国投电力：2018年面向合格投资者公开发行可续期公司债券（第二期）信用评级报告.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（第二期）信用评级报告 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、法规以及监管部门的有关规定，依据合理

2、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、本评级报告所包含信息组成部分中信用级别、

3、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、 本评级报告所示信用等级自本评级报告出具之日起至本期债券到期兑付日有效； 同时，在本期债券存续期内，中诚信证评将根据跟踪评级安排，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是否调整信用等级，并按照相关法律、法规对外公布。 4 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）信用评级报告 概概 况况 发债主体概况 国投电力控股股份有限公司前身为中国石化湖北兴化股份有限公司（以下简称“湖北兴化”），成立于 1989 年 2 月 23

4、 日，于 1996 年 1 月 18 日在上海证券交易所持牌上市（股票代码：600886）。2002年， 国家开发投资集团有限公司1（以下简称“国投集团”）收购湖北兴化控股股东中国石油化工股份有限公司股份，并与湖北兴化签署了资产置换协议，股权转让与资产置换于 2002 年 9 月 30 日生效。同年，公司名称变更为国投华靖电力控股股份有限公司。2009 年 11 月，公司以非公开发行 A股股票作为对价收购国投集团持有的国投电力有限公司（以下简称“电力公司”）100%股权。2012年，公司更名为国投电力控股股份有限公司。截至2017 年末，公司总股本为 67.86 亿股，其中控股股东国投集团持股

5、比例为 49.18%， 国务院国有资产监督管理委员会持有国投集团 100%股权，为公司实际控制人。 公司是一家水火电并举、业务全国布局的发电企业， 目前拥有的发电资产主要分布于四川、 甘肃、天津、福建、广西、云南、安徽等地区。截至 2017年末，公司控股一级子公司 18 家，主要为电力生产及销售子公司，公司已投产控股装机容量为3,162.00 万千瓦。 截至 2017 年末，公司资产总额为 2,082.88 亿元，所有者权益 607.08 亿元，资产负债率 70.85%；2017 年，公司实现营业总收入 316.45 亿元，净利润 65.59 亿元，经营活动净现金流 181.41 亿元。 1

6、2017 年 12 月 5 日， 原“国家开发投资公司”更名为“国家开发投资集团有限公司”。 本期债券概况 表表 1：本：本期期债债券券基本条款基本条款 基本条款基本条款 债券名称 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） 发行总额 本次债券的发行规模不超过人民币 40 亿元（含 40 亿元），分期发行。其中，本期债券发行规模为不超过人民币 20 亿元。 债券期限 基础期限为 3 年， 在约定的基础期限期末及每一个周期末，发行人有权行使续期选择权，按约定的基础期限延长 1 个周期； 发行人不行使续期选择权则全额到期兑付。 债券利率 本期债券采用固定利

7、率形式，单利按年计息，不计复利。如有递延，则每笔递延利息在递延期间按当期票面利率累计计息。 偿还方式 在发行人不行使递延支付利息权的情况下， 每年付息一次；在每个约定的周期末，发行人有权选择将本期债券延期， 或选择在该周期末全额兑付本期债券。 募集资金 用途 拟用于偿还金融机构借款、 调整债务结构和补充流动资金。 资料来源：公司提供，中诚信证评整理 行业分析行业分析 电力行业 电力生产行业是关系国计民生的公用事业行业， 其发展与宏观经济走势密切相关。 2013 年以前，随着我国经济高速增长，国内电力需求保持较快的增长速度，其中 20002007 年全社会用电量年复合增长率达 13.63%，20

8、08 年受金融危机影响，用电量增速明显下滑，20092012 年，受宏观经济增速波动等因素影响，全社会用电量增速亦有所波动，2013 年我国宏观经济企稳，且受夏季持续高温天气、冬季气温偏暖等影响，2013 年前三季度用电增速逐季回升，第四季度增速有所回落，2013 年全国全社会用电量 53,225 亿千瓦时，同比增长 7.19%。2014 年，全国全社会用电量 55,213 亿千瓦时，同比增长 3.74%，比上年回落 3.45 个百分点，其中第一产业、第二产业、第三产业及城乡居民生活用电量占比分别为 1.80%、73.60%、12.06%和 12.55%。2015 年宏观经济增速延续持续放缓的

