国投电力：2018年面向合格投资者公开发行可续期公司债券（第一期、第二期、第三期）跟踪评级报告（2019）.PDF

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1、 国投电力控股股份有限公司 2018 年面向合格投资者公开发行 可续期公司债券（第一期、第二期、第三期）跟踪评级报告（2019） 3 信用评级报告声明 中诚信证券评估有限公司（以下简称“中诚信证评”）因承做本项目并出具本评级报告，特此如下声明： 1、除因本次评级事项中诚信证评与评级委托方构成委托关系外，中诚信证评、评级项目组成员以及信用评审委员会成员与评级对象不存在任何影响评级行为客观、独立、公正的关联关系。 2、中诚信证评评级项目组成员认真履行了尽职调查和勤勉尽责的义务，并有充分理由保证所出具的评级报告遵循了客观、真实、公正的原则。 3、本评级报告的评级结论是中诚信证评遵照相关法律、法规以及

2、监管部门的有关规定，依据合理的内部信用评级流程和标准做出的独立判断，不存在因评级对象和其他任何组织或个人的不当影响而改变评级意见的情况。本评级报告所依据的评级方法在公司网站（）公开披露。 4、本评级报告中引用的企业相关资料主要由发行主体或/及评级对象相关参与方提供，其它信息由中诚信证评从其认为可靠、准确的渠道获得。因为可能存在人为或机械错误及其他因素影响，上述信息以提供时现状为准。中诚信证评对本评级报告所依据的相关资料的真实性、准确度、完整性、及时性进行了必要的核查和验证，但对其真实性、准确度、完整性、及时性以及针对任何商业目的的可行性及合适性不作任何明示或暗示的陈述或担保。 5、本评级报告所

3、包含信息组成部分中信用级别、财务报告分析观察，如有的话，应该而且只能解释为一种意见，而不能解释为事实陈述或购买、出售、持有任何证券的建议。 6、本次评级结果中的主体信用等级自本评级报告出具之日起生效，有效期为一年。债券存续期内，中诚信证评将根据监管规定及跟踪评级安排，定期或不定期对评级对象进行跟踪评级，根据跟踪评级情况决定评级结果的维持、变更、暂停或中止，并按照相关法律、法规及时对外公布。 国投电力控股股份有限公司 2018 年面向合格投资者公开发行 可续期公司债券（第一期、第二期、第三期）跟踪评级报告（2019） 4 募集资金使用情况募集资金使用情况 1、根据公司于 2018 年 3 月 1

4、2 日披露的国投电力控股股份有限公司 2018 年面向合格投资者公开发行可续期公司债券（第一期）募集说明书 ，本期债券扣除发行费用后用于补充流动资金，截至2018 年末募集资金已按该用途使用完毕。 2、根据公司于 2018 年 5 月 4 日披露的国投电力控股股份有限公司 2018 年面向合格投资者公开发行可续期公司债券（第二期）募集说明书 ，本期债券扣除发行费用后用于偿还金融机构借款、调整债务结构和补充流动资金，截至 2018 年末募集资金已按该用途使用完毕。 3、根据公司于 2018 年 7 月 13 日披露的国投电力控股股份有限公司 2018 年面向合格投资者公开发行可续期公司债券（第三

5、期）募集说明书 ，本期债券扣除发行费用后用于偿还金融机构借款、调整债务结构和补充流动资金，截至 2018 年末，募集资金已按照该用途进行使用，剩余 20,746.50万元。 行业关注行业关注 2018 年全国用电增速同比提高，服务业用电量快速增长； 全国发电装机结构进一步优化，新增非化石能源发电装机容量创历年新高，煤电装机增速放缓；发电量持续快速增长，弃风弃光问题明显改善，风电和光伏发电设备利用小时数同比提高 2018 年以来，宏观经济总体延续稳中向好，工业行业供需关系明显改善，企业产能利用率持续回升，拉动工业用电回暖，高技术制造业、战略性新兴产业等用电高速增长，工业、交通、居民生活等领域推广

6、的电能替代逐步推进，用电量较快增长。2018 年全国全社会用电量 6.84 万亿千瓦时，同比增长 8.5%，较上年提高 1.9 个百分点，为 2012 年以来最高增速；各季度同比分别增长 9.8%、9.0%、8.0%和 7.3%， 增速逐季回落， 但总体处于较高水平。全国人均用电量 4,956 千瓦时， 人均生活用电量 701千瓦时。 从电力消费结构来看，全国电力消费结构持续优化，2018 年我国一、二、三产业及城乡居民生活用电量占全社会用电量的比重分别为 1.06%、69.01%、15.78%和 14.15%1；其中，与上年相比，第三产业和居民生活用电量比重分别提高 1.78 和0.35 个

