国电电力主体与相关债项 2019 年度跟踪评级报告
评级报告声明
为便于报告使用人正确理解和使用大公国际资信评估有限公司（以下简称
“大公”）出具的本信用评级报告（以下简称“本报告”），兹声明如下：
一、除因本次评级事项构成的委托关系外，发债主体与大公及其关联公司、
控股股东、控股股东控制的其他机构不存在任何影响本次评级客观性、独立性、
公正性的官方或非官方交易、服务、利益冲突或其他形式的关联关系。大公评级
人员与发债主体之间，除因本次评级事项构成的委托关系外，不存在其他影响评
级客观、独立、公正的关联关系。
二、大公及评级分析师履行了实地调查和诚信义务，有充分理由保证所出具
本报告遵循了客观、真实、公正的原则。
三、本报告的评级结论是大公依据合理的技术规范和评级程序做出的独立判
断，评级意见未因发债主体和其他任何组织机构或个人的不当影响而发生改变。
四、本报告引用的受评对象资料主要由发债主体提供，大公对该部分资料的
真实性、准确性、完整性和及时性不作任何明示、暗示的陈述或担保。
五、本报告的分析及结论只能用于相关决策参考，不构成任何买入、持有或
卖出等投资建议。大公对于本报告所提供信息所导致的任何直接的或者间接的投
资盈亏后果不承担任何责任。
六、本报告债项信用等级在本报告出具之日至存续债券到期兑付日有效，主
体信用等级自本报告出具日起一年内有效，在有效期限内，大公拥有跟踪评级、
变更等级和公告等级变化的权利。
七、本报告版权属于大公所有，未经授权，任何机构和个人不得复制、转载、
出售和发布；如引用、刊发，须注明出处，且不得歪曲和篡改。
八、本评级报告所依据的评级方法为《大公电力企业信用评级方法》，该方
法已在大公官网公开披露。
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国电电力主体与相关债项 2019 年度跟踪评级报告
跟踪评级说明
根据大公承做的国电电力发展股份有限公司存续债券信用评级的跟踪评级
安排，大公对受评对象的经营和财务状况以及履行债务情况进行了信息收集和分
析，并结合其外部经营环境变化等因素，得出跟踪评级结论。
本次跟踪评级为定期跟踪。
跟踪债券及募资使用情况
本次跟踪债券概况及募集资金使用情况如下表所示：
表1 本次跟踪债券概况及募集资金使用情况（单位：亿元）
发行 债券
债券简称 发行期限 募集资金用途 进展情况
额度 余额
偿还银行借款、
12 国电 02 10 10 2012.06.15～2019.06.15
补充流动资金
募集资金
14 国电 03 15 15 2015.10.16～2020.10.16 补充营运资金
已使用完
2014.11.17～于发债主体依
14 国电 毕
17 17 照发行条款约定赎回之前长 补充营运资金
MTN001
期存续
数据来源：根据公司提供资料整理
发债主体
公司前身为大连东北热电发展股份有限公司，成立于 1992 年 12 月，1997
年 3 月在上海证券交易所挂牌上市，证券代码为 600795。1999 年 11 月，公司更
名为现名。期间历经数次股权变更和增资扩股。截至 2019 年 3 月末，公司股本
为 1,965,039.78 万股，中国国电集团有限公司（以下简称“国电集团”）为公
司第一大控股股东，实际控制人是国务院国有资产监督管理委员会。
公司按照《公司法》、《证券法》和《上市公司治理准则》等有关法律法规
规章的要求，制定公司章程。公司设立股东大会、董事会、监事会的公司法人治
理结构，各部门职责分工合理、权责分配明确。股东大会是公司的权力机构。公
司董事会由 11 名董事组成，设董事长 1 人，对股东大会负责。公司监事会由 5
名监事组成，设主席 1 人，监事会是公司的监督机构，对公司的生产经营活动实
施监督管理。公司高级管理人员包括总经理、副总经理、总会计师和董事会秘书，
由董事会聘任或解聘。此外公司设总经理工作部、计划发展部等职能部门，同时
建立了健全的制度管理体系，制定了包括财务管理、内部审计、对外投资、风险
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国电电力主体与相关债项 2019 年度跟踪评级报告
控制等各方面的一系列管理制度。综合来看，公司法人治理结构健全并能有效运
行。
根据公司提供的中国人民银行企业基本信用信息报告，截至 2019 年 5 月 8
日，公司本部未曾发生过信贷违约事件。截至本报告出具日，公司在债券市场发
行的各类债务融资工具均按时偿付本息。公司战略定位仍是建设具有全球竞争力
