達では貸し手のDSCR規約と炭素価格転嫁の有無が料金・座礁リスクを左右する点を移行計画に反映すべき。

🏛政策担当者:炭素価格の転嫁設計とPPA・早期廃止補償の枠組みが、ガス橋渡し電源の銀行可能性と座礁資産回避に直結する。

📄 Abstract（原文）

Presentation delivered at the Energy Modelling Platform for Asia-Pacific (EMP-APAC) 2026, FINPLAN track, Bangkok, 23 October 2026.   Malaysia's coal generation exit makes new combined-cycle gas turbine (CCGT) plants the bridge for Peninsular supply, but the system models that select these plants rarely test whether they can be financed. Using the IAEA FINPLAN model, this presentation tests an illustrative 1,400 MW CCGT independent power producer against an unrecovered carbon price and early retirement. The minimum bankable tariff is 31.6 sen/kWh (2026 prices), set by lenders' 1.20 debt-service coverage covenant rather than by shareholders. A carbon price of about RM58/tCO2 that is not passed through leaves the plant unable to service its debt, and retiring before the power purchase agreement ends in 2044 strands up to RM2.2 bn of debt.   This material has been produced with support from the Climate Compatible Growth programme, which is funded by the UK Government's Foreign, Commonwealth & Development Office (FCDO) through its Global Research and Technology Development portfolio. The views expressed are those of the authors and do not necessarily reflect the official policy or positions of the UK Government's Foreign, Commonwealth & Development Office (FCDO) or its partners.   The case study is illustrative and based on public data. It does not represent any specific plant, company or government position.

🔗 Provenance — このレコードを発見したソース

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gxceed は公開メタデータに基づく研究支援データセットです。要約・翻訳・解説は AI 支援で生成されています。 最終的な解釈・検証は利用者が原典資料に基づいて行うことを前提とします。