全球碳转型 | 产业政策推动创新,难减排行业或将面临颠覆性冲击
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政府正在加大对当前尚未大规模应用的清洁能源技术的政策支持,这些技术包括绿氢、碳捕集、利用与封存(CCUS)、生物燃料和低碳小型模块化核反应堆(SMR)等。政策支持有助于加速创新,并使这些低碳解决方案的成本逐渐更易于接受。但在短期内,高执行风险和投资回报的不确定性将会限制潜在信用效益,意味着很多难减排行业的碳转型风险可能依然较高。在本报告中,我们探讨清洁能源政策如何驱动创新和风险敞口较大企业的信用风险,以及这些技术进一步扩大应用面临的障碍。
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绿色产业政策正在重塑高碳行业中企业的政策和投资格局。
全球各国政府已加大力度支持国内开发和生产成熟的和新兴的绿色技术,以加速脱碳进程、确保能源供应并提高竞争力。产业政策正在增加风险敞口较大的企业投资于绿色转型的监管压力。
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新兴绿色技术可能加速难减排行业的碳转型。
政府增加对欠成熟技术的支持有助于加速创新,并降低化工、水泥、钢铁、航运和航空等行业的成本,这些行业迄今为止缺乏经济上可扩展的解决方案。
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政策支持给风险敞口较大的企业带来新机遇和信用风险。
创新步伐和投资能力将是企业转型风险敞口的重要影响因素。难减排行业中的先行企业若能实现减碳,并以溢价出售低碳产品及服务,则有望获得竞争优势,从而支持其信用质量。但是,投资于未经检验的技术蕴含较高的执行风险。
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技术、市场和政策障碍可能减缓脱碳目标的实现进度。
高利率、成本和行动延迟威胁到清洁技术项目的可行性,而政策逆转可能会削弱投资势头。此外,持续的地缘政治风险和贸易壁垒也将令企业的投资策略和供应链管理复杂化。
全球各国政府已加大力度支持清洁能源技术的开发和生产,旨在加速脱碳进程,确保能源供应链,并促进经济增长、竞争力和就业。对于一些风险敞口较大的行业,例如石油和天然气、汽车和电力,更多绿色产业规划的出台以及不断加大的脱碳监管压力开始重塑企业的投资策略和碳转型风险。
政府支持清洁能源技术的力度和范围以及调整国内经济增长模式的最终目标都是前所未有的。国际能源署估计,2020年至2023年上半年,全球各国政府拨款1.3万亿美元用于支持清洁能源投资。其中,美国(Aaa/负面)《通胀削减法案》占总额的近四分之一。该法案在《基础设施投资和就业法案》的大规模新增基建投资之外提供了至少3,890亿美元的财政激励、补贴和拨款,用于交通运输、电力和工业领域的绿色投资。
欧盟《绿色协议产业计划》重新调整了现有欧盟资金中至少3,000亿欧元的用途,使得清洁技术企业更容易通过宽松的政府援助规定获得国家资金,从而扩大关键绿色技术的国内制造能力。同时,2023年中国(A1/负面)的电力供应项目投资(不含火电)增长32%,电网投资增长5.4%,使清洁能源发电装机容量首次超过火电装机容量。同样地,澳大利亚(Aaa/稳定)、印度(Baa3/稳定)、日本(A1/稳定)、韩国(Aa2/稳定)和英国(Aa3/稳定)等国的举措也旨在加速企业脱碳进程并提升经济竞争力。
上述强有力的政策支持,加上市场发展势头的增强以及太阳能发电和电池储能等清洁能源技术的成本竞争力,共同推动了主要市场绿色投资的加速增长。国际能源署的数据显示,2023年这些市场的绿色投资达到1.8万亿美元,较2019年增长近50%。可再生能源在清洁能源投资中仍占主导地位,但电动汽车、电池存储、电网基础设施和核电的绿色转型解决方案投资已大幅上升。此外,对低碳燃料和CCUS等新兴技术的投资也正由低基数实现增长(图表1)。我们预计,2024年产业政策将继续支持绿色资本支出。
