この​記事で​分かる​こと

  • 2005〜2020年の米国で、発電所の所有が国内上場の電力会社からPE・機関投資家・海外企業へどれだけ移り、新設・売買・廃止のどの経路で動いたか
  • PEは新設に関わる確率が高く、機関投資家は稼働済みの資産を好むなど主体ごとに役割が分かれたことと、その差が競争的な卸電力市場の地域に集中していたこと
  • 日本のエネルギー案件で、収入制度・系統接続・売却先・効率改善の帰属を確かめる手順（学習用の設例つき）

想定読者：インフラ・再エネ案件を扱うPE・FA・レンダー、電力会社や商社の事業開発・経営企画の担当者
前提知識：IRRと現在価値の基本（電力市場の用語は本文で説明する）

ファンドが発電所に投資すると聞くと、古い火力を安く買って動かし続ける姿を思い浮かべる人は少なくない。買収ファンドの仕事は既存の会社や資産を買って立て直すことだ、という理解も根強い。では、電力の分野でファンドは実際に何をしてきたのか。

この問いは、日本の案件の組み立てにも関わる。建設前の案件に入るのか、稼働した資産を買うのか。売却先に誰を想定するのか。発電所の所有者を16年分たどった米国の研究は、主体によって入る段階が分かれていたことを示した。その結果を読み、制度の違う日本で何を確かめればよいかを考える。

この記事が主に参照する研究

Aleksandar Andonov、Joshua Rauh（2024）「発電の資金調達の移り変わり（The Shifting Finance of Electricity Generation）」NBER Working Paper No. 32733

  • 公表：SSRN の登録は2022年（Crossref の記録）。確認できた最古の本文は2022年11月付の草稿。NBER WP 初版2024年7月。参照した版：NBER WP 改訂版（2025年5月）。査読：未査読（WP）
  • データ：米国の発電所、2005〜2020年。11,593発電所の月次データに、所有者を手作業で集めて結合
  • 方法：燃料・州・時点を揃えた比較、生存分析、操作変数による市場制度の効果の推計、売却前後の差の差の分析
  • 位置づけ：新しい所有者データによる、競争と新技術の採用をめぐる既存理論の検証

所有者が​替わる​経路は​三つ​ある

研究は、所有の変化を三つの経路に分ける。発電所を新しく建てる、既存の発電所を売買する、発電所を廃止する、である。経路を分ける理由は実務的でもある。同じ「ファンドの比率が上がった」でも、自分で建てた結果なら新規の資金の供給であり、電力会社から買った結果なら所有者の入れ替えにすぎない。

比較の基準は、国内上場の投資家所有の電力会社（以下、電力会社）である。Duke EnergyやSouthern Companyのような会社が入る。新しい所有者の区分は三つある。PEには買収ファンドとインフラファンドのほか、少数の非上場企業が含まれる。機関投資家は年金・保険・政府系ファンドの直接投資で、その大半はカナダやオランダなど海外の機関である1。海外上場企業の例には伊藤忠商事と大阪ガスの名も挙がる2。米国のデータの中で、日本企業は新しい所有者の側にいる。

効率の指標には熱率​（ヒートレート）を使う。1MWhの発電に要する燃料の熱量（単位はMMBtu）で、低いほど効率がよい。運転の密度は設備利用率で見る。

発電量は​横ばいの​まま、​所有者だけが​入れ替わった

米国の総発電量は年約4.1兆kWhでほぼ一定だった3。その中で電力会社の比率は2005年の70%から2020年の54%へ16%ポイント下がり、PE・機関投資家・海外上場企業の合計は7%から24%へ上がった4。2020年の新規参入者の比率は風力で58%、太陽光で47%、天然ガスで34%、石炭で10%である（図1）5。

