中国发电企业能够承受新能源投资的信用压力-S&P.pdf-solarbe文库

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RatingsDirect ® spglobal.com/ratingsdirect 2023 年 4 月 18 日 1 中国发电企业能够承受新能源投资的信用压力 2023 年 4 月 18 日中国新能源发展的理想与现实中国的高远能源目标以及实现目标所需的投入风电光伏装机容量及发电量占比 2021-2060 期间能源转型资本投资预计达122 万亿元能源结构变迁预测 2025 年以前电网投资预测光伏风电其他风电光伏发电量占比（右轴）吉瓦太瓦能源效率 12 能源转型 32 化石能源 9 清洁能源 47 2021-2060 期间 122 万亿元十亿元十二五（2011-2015 ）十三五（2011-2015 ）十四五（2011-2015 ）煤炭天然气核能水能太阳能风能其他可再生能源 f预测。资料来源国家能源局，“全球一体化能源模型”2023 年 2 月参考案例，全球能源互联网发展合作组织 2021 年 3 月演示文稿，中国电力企业联合会，国家电网有限公司，中国南方电网有限责任公司，标普全球大宗商品，标普全球评级。版权 © 2023 Standard apple.li spglobal.com 王旻楠香港 852 25328054; miranda.wang spglobal.com 其他联系人宋国栋香港 852 2532 8011; guodong.song spglobal.com 叶翱行香港 852 2533 3593; christopher.yip spglobal.com 中国发电企业能够承受新能源投资的信用压力 spglobal.com/ratingsdirect 2023 年 4 月 18 日 2 中国正在奋力推进清洁能源转型，未来三年风电、光伏装机要增加 400 吉瓦以上，使新能源发电装机容量提高 50 左右。代价又是什么呢从事新能源开发的受评企业多为国有发电企业，它们正在加大新能源投资，以助力实现中央政府制定的远大目标。在这一过程中，资本支出、债务规模将水涨船高。标普全球评级认为，尽管近期火电业务出现亏损，发电企业仍有充足的财务缓冲。国有发电企业大都拥有较低的融资成本和多元的再融资渠道。新能源开发业务的现金流确定性也在改善，这将有利于维持发电企业的信用韧性。目前所有风电光伏新能源项目都不再享受电价补贴，其上网电价不高于当地燃煤发电基准价，即已实现平价上网。中央政府正在加速偿还长期拖欠的新能源发电补贴，有利于减轻发电企业的流动资金压力。到 2030 年，新能源项目将全面参与市场化交易（火电项目去年已经全面参与），市场风险（merchant risk）可能增加。由于售电合同有效期通常不足一年（欧洲等其他市场的购电协议有效期可达 10 年以上），项目运营方可能会同时面临电量风险和价格风险。电价水平可能会因为供需关系的变化而波动。但考虑到 2022 年市场化交易电量占比只有 1 到 5 ，以上情况短期内对企业财务指标的影响仍然有限。未来十年，当新能源在整个能源结构中的地位更加突出的时候，廉价储能设施的更广泛应用将帮助电力供需实现实时平衡。加大政策对新技术开发的支持力度将是实现这一目标的关键。绿色转型，央企带头表 1 中国主要碳相关目标政策目标碳中和 2060 年 2030 排放承诺将碳排放强度在 2005 年水平基础上削减 65 以上碳达峰* 2027 年可再生能源 2030 年风电光伏装机容量达到 1,200 吉瓦。2021-2030 年增加水电装机 80 吉瓦。碳税尚未推出碳排放权交易系统 2021 年成立全国碳排放权交易系统，参与者将从发电企业扩大到其他行业煤炭淘汰仅承诺减少新能源汽车渗透率 2025 年新能源汽车新车销量占比达到 20左右资料来源标普全球大宗商品，“全球一体化能源模型”2022 年 3 月参考案例。我们估计发电企业 2023-2025 年资本支出将比 2020-2022 年增加 20 以上。这种增长主要反应大规模的清洁能源投资。在中国的能源目标下，2025 年发电企业新能源装机占比至少要达到 50 以上。 2023-2025 年期间，受评企业将贡献约 280 吉瓦的新能源装机，大约相当于目前全国存量装机的四分之一。此外，中国还将为全球贡献接近一半的新增新能源装机，对世界新能源的发展发挥重要作用。