7、百分点，受四大高耗能行业用电占比下拉的影响，第二产业比重同比降低 1.39 个百分点。 细分来看， 2018 年我国第二产业及制造业用电量增长较快，高技术及装备制造业用电领涨。2018年，第二产业用电量 4.72 万亿千瓦时、同比增长7.2%， 增速为 2012 年以来新高，同比提高 1.7 个百分点，拉动全社会用电量增长 5.0 个百分点。从几大类行业来看，高技术及装备制造业用电量同比增长 9.5%， 与同期技术进步、转型升级的相关产业和产品较快增长态势基本一致；四大高载能行业用电量增长 6.1%，增速同比提高 1.2 个百分点；消费品制造业用电量增长 5.5%， 与社会消费品零售总额增速放

8、缓趋势相吻合。第三产业用电量继续快速增长，2018 年全年第三产业用电量 1.08 万亿千瓦时，同比增长 12.7%，增速较上年提高 2.1 个百分点；信息传输、软件和信息技术服务业用电量增长23.5%，继续延续近年来的快速增长势头，其中互联网和相关服务业、软件和信息技术服务业用电量增速均超过 60%； 批发和零售业用电量增长 12.8%，其中充换电服务业用电量增长 70.8%；受电气化铁路、城市公共交通运输、港口岸电、装卸搬运和仓储业等用电持续快速增长拉动，交通运输、仓储和邮政业用电量增长 11.7%。随着城镇化率和城乡居民电气化水平的持续提高，城乡居民生活用电快速增长，2018 年全年用电

9、量 9,685 亿千瓦时，同比增长 10.3%，增速同比提高 2.6 个百分点。 图图 1：2011 年以来我国电力消费与发电装机增长情况年以来我国电力消费与发电装机增长情况 资料来源：中国电力企业联合会，中诚信证评整理 1 数据参考中国电力企业联合会发布的 2018 年全国电力工业统计快报一览表。 国投电力控股股份有限公司 2018 年面向合格投资者公开发行 可续期公司债券（第一期、第二期、第三期）跟踪评级报告（2019） 5 近年我国发电设备装机容量仍保持较快增速，发电装机结构清洁化趋势明显。截至2018年末，全国全口径发电装机容量19.0亿千瓦， 同比增长6.5%。其中，非化石能源发电装

10、机容量7.7亿千瓦，占总装机容量的比重为40.8%，占比较上年提高2.0个百分点。全国新增发电装机容量1.2亿千瓦，较上年减少605万千瓦，其中，新增非化石能源发电装机占新增总装机的73.0%。2018年全国新增煤电2,903万千瓦，较上年少投产601万千瓦，为2004年以来的最低水平。根据国家发展改革委、国家能源局发布的电力发展“十三五”规划 （20162020年） ， 我国将加快煤电转型升级，积极发展非化石能源消费，按照非化石能源消费比重达到15%的要求，“十三五”期间力争淘汰火电落后产能2,000万千瓦以上， 取消和推迟煤电建设项目1.5亿千瓦以上， 到2020年全国煤电装机规模将力争控

11、制在11亿千瓦以内，占比降至约55%。 从发电量来看， 全国全口径发电量 6.99 万亿千瓦时，同比增长 8.4%。其中，非化石能源发电量2.16 万亿千瓦时，同比增长 11.1%，占总发电量的比重为 30.9%，较上年提高 0.6 个百分点。水电发电量 1.23 万亿千瓦时，同比增长 3.2%；火电发电量 4.92 万亿千瓦时，同比增长 7.3%。全国并网太阳能发电、风电、核电发电量分别为 1,775 亿千瓦时、3,660 亿千瓦时和 2,944 亿千瓦时，同比分别增长 50.8%、20.2%和 18.6%。新能源发电已成为内蒙古、新疆、河北、山东、宁夏、山西、江苏、黑龙江、安徽、吉林等 1

12、4 个省份第二大发电类型。 从发电设备利用小时数看，2018 年，全国发电设备平均利用小时为 3,862 小时， 较上年提高 73 小时。其中，水电 3,613 小时，较上年提高 16 小时；火电 4,361 小时，较上年提高 143 小时；核电 7,184小时，较上年提高 95 小时；并网风电 2,095 小时，为 2013 年以来新高，较上年提高 146 小时；并网太阳能发电 1,212 小时，较上年提高 7 小时。 2018 年，各级政府和电力企业等多方共同努力， 多措并举推进清洁能源消纳。 全国弃风电量 277亿千瓦时，平均弃风率 7%，同比下降 5 个百分点；全国弃光电量 54.9

