全球受监管电力及燃气公用事业 (除美国以外) | 发电结构、电厂位置决定了美国以外的受监管电力公司的碳转型风险
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发布时间：2021年7月6日
分析师：Frank Medrisch，James Leaton，Swami Venkataraman，简震华，Mic Kang，Adrian Garza，Gavin MacFarlane，更多分析师联系人请见文末
大部分拥有发电资产的非美国受监管电力公司在向低碳经济转型方面处于有利地位。虽然我们对美国以外的31家拥有发电资产的全球受监管电力公司进行的碳转型评估结果分布较广，但发电企业的碳转型评估(CTA)分数中位数为CT-5，代表其在碳转型中实力较强。此外，有6家公司因完全或主要依靠可再生能源发电，其CTA分数与其“先进”实力一致。与美国发行人相比，位于发展中经济体的发行人在经济脱碳领域面临的监管压力相对较小，因此在快速脱碳的情景下，后者的煤电资产退役将更为渐进。
整体碳转型评估分数受益于非发电业务的低碳风险。在非发电业务也纳入CTA的57家电力行业发行人中，其中31家发行人拥有发电资产。57家受评发行人的总体CTA分数中位数为CT-4，表明实力较强。由于多数非发电业务的碳密集度低于发电业务，这减轻了大多数发行人的碳转型风险。
因素A-当前业务状况：火力发电厂带来了预期产能淘汰的风险。4家公司在化石燃料供应权重方面得分最高，原因是这些公司没有化石燃料发电资产。17家发行人的火电厂利用率较低，这表明其运营效率较低、生存能力中等或较差。
因素B - 政策、市场和技术风险: 风险敞口因电厂位置和产能结构而异。8家公司由于对可再生能源依赖度较高，在政策风险方面状况为“先进”。在太阳能或陆上风力发电成本较低的地区(如中东)拥有化石或核电资产的发行人在技术成本风险方面得分较低。
因素C - 中期应对行动：大部分发行人的中期应对行动较差。该因素评估发行人在预期当地将推出政策下所作的中期脱碳计划情况。在这种情况下，大约三分之二的发行人缺乏在2025年前大幅降低对化石燃料依赖度的计划，因而得分不佳。得分情况为“先进”或“强”的公司发电结构大多侧重低碳电力。
因素D - 长期韧性: 至2030年大多数发行人无需进行重大调整。该因素评估依据国际能源署可持续发展情景下公司应对加速碳转型的准备能力，重点评估对燃煤发电的影响。该情景并非在全球平均分配脱碳的影响，而是计入了一些市场需要比其他市场更迅速关闭燃煤电厂的预期。我们评级的大多数发行人燃煤发电风险较低或位于去燃煤发电化法规较不严紧的辖区。因此，该因素状况较差的发行人仅占20%。
我们对美国以外的全球受监管电力公司和发电公司的碳转型评估显示，该行业向低碳经济转型得分的分布较为分散。在本报告中，我们对57家发行人进行了评估(见第17页)，这些公司涉及全球多个司法辖区的发电和/或输电业务，范围广泛。在这57家发行人中，我们依据发电业务CTA框架 对其中31家拥有发电资产的发行人进行了评估。根据我们10分制的CTA打分表上，这些发行人发电业务CTA分数从CT-1到CT-9不等，其中CT-1表示实力最先进，CT-10为最差。尽管得分分布范围很广，但受评发电公司的CTA分数中位数为CT-5，表明应对碳转型的实力很强。此外，有6家公司几乎不使用化石燃料，得分为先进。
由于完全或主要依靠可再生能源和水力发电，Pakistan Water and Power Development Authority(B3/稳定、Orkuveita Reykjavikur(Ba1/稳定)、Light S.A.(Ba3/稳定)、British Columbia Hydro & Power Authority(BC Hydro，Aaa/稳定)、Hydro-Quebec(Aa2/稳定)和Instituto Costarricense de Electricidad(B1/负面)的发电业务的碳转型得分为先进。与之相反，由于燃煤发电敞口较大导致状况较差，Eskom Holdings SOC Limited(Caa1/负面)和The Israel Electric Corporation Limited(Baa2/正面)得分为CT-9。这些发行人运营的煤电厂相对老旧、位于可再生能源发电竞争激烈且电力需求增长相对较低的地区。
