亚太电力行业 | 2026年展望：多元脱碳进程中维持稳定
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发布时间：2025年11月28日
分析师：简震华，Hiroe Yamamoto，谢梦，黄善煜，Tushar Agarwal，李炜乐，Terry Fanous，黄诗雅，张心蕊，Sarah Conner，Ray Tay，Arnon Musiker，Mariko Semetko，Chris Park我们对亚太电力行业未来12至18个月的整体展望维持稳定。亚太各国为实现脱碳目标，持续加大在可再生能源扩张和电网基础设施上的资本投入，这将使受评电力企业的债务维持在较高水平，具体情况取决于能源转型的进展。不过，上述风险将在很大程度上被以下因素抵消：燃料成本波动趋缓、监管政策持续提供支持、电力需求保持稳健，以及融资成本下降，这些都将支持多数受评发行人的信用实力。贸易紧张局势仍可能对燃料价格和电力需求造成压力。今年我们对该地区唯一的展望调整是马来西亚(A3/稳定)电力行业(从稳定调整为正面)，原因是新的电价机制允许企业更及时、有效地调节燃料成本。
大规模脱碳投资将使得行业杠杆率维持高位。由于在可再生能源、储能及电网基础设施方面的大规模投资，以实现能源安全和转型目标，行业债务持续上升。
支持性政策将保持不变。尽管地缘政治紧张，亚太电力行业仍将维持支持性监管，尤其是在能源安全、可再生能源和电网基础设施建设方面。关键政策包括调度优先权以及保持电网投资的稳定监管框架。
燃料成本波动将趋缓。我们预计未来12个月煤炭和石油价格的波动性将低于过去3年，并维持在当前水平附近。这将缓解可负担性问题，同时提高现金流的可预测性，尤其是对于中国(A1/负面)和韩国(Aa2/稳定)等燃料成本传导机制尚未完善的公用事业企业而言。
电力需求将保持稳健。我们预计2025-2026年平均年度电力需求将以中个位数增长，低于去年5%-6%的增速，这主要受全球经济调整影响。尽管增长放缓，需求仍受电气化进程加快及数据中心等新兴终端用户的推动。
信用质量将保持稳定。亚太电力业将受益于平均融资成本下降以及可再生能源设备成本降低。尽管因大规模投资导致债务负担加重，大多数评级发行人的信用实力预计仍将整体保持稳定。
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)现金流显著低于预期；(2)政府的不利干预或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。
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。
大规模脱碳投资将使得行业杠杆率维持高位
我们预计亚太电力行业的杠杆率将保持高位，主要原因是未来12至18个月的大规模资本支出将推高债务总量(图表4和5)。这些资本支出将主要用于可再生能源扩张和电网基础设施建设，以支持能源安全和脱碳目标(附录)。这将使电力企业的杠杆率维持在较高水平，具体情况取决于各企业的资产负债表状况及能源转型进展。
我们预计亚太区主要受评电力企业的年度资本支出将从2022年的2,200亿美元左右增至2026年的3,000亿美元左右；同期调整后总债务也将从1.3万亿美元左右增至1.6万亿美元左右。
部分投资将用于扩大发电容量以满足来自数据中心的电力需求增长。我们预计未来5至6年内亚太地区在上述领域将投入900亿至1,100亿美元左右，具体金额取决于所选技术和设施所在地。
风能和太阳能是可再生能源扩容的关键推动因素
过去几年可再生能源发电规模大幅增长，这一趋势将在未来几十年持续。国际能源署(IEA)预计，2024年至2050年亚太的可再生能源装机容量将增长5倍以上(图表6)；同时，可再生能源在该地区整体电力供应中的占比将进一步提升，但不同地区的增幅存在差异(图表7)。
我们预计未来18-24个月澳大利亚(Aaa/稳定)的可再生能源装机容量将增加6-12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(Baa3/稳定)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46吉瓦，未来6年总投资额将达到1,700亿至2,000亿美元。
2024年中国新增风能和太阳能装机容量达350吉瓦左右的历史高位，我们预计未来十年可再生能源装机新增量将保持高位。
新加坡(Aaa/稳定)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。这将推动基础设施投资和债务融资的增加，具体影响取决于各公司财务缓冲及应对这些投资影响的策略。
