中国可再生能源行业：有利的政策环境推动中国可再生能源行业增长.pdf

  基建及项目融资 2017年9月6日 目录： 中国可再生能源的战略重要性不断上升 2 降低碳排放风险的承诺正在推动政府目标和政策，进而支持可再生能源的发展 4 弃风弃光和对政府补贴的过度依赖是行业面临的主要挑战 7 风电和太阳能发电价格在短期内处于下行趋势，但可再生能源企业的财务影响可控 8 穆迪相关研究 11 分析师联系人： 香港 +852.3551.3077 潘凯颐 +852.3758.1336 副总裁高级分析师 ivy.poonmoodys 陈阳 +852.3758.1596 助理分析师 annie.chenmoodys 曾慧思 +852.3758.1538 副董事总经理 vivian.tsangmoodys 新加坡 +65.6398.8308 Terry Fanous +65.6398.8307 董事总经理公共项目及基建融资 terry.fanousmoodys 行业深度研究 中国可再生能源行业 有利的政策环境推动中国可再生能源 行业增长 穆迪报告 Renewable Energy - China: Favorable policy environment drives growth in Chinas renewable energy sector 的中文翻译本 (中文为翻译稿，如有出入，以英文为准)中国 (A1/稳定) 政府宏大的十三五规划目标及其巴黎协定承诺将推动国内可再生能源行业的持续增长。中国预计2020年主要可再生能源的发电装机容量将至少达到660GW，政府已出台多项监管措施来对该行业提供支持。弃风弃光和对政府补贴的过度依赖是该行业短期内面临的主要挑战，而电价下降趋势不会对可再生能源公司产生显著的财务影响。 近年来可再生能源的战略重要性不断上升。这是因为中国提高了治理空气污染以及降低对燃煤发电依赖的意识。中国预计2017年非化石燃料占比将达到38%，我们预计2020年将进一步升至40%左右。2016年底，可再生能源约占全国发电装机容量的35%。 对降低碳排放风险的承诺正在推动政府目标和政策，进而支持可再生能源的发展。2016年签署的巴黎协定体现了中国的碳减排承诺。中国十三五 (2016-2020年) 规划目标是将主要可再生能源的发电装机容量从2016年的531GW提高到2020年的660GW以上。因此，政府近年来出台了多项监管指引和政策。我们预计有利的运营环境将继续推动未来5年的行业增长。 弃风弃光和对政府补贴的过度依赖是行业面临的主要挑战。风电和太阳能发电2016年弃风弃光率创历史新高，不过政府政策支持和对机组利用率及新增产能的政策指引将有助于逐渐缓解这一状况。此外，可再生能源发展基金的资金缺口以及由此导致的补贴发放滞后将增加可再生能源公司的运营资本要求，进而提高杠杆。 风电和太阳能发电价格在短期内处于下行趋势，但可再生能源企业的财务影响可控。电价的下降将提高可再生能源相对于传统能源的价格竞争力，为今后平价上网奠定基础，同时也符合中国在未来放开电力市场的改革目标。设备成本降低以及机组利用率上升将抵消电价下滑对可再生能源公司财务状况的负面影响。  基建及项目融资 2   2017年9月6日 行业深度研究: 中国可再生能源行业：有利的政策环境推动中国可再生能源行业增长 中国可再生能源的战略重要性不断上升 中国发电行业以燃煤发电为主，这得益于充足的煤炭供应。但是，随着政府提高了治理空气污染以及降低对煤电依赖的意识，可再生能源的战略重要性不断上升。我们预计这一趋势将在长期内持续。 国内经济的结构性变化以及能源改革促使对煤炭的依赖度下降 自从上世纪80年代的经济改革以来，中国持续推进重要的工业化和城镇化进程。大部分能源来自于燃煤电厂，使得中国成为全球最大的煤炭消费国和主要的二氧化碳排放国。 但近年来，煤炭需求与中国经济增长脱钩 (图表 1)。对比GDP增长与煤炭占年度能源消费总量的比例可以看出自2011年以来煤炭消费量逐渐减少。部分原因是经济结构重心从高耗能行业逐渐转向轻工业及服务业。2005 -2016年第三产业对中国GDP增长的贡献率从41.3%上升至51.6%，而通常消化大量能源的第二产业贡献率从47.0%降至39.8%1。 图表 1 2006-2016年GDP增长过程中煤炭消费量下降 资料来源：国家统计局、世界银行 可再生能源发电装机容量持续增长 经济强劲增长过程中的环境挑战，如空气污染和水资源短缺，正在推动中国的能源改革和可再生能源行业增长。