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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）信用评级报告
来源：交易所 作者：佚名
　　国投电力控股股份有限公司 2018 年面向合格投资者
　　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(www.ccxr.com.cn)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、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
　　概 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 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 9 月末，公司总股本为 67.86 亿股，其中控
　　股股东国投集团持股比例为 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 9 月末，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
　　3162.00 万千瓦。
　　截至 2016 年末，公司总资产规模 2032.91 亿元，所有者权益 567.18 亿元，资产负债率 72.10%；
　　2016 年，公司实现营业总收入 292.71 亿元，净利
　　润 78.60 亿元，经营活动净现金流 190.67 亿元。
　　截至 2017 年 9 月末，公司总资产规模 2094.89亿元，所有者权益 595.93亿元，资产负债率 71.55%；
　　2017 年前三季度，公司实现营业总收入 242.05 亿元，净利润 58.71 亿元，经营活动净现金流 139.11亿元。
　　1 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 1：本期公司债券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(第一期)发行总额
　　不超过人民币 40 亿元(含 40 亿元)，分期发行。其中，本期债券发行规模不超过 5 亿元(含
　　5 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。
　　募集资金用途本期债券募集资金扣除发行费用后拟用于补充流动资金。
　　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
年全社会用电量年复合增长率达 13.63%，2008 年受金融危机影响，用电量增速明显下滑， 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 年全年全国全社会用电量 53225 亿千瓦时，同比增长
　　7.19%。2014 年，全国全社会用电量 55213 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态势，全国电力供需形势总体宽松。当年全国全社会用电量 55500 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 1020 亿千瓦时，同比增长 2.5%；第二产业用电量 40046 亿千瓦时，
　　5 国投电力控股股份有限公司 2018 年面向合格投资者
　　同比下降 1.4%；第三产业用电量 7158 亿千瓦时，同比增长 7.5%；城乡居民生活用电量 7276 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 59198 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 1075亿千瓦时，同比增长 5.4%；第二产业用电量 42108亿千瓦时，同比增长 5.1%；第三产业用电量 7961亿千瓦时，同比增长 11.2%；城乡居民生活用电量
　　8054 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 年前三季度，全国全社会用电量 46888 亿千瓦时，同比增长 6.9%，增速比上年同期提高 2.4 个百分点。分产业来看，第一产
　　业、第二产业、第三产业和城乡居民生活用电量增
　　速分别为 7.8%、6.0%、10.5%和 7.5%，占全社会用电量的比重分别为 1.9%、69.6%、14.2%和 14.3%。
　　2017 年前三季度，四大高耗能行业用电量合计
　　13426 亿千瓦时，同比增长 4.9%，占全社会用电量
　　的比重为 28.6%，对全社会用电量增长的贡献率为
　　20.8%。
　　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 10.54 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 9 月末，全国电力装机容量 17.20 亿千瓦，同比增长 8.9%；其中水电和火电装机容量分别
　　为 3.40 亿千瓦和 10.80 亿千瓦，占同期装机容量的
　　比重分别为 20.36%和 62.79%。
　　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、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。
　　图 1： 年全国电力生产及消费情况
　　单位：亿千瓦时
　　资料来源：国家能源局，中电联，中诚信证评整理我国发电机组利用小时数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， 年全年 6000 千瓦及以上电厂发
　　电设备平均利用小时数分别为 4348 小时、3988 小
　　时和 3785 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 4778 小时、4364 小时和
　　4165 小时，水电设备平均利用小时数分别为 3669
　　小时、3590 小时和 3621 小时，并网风电设备平均
　　利用小时数分别为 1900 小时、1724 小时和 1742小时，核电设备平均利用小时数分别为 7787 小时、
　　7403 小时和 7042 小时。各类型发电机组平均利用
　　小时数具体见表 2。2017 年前三季度，全国 6000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时数 2811 小时，同比下降 7 小时；其中，水电设备平均利用小
　　时数 2674 小时，同比降低 92 小时，主要受来水偏枯和上年底蓄能值相对偏低影响；在电力消费需求
　　持续较快增长、水电发电量下降等因素的影响下，火电设备平均利用小时 3117 小时，同比增加 47 小时。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；火电发电机组由于受整体电力需求增速放
　　缓、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，平均利用小时呈下降趋势。
　　10 13 16
　　发电量 用电量
　　发电量增速 用电量增速
　　6 国投电力控股股份有限公司 2018 年面向合格投资者
　　表 2： 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 2014 年 2015 年 2016 年
　　装机容量(万千瓦) 数量 比例(%) 数量 比例(%) 数量 比例(%)
　　太阳能
　　其他 19 0.01 8 0.01 6 0.00
　　总计 .00 .00 .00
　　发电量(亿千瓦时) 数量 比例(%) 数量 比例(%) 数量 比例(%)
　　太阳能 235 0.41 385 0.68 662 1.11
　　其他 5 0.01 0 0.00 0 0.00
　　发电小时(小时) 数量 增速(%) 数量 增速(%) 数量 增速(%)
　　太阳能
　　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2016 年 11 月，国家正式发布《电力发展十三
　　五规划( 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。
　　表 3：电力装机中长期发展目标
　　单位：亿千瓦
　　类别 2015 年 2020 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( 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，全国电力供应能力总体充足，非化石能源发电装机及发电量保持较快增长，但火力发电利用小时数仍呈下降趋势，2017 年前三季度，火力发电利用小时数继续下降。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增强，但火电产能过剩的局面
　　将进一步显现，未来火力发电小时数可能进一步减少。
　　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
　　7 国投电力控股股份有限公司 2018 年面向合格投资者