电网基础设施建设将支持可再生能源扩容和能源安全
考虑到可再生能源的间歇性特点，输配电基础设施的发展对于保障能源安全以及支持更多可再生能源并网至关重要。随着可再生能源的持续扩张，我们预计亚太区的输配电基础设施建设将逐步跟上。同时，企业需要增加投资以提升电网基础设施抵御气候物理风险的能力。
中国正加快建设长距离输电线路，以实现电力从内陆省份向沿海地区的“西电东送”。同时，更多智能电网等数字化技术被应用于系统监测和自动化，以提升可再生能源的调度效率。我们预计，未来5年中国电网基础设施投资将基本与电力需求增长保持同步，并将在2026年电力行业“十五五”规划发布后获得更清晰的政策指引方向。
澳大利亚部分受监管的电力网络在输配电资产建设中面临因劳动力短缺、通货膨胀和供应链问题导致的成本超支等挑战，这具有负面信用影响。这将阻碍可再生能源装机容量的充分利用。此外，输电网络还面临监管压力，为确保能源供应的可靠性和安全性亟需升级现有基础设施。例如，新南威尔士州高压输电网络运营商NSW Electricity Networks Finance Pty Ltd (Transgrid，Baa2/稳定)预计为支持可再生能源发电在其网络中安装五台同步调相机的总成本为6.5亿美元左右。除Transgrid大型网络扩建项目之外，其他额外投资包括EnergyConnect项目、Humelink项目以及VNI West前期工作。
韩国企业 KEPCO(Aa2/稳定)于2025年5月宣布将在2038年前投资72.8万亿韩元扩展输配电网络。此前，韩国在部分地区长期存在输电瓶颈和项目延误，新政府承诺加大该领域投资，包括成立国家工作组建设人工智能驱动的智能电网。
印度预计到2030年需投入1,700亿至2,000亿美元，用于输电、配电及储能设施建设。
日本(A1/稳定)政府在2023年的预测显示，到2050年电网互联增强将需要投入约6万亿至7万亿日元，以接纳更多可再生能源。然而，通货膨胀将进一步推高成本。例如，日本近期正式敲定的九州—中国地方互联线路扩建计划，项目成本可能受通胀影响上升12%左右，未来成本增幅可能更高。
除了强化电网基础设施，电池储能设施还能提升间歇性可再生能源的供电稳定性。国际能源署(IEA)预计，为支持大规模可再生能源发展，至2035年亚太的电池储能装机容量将从2024年的97吉瓦左右增长逾十倍，超过1,000吉瓦。
支持性政策将促进脱碳和能源安全
尽管面临可能来自举债融资的投资压力，我们预计未来12-18个月亚太地区多数电力市场的支持性监管环境将基本保持一致，这是我们在地缘政治紧张局势下对该行业的稳定展望的一个重要支撑因素。我们认为，政策支持将侧重于可再生能源和电网基础设施发展以及能源安全(图表8)。
这一环境将促进可再生能源及相关扩张，以及输配电网络基础设施的开发。尽管仍面临终端用户负担能力和公用事业杠杆压力等挑战，上述方面的发展将在实现亚太区国家/地区政府设定的净零排放目标方面发挥重要作用。
相关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。此类政策支持推动了国内外企业的投资增长。
因此，2019-2024年亚太区风电和太阳能光伏发电量同比增长160%，复合年增长率为21%，同期在该地区整体发电量的占比从7%升至15%(图表9)。
输配电基础设施开发将是促进可再生能源扩张的另一项重要脱碳举措，包括扩大跨区域输电能力以及加强电力系统的稳定性和可靠性。成熟的监管机制将成为亚太区多数主要电力市场的政府支持形式，使得资产使用年限内公共和私营输配电运营商在该领域符合条件的资本支出获得适当补偿，从而维持其良好的财务状况。
能源安全是许多亚太区国家政府的另一个关注重点，以确保脱碳举措不会损害经济增长和社会稳定。火电仍是多数亚太区国家主要的基本负载电力供应来源(图表10和11)，分别占2024年该地区总发电量和装机容量的65%和43%左右。我们预计，随着电力需求的上升，未来3年这种情况仍将持续。因此，保持火电行业良好的财务状况将对确保能源供应安全至关重要。
例如，中国在2023年出台了煤电容量电价机制，使符合条件的发电机组能够回收因优先调度更多可再生能源电力而失去的售电收入，并提高其现金流的稳定性。过去两年中，韩国也提高了对大型工业用户的电价，以弥补韩国电力公社(KEPCO)此前一年因火电成本攀升导致的损失。
较低的燃料成本波动将支持火电企业盈利能力
