穆迪：在稳定的燃料成本和有利的政策支持下，2025年亚太区电力行业展望稳定

作者：穆迪评级 2024-12-18 17:05

本文来自“穆迪评级”。

概述

我们对亚太区电力行业的展望仍为稳定，反映了我们预计燃料成本将保持稳定，同时有利的监管政策和框架将会持续，从而支持大部分公用事业企业的信用质量。为了支持碳转型，未来12-18个月各国/地区可再生能源扩张的资本支出将较为庞大，这将使公用事业企业的债务居高不下。电力需求增长以及到2025年中降息的可能性将部分抵消上述风险。地缘因素可能导致能源价格和电力需求波动。

稳定的燃料成本将支持火电企业的盈利能力。我们预计未来12-18个月火电企业的燃料成本将保持稳定。在中国(A1)和韩国(Aa2/稳定)等某些地区，缺乏及时转嫁成本的机制仍将是火电企业面临的挑战之一。这是因为来自可再生能源的竞争导致煤电利用率下降，同时市场化煤电销售的实际电价降低，尤其是中国。

有利的监管政策和框架支持了电力行业。未来12-18个月政府的支持将基本保持不变，这有利于可再生能源和输配电网络的发展。未来几十年可再生能源发电能力的占比将增加。在中国和日本(A1/稳定)等某些国家/地区，核能也将发挥重要作用。

电力需求增长将保持稳定。人口增长、电气化程度提高以及数据中心和电动汽车的快速增长将刺激亚太区电力消费。但是，由于经济增长放缓和地缘因素，我们预计多数国家/地区的电力需求增速将维持在个位数中低段。

尽管资本支出和债务较高，但电力企业信用质量将保持稳定。可再生能源扩张(包括储能)和输配电资产发展的庞大资本需求将导致企业债务上升。但是，可再生能源融资成本下降和设备成本降低将在一定程度上缓解资金压力。

可能引起展望变化的因素。如果发生以下情况，我们的展望可能会调整为负面：(1)现金流显著低于我们当前的预测;(2)政府的不利干预或监管变化降低了相关监管机制的透明度;(3)碳转型风险加大，或(4)资本支出和因此产生的债务高于预期。如果发生以下情况，我们的展望可能会调整为正面：(1)现金流高于我们当前的预测，或(2)政府采取有利的干预措施或监管调整。

展望定义

稳定的行业展望反映了我们对未来12个月亚太区电力行业总体信用基本面的评估。行业展望有别于评级展望，后者除反映行业动态外，也反映发行人的具体特征和行动。行业展望并不代表评级上调、评级下调或评级观察的总和，也非评级展望的平均值。

图表1

稳定的燃料成本将支持火电企业的盈利能力

我们对亚太区电力行业稳定展望的依据是我们预计未来12-18个月火电企业的燃料成本将保持稳定，可支持该地区大多数发电企业，尤其是中国(A1)、印度(Baa3/稳定)、韩国(Aa2/稳定)和日本(A1/稳定)。

全球动力煤价格已从2022年的峰值下降，并从2023年中开始趋稳至今(图表2)。当前稳定的远期煤炭价格表明展望期内煤炭价格将保持稳定。

火电(多为燃煤发电)约占亚太区总电力供应的47%1。鉴于火电在该地区的占比较大，对于没有自动和及时转嫁成本机制的市场，大宗商品价格的变化将继续影响电力行业的信用质量。

图表2

图表3

由于煤炭产量和进口量较高，我们预计2024年和2025年煤炭价格将保持稳定或略有下降。这与穆迪对纽卡斯尔动力煤的价格假设一致，即2024年10月-2025年9月价格为每公吨120美元，中期价格敏感区间为每公吨70-100美元。

尽管如此，俄乌冲突和地缘因素可能会加大能源价格的不确定性，这将对亚太区受评公用事业企业的燃料成本稳定性构成挑战。

亚太区电力市场没有自动及时转嫁成本的机制来调整火电企业的电价(例如中国、韩国和未受监管的澳大利亚(Aaa/稳定)电力市场，以及印度未受监管的少数发电企业)，这对处于能源成本较高且波动环境中的火电企业而言尤其是一个挑战。因此，较低且稳定的能源价格将使公用事业公司受益于燃料成本下降和盈利能力改善，不过澳大利亚国家电力市场的某些零售电价受到监管。尽管如此，来自可再生能源的竞争导致中国电力市场的煤电利用率下降，同时市场化煤电销售的实际电价下降，两者将在一定程度上抵消上述益处。对于印度、马来西亚(A3/稳定)和印尼(Baa2/稳定)，虽然可再生能源产出提高，但我们预计煤电利用率在电力需求强劲增长的支持下仍将保持在较高水平。我们预计随着更多间歇性可再生能源的上市，澳大利亚的批发能源价格仍将波动。