我们还授予发行人总体CTA分数，其中包括非发电业务的碳转型风险，因为我们评级的大多数发行人都有发电、输配电和其他相关业务的组合，这些业务都有不同程度的碳转型风险。大多数非发电业务的碳转型风险水平都低于发电业务，因为输配电对发电类型的风险为中性。因此，拥有发电资产的发行人最终总体CTA得分(反映其发电和非发电业务的整体过渡风险)通常高于发电业务单项的CTA得分(图表1)。我们评级的31个拥有发电资产的发行人总体CTA分数中位数为CT-4，较发电业务单项CTA分数中位数高一档。
考虑了非发电业务的影响后，17家发行人的整体CTA有所改善，其中大部分发行人的CTA有一到两档的改善。Fortis Inc.(Baa3/稳定)等一些输配电或电网业务在整体业务组合中比重较高的发行人，总体CTA分数比其发电业务单项CTA分数最多可高五档。
我们评级的57家发行人(包括无发电资产的发行人)CTA整体分数的中位数为CT-4，表明应对碳转型的实力很强(图表2)。虽然上述情况与受评的31家拥有发电资产的发行人的CTA总体分数中位数一致，但将无发电资产的公司纳入后CTA总体分数为CT-2，这表明碳转型方面的实力较为先进。这是因为在26家无发电资产的公司中，有12家专门从事输配电活动，这些活动面临的碳转型风险较小。
如图3所示，在19家CTA分数为先进的发行人中，只有6家的评级为投资级，而在CTA分数为中度的发行人中，只有两家评级为投机级。在受评发行人中，信用评级和CTA总分之间的相关性较低，主要是因为各国的评级上限不同，以及政府的隐性或显性支持对政府相关发行人评级的影响不同。在13家CTA分数较高但评级为投机级的公用事业公司中，有12家位于评级同样为投机级的国家(巴基斯坦、巴西、危地马拉、阿根廷和阿曼)。因此，他们的信用度受制于其所在国家总体信用挑战。
总体而言，CTA分数和评级之间无线性关系，因为碳转型风险只是我们信用分析的众多考虑因素之一，并且我们对转型风险的重视程度因发行人而异。若碳转型构成重大风险，采取应对措施的公司有望提高其信用度。
在本报告中，我们评估的31家拥发电资产的电力公司CTA分数高于我们在12月评估的美国电力公司和发电公司。本报告中的电力公司的发电业务CTA分数中位数为CT-5，总体CTA分数中位数为CT-4，而美国电力公司和发电公司获得的发电业务CTA分数中位数为CT-7，总体CTA分数中位数为CT-5。
造成分数差异的关键因素是在发展中市场的业务规模与美国发行人相比，位于发展中经济体的发行人在经济脱碳方面面临的监管压力较小，而且在我们CTA框架下，因素D所评估的快速去碳化情景下，后者的燃煤发电装机容量的退役将更为渐进(图表4和5)。
此外，由于新兴经济体的电力需求有望增长，相关市场的化石燃料产能被可再生能源取代的可能性较低。因此，如图表6所示，我们评级的31家受监管发电公司依据CTA框架因素B的市场增长风险子因素分数高于在美国受评发行人。
这是系列报告中的第四篇，我们根据发行人面临的碳转型风险对其进行评估(请参阅报告Location and complexity limit severity of carbon transition risk for most refiners，Substantial variation exists in automakers' carbon transition risk profiles和Carbon transition risk for power generation varies widely by issuer)
在本报告中，我们采用《电力公司和发电公司的碳转型评估框架》(carbon transition assessment(CTA) framework for electric utilities and power generators)来计算分数，并将其应用于我们根据《受监管的电力和天然气公司评级方法》(regulated electric and gas utilities rating methodology)评级的美国以外的发行人。作为英国国家电网公司(Baa2/稳定)美国业务(主要是配电设施)的最高控股公司，National Grid North America Inc.(Baa2/稳定)是唯一例外1。