国务院还制定了具体的煤炭消费控制目标，尤其是在高度依赖煤电的省份。 因此，过去5年中非化石燃料装机容量逐步上升。中国电力企业联合会预测2017年非化石燃料占比将达38%，我们预计到2020年将进一步升至40% (图表2)。 1中国第二产业的定义包括采矿、制造业、公用事业和建筑业。资料来源：国家统计局  0%2%4%6%8%10%12%14%16%2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 201656%58%60%62%64%66%68%70%72%74%煤炭占能源消费总量的比例%(左轴) GDP增长%(右轴)本报告并非信用评级行动公告。对于本报告中涉及的任何信用评级，请参阅moodys 发行人/实体专页上的评级索引，了解最新评级行动信息和评级历史。  基建及项目融资 3   2017年9月6日 行业深度研究: 中国可再生能源行业：有利的政策环境推动中国可再生能源行业增长 图表 2 非化石燃料在中国发电装机容量中的占比上升 资料来源：中国电力企业联合会、穆迪预测 2016年底中国总装机容量为1,646GW，其中煤电占57%，煤电占全国发电量的比例甚至高达65%。水电是第二大发电来源，占全国装机容量的20%。可再生能源共占全国装机容量的34%左右 (图表3)。2017年6月底，全国装机容量结构显示出类似模式。 图表 3 可再生能源在全国发电量中的占比上升 注：*主要可再生能源行业发电量不包括生物燃料。水电不包括抽水蓄能发电。 资料来源：中国电力企业联合会  71%69% 68%66%64%62% 61%29%31% 32%34%36%38% 40%0%20%40%60%80%100%120%2012 2013 2014 2015 2016 2017F 2020F化石燃料非化石燃料0%10%20%30%-5001,0001,5002,0002012 2013 2014 2015 2016GW燃煤发电装机容量(左轴)燃气发电装机容量(左轴)水电装机容量(左轴)风电装机容量(左轴)太阳能发电装机容量(左轴)核电装机容量(左轴)其他(左轴)可再生能源在全国发电量中的百分比*(右轴) 基建及项目融资 4   2017年9月6日 行业深度研究: 中国可再生能源行业：有利的政策环境推动中国可再生能源行业增长 中国主要的可再生能源来源见下表： 图表4 中国主要的可再生能源发电 风电  太阳能发电 装机容量 293GW  153GW  98GW 平均利用小时数  (机组利用率%) 2016: 3,621 小时 (41%)  2017年上半年: 1,514 小时 (35%) 2016: 1,742小时 (20%)  2017年上半年: 984 小时 (22%) 2016: 1,125小时 (13%) 2017年上半年: 630 小时 (14%) 定价机制   各电厂按照“成本加合理收益” 原则制定初始电价   上网电价机制     上网电价机制 电价基准为用电地区的平均上网电价 上网电价包含基准电价加可再生能源补贴 上网电价包含基准电价加可再生能源补贴 主要企业 主要为国企   包括国企和民企   包括国企和民企 三峡集团 (A1/稳定) 是最大的水电企业，约占全国水电装机容量的15% 龙源电力 (A3/稳定) 是最大的风电企业，约占全国风电装机容量的13% 国家电投 (A2/稳定) 和协鑫新能源是第一和第二大企业，分别占全国太阳能发电装机容量的9%和5%左右 三峡集团为国企   龙源电力为国企   国家电投为国企，协鑫新能源为民企 注：截至2017年6月，装机容量指装机容量为6,000kW或以上的发电机组。 资料来源：中国电力企业联合会、公司信息 降低碳排放风险的承诺正在推动政府目标和政策，进而支持可再生能源的发展 扩大装机容量的全国目标和良好政策将继续促使可再生能源的发展，并且与中国碳减排承诺相符。我们预计，有利的运营环境仍将是未来5年可再生能源行业增长的主要驱动因素。 通过降低碳排放应对气候变化的承诺 2015年底，196个联合国气候变化框架公约缔约国通过了将全球气温升幅控制在2摄氏度并努力控制在1.5摄氏度以内的目标。根据这一框架，各国递交了国家减排贡献目标以及达到这一目标的计划。