13、亿千瓦时，平均弃光率 3%，同比下降 2.8 个百分点。华北、西北、东北地区风电设备利用小时分别比上年提高 102 小时、215 小时和 236 小时，西北、东北地区太阳能发电设备利用小时分别提高 66 和 65 小时。 图图 2：20112018 年全国年全国 6,000 千瓦及以上千瓦及以上 电力设备利用小时数电力设备利用小时数 资料来源：中电联，中诚信证评整理 总体来看，2018 年用电增速回升，电网峰谷差加大，全国电力供需从整体宽松转为总体平衡。以煤炭为主的能源结构决定了燃煤发电机组在我国电源结构中的主导地位，但在国家节能减排战略的推进下，未来非化石能源占比将持续提升，火电企业将持续承

14、压，其设备利用小时数也将保持较低水平；随着国家一系列促进新能源消纳政策发挥效力，弃风、弃光现象得到一定缓解，风电及太阳能发电利用效率有所提升。 2018 年水电投资有所上升，水电规模持续增长，通过加快外送通道建设，弃水问题有所缓解 2018 年我国水电完成投资 674 亿元， 同比增长8.36%， 新增水电装机 854 万千瓦。 截至 2018 年末，我国水电机组装机容量 3.52 亿千瓦， 占全国发电总装机容量比重为 18.53%，其中常规水电 3.22 亿千瓦，抽水蓄能水电 0.30 亿千瓦。截至 2018 年末，我国在建常规水电装机容量为 0.48 亿千瓦，2018年核准大中型常规水电站

15、 252.10 万千瓦。 我国水电主要分布在西南地区， 2018 年， 云南、四川新增装机容量分别为 155 万千瓦和 392 万千瓦，期末四川、云南水电装机容量占全国水电总装机容量比重分别提升至 21.79%和 18.00%。 2018 年 7 月 18 日，国家发改委、国家能源局联合出台了关于积极推进电力市场化交易进一步 国投电力控股股份有限公司 2018 年面向合格投资者公开发行 可续期公司债券（第一期、第二期、第三期）跟踪评级报告（2019） 6 完善交易机制的通知 （下称通知 ） ，表示各地要进一步提高市场化交易电量规模，加快放开发用电计划，其中明确指出，2018 年将全面放开煤炭、

16、钢铁、有色、建材四大行业用户发用电计划。随着电力市场化改革推进， 2018 年全国市场化交易电量约 2.07 万亿千瓦时，同比增长 26.53%，市场化交易电量占全社会用电量约 30.2%，比重同比提高约4 个百分点。2018 年，大型发电集团的水电市场交易电量为 2,056 亿千瓦时，同比增长 16.55%，水电上网电量市场化率达到 31.9%，同比增长 1 个百分点，市场交易平均电价为 22.45 分/千瓦时，同比提高 0.38 分/千瓦时。 2016 年，全国水电弃水电量为 635 亿千瓦时，国家四大水电基地 20 余座大型水电站有效水量利用率和有效水能利用率不到 80%，个别电站不足6

17、0%。为解决水电弃水问题，2017 年，国家发展改革委、国家能源局等部委联合印发了解决弃水弃风弃光问题实施方案发改能源（2017）1942 号以及 关于促进西南地区水电消纳的通知发改运行（2017）1830 号，要求全面地加快推进西南跨省跨区配置的输电通道规划和建设，优先建设以输送可再生能源为主且受端地区具有消纳市场空间的输电通道，并计划“十三五”期间争取新增四川送电能力 2,000 万千瓦以上、 新增云南送电能力 1,300万千瓦以上。通过各方努力，可再生能源并网运行有较大改善。2018 年全国弃水量为 691 亿千瓦时，在来水好于前一年的情况下，水能利用率达 95%左右。 2018 年煤炭

18、市场价格继续高位运行，煤电价格联动政策未得到有效执行，火电企业仍面临较大的经营压力；未来随着煤电联营的进一步整合，大型煤电一体化集团市场竞争力将更为凸显 煤炭为火电行业的主要原料，占火电企业生产成本 50%80%左右，近年来上涨的煤炭价格不断侵蚀火电企业的盈利能力。 2018 年全年煤炭价格维持高位震荡，截至 2018 年末，秦皇岛动力煤 5,500大卡平仓价为 570 元/吨，同比下降 9.5%，仍维持在较高水平。此外，随着我国火电技术水平提升，高参数、大容量、高效机组比例不断提高，供电煤耗持续下降。2018 年，全国 6,000 千瓦及以上火电机组供电标准煤耗由 2017 年的 309 克