绿色政策支持扩大至政府禁止或逐步淘汰基于化石燃料的传统技术1的举措,将加速全球经济的脱碳进程(图表2)。在2023年联合国气候变化大会(COP28)上可明显看到全球加速转型进程的政策发展势头,缔约国承诺到2030年将可再生能源发电装机容量增至当前水平的3倍,并减少甲烷排放,同时呼吁转型脱离化石燃料。
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虽然脱碳承诺存在较大的执行风险,但任何推动减排的重要监管举措都将加剧风险敞口较大行业的碳转型风险。根据我们的专有碳转型指标 (CTI分数),多数风险敞口较大的行业在加速转型方面处于较弱地位。电力公用事业在同一行业内的差异最大,因为一些公司已经在放弃使用碳基技术方面取得了重大进展。其他行业的差异较小,通常反映了正在部署的技术解决方案的同质性或者低碳技术难以实施(图表3)。
绿色产业规划一般侧重于促进相对成熟技术的投资以推动脱碳进程,例如可再生能源发电、电池制造和电动汽车等。虽然这些技术连同能效提升效益在短期内的减排贡献最为显著,但根据国际能源署的2050年净零排放情景,约三分之一的累计减排量将需要来自当今尚未大规模应用的技术2(图表4)。
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在这一背景下,对新兴绿色技术投资的政策支持正在增加。据国际能源署估计,2020年以来全球各国政府已承诺投入逾1,800亿美元用于燃料和技术创新(主要是氢能和CCUS),其中美国占40%以上。
各国政府正在综合采取多种举措,包括财政激励、支持性监管规定以及能为低碳产品需求提供一定可预测性的措施,鼓励新兴清洁技术项目及相关基础设施的私营投资。例如,美国《通胀削减法案》结合税收抵免、贷款和拨款等措施来降低项目的资本或运营成本3。欧盟《净零工业法案》4等法规中设定的生产目标旨在降低成本和建立国内生产能力。在美国,联邦政府也在做出购买承诺以降低生产企业面临的承购方风险。英国的差价合约通过向低碳能源发电企业提供稳定、可预测的收入来源来激励可再生能源投资5。
更多政策支持有助于加速创新,并最终加快难减排行业的脱碳进程。这些行业的低碳技术目前不具有成本竞争力,或者无法进行大规模商用,包括钢铁、水泥、化工、航空和航运等行业。相较于汽车制造和电力公用事业,这些行业历来在脱碳方面的监管和市场压力要小得多,但此后可能面临更大压力。例如,欧盟最近扩大了其排放交易系统(ETS),纳入了航运和航空等能源密集型行业,为促使这些行业中的企业寻求减排途径起到了较强的激励作用。欧盟进一步创建了ETS2系统,以涵盖建筑物和公路运输中燃料燃烧产生的排放。这些碳定价机制涵盖范围的扩大可能会进一步刺激难减排部门对新兴绿色技术的投资。
我们在下文中探讨政策支持力度增大的4项新兴技术,因为这些技术有望对净零排放目标做出贡献。
CCUS指涉及二氧化碳捕集、利用、转化或封存的一整套技术,可用于控制很多工业流程中的排放。例如,该技术已用于提高原油采收率6或乙醇生产。然而,高成本、运输和储存限制以及监管激励的缺乏制约了CCUS进一步推广至很多工业流程的减排领域,例如化工、水泥、钢铁或低碳氢能和合成燃料的生产等。
各国政府正在努力降低CCUS项目面临的障碍。政策试图解决在复杂的行业中企业不愿成为先行者、承担资产变得冗余或不具经济效益风险的问题。碳定价机制,例如欧盟的ETS和碳边界调节机制7,促使难减排行业采用CCUS技术以减少排放。欧盟的《净零工业法案》等政策旨在加快许可审批和监管并提供顺畅的国家融资渠道。该法案还设定了到2030年每年储存能力达到5,000万吨的目标,以鼓励CCUS项目投资。