9、态势， 全国电力供需形势总体宽松。当年全国全社会用电量55,500 亿千瓦时，同比增长 0.5%，增速同比回落3.2 个百分点，电力需求增速创 1998 年以来新低。分产业看，第一产业用电量 1,020 亿千瓦时，同比增长 2.5%；第二产业用电量 40,046 亿千瓦时，同 5 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）信用评级报告 比下降 1.4%；第三产业用电量 7,158 亿千瓦时，同比增长7.5%； 城乡居民生活用电量7,276亿千瓦时，同比增长 5.0%。2016 年，随着中国经济增速的企稳，加之夏季持续高温天气的影响，全国全社会用电量

10、59,198 亿千瓦时，同比增长 6.7%，增幅创近三年新高。分产业看，第一产业用电量 1,075 亿千瓦时，同比增长 5.4%；第二产业用电量 42,108 亿千瓦时，同比增长 5.1%；第三产业用电量 7,961 亿千瓦时，同比增长 11.2%；城乡居民生活用电量8,054 亿千瓦时， 同比增长 10.7%， 当前拉动用电增长的主要动力继续从传统高耗能行业继续向服务业和生活用电转换。2017 年，全国全社会用电量63,077 亿千瓦时， 同比增长 6.6%。 第一产业用电量1,155 亿千瓦时，同比增长 7.3%，占全社会用电量的比重为 1.8%；第二产业用电量 44,413 亿千瓦时，同

11、比增长 5.5%，占全社会用电量的比重为 70.4%；第三产业用电量 8,814 亿千瓦时，同比增长 10.7%，占全社会用电量的比重为 14.0%；城乡居民生活用电量 8,695 亿千瓦时，同比增长 7.8%，占全社会用电量的比重为 13.8%。 电力装机容量方面，虽然近几年用电需求增速放缓，但我国发电设备装机容量仍保持较快增速。截至 2016 年末， 全国发电设备装机容量 16.46 亿千瓦，同比增长 8.2%，增速较 2015 年下降 2.1 个百分点，但仍高于全社会用电量增速，电力供应能力总体充足。具体来看，水电装机容量 3.32 亿千瓦，占全部装机容量的 20.18%；火电 10.5

12、4 亿千瓦，占全部装机容量的 64.04%；核电 0.34 亿千瓦，并网风电 1.49 亿千瓦，并网太阳能发电 0.77 亿千瓦。截至 2017 年末，全国发电装机容量 17.77 亿千瓦，比 2016 年末增长 7.6%。其中，火电装机容量 11.06亿千瓦，增长 4.3%；水电装机容量 3.41 亿千瓦，增长 2.7%； 核电装机容量 0.36 万千瓦， 增长 6.5%；并网风电装机容量 1.64 万千瓦，增长 10.5%；并网太阳能发电装机容量 1.30 万千瓦，增长 68.7%。电源结构方面， 最近几年来， 中国通过提高环保标准，鼓励可再生能源、清洁能源和节能性能优良的先进机组加快建设

13、、优先安排发电计划和优先上网销售等方式，逐步改善中国电源结构，降低高污染、高耗能发电机组在中国电力供应中的比例，各类型发电机组装机容量和发电量均有不同比例的上升；同时，火力发电项目的装机容量占全部发电项目装机容量的比重有所下降，但火力发电机组的发电量占电力行业全口径发电量的比重均保持在 71%以上；水电、风电等清洁能源的比重有所上升。随着电力结构及布局持续优化，风电、太阳能发电消纳问题有所缓解。电源投资建设重点向非化石能源方向倾斜。 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 我国发电机组利用小时数

14、的周期性变化与宏观经济及电源投资建设的周期性变化密不可分。2013 年以来，我国经济增速和用电需求增速放缓，受此影响，20152017 年全年 6,000 千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时数分别为 3,988 小时、3,797 小时和 3,786 小时，整体呈下降态势；同期火电设备平均利用小时数分别为 4,364 小时、 4,186 小时和 4,209 小时，水电设备平均利用小时数分别为3,590 小时、3,619 小时和 3,579 小时，并网风电设备平均利用小时数分别为 1,724 小时、 1,745 小时和1,948 小时，核电设备平均利用小时数分别为 7,403小时、7,060 小时