巴黎协定于2016年底正式施行。 巴黎协定体现了中国的碳减排承诺。中国计划到2030年将单位GDP碳排放量由2005年水平削减60%-65%，并预计碳排放量在2030年达到峰值。中国还计划将非化石燃料在一次能源消费中的比例从2016年的13.3%提高至2020年的15%。 中国政府计划继续降低煤电的碳排放强度，从2015年890克/千瓦时降至2020年的865克/千瓦时左右。 中国的碳减排承诺也体现在其十三五规划 (2016-2020年) 中。该规划制定了鼓励经济领域可再生能源发展的战略。 远大的政府目标及有利的政策将促进可再生能源产业的发展 根据中国十三五规划 (图表5)，可再生能源是未来装机容量增长的主要动力。中国预计2020年主要可再生能源的总装机容量至少达到660GW，发电量约为1,900GWh，届时将占全国发电量的25.5%。  基建及项目融资 5   2017年9月6日 行业深度研究: 中国可再生能源行业：有利的政策环境推动中国可再生能源行业增长 图表5 显著增长得益于中国十三五规划中全国性目标的支持 十二五规划 十三五规划 2010年实际 2015年实际 年均复合增长  (2010-2015) 22016年 实际 G政府2020年目标 C年均复合增长   (2016-2020) 全国装机容量 (GW) 970 1,530 10% 1,646 2,000 5% - 水电 199 297 8% 305 340 3% - 太阳能发电  0 43 170% 77 110 9% - 风电  31 129 33% 149 210 9% 注：水电装机容量不包含抽水蓄能 资料来源： 国家发改委、国家能源局 我们预计风电和太阳能发电的短期增长潜力将超过水电，反映出相对较低的装机容量以及支持性的政府政策。 为了实现可再生能源装机容量目标，中国政府近年来出台了多项监管指引和政策以鼓励行业发展 (图表6)。 图表6 政府鼓励可再生能源发展的积极政策 主要政策 描述 优先调度 根据可再生能源法，可再生能源发电相对于常规火电享有优先调度权，这有助于提高非化石燃料的使用。 中央政府通过以下措施加强对政策执行状况的监督：(1) 推出各省最低保障收购年利用小时数 (2016年：风电1,800-2,000小时，太阳能发电1,300-1,500小时)；(2) 加快配套电网基础设施建设。 可再生能源 补贴 太阳能发电上网电价包含地方基准电价和可再生能源补贴，后者旨在吸引投资。 可再生能源补贴来自财政部负责管理的专项基金，其资金来自电力用户支付的可再生能源电价附加费。 符合条件的项目需要申报并被纳入可再生能源补贴目录方可获得补贴。 碳交易机制 中国于2013年启动碳交易试点，引入碳配额和国家核证自愿减排量(CCER)，两者均可在7个指定碳交易市场上交易。 该试点计划尽管目前规模较小，但为2017年全国碳市场的预期推出奠定了基础，符合十三五规划中2020年非化石燃料达到全国能源消费总量15%的目标。 可再生能源 配额 2020 年各煤电企业可再生能源发电量配额必须达到总发电量的15%。 发电企业必须建设可再生能源发电项目或向可再生能源公司购买绿色证书，以满足配额要求。 绿色证书 自2017 年中起开始绿色电力证书自愿认购，并于2018 年适时启动绿色电力证书强制交易。 太阳能发电和风电企业出售绿证后，其相应的电量将不再获得政府的可再生能源补贴 。 可再生能源公司可能需要以低于当前补贴的价格出售绿证以吸引需求，这可能降低电价。   为避免价格投机，绿证不允许转售。 资料来源： 国家发改委、国家能源局 国家能源局在2016年3月出台了可再生能源配额标准 (RPS) ，目标是到2020年非水可再生能源占到总用电量的9%，31个省份的目标占比区间为5%至13%。 鉴于此，监管部门推出了可再生能源配额机制和绿色证书机制以促进RPS的实施。  基建及项目融资 6   2017年9月6日 行业深度研究: 中国可再生能源行业：有利的政策环境推动中国可再生能源行业增长 由于上述机制有待完善，并且缺乏对发电企业的激励，RPS的影响尚不明确。 按照可再生能源配额的指导意见，发电企业若未能在2020年之前满足上述标准，则将被撤销发电牌照，不过这一惩罚措施能否执行尚不确定。 此外，鉴于2017年绿证机制基于自愿原则，可再生能源企业缺乏出售绿证的意愿，因为低于补贴的出售价格会导致其收入减少。