　　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在
　　85%以上。2011 年四季度开始，宏观经济增速放缓
　　使得主要耗煤行业产品产量增速明显下降，对煤炭需求形成了一定的压力，煤炭行业景气度下滑。电力行业耗煤在煤炭总产量中的比重接近 50%，对煤炭行业的发展影响最大。2015 年以来，受到经济发展趋缓、节能减排力度加大以及“暖冬”等因素影响，全国发电量出现负增长。2015 年，全国发电量为
　　5.69 万亿千瓦时，同比增加 0.2%，其中火电发电量
　　为 4.20 万亿千瓦时，同比下降 2.7%。2016 年，受
　　益于工业景气度提升，全国用电需求增长，全年火电累计发电量 4.29 万亿千瓦时，同比增长 2.4%，随着火电发电量小幅增加，电力行业煤炭消费量同比略有上升。2017 年 1~9 月，全国发电量为 46891亿千瓦时，同比增加 6.4%，其中火电发电量为
　　34525 亿千瓦时，同比增加 6.3%。长期来看，宏观经济增速放缓以及环保压力增大都将继续压制电力行业对煤炭的需求。
　　图 2： 年火电发电量及增速情况
　　资料来源：恒生聚源，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[2016]7 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[ 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。
　　表 4：煤炭行业相关政策
　　时间 政策名称 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
　　[2015]95 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
　　7779 万吨/年、煤矿 1254 座。
　　2015.4《关于严格治理煤矿超能力生产的通知》(国能煤
　　炭[ 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
　　[ 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
　　[2016]7 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[ 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
　　火电发电量(亿千瓦时)
　　8 国投电力控股股份有限公司 2018 年面向合格投资者
　　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《“十三五”节能减排综合工作方案的通知》
　　强调到 2020 年，全国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。
　　2017.5
　　能源局、发改委《关于做好 2017年钢铁煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展工作的意见》
　　强调 2017 年退出煤炭产能 1.5亿吨以上，实现煤炭总量、区域、品种和需求基本平衡。
　　资料来源：公开资料，中诚信证评整理从去产能执行情况看，根据煤炭工业协会的统
　　计， 年，全国累计关闭落后煤矿 16866处，淘汰落后产能约 11 亿吨/年，其中 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 3497 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 2000 万吨。 年，我国煤炭产量分别为 38.7 亿吨、36.8 亿吨和 33.64 亿吨，呈逐年下降趋势，去产能政策取得一定成效。2017 年，全国煤炭去产能目标为 1.5 亿吨，全年超额完成该目标。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。
　　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 5500 大卡平仓价达到 595 元/吨，比年初上涨 225 元/吨，涨幅为 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 5500 大卡平仓价为 580 元/吨。
　　图 3：2007 年 1 月~2017 年 12 月
　　秦皇岛动力煤 Q5500 平仓价走势图
　　单位：元/吨
　　数据来源：聚源数据，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，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
　　9 国投电力控股股份有限公司 2018 年面向合格投资者
　　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 1000 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 1259 万千瓦，其中抽水蓄能电站 366 万千瓦。
　　截至 2016 年末，我国水电机组装机容量 3.32 亿千瓦，同比增长 3.9%，约占各类电源装机容量合计的比重为 20%。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。
　　表 5：目前我国在开发十三大水电基地一览
　　单位：万千瓦
　　基地名称 范围规划装机容量
　　金沙江 石鼓～宜宾 5033
　　雅砻江 全流域 3000
　　大渡河 双江口～铜街子 1772
　　乌江 六冲河、三岔河，东风～彭水 747.5
　　长江上游 宜宾～宜昌，清江 2889.7南盘江红水河 鲁布革，天生桥～大藤峡 1239.2澜沧江 布衣～南腊河口 2225
　　怒江 中游河段 2132
　　黄河上游 龙羊峡～青铜峡 1575.7
　　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 1487.1东北 辽宁、吉林、黑龙江 1198.3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”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
　　2014 年以来，全国电力消费总体平稳，但受经济结
　　构调整和能源消费方式转变影响，全社会用电量低速增长电力行业的发展与宏观经济走势息息相关。
　　10 国投电力控股股份有限公司 2018 年面向合格投资者
　　4 年，全国全社会用电量同比增长 3.8%，增速
　　同比减少 3.7 个百分点。2015 年，全国全社会用电量同比增长 0.50%，增速创 1998 年以来新低。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，全国全社会用电量同比增长 5.0%，增速同比回升 4.5 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
　　1.82%、71.13%、13.45%和 13.61%，分别同比增长
　　5.3%、2.9%、11.2%和 10.8%。细分来看，2016 年
　　受全国大范围极端高温天气影响，城乡居民生活用
　　电创 10 年来新高；第三产业在信息产业计算机服
　　务、软件、金融、房地产、交通运输、商业、住宿和餐饮等行业用电增速的带动下，用电量亦较快增
　　长；第二产业中高耗能行业用电量占比降低 1.5 个百分点，是导致第二产业用电占比下降的主要原因，除高耗能行业外，其他大部分制造业保持一定增长水平，其中装备制造、新兴技术及大众消费品业增长势头较好。2017 年 1~9 月，全国全社会用电
　　量为 46888 亿千瓦时，同比增长 6.90%，其中第一
　　产业、第二产业、第三产业和城乡居民生活用电量分别为 911 亿千瓦时、32630 亿千瓦时、6659 亿千瓦时和 6688 亿千瓦时，分别同比增长 7.8%、
　　5.5%、10.5%和 7.5%。
　　总体来看，中国正处于经济结构调整阶段，加之环保压力较大使得传统重工业发展放缓，多方面原因促使全社会用电量低速增长，未来，随着我国经济增长方式的转变和经济结构的调整，第三产业对经济增长的贡献将不断增加，但其单位产值用电量远远小于第二产业，我国电力消费弹性系数或将保持在较低水平。
　　我国水电资源主要集中在西南省份，而用电负荷主要在沿海省份，用电需求疲软、外送通道不足以及龙头水库建设滞后，导致弃水严重；“十三五”期间，通过推进龙头水库建设、严控中小水电装机容量以及加快外送通道建设，西南省份弃水问题有望得到缓解，将利好区域内水电企业全国水电资源总量的 75%集中在西部地区，其中滇、川、藏三省(自治区)约占 60%。2016 年，全国水电弃水量为 500 亿千瓦时，集中在云南、四川两省。根据 2016 年中国水电学会对各水电基地实地调研结果，国家四大水电基地——大渡河、雅砻江、金沙江以及澜沧江 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 60%。西南弃水问题主要是“十二五”期间水电集中投产，本地消纳、外送通道不足以及龙头水库建设滞后导致。
　　截至 2016 年末，四川水电装机容量为 7246 万千瓦，占四川总装机容量的比率为 79.56%；云南水电装机容量 6096 万千瓦，占全省总装机容量的比