15、和 7,108 小时，各类型发电机组平均利用小时数具体见表 2。 整体来看，由于自然条件的变化，风电、水电等发电机组类型在发电利用小时上出现一定程度的波动；火电发电机组受整体电力需求增速变化、环保和节能减排压力，新能源装机比重不断增加等因素综合影响，近几年平均利用小时也呈波动态势。 6 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）信用评级报告 表表 2：20152017 年中国各类型机组年末装机容量、年度发电量和发电小时数年中国各类型机组年末装机容量、年度发电量和发电小时数 项目项目 2015 年年 2016 年年 2017 年年 装机容量（万千瓦）装

16、机容量（万千瓦） 数量数量 比例（比例（%） 数量数量 比例（比例（%） 数量数量 比例（比例（%） 火电 100,554 65.93 106,094 64.22 110,604 62.24 水电 31,954 20.95 33,207 20.10 34,119 19.20 风电 13,075 8.57 14,817 8.97 16,367 9.21 核电 2,717 1.78 3,364 2.04 3,582 2.02 太阳能 4,218 2.77 7,719 4.67 13,025 7.33 其他 8 0.01 8 0.00 0 0.00 总计总计 152,527 100.00 165,2

17、09 100.00 177,703 100.00 发电量（亿千瓦时）发电量（亿千瓦时） 数量数量 比例（比例（%） 数量数量 比例（比例（%） 数量数量 比例（比例（%） 火电 42,307 73.71 43,273 71.82 45,513 70.92 水电 11,127 19.39 11,748 19.50 11,945 18.61 风电 1,856 3.23 2,420 4.02 3,057 4.76 核电 1,714 2.99 2,132 3.54 2,483 3.87 太阳能 395 0.69 674 1.12 1,182 1.84 其他 1 0.00 0 0.00 0 0.00 总

18、计总计 57,399 100.00 60,248 100.00 64,179 100.00 发电小时（小时）发电小时（小时） 数量数量 增速（增速（%） 数量数量 增速（增速（%） 数量数量 增速（增速（%） 火电 4,364 -8.66 4,186 -4.08 4,209 1.06 水电 3,590 -2.16 3,619 0.81 3,579 -1.16 风电 1,724 -9.27 1,745 1.22 1,948 11.83 核电 7,403 -4.93 7,060 -4.63 7,108 0.94 太阳能 1,225 -0.84 - - - - 平均平均 3,988 -8.27 3,

19、797 -4.79 3,786 0.03 注：1、上述水电数据包含抽水蓄能的水电站；2、以上数据均经四舍五入处理，故单项求和数与合计数存在尾差。 数据来源：中电联，中诚信证评整理上网电价方面，2013 年以来，国家发改委和国务院多次下调全国燃煤发电上网电价，电价持续低迷； 2017 年 7 月， 火电上网电价在持续 4 年下调后，迎来首次上调。2013 年 9 月，国家发改委下调全国燃煤机组上网电价。由于 2012 年以来煤炭价格下行明显，根据煤电联动政策，在 2015 年 4 月召开的国务院常务会议上决定再次下调燃煤发电上网电价，平均降幅为 0.02 元/千瓦时。2015 年 12 月，根据

20、煤电价格联动机制有关规定，发改委决定再次下调全国燃煤发电上网电价和一般工商业用电价格， 自 2016 年 1 月 1 日起平均下降 0.03 元/千瓦时。2016 年下半年以来，燃煤价格高企，火电企业经营压力增加，2017 年，国家发改委下发关于取消、降低部分政府性基金及附加合理调整电价结构的通知，该通知规定自 2017 年 7 月 1 日起，取消向发电企业征收的工业企业结构调整专项基金，将国家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金征收标准降低 25%，腾出的电价空间用于提高燃煤电厂标杆上网电价，缓解燃煤发电企业经营困难。 2016 年 11 月，国家正式发布电力发展十三五规划（20

21、162020 年），指出按照非化石能源消费比重达到 15%的要求，到 2020 年，非化石能源发电装机容量达到 7.7 亿千瓦左右， 比 2015 年增加 2.5 亿千瓦左右，占比约 39%，提高 4 个百分点，发电量占比提高到 31%；气电装机容量增加 0.5 亿千瓦，达到 1.1 亿千瓦以上，占比超过 5%；煤电装机容量力争控制在 11 亿千瓦以内，占比降至约55%，未来电源结构将得到进一步优化。 7 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）信用评级报告 表表 3：电力装机中长期发展目标：电力装机中长期发展目标 单位：亿千瓦单位：亿千瓦 类别类