中国发电企业能够承受新能源投资的信用压力 spglobal.com/ratingsdirect 2023 年 4 月 18 日 3 假定风电光伏利用小时数保持稳定，我们预计 2023-2025 年期间中国新增可再生能源装机将达到 130 吉瓦-140 吉瓦。根据 “十四五 ”可再生能源发展规划（2021-2025 ），2025 年可再生能源年发电量要达到 3.3 万亿度，比 2022 年的 2.7 万亿度提高 22 。到 2025 年，全国总发电量中的非水电可再生能源（主要是风电和光伏）占比要从 2022 年的 14 提高到 18 ，可再生能源装机存量要从 2022 年末的 758 吉瓦增加到 1,100 吉瓦以上。2025 年的这两个目标若能达成，2030 年 1,200 吉瓦的装机目标也就不难实现。增加装机容量所需资金将主要通过举债筹集。因此，虽然多数发电企业火电业务的盈利能力有所增强，且已投运新能源项目的 EBITDA 利润率依然较高（参见中国电企有望扭转失利局面，2022 年 10 月 13 日），但在可见的将来，发电企业信用质量仍难以从当前水平进一步提高。我们预计，技术的进步将会降低建设成本和系统成本，助力能源转型。图 1 新能源度电成本低，将助力清洁能源转型 LCOE 平准化度电成本。资料来源国际能源署平准化度电成本计算器，2020 年 12 月版。折现率假设为 7 。版权 © 2023 Standard Poor s Financial Services LLC 。版权所有。技术是中国发展新能源的关键我们认为，通过技术进步和规模效应，海上风电有望在未来三到五年实现平价上网。江苏、山东和广东等沿海省份已有五个海上风电基地获批。根据“十四五”规划，2021-2025 年期间海上风电总装机容量可能在 2020 年末约 11 吉瓦的基础上再增 60 吉瓦。2021 年为了追赶电价补贴的末班车，新增装机达到 17 吉瓦。2022 年新增装机 3 吉瓦。受评企业中，中国长江三峡集团公司（三峡集团）和中国广核集团有限公司正在积极收购、开发新的海上风电项目。龙源电力集团股份有限公司（龙源电力）是最早开发海上风电项目的企业之一。 0 20 40 60 80 100 光伏发电（公用事业规模）陆上风电核电燃煤发电（超超临界）海上风电燃气发电（燃气轮机联合循环）美元/ 千度 LCOE （假定碳价为0 美元/ 吨） LCOE （假定碳价为30 美元/ 吨）中国发电企业能够承受新能源投资的信用压力 spglobal.com/ratingsdirect 2023 年 4 月 18 日 4 中国新能源行业将保持稳步扩张节奏。虽然疫情导致施工延期，整体发展仍未停步，2022 年全国新增风电装机 37 吉瓦、光伏装机 87 吉瓦，总量略高于 2021 年的 102 吉瓦。而在疫情防控取消之后，2023 年头两个月便有 35 吉瓦左右的风电光伏项目投运，同比猛增 49.5 。2023 年 4 月，国家能源局公布了仅 2023 年就新增风电光伏装机 160 吉瓦的目标，相当于在 2022 年基础上增长 29 。中国发展新能源的引擎，在于超大规模的新能源基地。2021 年，全国人大批准的国民经济和社会发展第十四个五年规划和 2035 年远景目标纲要要求重点发展囊括 12 个省份的九大清洁能源基地，用于发展规模化的风电和光伏项目。未来三年，这些基地新建项目总装机有望达到 390 吉瓦，占全国新增装机的多数。绿电交易将增强平价上网项目的现金流我们认为，在近期发布的绿色电量交易规则下，存量项目未来两三年的盈利能力将保持稳定。 2023 年年初，国家发展和改革委员会、财政部、国家能源局发布关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知，推动各类项目参与市场化性质的绿电交易，但仍保留了原有补贴框架。根据通知，存量获补贴项目继续享受保障性收购电价（上网电价补贴），参与绿电交易获得的收入不影响享受补贴的资格。如果绿电交易成交电价低于原保障性收购电价，项目运营商仍有资格获得中央政府的电价补贴。而如果绿电交易电价高于原保障性收购电价，那么运营商将获得溢价，以此取代国家补贴。两种情况下，享受保障性收购的项目都不会失去参与绿电交易的积极性。而根据之前的政策，运营商如果直接与用户进行绿电交易，就得放弃电价补贴。对于过去几年开发的已经实现平价上网的项目而言，参与绿电交易也有好处，因为绿电交易电价可以高于平价上网项目通常执行的燃煤发电基准价。当高耗能行业绿电需求较大的时候，绿电交易电价往往就会高于基准价，平价上网项目的经营性现金流可以因此而获得改善。