此外，燃料成本变化的敏感性及对个别发电企业的信用影响将取决于其长期合约与现货煤炭供应之间的平衡。例如，拥有发电资产及长期燃料合约的日本公用事业公司抵御燃料成本波动的能力会更强。

澳大利亚、新加坡(Aaa/稳定)、中国香港特别行政区(Aa3)和日本等亚太区市场的受监管网络和综合公用事业或者按收入(即非发电量挂钩)受到监管，或者能够将大部分燃料成本变化转嫁给最终用户，因此对上述成本波动的敏感性较低。对于NTPCLimited(NTPC，Baa3/稳定)等受监管的印度电力公用事业公司，成本通常转嫁给配电公司，但配电公司不一定在零售电价中将成本转嫁给最终用户。

亚太区签订了电力采购协议的电力项目继续受益于根据燃料成本波动及时进行的电价调整。

尽管亚太区电力市场正在经历碳转型，但目前的火电(包括煤、油和天然气)仍是主要的供电来源(图表4和5)。这一趋势至少在未来3年将会持续，以支持亚太区日益增长的电力需求。

例如，未来8-10年煤炭仍将是印度的一个重要发电来源。未来5-6年，印度将新增40-50吉瓦的煤电发电能力，以满足不断增长的电力需求，我们预计在此期间该需求每年将增长5%-6%。尽管有上述新增发电能力，但煤电利用率可能会维持在65%-70%左右的较高水平。

图表4

图表5

有利的监管政策和框架支持了电力行业

我们预计未来12-18个月亚太区电力行业的监管政策和框架将总体有利，尤其是对可再生能源行业。此类监管政策和框架仍是亚太电力行业稳定展望的关键支持因素(详情见附录)。

未来12-18个月亚太区电力市场的监管环境将基本保持不变，我们预计这一环境将有利于可再生能源和输配电网络的发展。鉴于电力行业在脱碳方面发挥关键作用，可再生能源和输配电网将会继续增长，以协助亚太区各国/地区实现其脱碳目标。但是，随着举债支持的资本支出上升，未受监管的输配电网运营商和投资可再生能源的公司的财务杠杆率短期内可能会提高。

我们的稳定展望包含了政府对可再生能源行业的持续支持。这一支持包括优先调度可再生能源资产产生的电力，以及多数亚太区国家/地区设定强制性可再生能源消费目标。上述政策支持推动了国内外参与方的投资。

例如，在政策的大力支持下，2023-2024年印度燃料结构中的可再生能源占比提高至43%左右。这种支持对印度实现2030年和2070年气候目标至关重要。印度中央电力监管委员会(Central Electricity Regulatory Commission)的2024-2029年电价法规确保了配电公司的回报和成本顺价机制，促使企业在获得批准的受监管投资回报的同时向清洁能源转型。

因此，我们预计亚太区的可再生能源容量将大幅增长(图表6)，尤其是中国和印度。

图表6

在中国，虽然2020年后上网的风电和太阳能发电项目不再享受补贴电价，但由于政府为实现2060年净零排放目标大力推动清洁能源，且设备成本逐步下降，过去几年可再生能源新增容量持续较高。此外，中国正在加快建设超高压输电线路，并增强其电网的运行能力，以支持可再生能源行业的发展。

电力需求增长将保持稳定，燃料结构将继续发展变化

鉴于各市场的经济增长放缓，我们预计展望期内亚太区电力需求增速将维持在个位数中低段(图表7)。平稳的电力需求将继续支持亚太区多数电力市场的稳定展望。尽管如此，由于数据中心的快速增长，某些国家/地区的电力需求面临上行风险。

图表7

人口大幅增长、电气化程度提高以及数据中心和电动汽车的快速增长将持续刺激亚太区电力消费。

根据国际能源署(IEA)的数据，在AI和数字化的影响下，数据中心的耗电量将迅速增长，不过在全球总体电力增长中仍将占一小部分。

尽管存在房地产业的挑战、经济增长放缓和地缘问题，但我们预计2024-2025年中国电力需求将增长7%左右。在南亚和东南亚，电力需求增速总体上将反映经济增长预期，以及个别市场对制造业和数据中心等电力密集型行业的敞口。例如，印度和印尼将受益于稳健的经济增长和基建发展，从而实现强劲的电力消费增长。