22、别 2015 年年 2020 年预期年预期 煤电 9 11 气电 0.66 1.1 常规水电 2.97 3.4 抽水储能 0.23 0.40 风电 1.31 2.1 太阳能 0.42 1.10 核电 0.27 0.58 资料来源：电力发展十三五规划（20162020 年），中诚信证评整理 总体来看，近年来受中国经济增速企稳以及夏季持续高温天气的影响，全社会用电量增速有所回升。中诚信证评认为，未来全国用电需求整体上仍将保持增长态势，短期来看，火力发电在电力供应中的主导地位并不会发生改变；但长期来看，在环保和节能减排的压力下，新能源装机比重正在不断增加，我国电源结构更加丰富，可持续发展能力将进一步

23、增强。 煤炭行业 中国富煤、贫油、少气的资源特点决定了煤炭是中国能源消费的主体，煤炭在我国能源消费中占比维持在 70%左右。长期看，随着中国工业化和城镇化的推进，能源消费将保持稳定增长，但是经济增长方式的转变和节能减排政策的实施将使能源消费增速放缓。因此长期来说，煤炭行业仍具有持续增长潜力，但增速将放缓。短期看煤炭行业将受到经济周期波动、行业政策、运输通道建设等因素的影响。 中国煤炭需求主要集中在电力、冶金、建材和化工行业，耗煤总量占国内煤炭总消费量的比重约90%，其中电力行业耗煤在煤炭总产量中的比重在60%左右，对煤炭行业的发展影响最大。2015 年受经济发展趋缓、节能减排力度加大及“暖冬”

24、等因素影响，全社会用电量和发电量增速均处于地位，其中火电发电量同比下降 1.68%，降幅较上年进一步扩大。2016 年随着中国经济转型加速，第三产业用电量同比增幅较大，用电量支撑发电量小幅增长，全年火电发电量同比增长 2.28%，增速较上年有所回升。2017 年，全国火电发电量 4.55 万亿千瓦，同比增长 5.18%，电力行业煤炭消费量同比有所上升。未来清洁能源的不断发展将对火电形成一定替代效应，长期来看，风电、光伏等清洁能源对火电的替代效应正在增强，火电发展空间相对受限，负面影响煤炭需求。 图图 2：20092017 年火电发电量及增速情况年火电发电量及增速情况 单位：亿千瓦时单位：亿千瓦

25、时 资料来源：中电联，中诚信证评整理 “十二五”期间，国家继续积极推进煤炭行业结构调整，通过整合、淘汰中小煤矿落后产能和去过剩产能等方式调整煤炭产业结构，促进煤炭工业健康发展。2014 年以来，政府开始陆续发布行业限产政策，在遏制超产、总量控制以及在建矿治违等方面出台一系列政策，促进煤炭行业的产能调整。2015 年政府继续发布行业限产政策， 主要的着力点是明确和打击“不合规”煤炭产能和淘汰落后产能。2016 年 2 月，国务院发布关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见 （国发20167 号），对供给侧改革提出了明确的目标和立体化的解决方案。2016 年 4 月，国务院发改委和能源局等四部门

26、联合发布关于进一步规范和改善煤炭生产经营秩序的通知 （发改运行2016593 号），明确要求自2016 年开始， 全国所有煤矿按照 276 个工作日规定组织生产， 即直接将现有合规产能乘以 0.84 的系数后取整作为新的合规生产能力。2016 年 12 月国家能源局发布煤炭工业发展“十三五”规划明确全国煤炭开发总体布局是压缩东部、限制中部和东北、优化西部，并指出到 2020 年，基本建成集约、安全、高效、绿色的现代煤炭工业体系，化解淘汰过剩落后产能 8 亿吨/年左右， 通过减量置换和优化布局增加先进产能 5 万吨/年左右，到 2020 年煤炭产量 39 亿吨。 8 国投电力控股股份有限公司 2

27、018 年面向合格投资者 公开发行可续期公司债券（第二期）信用评级报告 表表 4：煤炭行业相关政策：煤炭行业相关政策 时间时间 政策名称政策名称 内容内容 2015.3 做好 2015 年煤炭行业淘汰落后产能工作的通知（ 国 能 煤 炭201595 号） 公布了全国2015年煤炭行业淘汰落后产能计划，要求在 2015年要淘汰煤炭行业落后产能7,779 万吨/年、煤矿 1,254 座。 2015.4 关于严格治理煤矿超能力生产的通知（国能煤炭2015120 号） 明确提出到2015年底开展严格治理煤矿超能力生产专项活动，煤矿全年产量不得超过公告的生产能力，月度产量不得超过月度计划的 110%；无