各国政府试图进一步应对关于CCUS技术的高成本和设立CCUS项目的复杂性的顾虑,包括创建行业中心及相关基础设施。这方面的重要因素之一是获得充足或足够可用的永久性隔离方案,如深部地质构造,包括耗竭的油气储藏或盐水层8。虽然欧洲的CCUS项目缺乏储存方案,但英国(Aa3/稳定)有明显的地质优势,可以将二氧化碳封存在英国大陆架中9。
英国和挪威(Aaa/稳定)在建立CCUS市场方面发挥着非常积极的作用,侧重于为首批项目提供大规模支持。挪威承担了专用封存中心Longship项目约三分之二的成本,而英国在没有商业保险解决方案的情况下承担了二氧化碳泄漏风险。
挪威出台了支持性法律和规定、成本削减措施和关于工业活动的监管规定。该国还主要依靠其国有企业来开发和部署CCUS技术。此外,碳税在挪威的碳捕集和封存(CCS)项目发展中发挥了重要作用。挪威北极光运输和封存中心正在开发基础设施,以便将二氧化碳从捕集地点用船舶运输到挪威西部的一个接收码头进行临时储存,然后再通过管道运输到近海海底永久封存。
为了促进CCUS集群的发展,英国的碳捕集和封存基础设施基金提供10亿英镑,资助到2030年每年至少可以捕集10兆吨的4个集群项目并对大型CCUS中心提供直接支持10。在集群排序过程中选定的项目进一步受益于英国工业碳合约(Industrial Carbon Contract)下的共同出资和持续收入支持。此外,英国正在努力开发一个运输基础设施生态系统,对从管道到港口等最终设施的运输基础设施进行监管。
在美国,《通胀削减法案》通过增加对捕集点源二氧化碳的税收抵免来推动CCUS项目发展,但许可证审批的延迟以及州与联邦政府关于安全和土地权的诸多要求阻碍了CCUS项目的扩大。
政策有助于解决公众对去除二氧化碳的安全性的担忧,包括评估地质稳定性和监测封存的二氧化碳以确保其不会泄露。然而,德国(Aaa/稳定) 等一些国家的政府基于其能源政策立场和公众观点(认为CCUS可能使基于化石燃料的能源供应系统永久化)一直对广泛采用CCUS持谨慎态度。
政策支持可能越发针对于不同的难减排行业在大规模实施CCUS技术方面的障碍。这应会提高技术采用率,帮助这些行业中的企业避免碳罚金并支持其信用实力。
绿色低碳氢能11能够助力实现净零排放经济,因为它可以作为清洁燃料进行发电并有望成为那些电气化并非可行替代方案的高碳行业的脱碳工具12。
但是,绿氢的大规模生产面临很大障碍,其中包括技术准备程度低以及使用氢气时电解及后续能量转换过程的低效率导致电量损失。因此,制氢所需的能源只有不到一半可以被收集利用。在更高效的电解方法、改进的燃料电池技术以及更好的氢能储存和运输方法得到发展和商业化之前,这种能源失衡状况将会阻碍绿氢的广泛应用。在缺乏政府持续支持保证的情况下,这一状况尤为严峻。影响其推广的其他因素包括绿氢生产缺乏足够的可再生能源。绿氢在中东或拉美地区的一些国家具有经济可行性。这些地区的可再生能源丰富,国内消费的需求较少,因此可出口到可再生能源稀缺的国家。但是,氢能出口需要复杂且昂贵的储存解决方案和运输基础设施,包括管道、运输方式和绿氢燃料补给站。
全球各国政府一直在加强氢能发展框架,加快许可审批流程,简化监管要求,并提供财政激励和咨询服务,以便扩大氢能项目及中心的规模。例如,美国《通胀削减法案》为清洁氢能生产提供最高达3美元/千克的补贴,而能源部的区域清洁氢能中心计划投资70亿美元推动所选择的7个氢能中心的近500亿美元投资。
生物燃料将在运输脱碳方面发挥重要作用13。生物燃料已经为轻型车辆提供了低碳解决方案,因为它们与现有发动机兼容,因此无需对车辆进行物理改造。可持续航空燃料是从废油和农林废弃物中提取的生物燃料,与喷气发动机兼容。但是,这两种燃料常常只和传统燃料混合使用。长期而言,它们有助于长途重型车辆、航运和航空的脱碳,因为在这些领域能够替代化石燃料的使用并且具有成本效益的解决方案很少,但同时监管部门已出台了重大的排放限制规定。然而,目前缺乏大量提取生物燃料和可持续航空燃料所需的生物质和废油,并且从生物质中提取生物燃料需要更多土地。此外,先进的生物燃料和可持续航空燃料的生产成本很高。