澳大利亚和韩国等亚太区发达国家/地区的电力需求可能会随着人口增长而上升，但增速处于个位数低段。在日本，继电力需求持续下降10年后，政府目前预计在数据中心扩张和其他数字产业兴起的支持下，电力需求将温和回升。

特朗普新政府的能源和贸易政策包括恢复支持化石燃料及对美国进口商品征收关税，这可能会破坏贸易模式，并最终波及受影响商品的电力消费，进而加剧亚太区各国/地区电力消费的波动性。

可再生能源装机容量持续增长

可再生能源发电在亚太区整体燃料结构中的比重不断上升(图表8)，这对该地区电力行业具有正面信用影响，因为该行业更能够持续支持未来的需求，并可降低对化石燃料的依赖。但是，鉴于可再生能源发电输出的间歇性，我们预计可再生能源行业的增长将给电网运营带来困难。未来3-5年可再生能源占比的上升必将给中国等一些国家的煤电利用小时数造成更大压力，但新容量电价机制的出台将部分抵消这一影响。

根据国际能源署的数据，2023年新增风电和太阳能发电装机容量超过了全球能源结构中的其他所有能源，并且2024年全球清洁能源技术和基础设施投资超过2万亿美元，占全球能源投资的三分之二。

图表8

尽管资本支出和债务较高，但总体信用质量将保持稳定

我们对亚太区电力行业的稳定展望反映了我们预计未来12-18个月庞大的资本支出将导致绝对债务水平较高。大部分资本支出将用于支持能源转型和净零排放目标，不仅包括可再生能源机组和储能设施，还包括输配电资产。

尽管在展望期内多数受评公用事业公司的债务较高，但融资成本较低和建设成本下降将部分抵消这一影响。总体而言，我们预计未来12-18个月各市场电力行业的信用质量将保持稳定。

但是，随着电力需求的增长，太阳能和风电设备以及储能设施成本的持续下降有助于减轻债务负担，并改善多数市场的资产回报。我们目前预计2，美联储在后续会议上每次将下调联邦基金利率25个基点，到2025年中利率达到3.50%-3.75%时暂停行动。到2025年，亚太区多数国家/地区的利率可能会下调，这将缓解电力行业的资金压力。总体而言，我们预计受评公用事业公司的财务指标将基本保持稳定，但澳大利亚和印度某些输电公用事业公司的财务指标可能因建设输电线而转弱。不过，在印度占主导地位的输电公用事业公司Power Grid Corporation of India Limited (Baa3/稳定)财务状况稳健，我们预计其将能很好地管理这些额外支出。

可再生能源行业的增长将支持政府目标，但输配电行业的发展将滞后

过去几年可再生能源发电大幅增长(图表9)，这一趋势将在未来几十年持续。

图表9

我们预计未来18-24个月澳大利亚的可再生能源装机容量将增加7-12吉瓦，从而将可再生能源在澳大利亚发电装机容量的比重提高到40%-50%。

印度计划到2030年实现500吉瓦的可再生能源装机容量，因此每年需要增加44吉瓦，未来7年总投资额将达到1,900亿至2,150亿美元。此外，输电、配电和储能投资需求为1,500亿至1,700亿美元。

2023年中国新增风电和太阳能发电装机容量约为292吉瓦，创历史新高。我们预计未来10年这两类能源的新增装机容量将保持在较高水平。电网网络是中国能源转型过程中的另一个重要发展领域，重点是加强电力系统的稳定性和灵活性，以容纳更多的可再生能源，并提高地区间输电能力。

新加坡的可再生能源进口举措将有助于其实现2050年净零排放目标，并促进亚太区碳转型。该举措将推高基础设施投资和债务融资，有利于亚太区的政府下属公用事业和独立发电企业。

发展输配电资产对能源转型至关重要，因为这是释放各个国家/地区和跨地区积压的可再生能源项目的第一步。虽然未来几十年可再生能源装机容量有望增长，但我们预计亚太区的输配电资产发展不会同步。例如，某些澳大利亚公用事业公司在建设方面遭遇输配电资产建设成本超支等挑战，这对该行业具有负面信用影响，因为新增可再生能源装机容量无法满负荷运行。

债务水平居高不下，但总体信用质量将保持稳定

我们预计展望期内多数受评公用事业公司的债务将居高不下，原因是很多项目处于建设阶段，并且公用事业公司的资本支出需求较高，基础设施资产的回报期较长。高额债务将会削弱部分公用事业公司的信用质量，但较低的融资成本和建设成本的下降将部分抵消这一影响。总体而言，我们预计未来12-18个月各电力行业的信用质量将保持稳定(图表10)。