本报告中，我们对57家发行人进行了评估，其中包括24家垂直整合的电力公司、7家在受监管的发电市场运营的发电公司以及26家仅从事电力和/或天然气传输和分配活动的电力公司。由于我们评级的大多数欧洲电力公司在不受监管的电力市场上运营，因此未纳入本报告。我们计划在未来发布的报告中公开美国以外不受监管的发电公司(这将包括大多数欧洲电力公司)的CTA分数。
关于我们根据穆迪框架对电力公司和发电商进行评估的详情，请参阅附录C。
因素A-当前低碳转型业务状况：化石燃料发电厂带来了预期产能淘汰的风险
我们对发电业务CTA框架的第一个因素探讨一家公司的当前业务状况，因为公司的当前业务状况往往涉及碳转型。专门针对发电业务的子因素包括化石燃料供应的比例以及燃煤电厂和联合循环燃气轮机(CCGT)电厂的利用率。
化石燃料供应的权重：使用化石燃料的发电厂仍占全球发电量的大部分。虽然从百分比来看，过去10年燃料结构已从燃煤发电转向其他燃料，但从绝对值来看，燃煤和化石燃料发电仍有所增长。根据国际能源署的资料，2019年燃煤发电占全球总发电量的比例为36.6%，低于2010年的40.2%。但同期全球燃煤发电总量却增长13.7%，而燃煤发电能力则增长约500吉瓦。
我们评估的发行人多数主要依赖化石燃料，除非其位于大型水文或地热资源附近。BC Hydro、Orkuveita Reykjavikur、魁北克水电公司和巴基斯坦水电开发署等2019年全面依赖非化石燃料发电的发行人在这项子因素上的得分为1.0，显示其处于先进地位(该分数从1.0到4.0不等)(图表7)。对于使用化石燃料发电的发行人，我们计算其分数的方法是将煤炭、石油和天然气在电力销售中所占的百分比分别乘以100、75和50，然后对这一加权后的结果进行评分。若要获得“强”或“先进”的分数，加权后的化石燃料结构必须低于40分。
化石燃料电厂利用率：因素A第二个子因素评估2019年燃煤和联合循环燃气轮机(CCGT)电厂的利用率，或容量系数，此类电厂用于运行基本负荷发电，以支付高昂的固定成本。低利用率可能表明这些电厂有可能关闭，加速实施资产减值，这将对相关发行人具有负面信用影响。
在这一子因素中，若发行人没有任何燃煤或联合循环燃气轮机(CCGT)电厂，则得分为1.0，显示其处于先进地位。若燃煤电厂的年容量系数高于60%，联合循环燃气轮机(CCGT)电厂的年容量系数高于50%，则可获得较高的分数。2019年，我们打分的发行人持有的燃煤电厂中，一半以上的利用率低于这些门槛，联合循环燃气轮机(CCGT)电厂则多数低于这些门槛。
因此，在利用率方面获得较高分数的发行人不到一半(图表8)。中国所有拥有发电业务的发行人均属于“中等”或“差”的等级，分数不佳的发行人中，三分之二是中资发行人，原因是国内燃煤发电产能过剩。
因素B - 对政策/技术/市场风险(国际能源署STEPS情景)的中期敞口: 政策、技术和市场增长风险敞口因所处地区而异
政策敞口：因素B第一个子因素基于所处地区、监管市场框架和燃料类别对电厂的政策敞口进行评估。
在全球范围内，我们衡量了州/省或国家层面的政策风险，这取决于该国的法规和政策是否存在重大差异。例如，在加拿大，我们将艾伯塔省的发电行业视为未受监管行业，将其他省份的发电行业视为受监管行业，每个省份都已确定自身的可再生能源发电目标。另一个例子是日本，埼玉县和东京都有总量管制与排放交易(cap-and-trade)计划，但相关计划对冲绳岛上的电厂并无影响。 另一方面，在墨西哥等其他一些大国，或哥斯达黎加等大多数小国的某些区域，能源法规和气候政策几乎没有变化。
我们的政策敞口分数由以下四个要素得分之和构成：(1)可再生能源目标；(2)对煤炭产业的支持(3)总量机制和(4)碳定价。我们根据电力市场的监管状况将相关地区分为受监管地区和未受监管地区。位于受监管地区的各燃煤电厂在可再生能源目标和对煤炭产业的支持的政策因素方面得分，而位于未受监管地区的燃煤电厂在总量机制和碳定价政策因素方面得分。其他化石燃料电厂如果位于受监管地区内，则可获得可再生能源目标分数。若电厂位于未受监管地区，则也能获得总量机制分数。化石燃料电厂政策风险四因素得分总和不得低于2.0，以确保与其他技术相比，化石燃料电厂的得分水平适当。
无论其位于哪里，可再生能源电厂都能获得1.0的政策分数。作为低碳技术，核电站由于不受减排政策的影响，政策风险得分将达到2.0分。但核电站在脱碳政策中受益的程度不会像可再生能源那样高。