对获得可再生能源补贴周期较长的企业来说情况可能有所不同，因为它们可能会选择出售绿证来改善流动性。 同时，在煤价上涨以及电厂利用小时数下降导致利润率承压的情况下，煤电企业可能不愿以额外费用来购买绿证。 但它们正在积极实现发电结构多元化，以进入不断增长的可再生能源市场并降低碳排放风险 (图表7)。我们预计为了满足RPS要求，这一趋势将会持续。 图表7 受评煤电企业的可再生能源占比有望上升 发行人 国家电投  (A2/稳定) 华润电力 (Baa2/稳定) 浙能集团  (A2/稳定) 华晨电力 (B1 /稳定) 京能集团  (A3/负面) 上海电力  (Baa2 /负面) 市场地位 五大发电企业之一，覆盖全国 主要的煤电企业，覆盖全国 主要的省级发电企业 煤电企业，覆盖全国 北京主要的火电企业 上海主要的煤电企业 主要装机容量结构 火电 (61%), 可再生能源 (35%), 其它 (4%) 火电 (86%), 可再生能源 (14%) 主要为火电 火电(99%),可再生能源(1%)  *火电 (82%), 可再生能源(18%) 火电 (87%), 可再生能源(13%) 注：除了京能集团使用2015年数据之外，所有信息基于2016年数据 资料来源： 公司年报、债券发行公告、公司网站、Moodys FM、穆迪 我们预计，随着绿证机制可能在2018年实施，其需求将逐渐上升。该机制还为发电企业提供了财务灵活性，使其能够在无需大量资本投资的情况下满足可再生能源配额要求。 支持性政策的积极影响在2017年上半年显现，尤其是太阳能 在支持性的政策环境中，2 017年上半年新增可再生能源发电占全国新增装机容量的70%以上，尤其是太阳能发电相对于其他形式的可再生能源而言增长强劲 (图表8)，原因是其发展较晚，基数相对较低。 图表8 近年来太阳能发电和风电的装机容量增长 GW 2014 2015 2016 1H 2017 太阳能发电装机容量 27 43 77 102 新增装机容量  16 17 34 24 风电装机容量 97 131 149 154 新增装机容量  21 35 17 5 资料来源： 中国电力企业联合会、WIND 在2017年上半年24GW的新增太阳能发电装机容量中，分布式光伏发电项目占29%，高于2016年的12%。我们预计，分布式光伏发电项目的增长趋势将持续，原因是光伏面板成本下降、补贴机制比大型电站( utility scale) 项目更有利、装机容量利用率相对较高。  基建及项目融资 7   2017年9月6日 行业深度研究: 中国可再生能源行业：有利的政策环境推动中国可再生能源行业增长 另一方面，2 017年上半年风电装机容量增长放缓，原因是风电企业在电价逐步下调的情况下着重于等待新项目审批。不过，新项目建设可能在下半年恢复。 根据政府有关陆上风电项目电价逐步下调的通知，新电价将适用于在2018年1月1日之后核准的项目。在2018年1月1日之前核准并于2019年底前动工建设的项目可继续依照2016年电价执行。2 018年不同资源区的新电价将低于2016年水平的5%-15%。目前，上网电价分国内4类资源区征收。 新增装机容量持续增长将提高龙源电力和熊猫绿能 (B1 /稳定) 等可再生能源企业的收入和规模效应。同时，受短期内的业务扩张影响，其资本支出将保持高企。作为中国最大的风电企业，龙源电力2017年新增装机容量计划在1.5-1.7GW之间，与 2016年新增水平类似。我们预计，该公司在2018-2019年将维持其扩张速度。因此，可再生能源行业在短期内大幅去杠杆的可能性不大。 一些太阳能和风电企业还在探索“建设-出售”策略来实现电力资产的货币化以及改善流动性并降低杠杆。 弃风弃光和对政府补贴的过度依赖是行业面临的主要挑战 弃风弃光及过度依赖政府补贴对行业构成重大挑战，并且短期内在一定程度上阻碍行业的发展。不过随着时间的推移，政府的政策支持将令行业基本面继续得以改善。 弃风弃光问题 限电已成为中国可再生能源行业发展的重大障碍。限电指与风电和太阳能发电装机容量的最优利用率相比，发电企业主动减少发电量。 去年风电弃风率达到了历史最高水平 (见图表9) 。甘肃和新疆 - 风电资源丰富的西北省份的弃风率分别达到43% 和38%左右。2016年关于全国弃光率的数据有限，但太阳能资源丰富的西北地区弃光率为20%。2 016年甘肃和新疆的弃光率更是高达30%和32%。 