过去一年煤电价格的上涨说明，平价上网对于新能源项目也是有利的，因为其执行电价会跟着煤电价格上涨。中国新能源行业竞争越来越激烈，市场化程度越来越高。从 2014 到 2021 年，风电光伏项目保障性收购电价中包含的国家补贴逐步退出（参见无补贴时代，中国电力行业仍将得到政策支持， 2022 年 10 月 17 日）。我们预计，到 2025 年，绿电交易电量将会加快增长，绿电交易市场中的平价上网项目装机终将超过保障性收购项目的装机。2022 年以前，只有少数平价上网项目参与了绿电交易，千度电价相比燃煤发电基准价溢价约 20 元-80 元。根据政府要求，2030 年新能源项目将全面参与电力市场交易。中国发电企业能够承受新能源投资的信用压力 spglobal.com/ratingsdirect 2023 年 4 月 18 日 5 图 2 广东绿电交易量资料来源广东电力交易中心。版权 © 2023 Standard Poor s Financial Services LLC 。版权所有。图 3 部分省份 2022 年绿电交易量资料来源北极星电力网，媒体报道。版权 © 2023 Standard Poor s Financial Services LLC 。版权所有。 0 50 100 150 200 2022/1 2022/2 2022/3 2022/4 2022/5 2022/6 2022/7 2022/8 2022/9 2022/10 2022/11 2022/12 吉瓦时 0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 3,500 宁夏辽宁浙江江苏广东吉林陕西湖北福建黑龙江广西新疆吉瓦时中国发电企业能够承受新能源投资的信用压力 spglobal.com/ratingsdirect 2023 年 4 月 18 日 6 利用小时数将保持稳定，主要风险在极端天气我们预计，凭借电力需求的强劲增长，未来两三年新能源项目的利用小时数将保持稳定。过去六年，得益于弃电率的下降，风电光伏项目利用小时数稳步提升。但极端天气仍构成风险。我们预计风电光伏项目的弃电率将保持在较低水平。近年来并网不再是新能源项目面临的迫切问题，因为项目开发商和电网公司要确保电力输送设施到位之后才能将项目投运。2022 年风电、光伏项目弃电率分别为 3.3 和 1.8 ，均为历史最低。但跨省电力调度仍然存在挑战，特别是从新能源大基地远距离输送电力到用户的问题。为了保证供电稳定可靠、促进电力系统中能源结构的优化，电网公司将承担建设更多省际输电线路、对现有电网设施实施智能化改造以提升配电效率的重任。新建特高压输电线路的投运将提升输电能力。因此我们预计，新能源大基地的弃电率将保持在低水平。疫情后的经济复苏和电动化的进一步普及，将支撑中国用电量的增长，有利于发电机组利用小时数的稳定。技术改造可以帮助提高机组的利用率。绿电交易和现货市场交易也会拓展运营商的盈利来源，虽然其正常情况下电价较低。比如国家能源局的一套行动方案，就鼓励油气勘探开采活动采用绿色电力。更加极端的天气可能构成新能源运营的重要风险。风力和光伏发电的利用率主要取决于当地风速和日照强度。2030 年以前，新能源的间歇性可通过目前占发电量 70以上的化石能源（主要是煤电）弥补。当新能源占比更大的时候（可能是在 2050 年之后），储能以及其他包括氢能在内的新技术或将成为最终解决方案。图 4 风电光伏弃电率和利用小时数资料来源国家能源局，标普全球评级。版权 © 2023 Standard Poor s Financial Services LLC 。版权所有。 0.0 5.0 10.0 15.0 20.0 0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 小时风电利用小时数（左轴）光伏利用小时数（左轴）风电弃电率（右轴）光伏弃电率（右轴）中国发电企业能够承受新能源投资的信用压力 spglobal.com/ratingsdirect 2023 年 4 月 18 日 7 图 5 风电光伏单月利用小时数，2018-2022 年平均值资料来源国家能源局，标普全球评级。版权 © 2023 Standard Poor s Financial Services LLC 。版权所有。