为了满足汽车、航运和航空日益增长的需求,一些清洁技术政策中纳入了对生物燃料生产和创新的激励措施。例如,加拿大(Aaa/稳定)的清洁燃料法规是一系列气候政策的一部分,这些政策旨在通过加拿大的清洁能源投资降低汽油和柴油的碳密度,要求该排放强度比2016年水平降低15%。英国为研究和开发提供大量资金,以促进生物质生产和创新,而美国的《通胀削减法案》也为生物燃料提供生产和投资支持。欧盟的《净零工业法案》将生物燃料作为战略性净零排放技术之一。
这些激励措施,加上日益严格的运输行业减排要求,旨在进一步促进对生物燃料的投资14。不过,高价格、原料问题和技术限制可能会制约发达经济体的生物燃料需求。生物燃料需求的增长将主要来自新兴市场,尤其是印度、巴西(Ba2/稳定)和印尼(Baa2/稳定),因为生物燃料可以抵消其对化石燃料进口的依赖。
一些国家已努力控制增加生物燃料生产对粮食安全和重新造林的负面影响,包括制定生物燃料生产的可持续性标准。增加基于生物质(玉米、大豆和甘蔗)的生物燃料可能会牺牲粮食安全(尤其是新兴市场)或重新造林所需的土地,因而导致更高的排放量。例如,欧盟的可再生能源指令、英国的可再生运输燃料义务法、美国的可再生燃料标准、加拿大的清洁燃料法规以及巴西、印尼和阿根廷(Ca/稳定)的法规均包含生物燃料生产或认证计划的可持续性标准。
核能,包括SMR15,作为一种低碳能源和可再生能源技术基荷补充再度受到关注。不过,核电项目面临公众的安全担忧以及施工成本、废弃物管理和退役方面的不确定性。SMR的优势包括初始投资要求较低(这使得私人投资者更容易参与)、与传统核反应堆相比建造时间更短(因为组件可以在工厂组装并运输),且空间要求也更低。
相关政策包括支持SMR技术的研发或公开竞争(英国、美国)。欧盟、英国、美国、加拿大、中国和韩国围绕安全、环保和公众意见征求以及许可和监管指引制定了法律框架。其中一些监管框架设定了部署目标,如欧盟《净零工业法案》或英国的Great British Nuclear。在美国,《通胀削减法案》包括对先进反应堆的多项投资和生产税收优惠,这将降低资金或运营成本。中国、日本和韩国可能会增加核电在其电力结构中的份额,以确保能源转型期间电力供应稳定可靠,并减少化石燃料价格波动的影响。
有几个因素限制了SMR的大规模部署,例如设计、测试和制造SMR所需的时间。计入包括接入电网在内的基础设施费用后,SMR的经济性进一步受到高成本的限制。SMR运往现场的运输环节、燃料和最终处置也令人担忧。此外,SMR还需要包括燃料在内的全新供应链。许多国家已承诺减少对俄罗斯浓缩铀的依赖,但实现浓缩铀生产多元化的努力需要时间。鉴于公众对安全的担忧,一些政府可能对广泛采用SMR持谨慎态度;虽然SMR的设计更安全,但缺乏先例和成熟的运营经验,因此难以获得公众认可并简化许可程序。拥有大量可能成为军事目标的SMR也构成安全问题。
随着SMR的发展,我们可能会看到更多的监管合作、共同的行业标准、规范和统一的许可方法来解决安全问题。为避免供应链中断,各国可以建立战略伙伴关系来采购关键零部件。
政策支持是促进太阳能光伏、风能、锂电池和车辆动力系统等成熟技术的发展和大规模部署并降低成本的关键。同样,现阶段政府对新兴绿色技术的持续政策支持旨在降低成本并营造支持性的投资环境,以使这些解决方案脱离早期开发阶段并大规模部署。
随着时间的推移,对这些技术的理解的加深(边做边学)和规模经济效应可能使得成本迅速下降。例如,2010-2020年期间,电动汽车电池和太阳能光伏组件的成本年均下降了近20%,部分原因是支持创新和生产投资的政策。
政府政策,包括财政刺激措施,正在对投资产生明显的影响。新兴清洁技术仅占清洁能源总投资的一小部分,但所占比重正迅速提高(图表5)。例如,2023年全球CCS和低碳氢能投资从2019年的9亿美元增长至215亿美元,其中大部分投资集中在欧盟、美国、中国和中东(图表6)。