图表9 中国弃风率较高 资料来源：国家能源局、中国电力企业联合会  高限电率由多个因素所致。太阳能和风电资源丰富的地区如甘肃、新疆、吉林和内蒙的电力需求较弱，因而难以消化大幅增长的装机容量。此外，各省在执行可再生能源发电较煤电优先调度政策的执行情况各异，而基础设施方面的限制亦成为远距离输电的瓶颈。通过远距离输电，富余电力本可输送至包括南方省份和沿海地区等电力紧缺的地区。 0%2%4%6%8%10%12%14%16%18%2014 2015 2016 1H2017弃风率 基建及项目融资 8   2017年9月6日 行业深度研究: 中国可再生能源行业：有利的政策环境推动中国可再生能源行业增长 尽管如此，中国于2016年中推出了风电和太阳能发电的最低利用小时数，此举对于高限电率问题的解决至关重要。新政确保新能源发电可优先上网，因为未经国家发改委和国家能源局批准，各省政府和电网企业不得自行降低最低利用小时数。 未能达到最低利用小时数的省份和自治区不得新建风电及光伏发电项目，此举可优化投资并抑制产能过剩。我们注意到2017年风电和太阳能发电新增容量正从华北地区转向弃电率相对较低的中部和东部地区。 2017年7月，国家能源局公布了2017-2020年全国19个省、4个直辖市和两个自治区的新增装机容量建设规模指导意见。 当前弃风弃光率较高，且产能过剩情况较为严重的省份和自治区在解决该问题之前不得新增装机容量，所涉及的地区包括吉林、黑龙江、甘肃、宁夏、内蒙和新疆，不得新增光伏容量的地区包括甘肃、新疆和宁夏。 包括国家电网 (A1/稳定) 和南方电网 (A1/稳定) 在内的电网企业正继续投资建设特高压远程输电网络，这能够为可再生能源的增长提供支持。 2016年下半年以来，受惠于政府不断履行的相关政策，弃风弃光率已略有下降。2017年上半年弃风弃光率与2016年相比均有所下降。 过度依赖政府补贴 可再生能源发展初期，政府以补贴形式提供直接支持至关重要。在中国，政府补贴是上网电价的重要组成部分，2016年平均占风电上网电价的17%到35%，在光伏上网电价中平均占51%-60%。 补贴由国家可再生能源发展基金支付，该发展基金主要来自向终端用户 (不包括农业和居民用电) 所征收的可再生能源附加费。 但附加费的征收与装量容量的迅猛增长并不匹配，因此导致可再生能源发展基金缺口不断扩大。尽管过去5年中政府努力提高附加费征收标准以降低光伏发电及风电上网电价，相关资金缺口令财政负担增加。 可再生能源企业通常将在项目建成并入网后的1-3年内开始收到政府补贴，这主要源于备案和通过从财政部审批程序冗长，因为需进入可再生能源补贴目录才能符合补贴标准。 政府延迟发放补贴导致可再生能源企业运营资金需求和杠杆率升高，光伏发电企业所受冲击更大。不过随着政府补贴逐渐过渡到绿色证书，这可为相关企业提供缩短回款期的其他途径。光伏和风电上网电价的下调趋势亦有助于部分缓解国家可再生能源发展基金的压力，而财政部在补贴发放方面也将拥有更大的财务灵活性。 风电和太阳能发电价格在短期内处于下行趋势，但可再生能源企业的财务影响可控 风电和光伏发电上网电价的下行趋势可增强其相对于传统能源的价格竞争力，从而为未来实现平价上网奠定基础。这与中国实施电力行业改革以在未来内放开发电市场保持一致。 监管机构于2014年和2016年宣布逐步下调风电和光伏发电的上网电价 (见图表10和11) 。新的上网电价仅适用于新项目，而在运项目将继续收取固定上网电价。电价的下调主要由光伏组件和风电设备成本下降所致，而成本的下降可抵消利润率因调价所遭受的挤压。  基建及项目融资 9   2017年9月6日 行业深度研究: 中国可再生能源行业：有利的政策环境推动中国可再生能源行业增长 图表10 新增风电项目电价下调 注：2018年1月1日前获批并在2019年底之前开工建设的项目可执行2016年上网电价标准；2018年1月1日之后获批的项目将执行2018年上网电价标准 资料来源：国家发改委  图表11 新增光伏发电项目电价下调 注：在2017年1月1日之前获批但在2017年6月30日之前未上网的电力将采用2017年新电价；在2017年1月1日之后获批的项目将采用2017年新电价。 资料来源：国家能源局、中国电力企业联合会  根据十三五规划及国家能源局近期发布的可再生能源发展指导意见，政府计划到2020年实现风电和光伏发电平价上网。 