表 2 中国不同地区最低保障收购利用小时数区域描述全寿命最低保障收购利用小时数年均最低保障收购利用小时数风电 I 类资源区新疆北部，内蒙古西部和中部 48,000 2,400 风电 II 类资源区内蒙古东部，甘肃北部 44,000 2,200 风电 III 类资源区新疆中部、南部，甘肃南部，宁夏，黑龙江和吉林部分地区 40,000 2,000 风电 IV 类资源区其余地区 36,000 1,800 海上风电所有合格海上风电 52,000 2,600 光伏发电 I 类资源区新疆北部，内蒙古西部和中部，甘肃北部，青海北部，宁夏 32,000 1,600 光伏发电 II 类资源区新疆中部和南部，青海南部，甘肃南部，陕西北部，山西北部，河北北部，辽宁，吉林，黑龙江，四川，云南 26,000 1,300 光伏发电 III 类资源区其余地区 22,000 1,100 资料来源政府网站，标普全球评级。 60 70 80 90 100 110 120 130 140 100 120 140 160 180 200 220 240 1 月 2 月 3 月 4 月 5 月 6 月 7 月 8 月 9 月 10 月 11月 12 月小时小时风电（左轴）光伏（右轴）中国发电企业能够承受新能源投资的信用压力 spglobal.com/ratingsdirect 2023 年 4 月 18 日 8 更多的输电线路意味着更好的调度远距离特高压线路的建设将占国家电网有限公司（国家电网）年度资本支出的 10 左右。该公司将把大约 60 的资本支出用于省级电网和配电系统的改造，以适应屋顶光伏等分布式项目的增加，以及需求侧管理的需要。我们预计国家电网和中国南方电网有限责任公司（南方电网）2023-2025 年的年度资本支出将维持高位。这一因素可能将阻碍财务指标的改善，削弱个体层面信用质量。将来监管定价过程中可能出现的输配电价的下降趋势也会使其现金流杠杆率承压。但监管定价机制增强了企业盈利的透明度。截至 2022 年，国家电网和南方电网共有 17 条特高压直流输电线路在运。4 条特高压直流线路正在建设，预计将在 2025 年以前投运，另外 7 条线路也在计划中。假定上述 4 条新线路按期投运，且所有 21 条线路年利用率为 75 ，那么 2025 年末总输电能力将在 2021 年输电量基础上翻倍。这种情况下，输电能力的增量将与发电能力增量大致相当。受评企业将感受到变化的影响新能源发展之所以能够持续推进，一定程度上是缘于国有发电企业的融资优势。债权人对它们与国家能源转型目标的战略协同性持正面看法。发电企业的项目通常拥有稳定的现金流，因此企业平均融资成本只有 4甚至更低，在任何行业中都很少见。但加息会对所有运营商的现金流造成负面影响，特别是拥有美元债务的运营商。发电企业融资手段丰富，或可缓和举债从事高昂资本支出带来的压力。例如，很多公司曾通过向上市子公司注入资产来筹集股权资本，其中就有三峡集团和龙源电力。有些公司正寻求新能源子公司单独上市，如中国华能集团有限公司和华润电力控股有限公司。还有一些公司考虑通过 REITs 结构融资。供电行业的进一步市场化可能会增加盈利的波动性。到 2030 年新能源全面参与市场交易之后，运营商将完全暴露于市场风险。对于煤电资产比重较大的发电企业而言，它们的盈利能力也会受成本传导、老旧煤电厂改造弃置相关成本的影响。对于以风电光伏为主的发电企业而言，新能源平均上网电价可能会逐步走低，并随着供需关系的变化而波动。出售绿电积分和碳积分可以缓解这些因素对利润的影响，但绿电交易和碳交易均尚处初期阶段。我们测试了受评发电企业对其新能源业务平均电价变动的敏感性。据我们估算，电价若下降 10 ，企业经营性资金流（FFO ）对债务比率将下降 3-18 ，同时 FFO 利息覆盖倍数将下降 2-14。这两个比率是我们评估公用事业企业信用状况的关键财务指标。电价波动对龙源电力和北京能源国际控股有限公司等纯新能源开发商的影响或将大于对其他受评发电企业的影响。中国发电企业能够承受新能源投资的信用压力 spglobal.com/ratingsdirect 2023 年 4 月 18 日 9 表 3 受评发电企业敏感度测试风电光伏利用小时数（）风电光伏上网电价（）资本支出（）融资成本（） 2023e-2025e 信用指标百分比变动 10 -10 10 -10 10 -10 10 -10 FFO/ 债务纯新能源发电企业 122 0 1218 1220 1218 46 57 38 38 综合性发电企业 311 311 311 311 17 19 25 25 电网公司 N/A N/A N/A N/A 37 48 12 12 FFO 现金利息覆盖倍数纯新能源发电企业 715 614 715 614 24 24 99 1111 综合性发电企业 28 28 28 28 04 05 79 811 电网公司 N/A N/A N/A N/A 25 26 99 1111 e估计。