　　率为 72.21%。2016 年滇、川外送电量分别为 1100
　　亿千瓦时和 1300 亿千瓦时，占同期水电发电量的
　　43.8%和 36.7%。四川主要通过四条特高压直流以及
　　川渝交流通道对外输送电能，最大外送能力为 3050万千瓦，未来随着雅中直流建设完成，外送能力将
　　进一步提升。云南外送通道除鲁布革水电站外，均
　　以网对网外送，外送地主要是广东和广西，外送通道能力为 2470 万千瓦，其中外送广东通道能力1900 万千瓦。在建外送通道为滇西北直流工程，外送澜沧江中上游电站电量至深圳，外送能力为
　　500 万千瓦；“十三五”规划建设乌东德电站送电广
　　东广西特高压直流工程，外送能力为 800 万千瓦。
　　从受电省份看，水电可以有效减少环境污染，但用电需求放缓，受电端消纳水电意愿不强。四川、云南的外送通道建设较“十二五”能源发展规划分别
　　相差 800 万千瓦、300 万千瓦以上，以云南金沙江
　　中流直流输电工程为例，原计划于 2013 年投产，
　　但拖延三年后才投产，严重影响云南水电外送，加
　　剧“十二五”期间弃水。此外，受电端消纳意愿不强
　　引起外送通道部分闲置，以具有 300 万千瓦输电能力的德宝直流工程为例，2016 年丰水期外送潮流仅
　　有 120 万千瓦。电力整体产能过剩，弃水问题短时间解决难度较大。
　　水电结构性问题也是导致弃水的原因之一。目前川滇两省径流式小水电比重较大，而龙头水库比率不足。目前云南发电装机中，仅具备周调节能力或为无调节能力的径流式中小水电，占水电总装机容量比重超过三分之一，而具备年调节能力的仅有小湾、糯扎渡等少数水电站。四川水电装机中，具
　　11 国投电力控股股份有限公司 2018 年面向合格投资者
　　有季以上调节能力的水电装机也仅占水电总装机
　　的三分之一。滇、川水电结构，决定了汛期外送通
　　道全天满送的情况下，负荷低谷时段水电弃水调峰无法完全避免。
　　从国际经验来看，美国、加拿大等国的有效水库库容和河流年径流量比已达到了 70%以上。由于调节性大水库需要搬迁安置并淹没土地，我国土地资源紧缺，水库建设滞后。目前完工的总库容超 100亿立方米的大坝有三峡大坝、溪洛渡、龙滩、糯扎渡、小湾、小浪底、龙羊峡以及天生桥一级。考虑到龙头水库拥有良好的调节能力，我国正在推进白鹤滩、乌德东、盘龙、两河口电站等大型龙头水电站的建设。《水电“十三五”规划》显示“十三五”期间新投产水电可新增调节库容约 153 亿立方米，防洪库容约 74 亿立方米，届时西南水电弃水将有所改善。
　　在推进龙头水库建设的同时，国家通过控制中小水电规模，从源头减少弃水。根据《水电“十三
　　五”规划》，为落实生态文明建设的要求，要严控
　　中小水电的开发，特别是开发程度较高的东、中部地区原则上不再开发中小水电。弃水严重的四川、云南两省，除水电扶贫工程外，“十三五”暂停小水电和无调节性能的中型水电开发。“十三五”期间随着西南外送通过建设推进，严控中小水电，加快龙头水库建设，西南弃水问题有望得到缓解。
　　随着电力改革推进，市场化交易销售电量不断提升，水电行业售电价格整体有所下行，由于建造成本以及消纳政策不同，水电分化明显，早期建设的大型水电竞争优势明显，后续建设的小水电竞争能力较弱2015 年 3 月，中共中央印发了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发[2015]9 号)文件，开启了新一轮电力体制改革的序幕，后续，国家发改委及国家能源局等部委又相继出台多个政策性文件，进一步推动电力市场化改革。
　　2015 年，全国 31 个省份中已有 24 个省份相继开展了大用户直接交易(仅有北京、天津、河北、上海、海南、青海、西藏等 7 个省份尚未开展)，直接交易电量超过 4000 亿千瓦时，比 2014 年的
　　1540 亿千瓦时增长近 2 倍，其中 11 个省区交易规
　　模超过 100 亿千瓦时。2016 年市场化交易电量约 1万亿千瓦时，比上年增长超过 1 倍，占全国全社会用电量的比重达到 19%左右，其中直接交易电量接
　　近 8000 亿千瓦时，同比增长 85%。2016 年市场化
　　交易电价每度电平均降低电价约 7.23 分。
　　2017 年上半年，国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司所属区域的电网企业销售电量合
　　计为29642亿千瓦时，市场化交易电量合计为6442亿千瓦时。其中，各省内市场交易电量 4708 亿千瓦时，省间(含跨区)市场交易电量合计 1733 亿千瓦时，交易电量占电网销售电量比重(销售电量市场化率)达到 21.7%。分区域来看，南方、西北、华北以及华东四个区域销售电量市场化率较高，均超过了 20%，其中南方区域达到了 30%，华中区域、东北区域低于全国水平。分省来看，全国市场交易电量规模排序前三名的省份分别为广东省 1189 亿
　　千瓦时(含西电东送省间协议电量)、江苏省 678亿千瓦时和山东省 537 亿千瓦时。外受电市场交易电量排序前三名的省份分别是广东省 702 亿千瓦时(含西电东送省间协议电量)、山东省 197 亿千瓦时和浙江省 135 亿千瓦时。全国销售电量市场化率
　　排序前三名的地区是青海、蒙西、广东，分别为
　　57.3%、39.3%和 37.2%。
　　2017 年上半年，大型发电集团水电机组累计上
　　网电量 2339 亿千瓦时，占其总上网电量的 16.3%，市场化率达到 22.5%。云南省和四川省作为水电大省，上网电量和市场交易电量规模均领先其他省
　　份。2017 年上半年大型发电集团在云南、四川的水
　　电上网市场化交易电量规模分别达到了 433.64 和
　　83.38 亿千瓦时，水电上网电量市场化率分别达到
　　了 80%和 28%，平均交易电价分别为 0.22 元/千瓦
　　时、0.24 元/千瓦时。统计表明，“十一五”和“十二
　　五”期间水电工程造价分别为 6449 元/千瓦和 7465元/千瓦，而正在建设的水电站平均建设成本已上升
元/千瓦，初步估算后续开发的藏东
　　南水电平均建设成本将达到
元/千瓦。此外“十二五”期间特大型常规水电造价最低为
　　6144 元/千瓦，小型水电造价成本最高为 11930 元
　　12 国投电力控股股份有限公司 2018 年面向合格投资者
　　/千瓦。由于水电开发成本差异明显，随着市场化推进，早期建设的大型水电优势明显，后续开发的小水电将面临严峻挑战。
　　竞争优势
　　水电资源优质，发展潜力大
　　截至 2017 年 9 月末，公司控股水电装机容量
　　1672.00 万千瓦，其中控股子公司雅砻江流域水电
　　开发有限公司(以下简称“雅砻江水电”)水电装机
　　容量 1470.00 万千瓦，占控股水电装机容量的
　　87.92%。雅砻江水电作为雅砻江流域的唯一水电开发主体，拥有合理开发和统一调度等突出优势。雅砻江流域在 1570 公里长的干流河段内天然落差达
　　3830 米，流域面积 13.6 万平方公里，年径流量 609亿立方米，水量丰沛、落差集中、水库淹没损失小，规模优势突出，梯级补偿显著，经济技术指标优越，运营效率突出。雅砻江作为我国能源发展规划的十
　　三大水电基地之一，以技术可开发容量计，位列十
　　三大水电基地第三位，全流域可开发装机容量约
　　3000 万千瓦。
　　公司以水电为主，水电作为清洁能源，国家扶持、调度优先，具有天然优势，受经济周期影响小。
　　同时，公司水电资源优质，水电设备近三年平均利用小时均远高于全国平均水平。公司目前在建水电装机容量共计 450 万千瓦，均为雅砻江流域水电，长期来看，依托雅砻江流域的优质稀缺水电资源，公司水电业务规模有望进一步提升。
　　水火并举、全国布局，电源结构合理公司是除中国五大发电集团之外最大的独立发电企业之一。目前，公司已形成了“以水为主，水火均衡”的电源结构。截至 2017 年 9 月末，公司已投产控股装机容量为 3162.00 万千瓦，其中，水电、火电、风电和光伏可控装机容量占比分别为
　　52.88%、43.50%、3.12%和 0.50%。此外，公司水
　　电资产主要位于四川、甘肃和云南三省，火电资产主要分布于西部内陆地区以及福建省、广西省、安徽省和天津市等地，基本形成了全国布局。公司水火均衡、全国布局的电源结构，能够较大范围抵御季节因素、煤炭市场价格波动以及局部市场供求风险，增强抗风险能力。
　　业务运营公司是除中国五大发电集团之外最大的独立
　　发电企业之一，主要经营水力和火力发电业务，并涉足新能源发电业务，收入主要来源于电力销售收
　　入。 年，公司分别实现主营业务收入
　　328.40 亿元、311.34 亿元和 291.01 亿元，其中，
　　 年主营业务收入分别同比减少 5.19%和
　　6.53%，主要系火电业务收入受社会用电需求疲软
　　及上网电价下降影响同比减少，且 2015 年公司出售下属煤炭运销公司，导致煤炭销售、化工品销售收入减少所致。从收入构成来看， 年，公司水电业务收入分别为 174.74 亿元、183.69 亿元
　　和 179.26 亿元，占主营业务收入的比重分别为
　　53.21%、59.00%和 61.60%，呈逐年上升趋势；同
　　期火电业务收入分别为 138.83 亿元、120.47 亿元和
　　104.86 亿元，占主营业务收入的比重分别为
　　42.28%、38.69%和 36.03%，呈逐年下降趋势。2017
　　年前三季度，受益于发电量增加和平均电价的小幅提升，公司实现主营业务收入 242.05 亿元，同比增
　　加 9.33%。
　　图 4：2016 年公司主营业务收入分业务构成情况
　　数据来源：公司提供，中诚信证评整理公司水电资产主要位于四川、甘肃和云南三省，火电资产主要分布于西部内陆地区以及福建省、广西省、安徽省和天津市等地，基本形成了全国布局。从收入的区域分布来看，四川省由于有雅砻江水电，其 2016 年收入占主营业务收入的比重