实现平价上网非常重要，因为这可改善可再生能源企业的业务模式，并增强其在没有政府补贴情形下与传统电力展开价格竞争的能力，同时减少政府补贴所导致的财政负担。 0.350.400.450.500.550.600.652013 2014 2015 2016 2017 2018FI类资源区II类资源区III类资源区IV类资源区人民币/千瓦时0.600.650.700.750.800.850.900.951.001.052013 2014 2015 2016 2017I类资源区II类资源区III类资源区人民币/千瓦时 基建及项目融资 10   2017年9月6日 行业深度研究: 中国可再生能源行业：有利的政策环境推动中国可再生能源行业增长 平价上网可从“用户侧”和“发电侧”实现。 从用户侧来看，当可再生能源发电成本低于或等于向终端用户收取的零售电价时，即可实现平价上网。从发电侧来看，当可再生能源发电成本低于或等于燃煤发电时，即可实现平价上网。 总体而言，可用平准化电力成本 (LCOE) 测算平价上网成本。平准化电力成本即整个可再生能源发电项目的建设、运营及融资成本 (不包括政府补贴和奖励) ，外加接入电网及输电成本。 相对而言，从发电侧实现平价上网是大型电站项目考虑的重要因素。对于分布式光伏项目而言，从用户侧实现平价上网是主要考虑因素。 受风电及光伏项目技术进步支撑，生产成本呈下降趋势，同时通过降低弃电率提高机组利用率是实现平价上网的两大驱动因素。 具体而言，政府计划在2017-2020年每年新增8GW的“领跑者”先进技术光伏容量。国家能源局推出光伏行业“领跑者”计划旨在鼓励发展先进光伏技术。相关项目公开招标，因此光伏企业需提高能源效率并降低成本以在没有补贴情形下取得合理回报。 尽管上网电价呈下降趋势，我们预计其对可再生能源发电企业的净财务影响可控，原因包括：(1) 设备成本的下降抵消新建项目上网电价降低的不利影响，以及 (2) 上网电价下调公告发布前接入电网项目的上网电价仍继续产生稳定的现金流。 2009年12月至2016年12月，国内光伏组件价格降幅接近70%，预计2017年光伏组件价格将持续下降。 此外，风力涡轮机价格在风电机组成本中占比最大，该部件的成本仅2008年和2009年的降幅就接近40%。过去3年陆上风电场的每千瓦时平均资本支出也略有下降。  基建及项目融资 11   2017年9月6日 行业深度研究: 中国可再生能源行业：有利的政策环境推动中国可再生能源行业增长 穆迪相关研究 行业深度研究： Renewable Energy Global: Falling cost of renewables reduces Paris Agreement compliance risks，2017年9月6日 Renewable Energy - Global: Renewables sector risks shift as competition reduces need for government subsidies，2017年9月6日 Renewable Power - Latin America: Compelling Fundamentals and Carbon Reduction Targets Drive Growth，2017年9月6日 中国电力行业：严峻环境持续，可再生能源面临更大机遇，2017年8月2日 Renewable Energy - India: Strong growth prospects, but challenges from offtakers, evolving policy framework，2017年6月26日 Energy storage to enable a more sustainable electricity transmission grid，2017年9月6日 Environmental Risks and Developments: FSB Task Force Recommendations Will Lead to a Mainstreaming of Climate Disclosure Over Time，2017年6月29日 Unregulated Power and Utilities - US: Marcellus Shale Gas Buildout Wreaks