全球最大的经济体均有扩大可再生能源或清洁能源的目标，通常目标期为未来5-10年，这反映了更广泛的脱碳计划及其对《巴黎协定》的承诺。 尽管许多国家正在推行旨在提高可再生能源在其电力供应燃料组合中所占份额的能源政策，但其做法、定义和具体目标却有很大区别(请参阅中国、欧盟和英国是可再生能源的全球领导者)。为了能够对各国进行比较，我们对这些目标进行了标准化处理，以计算到2025年可再生和水力发电或电力销售份额。(关于标准化，详情请参阅附录B。)
图表9为标准化的全球目标。如图表所示，如果化石燃料电厂位于要求到2025年可再生能源占发电或电力销售20%以上的地区，则其得分不佳。
对于位于支持燃煤发电产业的地区的燃煤电厂，我们向其授予的煤炭支持分数为-1。例如，在美国，我们认为肯塔基州，怀俄明州和西弗吉尼亚州支持煤炭工业。全球来看包括中国、印度、印度尼西亚、澳大利亚、南非、博茨瓦纳、哥伦比亚、波兰和德国(尤其针对褐煤)对煤炭工业持支持立场。
我们对位于无容量机制的未受监管地区的火电厂授予的分数为1。除欧洲和美国以外，只有日本被列为具有较强容量机制的国家，该因素政策风险部分的分数为0，容量机制较弱则分数为0.5。
根据我们的打分框架，我们对高于或低于每吨二氧化碳20欧元这一阀值的碳定价方案进行了区分。位于欧盟和韩国的燃煤电厂的碳定价因素分数为1，因为以上两个地区的吨二氧化碳平均定价高于我们的阀值。在加拿大，我们考虑了该国计划在2025年年底之前提高国家碳税，因此对未受监管省份的燃煤电厂的评分为1。在美国，我们对位于采用总量管制与排放交易机制的地区的燃煤电厂的评分为0.5。较弱的碳定价举措还包括新加坡、南非和智利的碳税，埼玉和东京的排放交易计划(ETS)，以及近期中国推出的全国碳排放交易体系(China National ETS)等。
在我们根据政策敞口子因素的适用因素对各化石燃料电厂进行评分后，我们根据行业评分框架对得分进行加总。
多数拥有较大化石燃料风险敞口的公司都得到了与中等风险相一致的分数。 相比之下，没有化石燃料装机容量或相关装机容量很小的企业，如Orkuveita Reykjavikur、Pakistan Water and Power Development Authority、Light S.A.、BC Hydro、Hydro-Quebec、中国三峡集团有限公司(A1/稳定)、Grupo Energia Bogota S.A. E.S.P.(Baa2/负面)和Instituto Costarricense de Electricidad获得了低于1.6的好分数，因为其主要使用非化石燃料。如图表10所示，装机容量和化石燃料资产所处地区呈多元化的发行人的得分不会差。
技术成本风险：该子因素对非可再生能源电厂所在地区相对于其他地区存在的较低可再生能源技术成本进行评分。
通常分数最高(最差)的地区的可再生能源成本最低。我们采用最便宜的太阳能或陆上风电的平准化能源成本(LCOE)对市场进行排名。认识到平准化能源成本有不同的计算方法，我们采用的平准化能源成本均来自彭博新能源财经，以得出相对排名，并以一致方式对各司法管辖地进行评分。我们认识到平准化能源成本在假设方面有局限性，这就是为什么我们仅采用平准化能源成本对相对风险进行评分，而不是计算现有电厂的实际成本用于比较。
除了将可再生能源发电成本与其他司法管辖地进行比较外，技术成本风险还取决于同一司法管辖地内可再生能源和化石燃料之间的相对成本竞争力。但相对而言后者更难预测，因为成本竞争力将取决于以下两个水平：(1)随着政府逐步收紧排放标准，化石燃料的发电成本相应增加；(2)可再生能源发电成本下降。 因此，我们的技术成本风险评估主要侧重于不同地区的可再生能源平准化成本。
如图表11所示，该子因素得分较差的发行人的化石燃料或核电装机容量主要集中在中东、伊比利亚、印度、中国和北欧等司法管辖地，这些地区的陆上风电或太阳能发电成本较低，与其他司法管辖地相比非常具有竞争力。
在对发行人进行评分时，火电厂和核电站的得分在2.0和4.0之间，具体取决于其所处司法管辖地。一个地区的可再生能源技术成本越高，火电厂或核电站的风险就越低。
另一方面，可再生能源电厂的得分“先进”，为1.0。然后根据各电厂在发行人装机容量中所占份额对各电厂的得分进行加权，得出各发行人的技术成本风险得分。