米国の発電所の所有者の変化図1　米国の発電所の所有は誰へ移ったか全電源の発電量に占める比率IOU 2005年70%IOU 2020年54%新規参入 2005年7%新規参入 2020年24%2020年の新規参入者の比率（電源別）風力58%太陽光47%天然ガス34%石炭10%2020年の新規参入者の比率（市場別）IPP・ISO市場47%それ以外の市場9%
出所：R1（p.4、p.12、p.31）の​数値を​基に​大手町​プレップ​作成。​標本は​米国の​発電所、​2005〜2020年。​新規参入者は​PE、​機関投資家、​海外上場企業の​合計で、​IOUは​国内上場の​投資家所有電力会社。​市場別の​「IPP・ISO市場」は、​卸電力市場を​ISOが​運営する​地域の​独立系発電事業者の​発電所。​2020年の​IPP・​ISO​市場では​PEだけで​31%を​占める。

数字の読み方には注意が要る。共同保有の発電所は所有者の区分ごとに均等に割っており、実際の持分比率ではない。PEに買収された電力会社はPEに数えるので、比率の上昇には会社ごとの買収も含まれる。税額控除を目的に出資するタックスエクイティ投資家は、所有者に数えていない6。

新設で​目立つPE、​稼働済みの​資産を​好む​機関投資家

著者らが最も強調するのは新設の経路である。同じ燃料・同じ州・同じ時点で比べると、PEが新設段階（稼働から12か月）の発電所を保有している確率は、電力会社より1.31%ポイント高かった。標本の平均1.63%に対して約80%増にあたる7。太陽光・風力では6.43%ポイント、天然ガスでは0.71%ポイント高い8。

新規参入者のすべてが建てたわけではない。機関投資家は新設の保有確率で電力会社と統計的に有意な差がなく、海外上場企業は太陽光・風力では高いが天然ガスでは有意な差がなかった9。著者らは、機関投資家は稼働済みの再エネ資産への共同投資を好むと解釈している10。同じ発電所の中で所有者が替わった例だけを見ると、新設段階で保有して後に売る主体として有意だったのはPEだけで、著者らは集計された比率がPEの役割を過小に見せていると述べる11。

表1　所有者の種類別に見た発電所への関わり方（比較の基準は国内上場の電力会社）

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所有者新設の保有電力会社からの取得廃止のハザード比熱率の差
PE高い（＋1.31%ポイント）。建てて売る主体としても有意544基。IPP・ISO市場で4.64倍1.007（有意差なし）−0.434
機関投資家有意差なし178基。IPP・ISO市場で2.51倍0.002−1.607
海外上場企業太陽光・風力で高い。ガスは差なし67基。IPP・ISO市場で0.44倍0.508−0.873
出所：R1（p.6、p.19、表3、表4、表6、表8）の​数値を​基に​大手町​プレップ​作成。​熱率は​MMBtu/MWhで、​低い​ほど​効率が​よい。​新設の​＋1.31%ポイントは​燃料・州・​時点を​揃えた​比較。​基数は​発電所×原動機の​単位。​取得の​基数は​買い手別の​件数で、​合計は​売却656基を​超える。​倍率は、​IPP・​ISO​市場と​それ以外の​市場を​比べた​ハザード比。​所有者の​種類の​差は​条件を​揃えた​比較で、​因果を​識別した​ものではない。

古い火力の延命という懸念には、この研究は限定的な支持しか与えていない。出力20MW以上で電力会社が所有していた2,767基（発電所×原動機の単位）のうち656基（23.7%）が売却されたが、石炭火力は天然ガス火力より売られにくく（ハザード比0.315）、廃止されやすかった（同1.794）12。廃止の速さでは、PEと電力会社に統計的に有意な差が確認されなかった。電力会社より廃止のハザードが低かったのは、海外上場企業（ハザード比0.508）と機関投資家（同0.002）である。海外上場企業の差は、著者らの計算で全米の年1.43基分の廃止の遅れに相当する。機関投資家はほとんど廃止していないが、廃止の中心である石炭の発電所をほとんど持っていない13。