Havoc on PJM Power Market，2017年5月8日 Project Finance EMEA: Saudi Arabias Renewable Energy Plans: Strong Rationale, Untested Framework，2017年4月5日 Infrastructure - Asia: Key to Asian infrastructure development lies in multi-pronged financing，2017年5月4日 US Power and Utilities: Rate-Basing Wind Generation Adds Momentum to Renewables，2017年3月15日   中国基建与项目融资：政府与社会资本合作 (PPP)：政府支持提供巨大增长潜力，2017年3月14日 US Power & Utilities: Economics, End-User Sustainability Policies Drive Renewables in a post-CPP World，2017年3月10日 Environmental Risks: Shift in US Climate Policy Would Not Stall Global Efforts to Reduce Carbon Emissions，2017年2月16日 Power Sector Asia Pacific: 2017 Outlook - Rising Industry Challenges Are Manageable, Outlook Stable，2016年12月1日 Environmental Risks: Moodys To Analyse Carbon Transition Risk Based On Emissions Reduction Scenario Consistent with Paris Agreement，2016年6月28日 Environmental Risks and Developments - Global: Paris Agreement Advances Adoption of Carbon Regulations; Credit Impact to Rise，2016年4月22日 Power Sector - India : Growth in Renewable Energy Capacity Will Challenge Fossil Fuel Operators，2016年4月4日 其他研究： 引入绿色电力证书会降低风力及太阳能发电企业的上网电价，但长期而言将支持可再生能源行业的发展，2017年2月13日  基建及项目融资 12   2017年9月6日 行业深度研究: 中国可再生能源行业：有利的政策环境推动中国可再生能源行业增长 如欲浏览上述报告，请点击有关链接。请注意，这些参考资料为截至本报告刊发日期的最新资料，阁下也可索阅较近期的报告。并非所有客户均能获取所有研究报告。 报告编号：1 092387 报告原文编号：1082421  作者 潘凯颐 制作专员 Wing Chan 2017，穆迪公司 (Moodys Corporation) 、穆迪投资者服务公司 ( Moodys Investors Service, Inc.) 、Moodys Analytics, Inc.和/或其许可人及关联公司(统称“穆迪”) 。版权所有，翻印必究。 穆迪投资者服务公司及其评级关联公司(“MIS”)所发布的信用评级是穆迪对实体、信用承诺、债务或债务证券的相对未来信用风险的当前意见，穆迪出版物可能包括穆迪对实体、信用承诺、债务或债务证券的相对未来信用风险的当前意见。穆迪将信用风险定义为某实体可能无法履行其到期的合同、财务义务的风险，以及在发生违约事件时的预计财务损失。信用评级并不针对任何其他风险，包括但不限于：流动性风险、市场价值风险或价格波动。信用评级及穆迪出版物中包括的穆迪意见并非对当前或历史事实的陈述。穆迪出版物也可能包括由Moodys Analytics, Inc发布的以量化模型为基础的信用风险预测以及相关的意见或评论。信用评级及穆迪出版物并不构成或提供投资或财务建议，信用评级及穆迪出版物亦非关于购买、出售或持有特定证券的推荐意见，也不能提供该等意见。