　　达到 56.33%，其次为天津市和福建省，均为火力发电业务，收入占主营业务收入的比重分别为 10.19%
　　13 国投电力控股股份有限公司 2018 年面向合格投资者
　　和 7.23%。
　　图 5：2016 年公司主营业务收入分区域构成情况
　　数据来源：公司提供，中诚信证评整理公司控股装机容量从 2014 年末的 2581.75 万
　　千瓦增长至 2017 年 9 月末的 3162.00 万千瓦，增速明显。 年及 2017 年前三季度，公司分别完成发电量 1131.35 亿千瓦时、1139.53 亿千瓦
　　时、1204.38 亿千瓦时和 961.30 亿千瓦时。电源结构方面，公司电源结构以水为主、水火均衡。截至
　　2017 年 9 月末，公司已投产的水电、火电、风电和
　　光伏发电可控装机容量分别为 1672.00 万千瓦、
　　1375.60 万千瓦、64.05 万千瓦和 12.80 万千瓦，分
　　别占可控装机容量的 52.88%、43.50%、3.12%和
　　0.50%。以水为主的电源结构具有成本优势和环保优势，抗风险能力强。
　　图 6：截至 2017 年 9 月末公司可控电源结构
　　数据来源：公司提供，中诚信证评整理水电业务近年来，随着公司水电开发项目的持续推进，公司水电装机规模持续提升。2014 年，锦屏一、二级水电站新投产 6 台 60 万千瓦水电机组；2015 年，桐子林水电站 3 台 15 万千瓦机组投产，另外 1 台
　　15 万千瓦机组于 2016 年 3 月投入运营。截至 2017
　　年 9 月末，公司可控水电装机容量为 1672.00 万千瓦。
　　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 3000万千瓦，其中上游 10 座电站，中游 7 座电站(两河口、牙根一级、牙根二级、杨房沟、卡拉、楞古、孟底沟)，下游 5 座电站(锦屏一级、锦屏二级、官地、桐子林、二滩水电站)，截至 2017 年 9 月末，下游电站已开发完毕，总装机容量 1470 万千瓦，占公司控股水电总装机容量的 87.92%。雅砻江流域水量丰沛、落差集中、水电淹没损失小，规模优势突出，梯级补偿效益显著，经济技术指标优越，运营效率突出。未来，公司将稳妥推进雅砻江中游已核准电站的开发，积极推进中游其余电站核准工作，公司水电控股装机规模将进一步扩大。
　　表 6：截至 2017 年 9 月末公司控股水电电力资产情况电厂名称持股比例
　　(%)装机结构(万千瓦)
　　2016 年发电量(亿千瓦时)
　　二滩 52.00 330 155.69
　　锦屏一级 52.00 360 175.69
　　锦屏二级 52.00 480 240.22
　　官地 52.00 240 121.22
　　桐子林 52.00 60 17.09
　　大朝山 50.00 135 66.46
　　小三峡 60.45 67 28.32
　　合计 -
　　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， 年，公司水电设备平均利用小时数分别为 4978 小时、4592小时和 4822 小时，2015 年，新投产机组尚未满负荷运转，对平均设备利用小时数造成一定影响，平均利用小时数同比减少 386 小时，但仍高于全国平均水平。从发电量来看， 年，公司水电发电量分别为 698.91 亿千瓦时、743.52 亿千瓦时和
　　804.69 亿千瓦时。2015 年雅砻江公司锦屏一、二级
　　水电站产能全面释放，同时锦西水库发挥调节补偿作用，当年水电发电量同比增长 6.38%；2016 年雅砻江桐子林水电站 1 台新机组投运，且雅砻江锦屏
　　一级水电站水库发挥调节补偿作用，当年水电发电
　　14 国投电力控股股份有限公司 2018 年面向合格投资者
　　量同比增长 8.23%。2017 年前三季度，公司水电设备利用小时数为 3784 小时，发电量和上网电量分
　　别为 632.67 亿千瓦时和 629.27 亿千瓦时，分别同比增加 5.27%和 5.28%。公司锦官电源组(包括锦
　　屏一级、锦屏二级和官地水电站)为国家点对网的
　　“西电东送”项目，其所发电量直接通过锦苏±800 千伏特高压通道送川渝电网和江苏地区，基本处于满发状态，其装机容量占控股水电总装机容量的
　　64.59%，也保证了公司较高的水电机组平均利用小时数。
　　表 7：.9 公司控股水电业务主要经营指标
　　指标 16
　　设备利用小时 22 3784全国平均水电利用小时数
　　21 2674
　　发电量(亿千瓦时) 698.91 743.52 804.69 632.67上网电量(亿千瓦时)
　　695.26 739.63 800.33 629.27平均上网电价(元/千瓦时)(含税)
　　0.294 0.290 0.262 0.259
　　数据来源：公司提供，中诚信证评整理上网电价方面，2014 年，随着锦官电源组新机组投产，公司当年水电平均上网电价同比上涨 0.014元/千瓦时至 0.294 元/千瓦时；2015 年公司水电平
　　均上网电价为 0.290 元/千瓦时，同比下降 0.004 元/千瓦时，主要系锦官电源组送江苏上网电价的调整，锦官电源组统一上网电价自 2015 年 4 月 20 日
　　起由 0.3203 元/千瓦时调整为 0.3084 元/千瓦时。受部分电厂参与市场竞价及雅砻江水电外送电价下调影响，2016 年公司水电平均上网电价下降 0.028元/千瓦时至 0.262 元/千瓦时。2017 年前三季度，公司水电平均上网电价为 0.259 元/千瓦时，较年初
　　下降 0.003 元/千瓦时。
　　总体来看，随着近年来水电新机组的投运，公司水电装机规模持续提升，同时公司水电资源优质，近三年平均利用小时均远高于全国平均水平，水电业务收入保持逐年增长态势。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，因此水电业务受自然条件和不可抗力等因素的影响较大。同时，受河流丰水期、枯水期乃至丰水年、枯水年等水文条件的影响，水电业务具有明显的季节性和不确定性，并对其收入及盈利的稳定性产生影响。
　　火电业务电力资产及分布近年来，盘江电厂 2 号机组、湄洲湾电厂一期、宣城电厂二期和钦州电厂二期等项目相继投产及收购完成，2017 年 7 月和 9 月，湄洲湾电厂二期 2
　　台 100 万千瓦的新机组先后投产，截至 2017 年 9月末，公司投入运营的控股火电企业为 9 家，火电控股装机容量为 1375.60 万千瓦。
　　表 8：截至 2017 年 9 月末公司控股火电电力资产情况电厂名称持股比例
　　(%)装机结构(万千瓦)
　　2016 年发电量(亿千瓦时)
　　靖远二电 51.22 132.00 54.04
　　华夏电力 56.00 120.00 33.41
　　国投北部湾 55.00 64.00 19.52
　　国投北疆 64.00 200.00 97.23
　　国投宣城 51.00 129.00 56.52
　　国投钦州 61.00 326.00 47.53
　　国投伊犁 60.00 66.00 21.84
　　国投盘江 55.00 60.00 24.32
　　湄洲湾一期 51.00 78.60 34.63
　　湄洲湾二期 51.00 200.00 -
　　合计 - .04
　　注：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：公司提供，中诚信证评整理装机结构方面，公司火电的单机装机容量均在
　　30 万千瓦以上，其中超临界燃煤机发电组 3 台，超
　　超临界燃煤发电机组 7 台。大功率发电机组的投入运营不仅有利于降低供电煤耗，也有利于增强调度优势。
　　电力生产及销售
　　从发电量来看，2014 年受到电力需求下降以及水电挤占火电市场等因素的影响，公司完成火电发电量 421.47 亿千瓦时，上网电量 393.86 亿千瓦时，分别同比减少 3.22%和 3.35%；2015 年受到电力需
　　求下降及水电挤占火电市场等因素的影响，公司完成火电发电量 386.67 亿千瓦时，上网电量 360.67亿千瓦时，分别同比减少 8.26%和 8.43%；2016 年公司完成火电发电量 389.04 亿千瓦时，上网电量
　　362.34 亿千瓦时，与 2015 年基本持平。2017 年前
　　三季度，公司完成火电发电量 315.84 亿千瓦时，上
　　15 国投电力控股股份有限公司 2018 年面向合格投资者
　　网电量 294.71 亿千瓦时，分别同比增加 9.54%和
　　9.61%。
　　从发电利用小时数来看， 年，公司火电设备平均利用小时数分别为 4837 小时、4105小时和 3701 小时，呈逐年下降态势，主要是受国内用电量增速放缓、电力市场竞争加剧影响所致。
　　2017 年前三季度，公司火电设备平均利用小时数为
　　2624 小时，同比减少 201 小时。
　　表 9：.9 公司控股火电业务主要经营指标
　　发电量(亿千瓦时) 421.47 386.67 389.04 315.84
　　上网电量(亿千瓦时) 393.86 360.67 362.34 294.71
　　发电机组平均利用小时 01 2624全国发电机组平均利用小时
　　65 3117单位供电煤耗(克/千瓦时)
　　316.12 313.28 311.03 309.30平均含税上网电价(元/千瓦时)
　　0.411 0.391 0.338 0.355