N/A 不适用。资料来源标普全球评级。表 4 受评电力公司比较公司 ICR SACP 下调触发因素上调触发因素政府支持可能性集团内地位纯新能源发电企业龙源电力集团股份有限公司 A-/ 稳定 bbb- 若 FFO/ 债务 20 ，则上调 SACP N/A 具有战略重要性北京能源国际控股有限公司 BBB/ 稳定 b 若 FFO 现金利息覆盖倍数9 ，则上调 SACP N/A 具有高度战略重要性综合性发电企业中国华能集团有限公司 A-/ 稳定 bb 若 FFO 现金利息覆盖倍数4.0x 且 FFO/ 债务12 ，则上调 ICR 非常高 N/A 华能国际电力股份有限公司 A-/ 稳定 bb 若下调华能集团 ICR ，则下调 ICR 若上调华能集团 ICR ，则上调 ICR N/A 核心子公司国家电力投资集团有限公司 A-/ 稳定 bb 若 FFO 现金利息覆盖倍数4.0x 且 FFO/ 债务12 ，则上调 ICR 非常高 N/A 中国发电企业能够承受新能源投资的信用压力 spglobal.com/ratingsdirect 2023 年 4 月 18 日 10 公司 ICR SACP 下调触发因素上调触发因素政府支持可能性集团内地位中国华电集团有限公司 A-/ 稳定 bb FFO 现金利息覆盖倍数4.0x 且 FFO/ 债务12 ，则上调 ICR 非常高 N/A 华润电力控股有限公司 BBB/ 稳定 bbb- 若 FFO/ 债务30 ，则上调 SACP N/A 核心子公司广东省能源集团有限公司 A-/ 稳定 bbb- 若 FFO 现金利息覆盖倍数30 ，则上调 ICR 非常高 N/A 申能（集团）有限公司 A/ 稳定 a- 若 FFO 现金利息覆盖倍数60 ，则上调 ICR 非常高 N/A 中国广核集团有限公司 A-/ 稳定 bb 若 FFO 现金利息覆盖倍数13 ，则上调 ICR ；若 FFO 现金利息覆盖倍数3x ，则上调 SACP 非常高 N/A 中国长江三峡集团公司 A/ 稳定 bbb 若 FFO/ 债务 23 ，则上调 SACP 极高 N/A 电网公司国家电网有限公司 A/ 稳定 a 若 FFO/ 债务 25 ，则下调 SACP N/A 极高 N/A 中国南方电网有限责任公司 A/ 稳定 a 若 FFO 现金利息覆盖倍数 6.0x ，则下调 SACP N/A 极高 N/A ICR 主体信用评级。SACP 个体信用状况。N/A 不适用。资料来源标普全球评级。技术突破是终极解决方案我们预计，2030 年以后储能设施将大幅扩张。通过混合储能、抽水蓄能、电池等形式“ 固化”新能源电力，使其供应更加稳定，在很多能源转型国家都是普遍趋势。2030 年之后，绿氢和碳捕捉可能将会发挥重要作用。在此之前，中国发电企业从 2023 年开始，必须安装相当于发电装机容量 10-20 、连续使用时间约两个小时的储能设施。风电光伏项目的单位开发成本将因此平均增加 10 左右。但由于政策的滞后性，政府对储能设施的补偿还比较有限。中国发电企业能够承受新能源投资的信用压力 spglobal.com/ratingsdirect 2023 年 4 月 18 日 11 抽水蓄能仍是中国的主流储能技术，主要由国家电网和南方电网开发。到 2030 年，抽水蓄能设施将增加 88 吉瓦。除了抽水蓄能以外，中国也瞄准了电池等新型储能技术，力争 2025 年新型储能装机从 2022 年的 8.7 吉瓦增加到 30 吉瓦，复合年增长率达 51 。为此，电网公司和发电企业可能需要在 2023-2025 年期间投入 200 亿元以上。央企处于引领中国绿色转型的有利位置。市场化交易已显示出提升效率的迹象。发展清洁能源大基地和远距离输电线路，是确保能源结构强韧可靠的关键步骤。剩下的便是对季节性波动和极端天气风险的管理。要真正从长远解决问题，高效能、高效率的储能设施仍需进一步发展。