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创新步伐和公司投资能力将日益影响转型风险和信用实力。现阶段,我们一般不考虑通过投资新兴绿色技术来大幅缓解难以减排行业的碳转型风险。大多数项目仍处于试点阶段,其仅占公司整体资本支出的一小部分。
短期来看,政策支持可能会降低战略性清洁技术项目的成本和投资风险,这可能有助于企业应对政策制定者和投资者日益增加的温室气体减排压力。难减排行业中的先行企业若能实现减碳,并以溢价出售低碳产品及服务,则有望获得竞争优势,从而支持其信用质量。反之,迟迟未投资于低碳技术的现有企业面临随着时间的推移丧失竞争力的风险。
但是,投资未经验证的技术会带来较高的执行风险,包括严重依赖补贴和税收抵免,从而使项目面临政策转向的风险。清洁技术项目往往依赖长期生产激励措施,如果在项目完成前生产激励措施被取消,则将受到冲击。通过债务融资的资本密集型项目可能会削弱资产负债表。
此外,当企业投资可用于其行业脱碳的多种新兴技术之一时,也存在执行风险。例如,建筑物可使用沼气、热泵或氢气进行脱碳。主导技术将由政策支持、创新速度和成本的下降所决定。对于脱碳路径不确定的行业,执行风险可能更高,而且此种风险可能来自于有多种绿色技术的行业,例如化工业。相反,水泥业面临的风险较低,因为碳捕集正在成为该行业脱碳的主要解决方案,并且该技术已经历发展初期并逐渐趋于成熟。
由于行业内部存在相互依赖性,一种技术的部署速度也可以决定另一种相关技术的部署速度。生物燃料产量的增加将取决于是否能够生产足够的生物质。电解槽成本的下降和廉价可再生能源的获取将决定清洁氢气的采用速度。能源供应商满足峰值需求的能力将取决于其获得廉价且充足的替代可再生能源,以及二氧化碳和氢气地质储存设施的能力。
符合条件的公司获得各种产业计划资金的难易程度将决定未来投资决策。拥有大量国际业务、符合条件的大型多元化企业最有可能利用不同司法管辖区的支持政策。这些公司最有能力直接投资于财政激励力度最大的地区。例如,许多欧洲企业选择在美国投资,以获得税收抵免和其他补贴。大型跨国企业具有运营灵活性,因此可以基于能否实现资本回报最大化、满足当地需求以及增强供应链的考虑来调整投资方向。
政府行动有助于促进公共和私营部门为脱碳投资提供资金。然而,如果不大幅增加投资,新兴绿色技术将无法大规模实现商业可行性。这包括对研发以及相关基础设施的投资,例如氢和捕集碳的存储和运输系统。制定监管框架也将是吸引新投资以降低监管风险的关键。
多数清洁能源和基础设施项目普遍面临其他障碍,包括高利率、高通胀、供应链延误、设备和建设成本增加以及熟练劳动力短缺等。项目也可能因许可延误和电网接入瓶颈而搁置。
持续存在的地缘政治风险和贸易壁垒将继续使全球企业的投资策略和供应链管理变得复杂化,并将推迟有效扩大新兴清洁技术所需的全球供应链的发展。中国仍主导着锂、镍、钴、锰和石墨等关键原材料的加工和开采,这些原材料对电池、太阳能电池板和永磁体的生产至关重要。
随着各国制定国内含量政策以减少供应链对中国的依赖,印度、澳大利亚、巴西、智利(A2/稳定)、刚果民主共和国(B3/稳定)和南非(Ba2/稳定)等国在与主要关键原材料的新生产商建立贸易关系方面可能面临越来越多的障碍。与新供应商建立关系可能需要相当长的时间。
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1.例如电力生产中的煤炭、传统乘用车、石油或天然气供暖。
2.净零排放情景为全球能源系统需要采取哪些措施以将全球变暖幅度限制在1.5摄氏度内提供了路径。并非基于目前或已公布的政策。
3.《通胀削减法案》为CCUS和氢能项目提供投资和生产的税收抵免,而能源部则为各种项目提供贷款和拨款。
4.《净零工业法案》设定了战略清洁技术的本土制造能力至少占该地区年度部署需求40%的目标。
5.根据差价合约,发电企业将获得履约价与市场价之间的差额。
6.捕集的碳被注入枯竭油气藏,并开采出更多地下油气。