我们预计，未来12-18个月火电企业的燃料成本波动性将小于过去3年的水平。例如，我们预计纽卡斯尔动力煤价将维持在当前价格水平附近(图表12)，而中国国内煤价也将呈现类似走势。中国政府对产量过剩的调查和国内自6月开始气温高于往年的夏季气候，推动了亚太区煤价从2025年低点回升，但中国国内的脱碳举措和总体经济增长放缓导致的需求持续疲软将制约2026年燃料价格进一步上涨。我们还预计2026-2027年油价仍将与当前水平基本一致(图表13)。
火电(主要为燃煤发电)约占2024年亚太区总电力供应的65%，我们预计未来1-2年其在该地区的主导地位将持续。因此，较低的燃料成本波动将支持盈利能力并提高现金流的可见性，尤其是对于中国火电企业和韩国综合电力公用事业企业，这些企业过去是否成功通过调整电价来及时转移燃料成本的记录尚未得到验证。
尽管如此，中国火电企业对市场化煤电交易的实际电价放缓，这将部分抵消上述优势。此外，俄乌冲突和中美贸易紧张局势等地缘政治因素加大了能源价格前景的不确定性，这将对亚太区受评公用事业企业燃料成本的稳定性构成挑战。
澳大利亚、新西兰(Aa1/稳定)、新加坡和中国香港特别行政区(Aa3/稳定)等亚太区其他市场的受监管电力公用事业企业受益于透明的电价设定机制，免受燃料成本和电量风险的影响。
在印度、马来西亚和印尼(Baa2/稳定)，有火电敞口的多数电力公用事业企业可将其燃料成本变化转移到下游，或者通过政府补贴或补偿来回收增加的成本。但是，拥有未受监管火电装机容量的印度公用事业企业可能存在部分剩余敞口。除了提高电价和补偿支付之外，印尼政府还对大部分发电使用的燃料价格设定了上限，以帮助缓解火电机组的潜在成本压力。
在日本，公用事业企业通常会在3-5个月之后将燃料价格的波动自动转移给客户。
电力需求增长仍将保持稳健
我们预计，亚太区主要国家在展望期内的年均电力需求增速将维持在个位数中段，而2024年增速为5%-6%。这一趋势与我们对全球经济平稳但低迷的增长预测基本一致。
我们关于该地区人口强劲增长、电气化程度提高以及数据中心和新能源汽车等新终端用户需求的预期部分抵消了上述不确定性。
具体而言，受人工智能的快速发展推动，未来6年我们预计该地区数据中心的电力需求将实现15%-20%左右的年均增长(图表14)，显著高于同期整体需求增速。中国将是这一增长的主要推动力(图表15)。尽管数据中心在中国和印度等大型市场总体电力需求中的占比可能在2030年底之前保持在温和水平，但像马来西亚等数据中心容量迅速增加的较小型市场，将需要大幅增加基建投资以满足需求增长。
尽管总体电力需求增长预计将放缓，但我们认为当前的增长趋势仍将支持亚太区多数电力市场的稳定展望(图表16)。
在中国，我们预计展望期内电力需求年增速将从2024年的6.8%放缓至5%-6%左右，这与严峻的外部环境和内需疲弱之下的经济增长放缓趋势基本一致。尽管增长放缓，但随着电气化程度的提高和数据中心等新终端用户需求的增加，我们预计需求增速将超过经济增速。
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。
澳大利亚等亚太区发达国家未来12-18个月的电力需求增长可能与人口增长趋势一致，但增速处于个位数低段。从更长远来看，数据中心的持续发展将推动需求，因为市场运营商预计到2035年，由电网提供的数据中心的电力消耗增幅将从当前的1.8%提高至9%左右。在日本和韩国，受数据中心扩张、半导体制造和其他数字产业兴起推动，需求可能会温和增长，这具有正面信用影响。需求向增长趋势的转变在日本尤为明显，逆转了能源效率和人口下降造成的长达十年的下降趋势。
未来12-18个月整体信用实力将保持稳定
我们预计亚太电力行业将受益于较低的平均融资成本。我们预计，美国联邦公开市场委员会将在未来几次会议中稳步下调联邦基金利率，从当前的3.75%-4.00%降至3.00%-3.25%。同时，具支持性的国内资本市场使中国和印度等部分市场的电力公用事业能够有成本更低的境内融资渠道，用于支持业务增长和再融资。私募信贷市场的增长也将提供额外的外部流动性来源。
此外，可再生能源设备和电池储能的单位成本下降将部分缓解电力公用事业企业推进新型清洁能源项目时的债务增长压力。
另外，亚太各国/地区将各自制定战略来缓解债务杠杆率上升的影响，并保持信用实力。例如，中国大型国有发电企业将承担中国大部分能源扩张职责，并将获得政府的高水平支持。
印度的发电容量，储能和输电基础设施的转型相关资本支出在展望期内仍将较高。这可支撑该行业的长期增长轨迹，但短期内可能会对财务指标造成负面压力。多数受评公用事业企业在管理此类增长支出方面处于有利地位，但民营可再生能源企业(例如Greenko Energy Holdings(Ba2/负面)和ReNew Private Limited(Ba2/负面))因举债实施资本投资而财务状况较弱。另一方面，可再生能源项目预计将保持稳定的财务状况，因为这些通常不涉及新增产能的投放，但仍面临资源波动风险。除了发电领域资本支出外，印度也需要类似的投资来建设输电网络。其中大部分投资将由印度电网公司(Baa3/稳定)承担；尽管资本支出庞大，但我们预计未来12-18个月其信用实力将保持稳健。