28、月度计划的，月度产量不得超过公告生产能力的 1/12。 2015.7 关于对违法违规建设生产煤矿实施联合惩戒的通知（发改运行20151631 号） 要求有关部门和行业企业必须严格治理违法违规煤矿建设和生产，严格治理超能力生产。 2016.2 国务院关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见（国发20167 号） 从 2016 年开始，用 3 至 5 年的时间，再退出产能 5 亿吨左右、减量重组 5 亿吨左右。 2016.4 发改委关于进一步规范和改善煤炭生产经营秩序的通知（发改运行2016593 号） 全国所有煤矿按照 276 个工作日规定组织生产，即直接将现有合规产能乘以 0.84 的系数后

29、取整作为新的合规生产能力。 2016.9 “稳定煤炭供应、 抑制煤炭价格过快上涨预案启动工作会议” 会议确定中国煤炭工业协会与符合先进产能条件的大型煤炭企业签订自愿承担稳定市场调节总量任务的相关协议，部分先进产能将被获准适当释放，但调整后的年度产量仍不能突破 276 个工作日核定的产能。 2016.10 国务院关于市场化银行债权转股的指导意见 1.禁止将“僵尸企业”列为债转股对象； 2.银行不得直接将债权转为股权，银行将债权转为股权，应通过向实施机构转让债权、由实施机构将债权转为对象企业股权的方式实现；3.银行、企业和实施机构自主协商确定债权转让、转股价格和条件；4.鼓励社会资本参与、政府不兜

30、底；5.多元化股权转让方式。 2016.12 国家能源局发布煤炭工业发展“十三五”规划 明确全国煤炭开发总体布局是压缩东部、限制中部和东北、优化西部。 2017.1 国务院国务院关于印发“十三五”节能减排综合工作方案的通知 强调到 2020 年，全国万元国内生产总值能耗比 2015 年下降15%，能源消费总量控制在 50亿吨标准煤以内。 2017.2 能源局煤炭深加工产业示范“十三五”规划 2020 年，煤制油产能为 1,300万吨/年，煤制天然气产能为170 亿立方米/年，低阶煤分质利用产能为 1,500 万吨/年。 2017.3 环保部京津冀及周边地区 2017 年大气污染防治工作方案 强

31、调“2+26”城市实现煤炭消费总量负增长， 2017 年 28 城市重点实施煤改清洁能源。 2017.6 能源局关于完善煤矿产能登记公告制度开展建设煤矿产能公告工作的通知 严格煤矿新增产能审批管理、规范建设煤矿开工管理、实施建设煤矿产能公告、做好生产煤矿产能公告衔接、加快产能登记公告信息系统建设、强化煤矿建设生产事中事后监督等多方面内容。 2017.6 国家发改委、国家安监局、国家煤矿安监局、国家能源局部委关于做好符合条件的优质产能煤矿生产能力刻定工作的通知 允许部分先进产能煤矿按照减量置换的原则核定生产能力。 2017.7 国家发改委、能源局等十六部委关于推进测供给结构性改革化解煤电产能过剩

32、风险的意见 “十三五”期间，全国停建和缓建煤电产能 1.5 亿千瓦， 淘汰落后产能 0.2 亿千瓦以上， 实施煤电超低排放改造 4.2 亿千瓦、 节能改造 3.4 亿千瓦、灵活改造2.2 亿千瓦。到 2020 年，全国煤电装机规模控制在 11 亿千瓦以内，具备条件的煤电机组完成超低排放改造，煤电平均供电煤耗降至 310 克/千瓦时。 2017.9 国家发改委、国资委、国家能源局2017 年分省煤电停建和缓建项目名单的通知 明确表示了列入停建范围的项目，要必须停工，列入缓建范围的项目要放缓节奏，原则上2017 年内不得投产并网发电。 资料来源：公开资料，中诚信证评整理 从去产能执行情况看，根据煤

33、炭工业协会的统计，20062015 年，全国累计关闭落后煤矿 16,866处，淘汰落后产能约 11 亿吨/年，其中 20102015年淘汰落后产能约 8 亿吨/年。2016 年，在国家化解过剩产能政策指导下，全国退出产能超额完成目标任务。中央企业实际退出产能 3,497 万吨，陕西、河南、山西、贵州、湖南和四川等省份退出产能也均超过 2,000 万吨。20152017 年，我国煤炭产量分别为 36.8 亿吨、33.64 亿吨和 34.45 亿吨，呈波动下降趋势， 去产能政策取得一定成效。 此外， 煤炭工业发展“十三五”规划指出，“十三五”期间，我国将化解淘汰过剩落后产能 8 亿吨/年左右。 在