差は​競争的な​卸電力市場に​集中していた

では、何が新しい資金を呼び込んだのか。研究が着目したのは、ISO（独立系統運用機関）が卸電力市場と送電の運用を担う地域と、発電から送電までを一体で持つ電力会社が残る地域の違いである14。主な指標は、ISOの市場にあり、規制料金の対象でない独立系発電事業者（IPP）の発電所かどうかだ。

この市場の外側では、電力会社と新規参入者の新設の保有確率に有意な差がなかった。電力会社の新設の保有確率の差は、内側では外側より1.91%ポイント低い方向に開いていた15。電力会社が発電所を売る発生率（ハザード）も、内側は外側の3.18倍で、PE向けに限ると4.64倍だった16。発電シェアの差は大きい。2020年の新規参入者の比率は、内側で47%（PEだけで31%）、外側で9%だった17。ペンシルベニア州では電力会社の比率が62%ポイント下がった18。

もちろん、市場制度の導入は無作為ではない。著者らは、制度の多くが再エネやシェールガスの拡大より前に作られたこと、州の再エネ潜在量とは関係がないことを示したうえで、1991〜96年の家庭用と産業用の電力価格差を操作変数に使った。電力会社の再編を伴う市場に絞った指標で同じ内外の差を推計すると−1.57%ポイントで、同じ指標の通常の回帰（−1.50）に近い19。気候への関心、再エネ優遇策、信用格付、ESG評価、石炭資産の比率では差を説明できず、著者らは保護された市場で育った電力会社の組織的な慣性が最も整合的だと解釈している20。

売却された​発電所では、​発電量当たりの​燃料使用量が​減った

所有者が替わると運営は変わるのか。同じ燃料・州・時点で比べると、電力会社の発電所の熱率は新規参入者より0.62高く、著者らの計算で同じ発電量に燃料を約5%多く使っていた21。これは選別の結果かもしれないので、売却された発電所を、似た発電所と売却前後で比べると、熱率は24か月で0.44下がった（5%水準で有意）22。標本の平均11.324に対して約3.9%である（編集部の計算）。設備利用率には有意な変化がなかった。これは発電量当たりの改善で、燃料の総使用量の減少を推計したものではない。新設でも、電力会社が建てた発電所の熱率は新規参入者より0.67高かった23。

別のデータも同じ方向を示す。Bai and Wu（2026）は米国の化石燃料1,340発電所を分析し、PEの買収後にCO2の排出原単位が平均4.2%下がり、主因は燃料の節約だったと報告した24。買収一般の効率については、発電所買収の​燃料データを​追った​研究も、子会社の段階の直接の所有者と親会社がともに替わる買収で、3年目の効率が約4.9%高いと報告した。親会社だけが替わる買収では有意な改善がなかった25。

この​研究が​示していない​こと

第一に、リターンを測っていない。研究が見るのは所有・新設・廃止・効率で、ファンドのIRRや倍率は分析に入っていない26。PEが多く建てたことは、PEが高い収益を上げたことを意味しない。

第二に、需要家への影響は未解決である。著者らは、グリッドの安定性と電力価格への影響を今後の課題とした27。2024年7月の初版には、PEと海外企業が短い契約やピーク時間帯の販売で1MWhあたり2.59ドル高く売っているとの結果があったが、2025年5月の改訂版の本文にはこの結果がない28。本稿はこの数値を結果として扱わない。

第三に、効率の差はPEの事業モデルだけに帰せない。海外上場企業や機関投資家の発電所でも熱率は低く、著者ら自身もこの点を認めている29。標本は米国の2005〜2020年で、シェールガスの拡大や再エネの税制の下で得られた結果でもある。研究はWPで、未査読である。

大手町​プレップの​考察——段階ごとに、​割引率の​違う​買い手へ​渡る

ここからは編集部の見方で、研究が検証したものではない。PEが建て、機関投資家が稼働後に入るという分担は、資産のリスクが段階ごとに変わることと整合的に見える。系統への接続と売電先の確保は、著者らも挙げる新設段階のリスクで30、これに建設の遅延が加わる。運転が始まりキャッシュフローが安定すれば、低い割引率を受け入れる買い手が現れる。そうであれば、新設の投資家の収益の源泉は、発電事業の利益に加えて、資産を割引率の低い買い手へ渡す価格差にあると考えられる（仮説）。