19、/千瓦时下降至 308 克/千瓦时。 图图 3：2016 年年 1 月月2018 年年 12 月秦皇岛动力煤月秦皇岛动力煤 Q5,500 市场市场价走势图价走势图 单位：元单位：元/吨吨 数据来源：Wind 数据，中诚信证评整理 煤电价格方面， 2015年4月国家发改委发布 国家发改委关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知 （发改委价格【2015】3169 号） ，对煤电价格实行区间联动，以中国电煤价格指数 2014 年各省平均价格为基准煤价（444 元/吨） ，当周期内电煤价格（每期电煤价格为上一次 11 月至当年 10 月电煤平均数）与基准煤价相比超过每吨 30 元的，对超出部分实行分档累

20、退联动，上网电价调整水平不足 0.2 分/千瓦时的，当年不实施联动，调整金额并入下一周期。 2018 年 3 月， 为进一步优化营商环境，国家发改委发布了特急文件关于降低一般工商业电价有关事项的通知 ，通知中称，决定分两批实施降价措施，落实一般工商业电价平均下降 10%的目标要求，第一批降价措施全部用于降低一般工商业电价，自 2018 年 4 月 1 日起执行，具体措施包括全面落实已出台的电网清费政策；推进区域电网和跨省跨区专项工程输电价格改革；进一步规范和降低电网环节收费及临时性降低输配电价。虽然根据此前出台的煤电联动公式， 2018 年应上调火电标杆上网电价，但为降低工商业电价，煤电联动没

21、有得到有效执行，一定程度上加剧了火电企业的经营压力。 煤炭价格高企，煤电价格联动政策未得到有效 国投电力控股股份有限公司 2018 年面向合格投资者公开发行 可续期公司债券（第一期、第二期、第三期）跟踪评级报告（2019） 7 执行，加之电力市场化改革推进，火电企业经营压力凸显。为降低燃料成本波动对电力企业的影响，2018 年 1 月 5 日，国家发改委、国家能源局、国家环保部等 12 部委联合印发了关于进一步推进煤炭企业兼并重组转型升级的意见 （以下简称“意见”） 。意见明确，支持有条件的煤炭企业之间实施兼并重组，支持发展煤电联营，支持煤炭与煤化工企业兼并重组，支持煤炭与其他关联产业企业兼并

22、重组等，到 2020 年底，争取在全国形成若干具有较强国际竞争力的亿吨级特大型煤炭企业集团，发展和培育一批现代化煤炭企业集团。根据意见，促进煤电联营、煤炭和煤化企业及其他关联企业的兼并重组，将成为未来发展趋势，大型煤电一体化集团竞争优势将更为凸显。 业务运营业务运营 受益于全国电力消费增长及公司火电机组投产，火电收入大幅增长等因素，2018 年公司实现主营业务收入 407.41 亿元，同比增长 29.66%。从收入构成来看，20162018 年，公司水电业务收入分别为 179.26 亿元、177.43 亿元和 196.61 亿元，占主营业务收入的比重较高， 分别为 61.60%、 56.47%

23、和 48.26%；同期火电业务收入分别为 104.86 亿元、126.67 亿元和 195.23 亿元， 占主营业务收入的比重分别为 36.03%、40.31%和 47.92%。受火电机组集中投产及利用小时数增加的影响，近年来公司火电业务收入规模及占比逐年增加，后续随着公司在建两河口、杨房沟等水电站及哈密、广西浦北风电站的投产，未来清洁能源发电占公司主营业务收入的比重将有所提高。 公司火电资产规模继续增长，发电能力持续提升；受益于新机组投产及全国用电需求增速提高，公司火力机组利用水平有所提升 近年来，公司火电项目相继投产。其中湄洲湾二期 2 台 100 万千瓦机组分别于 2017 年 7 月、

24、 9 月投产；国投北疆二期 2 台 100 万千瓦机组于 2018年 6 月投产。截至 2018 年末，公司火电控股装机容量为 1,575.60 万千瓦，同比增加 14.54%。2018年公司火电业务收入为 195.23 亿元，同比增加54.14%，受益于新火电机组投产、所在区域来水偏枯、电力消费增长及火电发电利用小时数提高等因素，2018 年公司火电业务收入同比大幅增长。 表表 1：截至：截至 2018 年末公司控股火电电力资产情况年末公司控股火电电力资产情况 电厂名称电厂名称 持股比例持股比例 （%） 控股装机控股装机 （万千瓦）（万千瓦） 国投北疆 64.00 400.00 国投钦州 6