34、加快淘汰落后产能和其他不符合产业政策的产能基础上，综合运用安全、质量、环保、能耗、技术、资源规模等政策措施，更多采用市场化法治化的办法，引导过剩产能有序退出。 9 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）信用评级报告 从煤炭价格走势来看，2014 年开始，受宏观经济发展和固定资产投资等增速下滑影响，全国煤炭价格整体呈现震荡下行趋势。2016 年以来，在煤炭行业去产能以及下游市场需求企稳的背景下，煤炭价格出现反弹并快速回升。截至 2016 年 12 月末，秦皇岛动力煤 5,500 大卡平仓价达到 595 元/吨，比年初上涨 225 元/吨， 涨幅为

35、60.81%。 2017 年以来，动力煤价格继续保持高位，截至 2017 年 12 月末，秦皇岛动力煤 5,500 大卡平仓价为 580 元/吨，同比下降 2.86%。 图图 3：2015 年年 1 月月2017 年年 12 月秦皇岛动力煤月秦皇岛动力煤 Q5,500 平仓价走势图平仓价走势图 数据来源：wind 数据，中诚信证评整理 从前述政策发布以来的情况来看， 2016 年当年我国绝大多数矿井均按照 276 个工作日的产能安排了生产布局，煤矿超能力生产得到有力遏制，助推煤价大幅上涨。为了抑制煤价异常波动，保证煤炭行业的平稳健康发展，2017 年 3 月 7 日，国家发改委网站公开发文表态

36、， 2016 年临时实施的 276 个工作日限产措施，在 2017 年将得到宽松执行。基本考虑是，先进产能煤矿和生产特殊紧缺煤种的煤矿原则上不实行减量化生产措施；煤炭调入数量多、去产能后资源接续压力大的地区，由所在地省级政府自行确定是否实行减量化生产措施，国家不做硬性要求。总体目标是将煤炭价格控制在一个绿色合理区间，抑制过快的大涨大跌，预计短期内我国煤炭价格将逐步稳定在一定范围内。中诚信证评认为，在全球能源发展计划、国家“十三五”规划以及环保政策等背景下，未来我国仍将对煤炭行业延续“调结构”、“去产能”的政策导向，同时将适度微调政策稳定供应、抑制煤炭价格过快上涨，促进煤炭工业健康发展。 总体来

37、看，近年来煤炭主要下游行业景气度下滑，未来宏观经济增速的持续放缓和环保政策趋严都将继续压制煤炭需求增长。煤炭需求下滑与产能过剩的矛盾依然存在，供给侧改革仍将持续，“调结构”、“去产能”的政策方向不会改变， 加之国家将适度微调政策稳定供应、抑制煤炭价格过快上涨，短期内煤炭价格将逐步稳定在一定区间。 水电行业概况 我国蕴藏着非常丰富的水能资源。根据最新统计，我国水能资源可开发装机容量约 6.6 亿千瓦，年发电量约 3 万亿千瓦时，按利用 100 年计算，相当于 1,000 亿吨标煤，在常规能源资源剩余可开采总量中仅次于煤炭。从空间分布上看，全国水电资源总量的 75%集中在西部地区，其中云、川、藏三

38、省（自治区）就占 60%。从时间分布上看，我国大陆多属季风气候区， 河川径流年内、 年际分布不均，丰枯季节、丰枯时段流量相差悬殊，自然调节能力不好，稳定性差。 经过多年发展，我国目前剩余待开发水电站多集中在西南地区大江大河上游等偏远地区，交通条件差，输电距离远，工程建设和输电成本高，移民安置和生态环境保护的投入不断增加，加之国家放缓了“十三五”期间常规水电站开发节奏，因此近年来水电装机容量增速有所放缓。 2016 年我国水电投资同比下降 22.4%，已连续四年下降；净增水电装机 1,259 万千瓦，其中抽水蓄能电站 366 万千瓦。2017年， 全国新增水电装机1,287万千瓦。 截至2017