これは売却の市場に依存する。Andonovら（2021）によれば、インフラ資産に投資するクローズドエンド型ファンドでは、売却した案件の比率と成績に正の関連があり、比率が10%ポイント高いとネットIRRが1.99%ポイント高かった。この関連は特に早い売却で強い。ただし相関であり、よい資産を先に売る選別やIRRの機械的な関係も含みうる31。それでも著者らは、ファンドの成績は安定した配当より資産の売却を映しているようだと解釈している。日本の案件に置き換えるなら、運転開始後に誰が、どの利回りで買うのかが、新設の投資判断そのものになる。

日本に​持ち込む​ときの​違い

米国の結果をそのまま日本に当てはめることはできない。第一に、市場の形が違う。日本卸電力取引所（JEPX）の報告は、旧一般電気事業者を日本の発電設備の大半を所有する存在と記し、2025年10〜12月のスポット市場の売り約定の44.7%を占めたと報告している32。一般送配電事業者は、発電・小売の兼業を原則として禁じられている33。発電・​小売の​競争分野と​送配電の​規制分野が分かれている点は同じでも、米国のISOとは仕組みが異なる。論文の区分で日本の所有比率を計算した資料は、本稿の調査では確認できなかった（未確認）。

第二に、収入の決まり方が案件ごとに違う。日本では、研究の「市場の内か外か」より、どの収入制度に乗るかを先に見るべきだと編集部は考える。FIP（市場で売りながら交付金を受ける制度）は再エネ特措法に基づく34。容量市場の一部である長期脱炭素電源オークションでは、落札電源は固定費水準の容量収入を原則20年得る代わりに、卸市場などからの収益（収入から可変費を引いた額）の約9割を還付する35。2025年度応札の落札は脱炭素電源が426.1万kW、LNG専焼火力が303.8万kWだった36。投資回収の見通しを与える制度だが、燃料の節約が卸市場などの収益の増加として現れるなら、その大半は還付に回ると考えられる（編集部の単純化）。

第三に、系統の前提が違う。2023年4月1日以降に接続検討を受け付けた案件は、原則としてノンファーム型接続となり、混雑時の出力制御を前提に連系する37。新設のリスクの一部は、接続の可否から出力制御量の見積もりへ移ったと編集部は見る。レンダーがPPAの​条件と​出力制御をどう評価するかも、ここに関わる。市場で売る部分があれば、マーチャントリスクも加わる。

第四に、出口の厚みを確かめる必要がある。日本にも、投資家の下で開発を進めた事業者がエネルギー企業へ渡った例はある。ゴールドマン・サックスが2012年に設立したジャパン・リニューアブル・エナジーは、売却時には同社のインフラファンドとGIC関連会社が間接保有していた。ENEOSは2021年10月に概算約2,000億円での全株式の取得を発表し、2022年1月の完了時の開示では、取得価額は191,244百万円、取得主体はENEOSと同社が出資する合同会社2社となった。2021年9月時点の運転中の容量は約37.9万kW、建設中を含めると約70.8万kWだった38。ただし1件の事例であり、研究の対象でもない。東証のインフラファンドの銘柄一覧（2026年3月11日更新）に載るのは5銘柄で39、売却先の中心を上場市場に置けるかは案件の規模で判断することになる。

学習用の​設例——価格差と​節約分の​行き先を​計算する

学習用の設例（架空）

  • 設例A：建設費100億円（2年で50億円ずつ）、運転開始後20年間のキャッシュフローは年10億円、運転開始時に割引率5%の買い手へ売る。借入・税金は考えない
  • 設例B：出力50万kW、設備利用率50%、熱率7.0MMBtu/MWh、燃料単価2,000円/MMBtuのガス火力。年間発電量2,190GWh、年間の燃料費306.6億円