信用评级和穆迪出版物均不会评论某项投资是否适合任何特定投资者。穆迪发布信用评级及穆迪出版物之时预期并理解每位投资者将以应有的谨慎态度自主研究和评估其考虑购买、持有或出售的每项证券。 穆迪信用评级和穆迪出版物不适于零售投资者的使用，如零售投资者在做投资决定时使用穆迪信用评级或穆迪出版物，将是草率且不合适的。如有疑问，您应与您的财务顾问或其他专业顾问联系。 本文所载所有信息均受法律 (包括但不限于版权法) 保护，未经穆迪事先书面许可，任何人均不得以任何形式、方式或途径对该等信息全部或部分进行复制或翻印、重新包装、进一步传播、传送、散布、分发或转售，或存储供日后任何上述目的使用。 本文所载所有信息均系穆迪从其相信为准确和可靠的来源获得。然而，由于可能会出现人为或机械错误以及其他因素，本文所载所有信息均按“原样”提供，不附带任何形式的保证。穆迪会采取所有必要措施，使其在授予信用评级时采用的信息具备足够质量，并来自穆迪认为是可靠的来源，包括独立的第三方来源 (如适当) 。但穆迪并非审计机构，亦不能对评级过程或准备穆迪出版物时收到的信息在每个情况下均独立地进行核实或确认。 在法律允许的范围内，就因本文所载信息、或本文所载信息的使用或未能使用而引起的或与之相关的任何个人或实体的任何间接、特殊、后果性或附带性损失或损害，穆迪及其董事、高级管理人员、员工、代理、代表、许可人和供应商均不承担任何责任，即便穆迪或其任何董事、高级管理人员、员工、代理、代表、许可人或供应商被事前告知该等损失或损害的可能性，包括但不限于： (a) 任何当前或未来的利润损失或 (b) 因并非穆迪特定信用评级的评级对象的金融工具引起的任何损失或损害。 在法律允许的范围内，就因本文所载信息、或本文所载信息的使用或未能使用而引起的或与之相关的任何个人或实体的直接或补偿性损失或损害，穆迪及其董事、高级管理人员、员工、代理、代表、许可人和供应商均不承担任何责任，包括但不限于由穆迪或其任何董事、高级管理人员、员工、代理、代表、许可人或供应商的疏忽 (为避免疑问，不包括法律规定不得排除的欺诈、故意不当作为或任何其他类型责任) 、或其控制范围内或超出其控制范围的偶发事件而导致的任何个人或实体的直接或补偿性损失或损害。 穆迪不以任何形式或方式对任何此类评级或其他意见或信息的准确性、及时性、完整性、适销性或特定用途适用性提供或作出任何明示或暗示的保证。 穆迪公司 (“MCO”) 全资拥有的信用评级子公司穆迪投资者服务公司谨此披露：多数穆迪投资者服务公司评级的债务证券 (包括公司债和市政债、债券、票据和商业票据) 和优先股的发行人，在授予任何评级之前已同意向穆迪投资者服务公司支付1,500美元至约 2,500,000美元不等的评估和评级服务费用。MCO及MIS亦执行政策及程序以便保持MIS评级及评级过程的独立性。关于MCO董事与被评级实体之间，及获MIS评级并已向美国证券交易委员会公开报告其在MCO持股5% 以上的各实体之间可能存在某种关联的信息每年会在moodys “投资者关系公司治理董事及股东关联政策”栏内刊登。 仅针对澳大利亚的额外条款：任何出版到澳大利亚的本文件均依据下述穆迪关联公司的澳大利亚金融服务牌照发布：Moodys Investors Service Pty Limited，澳大利亚商业注册号码 (ABN) ：61 003 399 657，澳大利亚金融服务牌照号码 (AFSL ) ：336969；及/或Moodys Analytics Australia Pty Ltd，澳大利亚商业注册号码 (ABN ) ：94 105 136 972，澳大利亚金融服务牌照号码 (AFSL) ：383569  (视情形而定) 。本文件仅向2001年公司法 (Corporations Act 2001) 第761G条所定义的“批发客户”提供。如您继续在澳大利亚境内浏览本文件，即代表您向穆迪表示您为“批发客户”或代表“批发客户”浏览本文件，您或您代表的实体均不会直接或间接向2001年公司法 (Corporations Act 2001 ) 第761G条所定义的“零售客户”发布本文件或其内容。穆迪信用评级是针对发行人债务的信用度的意见，并非对零售投资者可获取的发行人股票证券或任何形式的证券的意见。如零售投资者在做投资决定时使用穆迪信用评级或出版物，将是草率且不合适的。如有疑问，您应与您的财