ピナクル・ウエストの2026年第3四半期EPSが上昇、APSの小売売上高が9.5%増加

ピナクル・ウエスト・キャピタル（NYSE: PNW）が発表した2026年第3四半期決算は、普通株主に帰属する希薄化後1株当たり利益（EPS）が3.49ドルとなり、前年同期の3.39ドルから増加した。顧客数の増加および特に商業・産業用ユーザーからの電力需要拡大が、小売り売上高および販売量を押し上げた。同社は2026年通期のEPS見通しを5.05ドル〜5.25ドルに設定し、天候要因を調整した通期の小売り電力販売量伸び率予想を8%〜10%へ引き上げた。

第3四半期の営業収益は前年同期の18億2,000万ドルから19億7,000万ドルに増加した。小売り収入は1億6,700万ドル増の19億ドルとなり、このうち法人顧客向けが9,800万ドル増、住宅向けが6,900万ドル増となった。これらの増収効果は、卸売りおよび送電収入の減少により一部相殺された。

燃料費および購入電力費を差し引いた営業収益は、前年同期比の利益押し上げに1株当たり0.30ドル寄与した。販売量および使用量の増加が1株当たり0.35ドル、天候要因が0.09ドルのプラスとなった。一方、再生可能エネルギーおよびデマンドサイド・マネジメントの利益率低下が1株当たり0.12ドル、送電部門が0.04ドルのマイナス要因となった。減価償却費、支払利息、税金、株式数の増加も、好調な販売による増益効果の一部を相殺した。

商業用需要が販売成長を牽引

ピナクル・ウエスト傘下の規制電力会社であるアリゾナ・パブリック・サービス（APS）は、当四半期中に小売り顧客へ1万2,694 GWhを販売し、前年同期の1万1,467 GWhから増加した。法人向け販売量は5,739 GWhから6,583 GWhへ、住宅向け販売量は5,728 GWhから6,111 GWhへそれぞれ増加した。

天候調整ベースでは、当四半期の小売り販売量は9.5%増加した。天候要因を調整した法人向け販売量は826 GWh増加し、住宅向け需要の253 GWh増を上回った。プレゼンテーション資料によると、大口顧客が操業を順次拡大したことで、年初来の商業・産業用販売量の伸び率は13.9%となった。

平均小売り顧客数は1.8%増の約146万人に達した。また、当四半期は気温上昇の恩恵も受けた。冷房度日（CDD）は1,444となり、前年同期の1,397や10年平均の1,333を上回った。天候要因は当四半期の税引前売上総利益を推計2,800万ドル押し上げ、2026年の最初の9か月間では7,300万ドルのプラス要因となった。

ピナクル・ウエストは、2026年の天候調整ベース小売り販売量伸び率を8%〜10%と予想しており、これには新たな大規模製造施設や複数の大型データセンターからの5%〜7%の寄与が含まれる。小売り顧客数の伸びは1.5%〜2.5%と見込んでいる。同社は年内の残りの期間について平年並みの天候を前提としている。

収益見通しは電力需要の増加とコスト増のバランスを反映

2026年について、ピナクル・ウエストは再生可能エネルギーおよびデマンドサイド・マネジメント・プログラムを除いた調整後売上総利益を34億5,000万ドル〜35億1,000万ドルと予想している。調整後事業運営費・保守点検費（O&M）は10億9,000万ドル〜11億1,000万ドル、減価償却費・無形資産償却費および法人税以外の税金は合計で12億1,000万ドル〜12億3,000万ドルになると見込んでいる。

経営陣は、販売量の伸び、顧客増、送電収入、2026年の天候要因を前年比での増益を牽引するプラス要因として挙げた。一方、稼働を開始した設備の増加に伴う減価償却費、無形資産償却費、固定資産税の上昇に加え、資金調達コストやO&M費用が業績の重荷になると見込んでいる。

同社は、2024年ガイダンスの当初の中央値を起点として、長期的なEPS成長率目標を5%〜7%に据え置いている。また、大型商業・産業用顧客からの7%〜9%の寄与を含め、天候調整ベースの小売り販売量が2030年まで年率8%〜10%で成長すると見込んでいる。

APSは5.8 GWの契約済み需要増加量を抱えており、そのうち約4.9 GWへの供給が未開始となっている。この契約済み需要の90%以上が建設または計画のさまざまな段階にあり、プロジェクトは製造業、データセンター、住宅需要、その他の産業顧客に多岐にわたる。同電力会社の2026年統合資源計画では、年間小売り電力需要が2041年までに約4万2,000 GWh増加し、現在の需要の2倍以上に拡大すると予測している。

設備投資と資金調達

APSは、発電、送電、配電、その他のインフラ整備に対応するため、2025年から2028年にかけて103億5,000万ドルの設備投資を計画している。この見積もりには、廃止されたチョーラ（Cholla）発電所を380 MWの天然ガス発電へ転換するための最大約4億4,000万ドルや、プレゼンテーション資料で言及された最近締結された合意に関連する追加支出は含まれていない。

計画されている追加電源には、2030年のサワロ（Saguaro）における約720 MWのガス発電、2032年のデザート・サン（Desert Sun）における約1,280 MWのガス発電が含まれる。APSはまた、かつてセール・アンド・リースバック契約の対象となっていた約100 MWの原子力発電容量を取得するための約2億ドルの投資に加え、今後10年間でパロベルデ（Palo Verde）の設備増強計画に概ねさらに5億ドルを投資する見込みである。

同社の2026年〜2028年の資金調達計画には、株主配当支払い後の営業キャッシュフロー約80億ドル、APSの純債務発行26億ドル〜29億ドル、ピナクル・ウエストの純債務3億ドル〜3億5,000万ドル、およびピナクル・ウエストのエクイティ（株式）資金調達10億ドル〜12億ドルが含まれる。2026年10月時点で、追加のエクイティ需要のうち約9億2,000万ドルが先渡取引により価格設定済みとなっている。経営陣は、投資適格格付けの維持、APSの資本構造における自己資本比率50%以上の維持、およびピナクル・ウエストの長期的な営業キャッシュフロー対有利子負債（FFO/Debt）比率14%〜16%の維持を目標として掲げている。

規制および事業実行上のリスク

アリゾナ州で審理中のAPSの電気料金改定申請は、引き続き重要な不確実性の要因となっている。同電力会社は6億900万ドルの純増収を要請しており、これは顧客に当初想定14.69%の影響を与えるもので、許容株主資本利益率（ROE）として10.70%を提案している。アリゾナ州企業委員会（ACC）のスタッフによる証言では、より低い9.55%〜9.80%のROE範囲が支持された。最終決定は2026年12月と予測されているが、プレゼンテーション資料によると規制関連の日程は暫定的であり、変更される可能性がある。

ピナクル・ウエストの見通しは、適切なタイミングでのコスト回収、負債および資本市場へのアクセス、ならびに大口需要の拡大に伴い電力会社が発電・送電インフラを追加整備できる能力にも依存している。開示されたその他のリスクには、燃料費および購入電力費、異常高熱や山火事の発生、原子力発電の操業、環境および規制上の要件、サイバーセキュリティの脅威、サプライチェーンの制約、予測されたデータセンターや製造業の需要が期待通りに顕在化しない可能性などが含まれる。