25、1.00 326.00 国投北部湾 55.00 64.00 华夏电力 56.00 120.00 湄洲湾一期 51.00 78.60 湄洲湾二期 51.00 200.00 国投宣城 51.00 129.00 靖远二电 51.22 132.00 国投盘江 55.00 60.00 国投伊犁 60.00 66.00 合计合计 - 1,575.60 数据来源：公司提供，中诚信证评整理 2018 年，公司完成火电发电量 647.55 亿千瓦时，同比增加 46.57%。主要原因，一是受全社会用电量增长的影响，广西、福建、甘肃火电机组利用小时数同比增加较多；二是公司火电所在部分区域降水量整体偏枯，水电负荷下降

26、，火电发电量同比上升； 三是湄洲湾二期 2 台 100 万千瓦机组于 2017年下半年投产，2018 年完全发挥效力；四是北疆二期 2 台 100 万千瓦机组于 2018 年 6 月份投产；五是国投北部湾与大用户签约直购电量，发电量同比增幅较大。得益于此，公司 2018 年控股火电企业设备平均利用小时数为 4,367 小时，较上年大幅提高 824 小时。 上网电价方面，2018 年，公司火电机组平均含税上网电价为 0.369 元/千瓦时，较 2017 年同期上涨 0.012 元/千瓦时，主要系 2017 年 7 月起各省区调整燃煤电厂标杆上网电价所致。 在供电煤耗方面，公司注重节能减排，通过提

27、高管理运行水平、关停小机组以及投运大机组等有效措施，使公司单位供电标准煤耗保持较好水平，2018 年为 302.22 克/千瓦时，同比下降且低于全国平均水平。 国投电力控股股份有限公司 2018 年面向合格投资者公开发行 可续期公司债券（第一期、第二期、第三期）跟踪评级报告（2019） 8 表表 2：20162018 年公司控股火电业务主要经营指标年公司控股火电业务主要经营指标 2016 2017 2018 控股装机容量（万千瓦） 1,175.60 1,375.60 1,575.60 发电量（亿千瓦时） 389.04 441.80 647.55 上网电量（亿千瓦时） 362.34 412.59

28、 608.00 发电机组平均利用小时 3,701 3,543 4,367 全国发电机组平均利用小时 4,186 4,209 4,361 单位供电煤耗（克/千瓦时） 311.03 307.10 302.22 平均含税上网电价（元/千瓦时） 0.338 0.357 0.369 数据来源：公司提供，中诚信证评整理 煤炭采购方面，2018 年全年燃煤价格高企，公司火电企业运营成本有所上升， 2018 年公司长协煤到厂标煤价格（不含税）为 665.82 元/吨，同比上涨 2.31%； 市场煤到厂标煤价格 （不含税） 为 672.17元/吨，同比上涨 18.24%。全年公司煤炭采购量为3,180 万吨，

29、其中长协煤采购量较大， 为 1,757 万吨。 表表 3：20162018 年公司煤炭采购情况年公司煤炭采购情况 单位：万吨、元单位：万吨、元/吨吨 2016 2017 2018 长协煤采购数量 1,044 1,318 1,757 长协到厂标煤价格 （不含税） 476.66 650.77 665.82 市场煤采购数量 833 881 1,423 市场到厂标煤价格 （不含税） 428.96 568.46 672.17 数据来源：公司提供，中诚信证评整理 总体来看，受益于火电新机组的陆续投产，公司火电发电量大幅提升；同时，火电上网电价受政策影响较大，自 2013 年多次下调后于 2017 年首次提

30、高，因此 2018 年公司火电业务收入提升明显。此外，公司单机装机容量较大带来低煤耗优势，同时通过长期煤炭采购协议构建了稳定的供应渠道，具有竞争优势。但煤炭市场价格的波动及发电机组利用小时数的波动对公司火电业务成本及盈利的影响值得关注。 2018 年公司水电装机无新增，杨房沟和两河口水电项目建设周期较长，目前仍处于在建状态。公司水电板块经营稳定，保持极强的竞争实力，仍为公司主要盈利点 截至 2018 年末，公司水电控股装机容量为1,672 万千瓦，当期未有新增机组投产。公司持股52%的雅砻江水电，是雅砻江流域唯一水电开发主体，该流域可开发装机容量约 3,000 万千瓦，截至2018 年末，下游

31、电站已开发完毕（上游及中游目前无投产电站） ，雅砻江水电总装机容量 1,470 万千瓦， 占公司控股水电总装机容量的 87.92%。 中游的杨房沟、两河口两座水电站仍处于在建状态，预计2021 年投产。 受益于上网电量的提升以及水电上网电价政策性让利减少等因素， 2018 年公司水电业务收入 196.61 亿元，同比增加 10.81%。 表表 4：截至：截至 2018 年末公司控股水电电年末公司控股水电电力资产情况力资产情况 电厂名称电厂名称 持股比例持股比例 （%） 控股装机控股装机 （万千瓦）（万千瓦） 雅砻江水电 52.00 1,470 国投大朝山 50.00 135 国投小三峡 60.