設例Aでは、売却額は124.6億円、建設費との差額は24.6億円で、IRRは15.6%になる。売らずに20年持てば6.5%で、差は買い手の割引率の低さから生まれている（図2）。

新設して売る場合のIRR図2　新設して売る場合のIRR（学習用の設例）建設費100億円、借入なし、税引前基本：運転開始時に売却15.6%売却額 124.6億円運転開始が1年遅れる9.2%売却額 124.6億円出力制御で5%減収11.8%売却額 118.4億円買い手の割引率が6%9.5%売却額 114.7億円上の3つが同時に起きる3.5%売却額 109.0億円売らずに20年保有6.5%売却なし
出所：学習用の​仮定に​基づき大手町​プレップ​作成。​架空の​数値で、​実在の​案件とは​関係ない。​建設費は​t=0と​t=1に​50億円ずつ、​運転開始は​t=2で、​以後​20年間、​年10億円の​キャッシュフローと​する。​売却額は​買い手の​割引率5%で​計算した​現在価値。​遅延の​場合、​建設費は​増えないと​置いた。

運転開始が1年遅れるとIRRは9.2%へ、買い手の割引率が1%ポイント上がると9.5%へ下がる。三つの悪化が重なると3.5%で、基本の前提で保有を続けた場合の6.5%も下回る。買い手の側でも、出力制御の5%を織り込まずに124.6億円で買えば、利回りは5%から4.4%へ落ちる。どちらが出力制御を見積もるのかが、売買価格の論点になる。

設例Bは、研究の効率改善を日本の収入制度に重ねたものだ。燃料費が1%減れば年3.1億円の節約になる。論文の売却後の改善に近い3.9%なら年11.9億円で、15年の現在価値は116.0億円に達する。ところが、この設例の仮定では、同じ節約でも手元に残る額は収入の形で大きく変わる（表2）。

表2　燃料の節約は誰の手元に残るか（学習用の設例。単位：億円）

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収入の形残る割合改善1%改善2%改善3.9%現在価値
燃料を自ら調達し市場で売る100%3.16.111.9116.0
長期契約で節約分を折半する50%1.53.16.058.0
長期脱炭素電源オークションの落札電源（設例の仮定）10%0.30.61.211.6
出所：学習用の​仮定に​基づき大手町​プレップ​作成。​年間の​燃料費306.6億円の​場合の、​年間の​節約額の​うち所有者に​残る額。​現在価値は​改善3.9%の​場合で、​15年・​割引率6%​（年金現価係数9.71）。​改善3.9%は​論文の​0.441÷11.324で、​米国の​標本の​値であり​日本の​ガス火力の​見込みではない。​長期脱炭素電源​オークションの​残る​割合10%は、​この​設例の​仮定である。​実際の​還付割合は​85%・90%・95%の​3段階で、​ここでは​約9割で​一定とし、​節約が​すべて​還付の​対象に​なるとした​（編集部の単純化）。​改善に​要する​投資、​市場価格や​契約単価の​変化は​考えない。

この設例の仮定では、市場で売る所有者には全額が残り、節約を折半する長期契約なら半分、長期脱炭素電源オークションの落札電源なら約1割が残る。還付割合は3段階あるので、実際の割合は案件の条件で確かめる。買収価格に運営改善の価値を入れるときは、改善率より先に、この帰属の割合を確かめる必要がある。市場で売る場合も、多くの発電事業者が同じ改善をすれば市場価格が下がり、利益は需要家へ移りうる（編集部の見方）。