　　数据来源：公司提供，中诚信证评整理电价方面，2013 年以来，国家发改委和国务院虽多次下调全国燃煤发电上网电价，2013 年 9 月，国家发改委下调全国燃煤机组上网电价，但由于所在区域和环保水平等情况的不同，当年公司受电价下调政策影响较为有限。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。同时，新电改方案下，靖远二电厂开展线下大用户直供电，
　　导致 2015 年公司火电平均上网电价有所下降。2015
　　年 12 月，根据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，受 2015 年以来两次电价下调以及竞价上网电量增加影响，2016 年公司火电平均上网电价出现较大幅度下降。2017 年前三季度，部分省市区出台了地方性电价调整政策，公司火电平均上网电价有所回升。 年及 2017 年前三季度，公司火电机组平均含税上网电价分别为 0.411 元/千瓦
　　时、0.391 元/千瓦时、0.338 元/千瓦时和 0.355 元/千瓦时。
　　在供电煤耗方面，公司注重节能减排，通过提高管理运行水平、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，
　　 年分别为 316.12 克/千瓦时、313.28 克/
　　千瓦时和 311.03 克/千瓦时，呈逐年下降趋势且低于全国平均水平。2017 年前三季度，公司单位供电标准煤耗为 309.30 克/千瓦时。
　　环保方面，公司积极响应国家“上大压小”、“节能减排”政策，加强烟气达标治理，努力降低排放总量；实施废水深度处理回用，努力实现零排放；
　　进行厂界噪声治理；提高固体废弃物的综合利用率；近年来公司火电企业各主要运营指标不断优化。公司火电机组脱硫、脱销装置设置率均达
　　100%。
　　电煤采购
　　公司主要煤炭供应商包括中国神华集团、中煤新集能源股份有限公司、国投京闽(福建)工贸有限公司、甘肃晶虹储运有限责任公司和明华能源集团有限公司等，2016 年上述五家供应商占公司当年煤炭采购总量的比重分别为 16.65%、12.21%、
　　6.10%、5.60%和 5.41%。从近年来公司煤炭采购量
　　来看， 年，公司原煤采购量分别为 2048
　　万吨、1770 万吨和 1877 万吨，具有一定的波动性。
　　公司煤炭采购主要分为长协煤和市场煤，近年来长协煤采购量逐年上升， 年分别为 774 万
　　吨、946 万吨和 1044 万吨。2017 年前三季度，公
　　司原煤采购量为 1583 万吨，其中长协煤采购量为
　　1001 万吨。
　　煤炭采购价格方面，近年来有所波动，
　　 年及 2017 年前三季度，长协煤到厂标煤
　　价格分别为 541.03 元/吨、449.76 元/吨、476.66 元/
　　吨和 631.37 元/吨；市场煤到厂标煤价格分别为
　　515.86 元/吨、422.62 元/吨、428.96 元/吨和 576.79元/吨。2016 年及 2017 年前三季度公司煤炭采购价格大幅上涨主要是受市场煤价 2016 年下半年以来走高影响。
　　16 国投电力控股股份有限公司 2018 年面向合格投资者
　　表 10：.9 公司煤炭采购情况
　　单位：万吨、元/吨
　　长协煤采购数量 774 946 长协煤到厂标煤价格
　　541.03 449.76 476.66 631.37
　　市场煤采购数量
582市场到厂标煤价格
　　515.86 422.62 428.96 576.79
　　数据来源：公司提供，中诚信证评整理总体来看，受益于近年来火电新机组的陆续投产，公司火电发电量有所提升；同时，火电上网电价受政策影响较大，连续三年下降后于 2017 年有所回升。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对公司火电成本的影响值得关注。
　　新能源业务风电业务
　　截至 2017 年 9 月末，公司投入运营的风电场
　　共 11 个，可控装机容量 98.60 万千瓦。
　　表 11：截至 2017 年 9 月末公司控股风电电力资产情况
　　电厂名称 持股比例(%) 装机容量(万千瓦)
　　国投白银风电 64.89 9.45
　　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
　　国投哈密三塘湖 64.89 4.95
　　国投酒泉一风电 42.18 9.90
　　国投酒泉二风电 64.89 20.10
　　国投云南风电 64.89 9.60
　　国投吐鲁番风电 64.89 4.95
　　哈密淖毛湖 64.89 4.95国投楚雄
　　武定三月山
　　58.40 4.80
　　合计 - 98.60
　　数据来源：公司提供，中诚信证评整理从发电量来看， 年，公司风电发电量分别为 9.26 亿千瓦时、7.63 亿千瓦时和和 8.89亿千瓦时。从发电利用小时数来看， 年公司风电设备平均利用小时数分别为 1757 小时、
　　1306 小时和 1381 小时。受风力状况及地方输电限制影响，2015 年公司风电设备平均利用小时数同比
　　减少 451 小时，2016 年公司弃风问题有所缓解，风
　　电设备平均利用小时数有所回升。2017 年前三季度，公司风电发电量为 11.06 亿千瓦时，同比增加
　　64.83%；设备平均利用小时数为 1342 小时，同比
　　增加 291 小时。
　　表 12：.9 公司控股风电业务主要经营指标
　　控股装机容量(万千瓦) 49.35 64.05 68.05 98.60
　　发电量(亿千瓦时) 9.26 7.63 8.89 11.06
　　上网电量(亿千瓦时) 9.02 7.40 8.64 10.76
　　发电机组平均利用小时 81 1342平均含税上网电价(元/千瓦时)
　　0.553 0.563 0.487 0.484
　　数据来源：公司提供，中诚信证评整理总体来看，公司风力发电发展有所加快，但风电业务规模较小，收入规模和盈利能力较为有限，尚未能对公司盈利形成有力补充。
　　光伏发电
　　公司 2009 年开始涉足光伏发电业务，目前投
　　入运营的光伏发电厂包括敦煌光伏、石嘴山光伏、格尔木光伏、大理光伏、会理光伏和冕宁光伏，截
　　至 2017年 9月末，除 2016年新投产的大理光伏 2.00
　　万千瓦机组尚未进入国家补贴名录外，其他机组均已进入。截至 2017 年 9 月末，公司光伏发电可控装机容量达到 15.80 万千瓦。 年，公司光伏发电业务分别实现收入 1.59 亿元、1.57 亿元和
　　1.48 亿元，占主营业务收入比重分别为 0.48%、
　　0.50%和 0.50%，收入占比较小。
　　从发电量和发电利用小时数来看，年，公司光伏发电量分别为 1.71 亿千瓦时、1.71 亿千瓦时和 1.74 亿千瓦时，光伏发电量相对稳定，但规模较小，同期，公司光伏发电利用小时数分别为
　　1580 小时、1580 小时和 1521 小时。2017 年前三季度，弃光问题有所缓解，公司光伏发电量和发电利用小时数同比小幅增长，光伏发电量为 1.73 亿千瓦时，同比增加 28.15%，发电利用小时数为 1142小时，同比增加 18 小时。
　　从平均上网电价来看， 年及 2017 年
　　前三季度，公司光伏发电平均上网电价分别为 1.116
　　元/千瓦时、1.112 元/千瓦时、1.047 元/千瓦时和
　　1.007 元/千瓦时，呈逐年小幅下降趋势。
　　17 国投电力控股股份有限公司 2018 年面向合格投资者
　　表 13：.9 公司控股光伏发电业务主要经营指标
　　16 控股装机容量(万千瓦)
　　10.8 10.8 12.8 15.8
　　发电量(亿千瓦时) 1.71 1.71 1.74 1.73上网电量(亿千瓦时)
　　1.69 1.68 1.70 1.69发电机组平均利用小时
　　21 1142平均含税上网电价(元/千瓦时)
　　1.116 1.112 1.047 1.007
　　数据来源：公司提供，中诚信证评整理中诚信证评认为，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，业务风险尚处于可控范围。公司光伏发电业务收入规模和盈利能力有限，尚不足以成为公司的盈利增长点。
　　公司治理和管理
　　公司严格按照《公司法》、《证券法》、《上市公司章程指引》、《上市公司治理准则》等法律法规的要求，结合公司实际情况，不断完善法人治理结构，规范公司运作，建立并完善了股东大会、董事会、监事会和总经理层相互制衡的法人治理结构。公司董事会由九名董事组成，设董事长一人，副董事长一人，职工董事一人。董事由股东大会选举或更换，任期三年，任期届满，可连选连任。公司监事会由三名监事组成，设监事会主席一名，职
　　工监事一名。同时，公司设经理一名，设副经理若干名，由董事会聘任或解聘。
　　公司“三会”的召开及重要事项的审议流程均按
　　照《公司法》、《公司章程》等相关法律或规章制度执行。股东大会、董事会、监事会和各内部机构之间权责明确、运作高效规范，为公司未来战略的推进奠定了良好的基础。
　　公司在人员、财务、业务、对外投资及对子公司的管理方面，均建立了较为定完善的管理及监督机制。此外，为强化董事会决策功能，持续完善公司内控体系建设，确保董事会对经理层的有效监督管理，根据《公司法》、《企业管制常规守则》、《公司章程》、《公司董事会议事规则》等相关法律或规章制度规定，公司成立了董事会审计委员会，主要负责公司内、外部审计的沟通、监督和核查工作，以及重大财务事项审核、内部控制审查等工作。
　　同时，公司设有独立的审计部门，并制定有《内部审计管理办法》，明确了内部审计范围、审计流程和审计质量要求。审计部于每年初制定年度内部审计计划，采取定期与不定期方式对公司、子公司进行审计，出具内部审计报告，对发现的问题提出整改意见，并跟踪落实整改进展情况。审计部通过日常监督、专项监督和组织内控评价，对公司内控体系的健全性、合理性、有效性进行检查和评价，保障内控体系的动态有效。