32、45 67 合计合计 - 1,672 数据来源：公司提供，中诚信证评整理 从发电利用小时数来看，受益于雅砻江流域、黄河流域来水较好，雅砻江、小三峡发电量同比提高，2018 年公司水电设备平均利用小时数为 5,048小时，较上年提高 83 小时。由此，当期公司控股水电站整体发电量达到 843.95 亿千瓦时， 同比增加1.66%。 表表 5：20162018 年公司控股水电业年公司控股水电业务主要经营指标务主要经营指标 指标指标 2016 2017 2018 控股装机容量（万千瓦） 1,672 1,672 1,672 发电机组平均利用小时 4,822 4,965 5,048 全国平均水电利用小时

33、数 3,619 3,579 3,613 发电量（亿千瓦时） 804.69 830.16 843.95 上网电量（亿千瓦时） 800.33 825.66 839.44 平均上网电价（元/千瓦时）（含税） 0.262 0.251 0.268 数据来源：公司提供，中诚信证评整理 上网电价方面， 2018 年公司水电平均上网电价为 0.268 元/千瓦时，同比上涨 6.67%，主要系由于当年公司水电上网电价政策性让利减少。 总体来看，公司水电资源优质，近几年平均利用小时均远高于全国平均水平，水电业务收入对主营业务收入的贡献度很高。但值得关注的是，来水量的多少对水电站的发电量具有决定性影响，因此水电业务

34、受自然条件和不可抗力等因素的影响较大，具有明显的季节性和不确定性。 国投电力控股股份有限公司 2018 年面向合格投资者公开发行 可续期公司债券（第一期、第二期、第三期）跟踪评级报告（2019） 9 公司新能源业务发展加快，2018 年公司风电及光伏发电量均有所增长，弃风弃光问题有所缓解，但对收入及盈利的影响仍然较小 2018 年， 公司新能源业务快速发展， 截至 2018年末，风电可控装机容量达 110.10 万千瓦，较上年末新增 11.50 万千瓦；太阳能可控装机容量为 47.8万千瓦，较上年末新增 32.00 万千瓦。 表表 6：截至：截至 2018 年末公司控股风电电力资产情况年末公司

35、控股风电电力资产情况 电厂名称电厂名称 持股比例（持股比例（%） 控股装机（万千瓦）控股装机（万千瓦） 国投白银风电 64.89 9.45 国投酒泉一风电 42.18 9.90 国投酒泉二风电 64.89 20.10 国投哈密三塘湖 64.89 4.95 哈密淖毛湖 64.89 4.95 国投吐鲁番风电 64.89 4.95 龙门风电 64.89 6.50 国投青海风电 51.65 9.90 景峡风电 64.89 10.00 烟墩风电 64.89 10.00 国投楚雄武定三月山 58.40 9.60 国投云南风电 58.40 4.80 英国 Afton 陆上风电 100.00 5.00 合计合

36、计 - 110.10 注：英国 Afton 陆上风电项目目前由外方运营。 数据来源：公司提供，中诚信证评整理 从业务运营情况来看，风电业务方面，2018 年公司发电量和机组平均利用小时数均有所提高，其中，风电业务发电量为 20.05 亿千瓦时，同比增加31.56%；同期，公司风电设备（境内）平均利用小时数为 1,997 小时，较上年增加 238 小时。2017 年以来公司风电业务发电量和风电设备利用小时数同比显著增长，一是西北区域风电限电情况有所好转；二是新建项目陆续投产，开始发挥效力。 表表 7：20162018 年年公司控股境内风电业务主要经营指标公司控股境内风电业务主要经营指标 2016

37、 2017 2018 控股装机容量（万千瓦） 68.05 98.60 105.10 发电量（亿千瓦时） 8.89 15.24 20.05 上网电量（亿千瓦时） 8.64 14.82 19.53 发电机组平均利用小时 1,381 1,759 1,997 平均含税上网电价 （元/千瓦时） 0.487 0.473 0.479 数据来源：公司提供，中诚信证评整理 光伏发电业务方面，公司目前投入运营的光伏发电厂包括敦煌光伏、格尔木光伏、石嘴山光伏、大理光伏、会理光伏、冕宁光伏和南庄光伏，截至2018 年末， 除大理光伏机组尚未进入国家补贴名录外，其他机组均已进入。2018 年，公司实现光伏发电量 4.7