7.欧盟碳边境调节机制(CBAM)对碳密集型进口产品进行定价,以降低企业迁往环境政策较弱国家的风险。
8.国际能源署指出,不同地区的储存可用性差异很大。俄罗斯、北美、非洲和澳大利亚(有可能)拥有最大的容量,而潜在的存储点在欧洲等地区则不太普遍。此外,并非所有潜在的存储容量都可以使用或具有商业可行性。土地使用限制和公众接受度等因素将决定可开发的二氧化碳封存点。
9.英国大陆架使英国能够在海底安全储存多达780亿吨的二氧化碳,约占欧洲二氧化碳封存潜力的25%。
10.未来20年投入300亿英镑,用于支持每年封存2,000-3,000万吨二氧化碳的项目。
11.氢能可以通过多种不同方法生产:绿氢是利用可再生能源通过电解水生产氢气;紫氢通过核电和热能电解水制成;粉氢是利用核电站的电力电解水制成;红氢则是通过核能高温催化分解水制成。
12.与电力一样,氢也是一种能源载体,当高峰时段产生的多余可再生电力用于生产绿氢时,氢可以用于可再生能源存储。它可以通过船舶或管道运输,并用于燃料电池车辆、钢铁生产和火电厂。氢能可单独用作燃料,或与碳等其他成分相结合产生氢基燃料和原料,包括合成甲烷、合成液体燃料和甲醇。氢燃料电池也可用于集中供暖系统。
13.生物燃料是指来自甘蔗、玉米和大豆等生物质的燃料,即“第一代生物燃料”,需要与化石燃料混合使用;或者来自用过的食用油或食品垃圾、残渣和副产品等废弃物的燃料,即“第二代或高级生物燃料”,其物理和化学特性与它们所取代的化石燃料相似。
14.在发达经济体,降低汽油和柴油碳强度的要求越来越严格。例如,欧盟制定了汽车和货车二氧化碳排放绩效标准、《欧洲绿色新政》、欧盟排放交易体系和欧盟海运燃料法案,以及英国的《清洁海事计划》、生物燃料和其他替代燃料 (179号通告)。在美国,排放法规包括公司平均燃油经济性(CAFE)、NextGen、加州空气资源委员会停泊法规、《2023清洁航运法案》和美国国际航运污染问责法案。在中国,国六排放标准适用于柴油和燃气发动机和车辆。
15.小型模块化反应堆(SMR)是先进的核反应堆,单个反应堆的发电输出功率最高可达300MW,约为传统核反应堆发电能力的三分之一。
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此报告是于2024年04月11日发表的穆迪报告 Carbon Transition – Global:Industrial policies drive innovation, with scope to disrupt hard-to-abate sectors的中文翻译本。 (中文为翻译稿,如有出入,以英文为准)
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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。
仅针对印度的额外条款:穆迪的信用评级、评估、其他意见和材料并非旨在被用于在印度证券交易所上市或拟上市的证券相关之目的,也不应被印度境内的任何用户用于上述目的。
有关第二方意见(定义见穆迪投资者服务公司评级符号和定义)的额外条款:请注意,第二方意见(“SPO”)不属于“信用评级”。在包括新加坡在内的许多司法管辖区之内,SPO的发布不属于受监管的活动。日本:在日本,SPO的开发和提供属于“辅助业务”,而非“信用评级业务”,不受《日本金融商品交易法》及其相关法规中适用于“信用评级业务”规定的约束。中国:任何SPO:(1)并不构成中国任何相关法律法规所界定的中国绿色债券评估;(2)不能包括在任何注册声明、发售通函、招股说明书或任何其他呈交中国监管机构的文件中,或以其他方式用于满足任何中国监管披露要求;及(3)不能在中国境内用于任何监管目的或任何其他中国相关法律或法规所不允许的目的。在本免责声明中,“中国”是指中华人民共和国大陆地区,不包括香港、澳门和台湾。