相关研究 − 中国电力企业看到了出路，2023 年 4 月 12 日 − EU s Proposed Energy Market Redesign Mitigates Merchant Risks And Accelerates Renewables ，2023 年 4 月 4 日 − Asia-Pacific s Different Pathways To Energy Transition ，2023 年 3 月 30 日 − 华润电力取道股票市场为新能源投资融资，2023 年 3 月 24 日 − 授予京能国际“BBB”评级；展望稳定，2023 年 12 月 20 日 − China Southern Power Grid co. Ltd. ，2022 年 12 月 19 日 − China Three Gorges Corp. ，2022 年 11 月 24 日 − China Longyuan Power Group Corp. Ltd. ，2022 年 11 月 17 日 − China Huaneng Group Co. Ltd. ，2022 年 11 月 2 日 − 无补贴时代，中国电力行业仍将得到政策支持，2022 年 10 月 17 日 − 中国电企有望扭转失利局面，2022 年 10 月 13 日本报告不构成评级行动。中文版本系根据英文版本翻译，若与原英文版本有任何分歧，概以英文版本为准。阅读英文版请点击 https//www.capitaliq.com/CIQDotNet/CreditResearch/SPResearch.aspxDocumentId54599833FromSNP_CRS 中国发电企业能够承受新能源投资的信用压力 spglobal.com/ratingsdirect 2023 年 4 月 18 日 12 版权© 2023 ，Standard Poor’s Financial Services LLC （以下统称“标普”）。版权所有。未经标普事先书面许可，严禁使用任何形式方式修改、反向推导、复制或散布上述内容（包括评级、信用相关分析和数据、估值、模型、软件或其它应用或产品）或其任何部分（以下统称“内容” ），或将其存储于数据库或检索系统。内容不得用于任何非法目的或未经授权而使用。标普及任何第三方供应商及其董事、高管、股东、雇员或代理（以下统称“标普各方”）并未保证内容的准确性、完整性、及时性或可用性。标普各方不对任何错误或遗漏（无论成因），使用内容得到的结果，或用户输入任何数据的安全性或维护负责。内容系“按原样”提供。标普各方不作出任何和所有明示或默示的保证，包括但不限于对特定目的或用途的适销性或适用性的任何保证、对不存在故障、软件错误或缺陷的保证、对内容的功能性不受影响的保证，或对内容将可在任何软件或硬件设置运营的保证。在任何情况下，标普各方不对任何一方使用内容而遭受的任何直接、间接、偶然性、惩戒性、补偿性、惩罚性、特定或事后损害、费用、开销、律师费或损失（包括但不限于收入损失或利润损失和机会成本）负责，即使被告知此类损害的可能性。内容中的信用相关分析（包括评级）以及内容中的观点仅是当日所发表观点的陈述，并非事实的陈述，或对购买、持有或出售任何证券或作出任何投资决策的推荐意见。标普不承担在以任何形式或方式出版内容后进行更新的义务。内容的使用者、其管理层、雇员、顾问和/ 或客户在作出投资决策和其它商业决策时不应依赖内容或将内容替代其能力、判断和经验。标普的观点和分析不针对任何证券的适用性。标普不承担“受托人 ”或投资顾问的职能。尽管标普从其认为可靠的来源获得信息，但不会对取得的信息进行审查和承担任何尽职调查或独立验证的义务。出于特定监管目的，监管机构允许评级机构在一个司法辖区认可另一司法辖区发布的评级，标普保留随时且完全自主授予、撤销或暂停此类认可的权利。标普各方不承担因授予、撤销或暂停上述认可而产生的任何责任，也不对任何声称因此而发生的损失负有义务。标普将旗下各业务部门的活动分隔开，从而保证各部门活动的独立性和客观性。因此，标普的某个部门可能会掌握其他部门未获得的信息。标普已制定了政策和流程，以确保在每个分析过程中获取的非公开信息的保密性。标普可就其评级和特定信用相关分析收取报酬（通常从发债人、承销商或债务人处收取）。标普保留公布其观点和分析的权利。标普在其下列网站上发布其公开评级和分析 www.standardandpoors.com （免费网站），及 www.ratingsdirect.com 和 www.globalcreditportal.com（收费网站），及 www.spcapitaliq.com （收费网站），及并可能通过其他渠道进行发布，包括通过标普出版物和第三方分销商。如希望了解更多关于标普信用评级收费的信息，请查阅 www.standardandpoors.com/usratingsfees 。 STANDARD POOR’S 、SP 和 RATINGSDIRECT 是 Standard Poor’s Financial Services LLC 的注册商标。