38、0 亿千瓦时，光伏发电业务实现收入 3.46亿元，分别同比增长 104.77%和 74.74%，主要系国投大理宾川光伏二期投产以及成功收购南庄光伏，装机容量大幅增加所致。 表表 8：截至：截至 2018 年末公司控股光伏电力资产年末公司控股光伏电力资产情况情况 电厂名称电厂名称 持股比例持股比例 （%） 控股装机控股装机 （万千瓦）（万千瓦） 敦煌光伏 64.89 2.80 格尔木光伏 64.89 3.00 石嘴山光伏 64.89 5.00 大理光伏 64.89 4.00 会理光伏 26.52 2.00 冕宁光伏 31.20 1.00 南庄光伏 90.00 30.00 合计合计 - 47.80

39、 数据来源：公司提供，中诚信证评整理 从发电利用小时数看， 2018 年公司光伏设备发电利用小时数为 1,458 小时，由于公司当年收购的南庄光伏电站位于云南，发电利用小时数不及西北的机组， 相对较低， 令整体光伏发电效率有所下滑。 表表 9：20162018 年公司控股光伏发电业务主要经营指标年公司控股光伏发电业务主要经营指标 2016 2017 2018 控股装机容量（万千瓦） 12.80 15.80 47.80 发电量（亿千瓦时） 1.74 2.30 4.70 上网电量（亿千瓦时） 1.70 2.24 4.64 发电机组平均利用小时 1,521 1,499 1,458 平均含税上网电价

40、（元/千瓦时） 1.047 0.998 0.875 数据来源：公司提供，中诚信证评整理 从平均上网电价来看，2018 年，公司光伏发电平均上网电价为 0.875 元/千瓦时， 较上年下降 0.123元/千瓦时，随着政策性补贴力度的降低，公司光伏发电上网电价呈逐年下降趋势。 总体来看，公司风力与光伏发电发展加快，但整体业务规模仍然较小。光伏发电业务的盈利很大程度上取决于政府的补贴政策，考虑到公司光伏发电业务规模较小，潜在的政策调整导致的业务风险尚处于可控范围。 国投电力控股股份有限公司 2018 年面向合格投资者公开发行 可续期公司债券（第一期、第二期、第三期）跟踪评级报告（2019） 10 公

41、司清洁能源项目储备丰富，未来业务规模仍有较大的增长空间；但随着在建和拟建项目的后续推进，公司未来或将面临一定的资本支出压力 截至 2018 年末，公司主要在建电力项目总装机容量 489.3 万千瓦，总投资额 894.40 亿元，已投资 378.93 亿元。其中，雅砻江流域下游水电站已经全部开发完毕，两河口和杨房沟水电项目均系公司目前重点开发的雅砻江中游水电项目。两河口水电站设计装机容量 300 万千瓦，年设计发电量为 110亿千瓦时； 杨房沟水电站设计装机容量 150 万千瓦，单独运行时年均设计发电量 59.623 亿千瓦时， 与已核准建设的上游两河口水库电站联合运行时年均设计发电量 68.5

42、57 亿千瓦时。两个项目规模较大，建设期较长，投入资金亦较大，截至 2018 年末，按照计划总投资金额，两河口和杨房沟水电项目尚需分别投入 359.36 亿元和 139.11 亿元。 表表 10：截至：截至 2018 年末公司主要在建电力项目情况年末公司主要在建电力项目情况 项目项目 机组机组 类型类型 设计装设计装 机容量机容量 （万千瓦）（万千瓦） 总投资总投资 （亿元）（亿元） 截至截至 2018年末已投资年末已投资（亿元）（亿元） 预计投预计投产时间产时间 两河口 水电 300 664.57 305.21 2021 杨房沟 水电 150 200.02 60.91 2021 哈密景峡风电

43、 风电 20 15.77 7.37 2019 哈密烟墩风电 风电 10 6.65 5.30 2019 广西 浦北 风电 9.3 7.39 0.14 2020 合计合计 - 489.3 894.40 378.93 - 数据来源：公司提供，中诚信证评整理 总体来看，随着电源建设项目的持续推进，清洁能源规模将不断增加，公司电力资产结构将继续保持在较好水平。同时，随着在建和拟建项目的增多，公司资金需求将显著增加，未来或将面临一定的资本支出压力。 财务分析财务分析 以下分析基于公司提供的经立信会计师事务所（特殊普通合伙）审计并出具标准无保留意见的公司 20162018 年审计报告。公司财务报表均按新会计

44、准则编制，均为合并口径数据。公司将“短期融资券”计入“其他流动负债”，“应付融资租赁款”和“应付借款”计入“长期应付款”，中诚信证评在相关财务指标计算时将其分别计入“短期债务”和“长期债务”。 资本结构 近年来，随着在建项目的持续推进，公司总资产规模持续增长，截至 2018 年末为 2,207.08 亿元，同比增长 5.96%。受益于 2018 年成功发行合计 40亿元永续债及留存收益的增加，公司自有资本实力不断增强，公司自有资本实力不断提升，2018 年末公司所有者权益 （含少数股东权益） 为 701.83 亿元，同比增加 15.61%。 同期， 随着在建项目的资金投入，公司对外部负债的依赖