39、年末，我国水电机组装机容量 3.41 亿千瓦，同比增长 2.7%，约占各类电源装机容量合计的比重为19.2%。目前，我国已基本形成十三大水电基地，其中大部分位于我国西南地区。 10 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）信用评级报告 表表 5：目前我国在开发十三大水电基地一览：目前我国在开发十三大水电基地一览 单位：万千瓦单位：万千瓦 基地名称基地名称 范围范围 规划装机规划装机容量容量 金沙江 石鼓宜宾 5,033 雅砻江 全流域 3,000 大渡河 双江口铜街子 1,772 乌江 六冲河、三岔河，东风彭水 747.5 长江上游 宜宾宜昌，清江

40、 2,889.7 南盘江红水河 鲁布革，天生桥大藤峡 1,239.2 澜沧江 布衣南腊河口 2,225 怒江 中游河段 2,132 黄河上游 龙羊峡青铜峡 1,575.7 黄河中游 河口镇禹门口 640.8 湘西 沅、灃水及主要支流 773.5 闽浙赣 福建、浙江、江西 1,487.1 东北 辽宁、吉林、黑龙江 1,198.3 资料来源：公开资料，中诚信证评整理 2016 年 11 月 29 日，国家能源局发布水电发展“十三五”规划，规划指出，“十二五”期间，全国新增水电投产装机容量 1.03 亿千瓦，年均增长8.1%，截至 2015 年末，全国水电总装机容量达到3.20 亿千瓦，远超“十二五

41、”预期规模 2.90 亿千瓦，主要是常规水电站发展超预期；规划指出继续推进大型水电基地建设，加快抽水蓄能电站建设，同时严格控制中小水电开发，“十三五”期间新增大中型水电站 0.38 亿千瓦，抽水蓄能电站 0.17 亿千瓦，小水电 0.05 亿千瓦，到 2020 年末全国水电总装机容量达到 3.80 亿千瓦，年均增长率降至 3.5%，增速大幅放缓。常规水电方面以六大水电基地建设为核心，基本建成长江上游、黄河上游、乌江、南盘江红水河、雅砻江、大渡河六大水电基地，加快金沙江流域水电基地建设的推进速度；抽水蓄能电站方面，在华北地区重点布局河北省和山东省，华东地区重点布局浙江、福建和安徽等省份，南方地区

42、重点布局广东省。 此外， 规划还指出将不断扩大“西电东送”能力，力争 2020 年水电送电规模达到 1 亿千瓦。加强西南水电基地外送通道规划论证，加快配套送出工程建设，建成投产金中至广西、滇西北至广东、四川水电外送、乌东德送电广东、广西等输电通道，开工建设白鹤滩水电站外送输电通道，积极推进金沙江上游等水电基地外送输电通道论证和建设。随着输电项目建设的不断推进，预计未来西南地区弃水问题将得到一定缓解。 总体来看，近年来我国水电投资速度有所降低，“十三五”期间常规水电站开发节奏有所放缓，同时将加快建设一批距离负荷中心近、促进新能源消纳、受电端电源支撑的抽水蓄能电站，水电机组的调峰作用有望得到较大提

43、升；同时，外送通道的逐步落实有望解决西南水电的弃水问题，我国水电行业将更趋向科学、健康的发展轨道。 行业关注 2017 年以来， 受工业供需关系改善以及持续高温天气等因素影响，全社会用电量增速同比有所提升，但考虑到趋紧的房地产调控政策以及产业结构调整导致的高耗能产业用电增速下降等因素，未来一段时间内全社会用电量仍将保持低速增长 2017 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的电能替代逐步推进；另外，夏季大部分地区气温明显偏高，7 月、9 月全国平均气温均创

44、1961 年以来历史同期最高，拉动用电量较快增长。受此影响， 2017 年全国全社会用电量继续维持 2016年以来的增长态势，当期为 6.3 万亿千瓦时，同比增长 6.6%，增速同比提高 1.6 个百分点，人均用电量 4,538 千瓦时，人均生活用电量 625 千瓦时。 我国电力消费结构中，2017 年，我国一、二、三产及城乡居民生活用电量占全社会用电量的比重分别为 1.8%、70.4%、14.0%和 13.8%；其中，与上年相比，第三产业和居民生活用电量比重继续分别同比提高 0.5 和 0.2 个百分点，是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0.7 个百分点。 细分来看，2