该子因素显示全球范围内发行人的技术成本风险区别较大。如图表12所示，高度依赖可再生能源的发行人的得分“先进”。相比之下，Abu Dhabi National National Energy Company(Aa3/稳定)、Dubai Electricity & Water Authority(Baa2/负面)、Israel Electric Corporation、Saudi Electricity Company(A1/负面)和Rural Areas Electricity Company SAOC(Ba3/负面)的得分较差，因为化石燃料装机容量主要集中在中东，而该地区太阳能发电非常有竞争力。
市场增长风险：该子因素评分以2019-25年各司法管辖地电力需求预计增速为基础。电力需求预计增速越低，则分数越差。位于电力需求预计将保持稳定或下降的市场的电厂更易面临能源转型风险，因为可再生能源将有可能取代化石燃料。 因此，如图表13所示，与中国、印度或巴西等发展中经济体相比，日本和英国等更成熟的市场往往得分更差。
如图表14所示，受评发行人的市场增长风险评分大多为“先进”或“强”，因为其装机容量并不集中于低增长地区。值得注意的是Okinawa Electric Power Company Incorporated(A1/稳定)是例外，该公司虽然在低增长日本市场运营，其市场增长风险评分为强。冲绳岛的分数为2.5，优于日本其他地区，因为据日本Organization for Cross-regional Coordination of Transmission Operators所作预测，冲绳岛的能源需求增速预计将高于日本其他地区。
因素C - 评估中期应对行动：多数发行人情况不佳
如果电力公用事业公司和发电企业已在兴建可再生能源产能及处置化石燃料电厂，则其在低碳转型中将处于更有利的地位，原因是其无需为符合减碳政策再大举投资。
对处于高增长而减碳要求并不严格的地区的发行人，虽然其在整体框架下的得分往往会更好，但中期内其快速调整燃料结构的可能性也较小，进而导致因素C的得分较弱。
2025年化石燃料供应结构：为了评估发行人的中期应对措施，我们仅采用了一个子因素来测算其在2025年的化石燃料供应结构，包括化石燃料发电能力的预期变化，以及计划新增的化石燃料发电能力和发电量。该估测是假设可再生能源取替净退役的化石燃料装机容量及其发电量。由于缺乏可靠数据以及未来发展的预见性有限，我们并未包括规划中的具体可再生电力项目。我们将测算的发行人2025年化石燃料发电量(兆瓦时)除以其售电总量得出其分数。
上述得分区间窄于因素A的子因素得分区间，反映了化石燃料发电厂未来的分数区间更加受限。按照碳含量加权的化石燃料供应必须低于百分制下的30分才能使得分处于中等位置，这说明了已经主要采用非排放来源和目前从化石燃料转型的企业之间的结果存在差异。
如图表15所示，该组内多数发行人的此因素得分不佳。尽管某些发行人退役部分燃煤发电机组及增加(或代之以)天然气和可再生能源设施，从而降低其化石燃料结构的碳密度，但这些改进措施不足以使我们框架下该因素的分数达到中等水平。与之相反，分数档次为先进或强的公司已经实现了发电组合以非化石燃料来源为主。
因素D - 评估对快速转型情景的长期敞口：只有一些发行人需要大幅调整
我们CTA框架的最后一项因素是对迅速碳转型情景的长期敞口，评估按照国际能源署可持续发展情景到2030年之前退役的燃煤机组装机容量规模。在该情景中，全球电力供应迅速转向可再生能源和其他低碳能源，燃煤装机容量从2019年的2.1TW下降24.5%至2030年的1.6TW。
但是，该情景并非在全球平均分配脱碳的影响，而是计入了一些市场需要比其他市场更迅速关闭燃煤电厂的预期。 因此，与碳密度类似的发达市场的发行人相比，发展中市场发行人面临的风险敞口往往较小。
未来10年(到2030年)产能淘汰比例：为了计算这一子因素的分数，我们假设已宣布退役日期在2030年之前的所有燃煤电厂位于要求在2030年前逐渐淘汰燃煤发电的司法辖区或者由位于要求在2030年前逐渐淘汰燃煤发电的司法辖区的发行人所有。然后，我们按照运营年限对将要退役的燃煤电厂进行排序，计算出根据国际能源署可持续发展情景确定的累计退役装机容量。