45、程度亦有所增加，2018 年末，公司负债总额为 1,505.25 亿元，同比增加2.00%。 图图 4：20162018 年末公司资本结构年末公司资本结构 资料来源：公司定期报告，中诚信证评整理 资产结构方面，公司资产以非流动资产为主。截至 2018 年末，公司非流动资产为 2,033.31 亿元，占资产总额的比重为 92.13%， 公司非流动资产主要由固定资产和在建工程构成，随着新电站机组的建设与投运，2018 年末，公司固定资产为 1,407.95 亿元，主要为发电工程、房屋及建筑物等；同期，在建工程为 443.09 亿元，主要为在建发电工程，其中大部分为水电工程。流动资产方面，截至 20

46、18 年末，公司流动资产为 173.78 亿元，主要由货币资金和应收账款构成。截至 2018 年末，公司货币资金为 76.01 亿元，同比增加 48.14%，主要系由于公司本部及雅砻江水电营业收入增加，资金沉淀较多，其中受限部分为 1.31 亿元，主要系各种保证金、保险和基金等；应收账款为 52.34 亿元，同比增加47.36%，主要为电力销售款，公司应收账款增加较 国投电力控股股份有限公司 2018 年面向合格投资者公开发行 可续期公司债券（第一期、第二期、第三期）跟踪评级报告（2019） 11 多，主要系国投钦州、国投北疆当期发电量增加导致未收电费增加，新投产的景峡、烟墩、青海贝壳梁、东川

47、二期等项目可再生能源补贴款尚未回收，以及收购云南冶金新能源令应收电费增加所致。公司的应收对象大部分为电网企业，且应收账款账龄集中在 6 个月以内，回收保障性较强。 负债结构方面，公司以非流动负债为主。截至2018 年末，公司非流动负债为 1,153.57 亿元，占总负债的比重为 76.64%， 主要由长期借款、应付债券和长期应付款构成。 其中长期借款为 1,117.04 亿元，同比增加 2.59%，主要系信用借款的增加；应付债券为 22.00 亿元，同比下降 26.66%，系部分债券划分至一年内到期的非流动负债所致；长期应付款为7.80 亿元，主要为应付融资租赁款及应付借款。流动负债方面，截至

48、 2018 年末，公司流动负债为351.69 亿元，主要由一年内到期的非流动负债、其他应付款和应付账款构成。截至 2018 年末，公司一年内到期的非流动负债为 157.17 亿元， 同比增加12.40%；其他应付款为 49.78 亿元，主要为待支付工程款及保证金等，受上述款项规模下降的影响，2018 年末其他应付款同比减少 21.80%；应付账款为 46.78 亿元，主要为应付未付工程设备款。 财务杠杆方面，公司经营情况良好，自有资本实力持续提升，截至 2018 年末，公司资产负债率为 68.20%，总资本化比率为 66.22%，较上年末分别下降 2.65 个百分点和 2.52 个百分点。虽然

49、近年来公司资产负债率和总资本化比率总体呈逐年下降趋势，但公司所属电力行业具有资本密集特性，其财务杠杆仍属于行业较高水平。 债务规模方面，随着公司在建项目的资金投入，外部融资需求相应增加。截至 2018 年末，公司总债务为 1,375.86 亿元，同比增加 3.08%。债务期限结构方面，公司债务主要为长期债务，与电站长投资周期的特性较为匹配，截至 2018 年末，公司长期债务为 1,146.84 亿元，长短期债务比（短期债务/长期债务）为 0.20，债务期限结构较为合理。 图图 5：20162018 年末公司债务结构年末公司债务结构 资料来源：公司定期报告，中诚信证评整理 总体来看，2018 年

50、随着在建项目的推进，公司资产和债务规模均保持增长；得益于利润不断累积及永续债的发行，所有者权益亦较上年提高，财务杠杆有所下降趋势但总体仍处于较高水平。目前公司主要在建项目为水电站，投资周期较长，与公司以长期债务为主的期限结构较为匹配，债务期限结构较为合理。 盈利能力 电力销售收入是公司营业总收入的主要来源，2018 年，受益于国内用电消费较快增长，公司国投北疆二期、 湄洲湾二期机组 （2017 年下半年） 投产，以及公司火电机组所在部分区域降水偏枯等因素，公司火电业务规模大幅增长，在火电业务收入规模大幅提升的带动下，当期营业总收入为 410.11 亿元，同比增长 29.61%。 表表 11：2