　　部门设置方面，公司设有综合部、法律事务部、人力资源部、计划财务部、业务发展部、国际业务部、生产技术部、工程管理部、安健环管理部、商务管理部、党群工作部(监察部)、证券部和审计
　　部 13 个职能部门和北京管理咨询分公司，分别完
　　成经营工作中的各类专业性工作。截至 2016 年末，公司共有员工 9028 人。学历方面，硕士及以上 413人，占比为 4.57%；本科 3533 人，占比为 39.13%；
　　本科以下(不含本科)5082 人，占比为 56.29%。
　　公司本科以下员工占比较高。专业类别方面，生产
　　人员 4808 人，技术人员 2040 人，行政人员 1408人，财务人员 189 人，销售人员 38 人，其他人员
　　545 人。
　　总体来看，公司各项规章制度较为完善，目前已建立了较健全的治理结构，能够保证公司各项运作更趋规范化和科学化，为公司的持续稳定发展奠定了良好的基础。
　　战略规划公司将有序推进雅砻江流域水电开发和风光
　　水互补清洁能源示范基地建设，严控国内煤电绿地项目开发，积极实施国内存量资产并购重组，合理布局新能源，积极探索配售电、储能、能源互联网等新业务，稳妥开拓境外投资业务，提高可持续发展能力，把国投电力打造成为以发电业务为主涉足配售电业务、储能产业、能源互联网等领域的国际化、综合性能源公司。
　　截至 2017 年 9 月末，公司主要在建电力项目
　　总装机容量 659.4 万千瓦，总投资额 985.71 亿元，
　　18 国投电力控股股份有限公司 2018 年面向合格投资者
　　截至 2017 年 9 月末已投资 341.26 亿元。其中，在
　　建的火电和风电项目分别为装机 200 万千瓦北疆二
　　期和 9.4 万千瓦的广西浦北风电，北疆二期预计于
　　2018 年投产。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 68.557 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 2017 年 9 月末，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 426.98 亿元和 159.34 亿元。2017 年 11 月，公司发布配股预案募集资金总额不超过人民币 70亿元(含 70 亿元)用于上述两个项目建设，该预案已于 2018 年 2 月获得国务院国资委批准。整体来看，公司资源储备丰富，未来随着在建及拟建项目的投运，装机容量将进一步提升。
　　表 14：截至 2017 年 9 月末公司主要在建电力项目情况项目机组类型设计装机
　　容量(万千瓦)总投资(亿元)
　　截至 2017
　　年 9 月末已投资(亿元)预计投产时间
　　北疆二期 火电 200 112.00 62.31 2018
　　两河口 水电 300 664.87 237.89 2021
　　杨房沟 水电 150 200.02 40.68 2021广西浦北风电
　　风电 9.4 8.82 0.38 待定
　　合计 - 659.4 985.71 341.26 -
　　数据来源：公司提供，中诚信证评整理总体来看，公司战略规划明晰，随着公司在建项目的逐步推进，公司经营规模将不断提升，电源结构更趋合理，综合抗风险能力不断加强。
　　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
年审计报告，以及未经审计的 2017
　　年 9 月财务报表。公司财务报表均按新会计准则编制，均为合并口径数据。
　　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， 年末，公司总资产分
　　别为 1737.52 亿元、1835.45 亿元和 2032.91 亿元。
　　所有者权益方面，随着留存收益的积累，公司自有资本实力不断提升， 年末，所有者权益分别为 427.39 亿元、513.90 亿元和 567.18 亿元。
　　同期，随着在建项目的资金投入，公司对外部负债的依赖程度亦有所增加， 年末，负债总额分别为 1310.13 亿元、1321.55 亿元和 1465.73亿元。截至 2017 年 9 月末，公司总资产、所有者权益和负债总额分别为 2094.89 亿元、595.93 亿元
　　和 1498.96 亿元。
　　图 7：.9 公司资本结构
　　资料来源：公司定期报告，中诚信证评整理财务杠杆方面，公司经营情况良好，自有资本实力持续提升，近三年公司财务杠杆比例保持下降
　　态势。 年及 2017 年 9 月末，公司资产负
　　债率分别为 75.40%、72.00%、72.10%和 71.55%，总资本化比率分别为 73.73%、70.05%、69.71%和
　　69.23%。近年来公司资产负债率和总资本化比率呈
　　逐年下降趋势，虽然公司所属电力行业具有资本密集特性，但财务杠杆仍属于行业较高水平。
　　资产结构方面，公司资产以非流动资产为主。
　　 年末，公司非流动资产分别为 1599.50
　　亿元、1719.86 亿元和 1926.71 亿元，占资产总额
　　的比重分别为 92.06%、93.70%和 94.78%，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，公司非流动资产近年来呈现逐年增长。 年末，公司固定资产分别为 1227.99 亿元、1245.73 亿元和 1268.84 亿元，
　　16 2017.9亿元
　　长期债务 短期债务
　　所有者权益 资产负债率
　　长期资本化比率 总资本化比率
　　19 国投电力控股股份有限公司 2018 年面向合格投资者
　　主要为发电工程、房屋及建筑物等；同期，在建工程分别为 276.78 亿元、383.09 亿元和 498.91 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， 年末，公司流动资产分别
　　为 138.02 亿元、115.59 亿元和 106.20 亿元，主要
　　由货币资金和应收账款构成。截至 2016 年末，公司货币资金为 43.41 亿元，同比下降 31.39%，主要系公司认购江西赣能股份有限公司(以下简称“赣能股份”)非公开发行股份，缴纳非公开发行股份认购款共计 215824 万元所致。应收账款为 25.78亿元，同比增加 7.12%，主要为电力销售款，应收对象大部分为电网公司，同时，公司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。
　　 年末，公司非流动负债分别为 1006.87
　　亿元、968.67 亿元和 1097.60 亿元，占总负债的比
　　重分别为 76.85%、73.30%和 74.88%，主要由长期借款、应付债券和长期应付款构成。 年末，公司长期借款分别为 968.28 亿元、916.32 亿元
　　和 1035.35 亿元，2016 年长期借款同比增加主要系
　　信用借款的增加；应付债券分别为 18.00 亿元、18.00亿元和 30.00 亿元，2016 年新增 12 亿元主要系当年公司新发行的公司债券；长期应付款分别为 18.95
　　亿元、31.44 亿元和 22.97 亿元，主要为应付融资租
　　赁款及应付借款，2015 年末余额的增长主要系增加向国投融资租赁有限公司的融资租赁款。流动负债
　　方面， 年末，公司流动负债分别为 303.26
　　亿元、352.88 亿元和 368.13 亿元，呈增长态势，主
　　要由一年内到期的非流动负债、短期借款、其他应
　　付款和应付账款构成。截至 2016 年末，公司一年内到期的非流动负债为 86.77 亿元，同比减少
　　10.09%，主要为一年内到期的长期借款以及长期应付款；短期借款为 79.18 亿元，与上年基本持平；
　　其他应付款为 69.59 亿元，主要为待支付工程款及保证金等；应付账款为 55.61 亿元，主要为应付工程设备款。
　　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。 年末，公司总债务分别为 1199.27 亿元、1202.22 亿元和
　　1305.58 亿元。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，
　　 年末，公司长期债务分别为 1000.64 亿元、960.89 亿元和 1083.12 亿元；长短期债务比(短期债务/长期债务)分别为 0.20、0.25 和 0.21，公司债务期限结构较为合理。截至 2017 年 9 月末，公司总债务为 1340.68 亿元，长短期债务比为 0.16。
　　图 8：.9 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，近年来随着在建项目的推进，公司资产和债务规模均逐年增长；得益于利润不断累积，所有者权益亦保持增长；财务杠杆呈逐年下降趋势但总体处于较高水平。长期看，公司在建拟建电站项目较多，未来公司仍面临一定的资本支出压力。
　　盈利能力
　　电力销售收入是公司营业总收入的主要来源，
　　 年，营业总收入分别为 329.57 亿元、
　　312.80 亿元和 292.71 亿元。2014 年，受益于锦屏
　　一级、二级水电站机组的投产，公司水电业务收入大幅增加，带动公司整体营业收入的增长。2015 年，受全国电力需求下降以及电价下调的影响，公司火电业务收入水平明显下降，当年实现火电业务营业
　　收入 120.47 亿元，同比下降 13.22%；同期受益于雅砻江公司新投产机组产能的释放以及锦西水库