正如本报告前文所提及的，澳大利亚电力行业的稳定展望得益于其强大而完善的监管框架。其稳定性还得益于在下行情景下受评发行人股东的支持，以及关键的资本配置杠杆，如选择性的表内融资、资本循环利用和股息留存。为增强或扩大资产基础而导致资本支出较高，从而面临债务压力的发行人发行了混合证券作为替代资金来源。
因此，我们预计未来12-18个月亚太多数受评电力发行人以及整个行业的信用实力将基本保持稳定(图表17)。今年我们对该地区唯一的展望调整是马来西亚电力行业(从稳定调整为正面)，原因是新的电价机制允许更及时、有效地调节燃料成本。
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。
附录
电池成本将继续下降
虽然电池为电力市场带来了诸多益处(例如降低可再生能源的弃电率)，但配备电池储能容量的可再生能源成本仍然较高，高于燃煤发电。不过，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，印度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18)。总体而言，生产成本的下降将缓解电力行业的资金压力。
核电
根据日本于2025年2月更新的当前基本能源计划，核电在2040年将占该国总发电结构的20%，高于截至2025年3月财政年度的10%左右的水平，这与此前设定的在2030年发电结构中占20%-22%的目标基本一致。我们预计未来2-3年内将有更多核电站重启，但能否实现2030年目标仍存在很大不确定性，因为这将需要获得更多的安全审批，而这可能需要耗时数年。即使核反应堆寿命延长至60年有效，老化核反应堆也将成为政府推进并维持脱碳计划所面临的一大挑战。关西电力株式会社(A3/稳定)于7月宣布将重启新建核电站的可行性研究，这是2011年以来日本公用事业企业首次进行此类研究。
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)1并推进第四代反应堆技术的发展。我们预计到2035年核电对中国发电的贡献率将从2024年的4%左右升至10%。根据国际原子能机构数据，目前在建核电装机容量中，中国占30.8吉瓦，约为全球总量的47%，62座在建反应堆中有27座位于中国。
在韩国，新政府尚未充分阐述其在核电方面的立场，但其对扩大可再生能源的重视意味着对清洁能源转型的更广泛承诺。我们预计，核能将继续作为该国基本负荷电力结构的基石之一，尤其是在燃煤发电逐步退出的背景下。
澳大利亚的可再生能源转型面临挑战
澳大利亚的可再生能源转型面临挑战，主要原因是所需的投资和基础设施转型规模庞大且复杂。国家电力市场（NEM）预计到2035年需要约1,500-1,900亿澳元的新发电和电网基础设施投资，年均投资额占GDP的0.7%-0.9%。要实现国家目标，可再生能源的部署速度需要比近年有效翻番，这将带来进度延误和项目滑坡的风险。
一项主要挑战是庞大的输电基础设施需求。澳大利亚大部分可再生能源潜力位于资源丰富的偏远地区，远离主要人口和工业中心。地域错配导致需要大规模投资新输电线路和互联线，以将可再生能源项目与电网连接、扩大容量并提高电网稳定性。输电项目延迟和成本超支已在近期重大项目中显现，这对及时执行和可负担性进一步构成风险。
能源转型可能会推高批发和零售电价，到2035年电价有望上涨20%-35%，主要是因为新建输电线路和网络投资成本较高。电价上涨可能加剧家庭和企业的电力可负担性担忧，增加社会风险，并提高政府进一步干预或提供支持的可能性。与此同时，部分投资需要通过举债融资，这将给公用事业企业的信用实力带来压力，尤其是在价格上涨或非债务融资不足的情况下。
1.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。对于无法容纳更传统的大型反应堆的地区，SMR可降低初始资本投资，提高可扩展性和选址灵活性。
此报告是于2025年11月27日发表的穆迪报告Power – Asia-Pacific:2026 Outlook – Stable amid varying decarbonization efforts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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