明日から​使える​確認項目

閾値は編集部の仮の目安で、研究で検証されたものではない。

  1. 案件の段階を特定する。開発・建設・稼働・廃止のどこで入り、どこで出るのか。その段階のリスクを、自社が本当に負えるのかを投資委員会の資料の冒頭に書く。
  2. 収入を制度ごとに分解する。FIT・FIP・相対契約・市場売電・容量収入の比率を出し、「市場価格が2割動くと、キャッシュフローは何%動くか」を計算する。
  3. 系統の条件を文書で確かめる。接続検討の回答、ノンファーム型の適用の有無、混雑が見込まれる設備の名称を入手し、出力制御0%・5%・10%の3通りでIRRを比べる。
  4. 売却を前提にするなら買い手を名指しする。想定する買い手の種類ごとに、要求利回りの根拠を2件以上の取引で示す。割引率を1%ポイント上げてもIRRが要求水準を超えるかを見る。
  5. 遅延の感応度を計算する。運転開始が1年遅れたときのIRRの低下幅を出す。設例では6.4%ポイントだった。
  6. 効率改善の帰属を契約書で読む。燃料費の負担者、熱率の保証条項、還付の規定を確認し、「節約1億円のうち、所有者に残るのはいくらか」に答えられるようにする。
  7. 相手に聞く。売り手には「なぜ今、この資産を手放すのか」、運転委託先には「過去3年の熱率と停止時間の実績はどうか」を尋ね、月次のデータで確かめる。

よく​ある​質問

PEが​発電所を​持つと、​古い​火力の​運転が​延びるのですか。

米国の​2005〜2020年の​標本では、​PEと​電力会社の​廃止の​速さに​統計的に​有意な​差は​確認されませんでした。​電力会社は​古い​発電所や​石炭火力を​売るより​廃止する​傾向でした。​海外上場企業と​機関投​資家の​廃止は​電力会社より​遅めでしたが、​海外上場企業の​差は​全米で​年1.43基分で、​機関投​資家は​石炭の​発電所を​ほとんど​持っていませんでした。​日本に​同じことが​言えるかは、​この​研究からは​分かりません。

日本でも​新設は​ファンドが​担うと​考えて​よいですか。

この​研究からは​言えません。​研究の​差は​米国の​競争的な​卸電力市場に​集中しており、​発電設備の​大半を​旧一般電気事業者が​持つ​日本とは​市場の​形が​異なります。​案件ごとに​収入制度と​系統の​条件を​確かめる​必要が​あります。

まとめ——誰が​持つかより、​どの​段階を​誰が​担うか

米国の発電所では、電力会社の比率が16年で70%から54%へ下がった。新設で比重が高かったのはPEで、機関投資家は稼働済みの資産を好み、差は競争的な卸電力市場に集中していた。売却された発電所では、発電量当たりの燃料使用量も減っていた。ただし研究はリターンも需要家への影響も測っていない。日本の案件では、段階ごとのリスク、収入制度、系統の条件、売却先、効率改善の帰属を分けて確かめることが、この研究から得られる使い方だと編集部は考える。