可持续发展情景要求中国和日本的电网脱碳步伐快于亚太其他国家。在中国，我们假设运营年限超过34年的所有燃煤电厂将在2030年前退役。在日本，该门槛为45年。这些门槛是按照可持续发展情景中要求的脱碳速度以及特定国家/地区燃煤电厂的运营年限分布和平均运营年限计算的。
与之相反，预计东南亚国家联盟(东盟)成员国在该情景中将增加燃煤装机容量，并且无需在公司原定退役计划之外关闭额外的燃煤机组。在马来西亚，Tenaga Nasional Berhad(A3/稳定)计划在2030年前置换部分运营年限较长的燃煤机组，这部分约占其总装机容量的20%。另一方面，虽然最近印尼政府表示可能关闭低效燃煤电厂，但目前仍没有具体或明确政策将对Perusahaan Listrik Negara(Baa2/稳定)带来影响。在当前政策下，该公司计划在未来数年内扩大燃煤发电能力。
韩国是另一个在未来十年面临政策驱动下相对迅速的脱碳进程的亚洲国家。根据该国的第九个长期电力供需基本规划，Korea Electric Power Corporation(Aa2/稳定)需要到2030年前淘汰当前约三分之一的燃煤装机容量，但是，该公司目前的进度中等，所淘汰的机组仅占其总装机容量的13%左右。
该分析结果表明，在快速转型情景中，31家发行人将需要共同淘汰约50 GW的发电能力，或总燃煤发电能力的25%。但是，结果并非均衡分布，Eskom和Israel Electric Corporation等燃煤电厂运营年限较长的公司所需淘汰的发电能力规模高于均值，处于较差地位。计划通过退役老旧燃煤机组改善发电结构的企业，如Emera Inc.(Baa3/稳定)、中电控股有限公司(A2/稳定)和Tenaga等，在该项因素上的得分为3.5。随着发行人淘汰燃煤机组，其CTA分数将会得到改善，以反映与低碳能源转型目标更趋一致。
如图表16所示，18家公司的分数显示其处于“先进”地位，其中包括没有化石燃料发电业务的发行人、有化石燃料发电但无煤电业务的发行人以及位于煤电淘汰计划较宽松的国家的发行人。四川省投资集团有限责任公司(Baa1/稳定)表现出色。虽然煤电占公司装机容量的近30%，但其煤电资产相对较新，因此预计在2030年前不会被淘汰，即使在快速转型情景中也是如此。
由于很多发行人位于在快速转型情景中脱碳要求并不严格的地区，例如东盟和中东，该地区的公司在评估框架中的因素D分数往往相对较强。另一方面，这些公司在评估框架中的因素C分数往往相对较弱，因为位于不面临快速脱碳进程地区的发行人打算在中期内大幅调整产能的可能性也较小。
在我们评估的57家发行人中，26家发行人不持有发电资产，其他大多数发行人持有发电资产同时也拥有输配电或其他相关业务。对于非发电业务，我们授予单独的CTA分数，分数区间从低碳业务的1.0到高碳业务的4.0，具体见图表17。然后，我们根据该业务板块占发行人EBITDA的比例(或者根据我们的评估框架，当EBITDA数据无法获得时使用其他盈利能力指标)赋予每项分数的权重。
要计算每家发行人的最终整体CTA分数，我们根据其发电业务和非发电业务占公司EBITDA的比例(或其他盈利能力指标)对各类业务CTA分数加权加总计算。
Pakistan Water and Power Development Authority、BC Hydro、 Hydro-Quebec、Orkuveita Reykjavikur和Instituto Costarricense de Electricidad是少数一些发电业务CTA和整体CTA分数均表明处于先进地位的公司。分数最优的非发电业务发行人是那些侧重于输配电业务的公司，具体见附录A。
附录A
附录B
图表20概括了我们如何对领先经济体的可再生能源发电目标进行标准化以便进行直接比较。我们在发电业务CTA框架下计算某发行人的政策敞口子因素分数时考虑了这些标准化目标。关于第二栏中每个国家/地区起始目标的更详细说明，请参见我们于2021年3月发表的报告China and the EU plus UK are the global leaders in renewable energy。
附录C
我们如何计算发电业务的CTA分数