图表10

此外，亚太区各国家/地区将各自制定战略来缓解债务杠杆率上升的影响，并保持信用质量。例如，中国的大型国有发电企业将承担大部分扩张责任，我们预计其战略重要性仍将较高。此外，这些企业获得中国政府特殊支持的可能性极高。

尽管面临上述挑战，澳大利亚电力行业的展望仍为稳定。该评估反映出：(1)监管支持有力，并且公共政策日益认可可持续发展的重要性，从而为行业整合提供了稳定框架;(2)输配电网络具有天然垄断的基本性质，并属于低风险资产，可通过透明、稳定的监管机制获得可预见的收入;(3)发电零售商AGL、Origin和Energy Australia有充足的财务空间来应对能源市场波动和新投资需求;(4)我们预计在下行情景下股东将采取对策支持和维持信用评级，例如Transgrid的股东在Energy Connect项目经历承包商建设中断和成本超支之后注资支持该项目的发展，并且通过股权承诺协议提高股权投入来支持VNIWest的融资。

在印度，输电网络的迅速扩张可能对整个行业的信用质量产生不利影响。这是因为输电项目主要由债务融资，因此大量的开发项目将推高财务杠杆，直至项目逐步投入使用。尽管如此，Power Grid的财务状况稳健，因此我们预计其将有能力管理额外支出。

可能引起展望变化的因素

如果发生以下情况，我们可能将展望调整为负面：(1)现金流显著低于我们当前的预测，原因可能是支持力度较弱的业务环境和/或持续高企的燃料成本;(2)政府的不利干预或监管变化降低了相关监管机制的透明度;(3)碳转型风险加剧，或(4)资本支出以及由此产生的债务水平高于预期。

如果发生以下情况，我们可能将展望调整为正面：(1)由于电力需求增速大幅提高，现金流高于我们当前的预测，或(2)政府干预或监管变化有利，例如电价机制显著改善。

附录

其他考虑因素和行业发展

电池成本将继续下降

虽然电池为电力市场带来了各种好处(例如降低可再生能源的弃电率)，但配备电池储能的可再生能源成本仍然较高，高于燃煤发电。尽管如此，随着技术的进步和生产规模的扩大，我们预计未来5-7年配备储能容量的可再生能源发电的建设成本将会呈现下降趋势。例如，到2030年，中国配备储能的风电和太阳能发电资产的平准化电力成本将比燃煤发电更有竞争力(图表11)。总体而言，生产成本的下降将缓解电力行业的资金压力。

图表11

核电

日本目前的基本能源计划的目标是到2030年核电在能源结构中的比例从2022年财年(截至2023年3月31日)的6%左右提高到20%-22%。由于日本重启多座核电站，我们估计2023财年核电的比例已提高到近10%，该比例将随着更多核电站的重启而进一步上升。预计到2024年底日本将重启另外两座核电站。尽管如此，实现2030年核电占比20%-22%的当前目标存在不确定性，因为这需要通过更多的安全审批，而审批过程可能会耗时数年。

中国在核电建设方面处于全球领先地位，目前正寻求开发小型模块化反应堆(SMR)和第四代反应堆技术。目前全球在建的62座反应堆中，中国占了28座，在全球65吉瓦总装机容量中占30吉瓦。在韩国，现任政府重启了此前被叫停的两座核电站的建设。此外，韩国正在计划建设3座新的大型核电厂和一座小型SMR核电厂3。

澳大利亚可再生能源项目面临的挑战

在澳大利亚推进可再生能源项目的过程中，多个因素导致了建设成本较高和项目执行延迟，这一现象在输电公用事业和未受监管公用事业中尤为明显。首先，澳大利亚地域辽阔且城市中心人口密集，这意味着太阳能发电场和风力涡轮机等可再生能源设施通常位于环境敏感地带的偏远地区。这一因素不仅增加了环境审批所需的时间，也提高了项目获得批准后将原材料和劳动力运送到这些地点的成本和运输难度。

此外，这些可再生能源难以纳入现有的能源网络，而且可能需要大量投资来升级和扩大基础设施。澳大利亚在可再生能源领域面临熟练劳动力短缺问题，这推高了工资水平，并进而导致项目成本上涨。再者，监管和规划审批流程可能漫长而复杂，从而造成延误和持有成本增加。环境因素和需要与当地社区及土著群体进行协商也会提高复杂性和成本。这些因素可能会削弱受评公用事业和发电企业的信用质量，特别是如果持续不利情况未得到妥善纠正。

受评发行人

图表12