次に​読む

脚注

  1. R1 p.12・2.2節。ページはPDFの物理ページ（論文の印刷ページは1を引いた数）。以下同じ。↩
  2. R1 p.12。論文の表記は ITOCHU、Osaka Gas。↩
  3. R1 p.4、p.13。↩
  4. R1 p.4、p.12・図1。↩
  5. R1 p.4、p.13。↩
  6. R1 p.4 注4、p.11 注10、p.12。↩
  7. R1 p.6・図3パネルA（p.46）。発電所の容量で加重した推計。p.19 の本文は同じパネルの値を 2.38 と記すが、図3の点推定は約1.3（発電所固定効果なし）と約2.0（あり）で一致しない。本稿は序論の 1.31 を使う。要旨の「2倍」は著者の要約で、この数値から直接は導けない。↩
  8. R1 p.19。基準となる確率は太陽光・風力13.66%、天然ガス1.47%で、差の大きさの違いには基準の違いが含まれる。↩
  9. R1 p.19。↩
  10. R1 p.19〜20。実際に機関投資家の観測の87%は共同保有である（p.12）。↩
  11. R1 p.6、p.19。↩
  12. R1 p.21〜22、表3（p.52）。基数は発電所×原動機の単位（p.10、表3の注）。↩
  13. R1 p.23、表4列(2)（p.53）。機関投資家の石炭の保有が非常に少ないことも p.23 による。↩
  14. R1 p.13。↩
  15. R1 p.7、p.27、表5列(2)（p.54）。外側の差は電力会社の主効果−0.376で有意でない。−1.914は電力会社と市場区分の交差項で、内側と外側の差の違いを表す（論文の本文は「1.91%ポイント低い」と簡略に記す）。内側での電力会社と新規参入者の差そのものは、両者の和で−2.29%ポイントとなる（編集部の計算。和の有意性は論文に示されていない）。外側の市場でのPEの係数は0.03で有意でなく、内側では2.38（p.27、図4パネルA）。本文は「natural gas plant」と書くが、図は全発電所の分析である。↩
  16. R1 p.29、表6パネルA。↩
  17. R1 p.31・図5。↩
  18. R1 p.31。↩
  19. R1 p.8、p.26〜28、表5列(3)(4)。第1段階のF値は94.58。指標はISO Restructuredで、平行トレンドの仮定に依存する（p.27）。補論は、再エネ潜在量の大きい州ほど再編に消極的だった可能性にも触れる（p.61）。↩
  20. R1 p.9、p.32〜33。↩
  21. R1 p.35、表8列(5)。0.616÷平均11.324の計算値は5.4%で、著者は約5%と丸めている。対電力会社の差はPE−0.434、機関投資家−1.607、海外上場企業−0.873（表8列(6)）。↩
  22. R1 p.36、表9パネルA列(4)。売却された発電所だけの前後比較は−0.31で10%水準。↩
  23. R1 p.37、表9パネルB列(4)。マッチングした標本。全標本では0.387で10%水準。↩
  24. R3 要旨、p.4。↩
  25. R4（Journal of Political Economy 掲載。NBER WP 改訂版, 2026年10月）PDFの物理ページ p.22（印刷 p.20）・表2列(5)(6)、p.4。効率は熱率の逆数の対数で、係数0.049を約4.9%と読む。R1 p.37 が引く旧版の値は4%で、版によって異なる。↩
  26. R1 全文の確認による（編集部）。↩
  27. R1 p.38。↩
  28. R5 p.2、p.7。2023年7月の草稿では1.92ドル。削除の理由は改訂版に書かれていない。↩
  29. R1 p.10、p.35。機関投資家は共同投資が多く、PEの改善の恩恵を受けている可能性があると著者は述べる。↩
  30. R1 p.5、p.17。↩
  31. R2 p.3901〜3902。ネットIRRとの関係には機械的な面がありうるとし、PMEや投下資本倍率の結果も併せて示す。早い売却との関連、よい資産を先に売る傾向、配当より売却を映すという解釈も同じ箇所。↩
  32. R6 p.2、p.5。買い約定は35.2%。旧一般電気事業者の範囲は同報告の定義による。↩
  33. R7 第22条の2。経済産業大臣の認可による例外がある。↩
  34. R8 第2条の2。法律上の名称は供給促進交付金で、FIPは一般的な呼称。↩
  35. R9 p.29、p.106〜107。還付割合は85%・90%・95%の3段階。LNG専焼火力の新設・リプレースも対象で、参加は国内法人に限られる（p.17）。↩
  36. R10 p.10。↩
  37. R11 p.5（PDF p.6）。10kW未満の低圧を除く。↩
  38. R12 p.1、p.4、R13 p.1〜3。取引完了は2022年1月14日。容量は出資持分に応じた値（R12 p.1）。↩
  39. R14。その後の増減は未確認。↩

参考文献​（2026年11月確認）

※本記事は教育目的の一般的な解説であり、投資助言・法務・税務の助言ではありません。研究結果は各論文の対象・期間・方法の範囲で得られたもので、日本の個別企業・案件にそのまま当てはまるとは限りません。設例は学習用の架空の数値です。アイキャッチ画像は生成AIによるイメージです。