第四，相同权重的因素支持了我们对发电业务的CTA评分，具体演示见图表21。因素A考虑发行人当前的业务状况；因素B和C评估发行人的技术、市场和政策风险敞口及其风险应对方式，分析其中期风险和机遇；因素D从未来十年的视角考虑公司向低碳转型中的长期抗压能力。 我们对发电业务的CTA框架基于我们对非金融企业的一般CTA框架(参阅Framework to assess carbon transition risk for corporate sectors)，并设定了专门针对电力行业的子因素。
我们的CTA评估采用10分制的等级标准并被归为四个类别：先进(深绿)、强(浅绿)、中等(橙色)和差(红色)。数值越低，地位越强。得分最高(CT-1和CT-2)的电力公用事业公司和发电企业在碳转型过程中的地位最先进。其业务模式通常受益于向低碳经济的转型，而不是面临风险。分数为CT-3至CT-8的电力公用事业公司和发电企业面临的碳转型风险敞口更大，处于“强”或“中等”类别。分数最低(CT-9和CT-10)的电力公用事业公司和发电企业地位较差，长期内业务模式面临碳转型的威胁(图表22)。
此报告是于2021年04月28日发表的穆迪报告Regulated Electric and Gas - Global(ex-US):Generation mix, plant location determine carbon transition risk for regulated tilities outside the US的中文翻译本。(中文为翻译稿，如有出入，以英文为准)
本报告并非信用评级行动公告。对于本报告中涉及的信用评级，请参阅 www.moodys.com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。
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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信用评级、评估、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，在授予任何信用评级之前已同意向穆迪投资者服务公司支付 1,000 美元至约 5,000,000 美元不等的信用评级意见和服务费用。MCO及穆迪投资者服务亦执行政策及程序以便保持穆迪投资者服务信用评级及信用评级过程的独立性。关于 MCO 董事与被评级实体之间，及获穆迪投资者服务信用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www.moodys.com“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：Moody's 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 Moody's 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。
仅针对日本的额外条款：Moody's Japan K.K. (“MJKK”) 是 Moody's Group Japan G.K.的全资信用评级子公司，而后者由穆迪公司的全资子公司 Moody's Overseas Holdings Inc.全资所有。Moody's SF Japan K.K. (“MSFJ”) 是 MJKK 的全资信用评级子公司。MSFJ不属于美国全国认定的评级组织 (“NRSRO”) 。因此，MSFJ授予的信用评级是非NRSRO信用评级。非 NRSRO信用评级由非NRSRO的实体授予，因而受评债务无资格享受美国法律项下的某些待遇。MJKK和MSFJ是日本金融服务厅注册的信用评级机构，其注册号分别为FSA Commissioner (Ratings) 2号和3号。
MJKK或MSFJ (视情形而定) 谨此披露：多数MJKK或MSFJ (视情形而定) 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，在授予任何信用评级之前已同意向MJKK或MSFJ (视情形而定) 支付 125,000 日元至约 550,000,000 日元不等的信用评级意见和服务费用。
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