　　的调节补偿作用，公司水电业务营业收入同比增长
　　5.12%至 183.69 亿元。另外，公司 2015 年出售下属
　　煤炭运销公司，导致煤炭销售、化工品销售收入减
　　少。2016 年，继续受发电利用小时和上网电价下降的影响，公司实现火电业务收入 104.86 亿元，同比
　　下降 6.53%；同期雅砻江水电锦官电源组送江苏上
　　16 2017.9亿元
　　短期债务 长期债务 长短期债务比
　　15 2016.3亿元
　　短期债务 长期债务 长短期债务比
　　20 国投电力控股股份有限公司 2018 年面向合格投资者
　　网电价降价、送四川和重庆让利、市场化交易电量增加，拉低了水电整体平均电价，当年公司实现水电业务收入 179.26 亿元，同比减少 2.42%。2017
　　年前三季度，受益于发电量增加和平均上网电价的小幅提升，公司实现营业总收入 242.06 亿元，同比
　　增加 9.33%。
　　图 9：.9 公司收入成本结构分析
　　资料来源：公司定期报告，中诚信证评整理营业毛利率方面， 年，公司营业毛利率分别为 50.72%、52.21%和 48.41%，受 2016 年下半年以来电煤价格大幅上涨以及电价下调的双向挤压，2016 年公司营业毛利率有所下滑。2017
　　年前三季度，受燃煤价格继续上升影响，营业毛利
　　率下降 4.97 个百分点至 43.44%，但公司营业毛利率仍然处于较高水平。期间费用方面，年，公司三费合计分别为 69.78 亿元、67.64 亿元和
　　59.84 亿元，公司三费占收入比分别为 21.17%、
　　21.62%和 20.44%。细分来看，公司三费主要为管理
　　费用和财务费用，销售费用很少； 年，公司财务费用分别为 61.56亿元、58.90亿元和 50.42
　　亿元，2014 年受部分项目贷款停止利息资本化影响
　　公司财务费用大幅增长，2015 年由于贷款利率下调、债务置换等原因使得公司资金成本较上年有所降低，财务费用小幅下降，2016 年由于贷款利率下调使公司资金成本降低，财务费用同比减少
　　14.40%；同期公司管理费用分别为 8.05 亿元、8.67
　　亿元和 9.36 亿元，2016 年公司拓展海外业务，相关咨询费用增加，管理费用同比增加 7.96%。2017
　　年前三季度，公司期间费用合计 42.21 亿元，同比
　　减少 5.87%，三费占收入比小幅降至 17.44%，公司的期间费用控制能力较强。
　　表 15：.9 公司期间费用构成
　　单位：亿元、%
　　销售费用 0.17 0.07 0.06 0.05
　　管理费用 8.05 8.67 9.36 6.74
　　财务费用 61.56 58.90 50.42 35.42
　　三费合计 69.78 67.64 59.84 42.21
　　营业总收入 329.57 312.80 292.71 242.05
　　三费占收入比 21.17 21.62 20.44 17.44
　　资料来源：公司定期报告，中诚信证评整理利润总额方面， 年公司利润总额分
　　别为 109.48 亿元、109.81 亿元和 89.17 亿元。细分来看，经营性业务利润为公司的主要利润来源，
　　 年分别为 93.04 亿元、90.88 亿元和 77.29亿元，其占利润总额的比重均保持在 80%以上；同期，公司投资收益分别为 6.64 亿元、5.79 亿元和8.08 亿元，主要为公司投资参股电厂取得的收益，
　　2016 年公司完成对赣能股份、英国红石能源公司(Red Rock Power Limited)、新加坡雷斯塔利公司(Lestari Listrik Pte. Ltd.，以下简称“LLPL”)以及国投财务公司的股权收购，当年投资收益实现大幅增长；营业外损益分别为 10.16 亿元、14.16 亿元和
　　4.30 亿元，主要为政府补助收入， 年增
　　长较快主要系雅砻江、大朝山等的增值税返还。另外，公司对外担保企业东源曲靖能源有限公司(以下简称“东源曲靖”)2016 年发生违约，公司对尚未解除的担保责任全额计提了预计负债 4.27 亿元，导致当期营业外支出大幅增加。2017 年前三季度，公司利润总额为 67.64 亿元，同比减少 12.87%，其中经营性业务利润 58.74 亿元，同比减少 14.89%，主要系燃煤价格上升导致营业毛利率下滑所致；投资
　　收益 2.89 亿元，同比减少 58.44%，主要系参股企
　　业受燃煤采购价格同比上升等因素影响，利润下降所致。
　　16 2017.9亿元
　　营业总收入 营业成本合计
　　收入增长率 成本增长率
　　21 国投电力控股股份有限公司 2018 年面向合格投资者
　　图 10：.9 公司利润总额构成
　　资料来源：公司定期报告，中诚信证评整理总体来看，公司装机容量的不断增加推动公司发电能力的提升。虽然受燃煤价格上涨等因素影
　　响，2016 年及 2017 年前三季度公司利润规模同比有所减少，但公司毛利率水平依然保持在较高水平，利润总额规模较大，公司整体盈利能力很强。
　　偿债能力
　　从获现能力看，公司EBITDA主要由利润总额、折旧和利息支出构成， 年，公司 EBITDA分别为 226.73 亿元、229.96 亿元和 200.00 亿元。
　　同期，公司利润总额分别为 109.48 亿元、109.81 亿
　　元和 89.17 亿元；折旧分别为 52.13 亿元、57.68 亿
　　元和 57.46 亿元；利息支出分别为 61.78 亿元、59.01
　　亿元和 50.00 亿元。
　　图 11： 年公司 EBITDA 结构分析
　　资料来源：公司定期报告，中诚信证评整理从现金流量看，近年来公司经营活动净现金流保持较好水平， 年经营活动净现金流分
　　别为 214.41 亿元、228.97 亿元和 190.67 亿元。2017
　　年前三季度，公司实现经营活动净现金流 139.11 亿元。
　　从偿债指标看，
年公司总债务
　　/EBITDA分别为 5.29倍、5.23倍和 6.53倍，EBITDA
　　利息倍数分别为 3.15 倍、3.49 倍和 3.42 倍，EBITDA对债务本息的保障程度很好。 年，公司经营性现金流呈现持续净流入态势，对债务本息形成良好的保障，近三年经营活动净现金/总债务分别
　　为 0.18 倍、0.19 倍和 0.15 倍，经营活动净现金/利
　　息支出分别为 2.98 倍、3.47 倍和 3.26 倍。
　　表 16：.9 公司偿债能力分析
　　财务指标 16 2017.9
　　总债务(亿元) 2.22 0.68
　　EBITDA(亿元) 226.73 229.96 200.00 -
　　资产负债率(%) 75.40 72.00 72.10 71.55
　　总资本化比率(%) 73.73 70.05 69.71 69.23经营活动净现金流(亿元)
　　214.41 228.97 190.67 139.11
　　EBITDA 利息倍数
　　3.15 3.49 3.42 -
　　总债务/EBITDA
　　5.29 5.23 6.53 -
　　经营净现金流/
　　总债务(X)
　　0.18 0.19 0.15 0.14经营净现金利息倍数(X)
　　2.98 3.47 3.26 -
　　注：2017 年前三季度经营净现金流/总债务经年化处理。
　　资料来源：公司定期报告，中诚信证评整理银行授信方面，截至 2017 年 9 月末，公司拥有多家银行共计 2664.47 亿元的授信额度，其中未使用授信额度为 1559.52 亿元，为其未来的资金平衡提供了较好保障。同时，公司作为上市公司，股权融资渠道畅通，财务弹性良好。
　　对外担保方面，截至 2017 年 9 月末，公司对外担保余额为 17.44 亿元，占 2017 年 9 月末净资产的 2.93%，主要为对 PT. Lesteri Banten Energi(以下简称“PTLBE”)的担保 8.05 亿元、对 LLPL 的担
　　保 6.16 亿元和对东源曲靖融资租赁款的担保 3.19亿元人民币。公司于 2016 年 5 月 31 日完成对新加坡 LLPL42.11%股权的收购，LLPL 主要从事火电投资管理，目前经营情况正常。PTLBE 是 LLPL 持股
　　95%的公司，公司间接持有其 40%的股权，主要从
　　事火力发电，公司的该笔担保主要是为 PTLBE 的项目融资提供担保。公司于 2013 年 12 月为东源曲靖向兴业金融租赁有限责任公司(以下简称“兴业金融租赁”)金额 5 亿元、期限为 6 年的融资租赁提供信用担保，2014 年公司与云南东源煤业集团有
　　16 2017.9亿元
　　经营性业务利润 资产减值损失 公允价值变动收益
　　投资收益 营业外损益
　　16亿元
　　利润总额 折旧 摊销 利息支出
　　22 国投电力控股股份有限公司 2018 年面向合格投资者
　　限公司(以下简称“东源煤业”)签订产权交易合同
　　转让东源曲靖 55.4%股权，同时约定东源煤业于股权受让工商变更登记后 180 日内(2014 年 12 月 21日前)解除国投电力的担保责任，截至 2017 年 12
　　月 21 日，公司担保责任解除仍未完成。另外，公司基于上述担保而可能于未来取得的对标的企业的追偿权，东源煤业及云南煤化工集团有限公司(以下简称“云煤化集团”)已提供连带责任反担保。
　　截至 2016 年 3 月 18 日，东源曲靖已按期足额支付
　　《融资租赁合同》前 9 期租金，但因其无力全额偿
　　付第 10~16 期租金，截至 2017 年 12 月 21 日，公
　　司为其代偿融资租赁款项共计 21587.86 万元。同时，云南省昆明市人民法院于 2016 年 8 月 23 日受理了对云煤化集团的重整申请，2017 年 7 月 3 日，云煤化集团重整计划经债权人会议表决通过并获