45、017 年，我国第二产业及其制造业用电同比分别增长 5.5%和 5.8%， 增速为 2014 年以来的最高水平。其中，国家创新发展持续发力，战略性新兴产业、高技术产业、装备制造业等新兴产业快速发展，装备制造业和高技术产业用电量持续 11 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）信用评级报告 快速增长，具有代表性的通用及专用设备制造业、交通运输/电气/电子设备制造业、医药制造业用电量分别增长 10.3%、10.3%和 8.2%，增速均同比提高；传统产业中的四大高耗能行业用电增长 4.0%，增速逐季回落。第三产业用电同比增长 10.7%，继续保持较快的

46、增长速度。其中，随着部分省份大数据综合试验区的逐步建成和投运，信息业用电量高速增长，当期同比增长 14.6%；而交通运输/仓储和邮政业用电量同比增长 13.3%，主要为电动汽车在城市公共交通领域快速推广、电气化铁路运输快速增长以及电商零售业等新业态的高速增长等因素所致。随着电能替代在居民生活领域加快推进，城乡居民生活用电继续保持快速提升，当期增长7.8%。 从用电增长动力看，2017 年以来，随着企业产能利用率的回升，第二产业对全社会用电量的增长提供了较高的贡献率；2017 年，第二产业、第三产业和城乡居民生活用电量对全社会用电量贡献率分别为 60.0%、21.8%和 16.1%；其中重工业和

47、轻工业用电增长对全社会用电量增长的贡献率分别为45.9%和 12.5%。 2017 年 3 月以来， 以北京为代表的一线城市率先出台调控升级政策，并开始执行最为严格的调控政策；随后，一线城市及核心城市群亦开启了新一轮调控，截至 2017 年 10 月底已有超过 60 个城市出台超过 210 项调控政策，因城施策已成为主流。同时去产能政策持续推行，产业结构调整进一步加大。 中诚信证评认为，2017 年以来，受工业供需关系改善以及持续高温天气等因素影响，全社会用电量增速同比有所提升，但考虑到趋紧的房地产调控政策以及产业结构调整导致的高耗能产业用电增速下降等因素，未来一段时间内全社会用电量仍将保持低

48、速增长。 国家出台关于改善电力运行、调节促进清洁能源多发满发的指导意见等文件，落实清洁能源消纳和市场开拓等计划， 鼓励清洁能源发展， 长期来看，电力结构有望进一步改善 2015 年，继中共中央下发的关于进一步深化电力体制改革的若干意见后，国家发改委、国家能源局颁布关于改善电力运行、调节促进清洁能源多发满发的指导意见，落实清洁能源消纳和市场开拓等计划，具体措施包括落实可再生能源发电全额保障性收购制度，在保障电网安全稳定的前提下，全额安排可再生能源发电；优化预留水电、风电、光伏发电等清洁能源机组发电空间；风电、光伏发电、生物质发电按照本地区资源条件全额安排发电；尽可能增加清洁能源送出与消纳。同时，

49、国家能源局向可再生能源发电企业下发关于请提供可再生能源补贴缺口资金的函，加快解决可再生能源补贴和接网工程补贴资金缺口问题，在一定程度上鼓励清洁能源的不断发展。 为支持水电行业发展，国家出台水电企业增值税优惠政策，装机容量超过 100 万千瓦的水电站，对其增值税超过一定比例部分实行即征即退，该政策将有利于水电企业缓解成本压力 为支持水电行业发展，统一和规范大型水电企业增值税政策，2014 年 3 月 12 日，经国务院批准，财政部、国家税务总局明确了大型水电企业增值税优惠新政：装机容量超过 100 万千瓦的水力发电站（含抽水蓄能电站）销售自产电力产品，自 2013年 1 月 1 日至 2015

50、年 12 月 31 日，对其增值税实际税负超过 8%的部分实行即征即退政策；自 2016年 1 月 1 日至 2017 年 12 月 31 日，对其增值税实际税负超过 12%的部分实行即征即退政策。2017年 9 月，国家能源局综合司下发了征求对关于减轻可再生能源领域涉企税费负担的通知意见的函，该通知中规定将水电增值税率由 17%下调为13%； 将 100 万千瓦以上大型水电现行的“增值税实际税负超过 12%的部分即征即退”政策延续至 2020年结束，2020 年以后增值税率也仅提高 1%。相关政策的出台将在全国范围内鼓励水电等清洁能源开发，在一定程度上缓解大型水电企业的税负压力，提高其盈利能