　　得昆明中院裁定批准。根据重整计划，云煤化集团拟以现金、持有的云南云维股份有限公司(以下简称“云维股份”)股票及云煤化集团自身股权作为偿
　　债资源实现对普通债权人名义 100%清偿。截至
　　2017 年 12 月 21 日，公司共计收到 1695123 股云
　　维股份股票、0.31%的云煤化集团股权，尚未收到现金。后续，公司将密切关注云煤化集团重整计划执行情况，以及云维股份、云煤化集团股权价值变动情况。公司承担的担保余额占净资产的比重较小，预计整体风险可控。
　　未决诉讼方面，截至 2017 年 9 月末，公司无重大未决诉讼、仲裁。
　　总体来看，近年来随着新建电力机组的陆续投运，公司装机容量进一步扩大，电力行业特性及以水电为主的特点使得公司具备极强的盈利能力及获现能力，能够对债务本息形成良好的保障；同时，随着电力资产规模的扩大以及电力结构的调整，公司未来收入规模及盈利能力仍有一定提升空间，公司整体偿债能力极强。
　　递延支付利息条款及偿付顺序
　　本期债券附设发行人递延支付利息权，除非发生强制付息事件，本期债券的每个付息日，发行人可自行选择将当期利息以及按照本条款已经递延
　　的所有利息及其孳息推迟至下一个付息日支付，且不受到任何递延支付利息次数的限制；前述利息递延不属于发行人未能按照约定足额支付利息的行为。如发行人决定递延支付利息的，应在付息日前
　　5 个工作日披露《递延支付利息公告》。递延支付的金额将按照当期执行的利率计算复息。在下个利息支付日，若发行人继续选择延后支付，则上述递延支付的金额产生的复息将加入已经递延的所有利息及其孳息中继续计算利息。
　　付息日前 12 个月，发生以下事件的，发行人不得递延当期利息以及按照本条款已经递延的所
　　有利息及其孳息：(1)向普通股股东分红；(2)减少注册资本。若发行人选择行使延期支付利息权，则在延期支付利息及其孳息未偿付完毕之前，发行人不得有下列行为：(1)向普通股股东分红；
　　(2)减少注册资本。
　　偿付顺序方面，本期债券在破产清算时的清偿顺序等同于发行人普通债务。
　　中诚信证评注意到，根据递延支付利息条款，利息递延不属于发行主体未能按照约定足额支付
　　利息的行为；同时，考虑到在偿付顺序上，本期债券在破产清算时的清偿顺序等同于发行人普通债务，该项债券条款的设定保证了本期债券信用质量，未对债项级别构成影响。
　　结 论综上，中诚信证评评定国投电力控股股份有限公司主体信用等级为 AAA，评级展望为稳定；评定“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)”信用等级
　　为 AAA。
　　23 国投电力控股股份有限公司 2018 年面向合格投资者
　　债券评级关于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)的跟踪评级安排
　　根据中国证监会相关规定、评级行业惯例以及本公司评级制度相关规定，自首次评级报告出具之日(以评级报告上注明日期为准)起，本公司将在本期债券信用级别有效期内或者本期债券存续期内，持续关注本期债券发行人外部经营环境变化、经营或财务状况变化以及本期债券偿债保障情况等因素，以对本期债券的信用风险进行持续跟踪。跟踪评级包括定期和不定期跟踪评级。
　　本评级机构将根据监管要求或约定关注发行人可续期公司债券的特殊发行事项，包括但不限于发行人是否行使续期选择权，发行人是否触发强制付息事件，并及时在跟踪信用评级报告中进行披露。
　　在跟踪评级期限内，本公司将于本期债券发行主体及担保主体(如有)年度报告公布后两个月内完成该年度的定期跟踪评级，并发布定期跟踪评级结果及报告。此外，自本次评级报告出具之日起，本公司将密切关注与发行主体、担保主体(如有)以及本期债券有关的信息，如发生可能影响本期债券信用级别的重大事件，发行主体应及时通知本公司并提供相关资料，本公司将在认为必要时及时启动不定期跟踪评级，就该事项进行调研、分析并发布不定期跟踪评级结果。
　　本公司的定期和不定期跟踪评级结果等相关信息将根据监管要求或约定在本公司网站(www.ccxr.com.cn)和交易所网站予以公告，且交易所网站公告披露时间不得晚于在其他交易场所、媒体或者其他场合公开披露的时间。
　　如发行主体、担保主体(如有)未能及时或拒绝提供相关信息，本公司将根据有关情况进行分析，据此确认或调整主体、债券信用级别或公告信用级别暂时失效。
　　24 国投电力控股股份有限公司 2018 年面向合格投资者
　　债券评级
　　附一：国投电力控股股份有限公司股权结构图(截至 2017 年 9 月 30 日)
　　序号 一级子公司名称 业务性质 持股比例(%)
　　1 靖远第二发电有限公司 火力发电 51.22
　　2 福建太平洋电力有限公司 火力发电 51
　　3 厦门华夏国际电力发展有限公司 火力发电 56
　　4 国投北部湾发电有限公司 火力发电 55
　　5 国投钦州发电有限公司 火力发电 61
　　6 国投伊犁能源开发有限公司 火力发电 60
　　7 国投盘江发电有限公司 火力发电 55
　　8 国投甘肃小三峡水电有限公司 水力发电 60.45
　　9 国投新能源投资有限公司 电力投资 64.89
　　10 国投云顶湄洲湾电力有限公司 火力发电 51
　　11 国投甘肃售电有限公司 电力配售 65
　　12 Jaderock Investment Singapore 电力投资 100
　　13 Redrock Investment Limited 电力投资 100
　　14 国投鼎石海外投资管理有限公司 投资管理 100
　　15 雅砻江流域水电开发有限公司 水力发电 52
　　16 国投云南大朝山水电有限公司 水力发电 50
　　17 天津国投津能发电有限公司 火力发电 64
　　18 国投宣城发电有限责任公司 火力发电 51
　　100%国务院国有资产监督管理委员会国投电力控股股份有限公司国家开发投资集团有限公司
　　49.18%
　　25 国投电力控股股份有限公司 2018 年面向合格投资者
　　债券评级
　　附二：国投电力控股股份有限公司组织结构图(截至 2017 年 9 月 30 日)
　　26 国投电力控股股份有限公司 2018 年面向合格投资者
　　债券评级
　　附三：国投电力控股股份有限公司主要财务数据及财务指标
　　财务数据(单位：万元) 16 2017.9
　　货币资金
　　应收账款净额
　　存货净额
　　流动资产
　　长期投资
　　固定资产合计
　　总资产
　　短期债务
　　长期债务
　　总债务
　　总负债
　　所有者权益(含少数股东权益)
　　营业总收入
　　三费前利润
　　投资收益 33.95 99.25
　　净利润
　　息税折旧摊销前盈余 EBITDA
　　经营活动产生现金净流量
　　投资活动产生现金净流量 - - - -
　　筹资活动产生现金净流量 - -
　　现金及现金等价物净增加额
　　财务指标 16 2017.9
　　营业毛利率(%) 50.72 52.21 48.41 43.44
　　所有者权益收益率(%) 23.78 19.66 13.86 13.14
　　EBITDA/营业总收入(%) 68.79 73.52 68.33 -
　　速动比率(X) 0.42 0.30 0.26 0.40
　　经营活动净现金/总债务(X) 0.18 0.19 0.15 0.14
　　经营活动净现金/短期债务(X) 1.08 0.95 0.86 1.00
　　经营活动净现金/利息支出(X) 2.98 3.47 3.26 -
　　EBITDA 利息倍数(X) 3.15 3.49 3.42 -
　　总债务/EBITDA(X) 5.29 5.23 6.53 -
　　资产负债率(%) 75.40 72.00 72.10 71.55
　　总资本化比率(%) 73.73 70.05 69.71 69.23
　　长期资本化比率(%) 70.07 65.15 65.63 65.97
　　注：1、所有者权益包含少数股东权益，净利润包含少数股东权益；
　　2、公司2017年前三季度所有者权益收益率、经营活动净现金/总债务和经营活动净现金/短期债务经过年化处理；
　　3、公司将“短期融资券”、“应付融资租赁款”分别计入“其他流动负债”和“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”。
　　27 国投电力控股股份有限公司 2018 年面向合格投资者
　　债券评级
　　附四：基本财务指标的计算公式
　　货币资金等价物＝货币资金+交易性金融资产+应收票据
　　长期投资＝可供出售金融资产+持有至到期投资+长期股权投资
　　固定资产合计＝投资性房地产+固定资产+在建工程+工程物资+固定资产清理+生产性生物资产+油气资产
　　短期债务＝短期借款+交易性金融负债+应付票据+一年内到期的非流动负债
　　长期债务＝长期借款+应付债券
　　总债务＝长期债务+短期债务
　　净债务＝总债务-货币资金
　　三费前利润＝营业总收入-营业成本-利息支出-手续费及佣金收入-退保金-赔付支出净额-提取保险合同准
　　备金净额-保单红利支出-分保费用-营业税金及附加
　　EBIT(息税前盈余)＝利润总额+计入财务费用的利息支出
　　EBITDA(息税折旧摊销前盈余)＝EBIT+折旧+无形资产摊销+长期待摊费用摊销
　　资本支出＝购建固定资产、无形资产和其他长期资产支付的现金+取得子公司及其他营业单位支付的现金净额
　　营业毛利率＝(营业收入-营业成本)/营业收入
　　EBIT 率＝EBIT/营业总收入
　　三费收入比＝(财务费用+管理费用+销售费用)/营业总收入
　　所有者权益收益率＝净利润/所有者权益
　　流动比率＝流动资产/流动负债
　　速动比率＝(流动资产-存货)/流动负债
　　存货周转率＝主营业务成本(营业成本)/存货平均余额
　　应收账款周转率＝主营业