的世界一流综合性电力上市公司。总体发展策略为大力发展风电、水电，优化发
展火电，安全高效发展煤炭产业，择优发展太阳能，努力发展核电，积极稳健开
发海外市场。具体实施上：煤电方面，加快淘汰落后产能，推动现役机组技术创
新、省级改造，优先有序推进大型煤电基地、东部沿海地区煤电项目的布局和开
发；水电方面，重点抓好大渡河流域和新疆开都河流域项目开发；风电方面，认
真谋划发展布局，做好三年发展滚动计划，加大优质资源储备力度，重点抓好中
东南部低风速和分散式风电项目；加大海外项目推进力度，重点抓好哈萨克斯坦、
莫桑比克火电项目前期工作，确保取得实质性进展。
偿债环境
我国国民经济运行增速放缓、外部环境充满挑战，但整体而言经济继续表
现良好；2018 年以来，电力市场化进程的推进将有利于推动发电成本的降低；
但煤炭价格继续上涨，国内煤电企业采购成本居高不下，火电企业经营效益有
所下滑。
（一）宏观政策环境
我国国民经济运行增速放缓、外部环境充满挑战，但整体而言经济继续表
现良好；预计 2019 年，我国经济面临下行压力，外部环境复杂严峻，仍需警惕
经济下行风险，关注中美贸易摩擦走向，防范金融风险尤其是债市信用风险
2018 年，我国经济增速放缓、外部环境充满挑战，但整体而言经济继续表
现良好。2018 年，我国实现国内生产总值 90.03 万亿元，按可比价格计算，同
比增长 6.6%，较 2017 年下降 0.30 个百分点。2018 年，我国工业增加值首次突
破 30.00 万亿元，全国规模以上工业增加值同比增长 6.2%，增速同比下降 0.40
个百分点；固定资产投资同比增长 63.56 万亿元，比上年增长 5.9%，增速同比
下降 1.30 个百分点，其中房地产开发投资 12.03 万亿元，同比增长 9.5%，增速
同比下降 2.50 个百分点。2018 年，全社会消费品零售总额同比名义增长 9.0%，
增速同比降低 1.20 个百分点，国内消费需求放缓；以人民币计价外贸进出口总
值同比增长 9.7%，其中，对美国进出口增长 5.7%，与“一带一路”沿线国家进
出口增长 13.3%，高出全国整体增速 3.60 个百分点，已成为我国外贸发展的新
动力。2018 年，全国一般公共预算收入同比增长 6.2%，增速同比下降 1.20 个百
分点；政府性基金收入同比增长 22.6%，增速同比下降 12.20 个百分点，其中，
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土地使用权出让收入同比增长 25.0%，增速同比减少 20.17 个百分点，增速大幅
放缓。
面对经济下行压力，中央和地方政府综合运用货币政策、产业政策、结构性
政策、区域政策等配套措施，以确保经济运行在合理区间。实施积极的财政政策
和稳健的货币政策，适时预调微调，稳定总需求，并实施更大规模的减税降费措
施以改善企业经营效力。积极的财政政策加力提效，较大幅度增加地方政府专项
债券规模，提高专项债券使用效率，有效防范政府债务风险，更好地发挥专项债
券对稳投资、扩内需、补短板的作用；货币政策松紧适度，保持合理的市场流动
性，提升服务实体经济的能力，解决好民营企业和小微企业融资难融资贵问题。
产业政策方面，提升制造业发展水平，推动其与现代服务业的融合发展，增强制
造业技术创新能力，推动产能过剩行业加快出清，降低全社会各类营商成本，加
大基础设施投资力度，完善公共服务体系建设。结构性政策方面，坚持以供给侧
结构性改革为主线，强化体制机制建设，转变政府职能，深化国资国企、市场准
入、财税体制、金融体制等领域改革。区域发展政策方面，统筹西部大开发、中
部地区崛起、东北全面振兴、东部率先发展的协调发展战略，促进京津冀、粤港
澳大湾区、长三角等地区新的主导产业发展，推进“一带一路”建设，带动贸易
发展。预计 2019 年，我国经济面临下行压力，外部环境复杂多变，仍需警惕经
济下行风险，关注中美贸易摩擦走向，防范金融风险尤其是债市信用风险。
（二）产业/行业环境
2018 年全社会用电量增速显著回升，装机增速继续放缓，各类型发电设备
利用小时同比均有所提高；在火电供给侧改革背景下，煤电政策措施不断升级，
预计火电装机增速将进一步放缓，非化石能源装机占比将继续提升
2018 年，我国全社会用电量实现较快增长，全国全社会用电量 6.84 万亿千
瓦时，同比增长 8.5%、同比提高 1.9 个百分点，为 2012 年以来最高增速；其中，
第二产业用电量同比增长 7.2%，拉动全社会用电量增长 5.0 个百分点，高技术
及装备制造业用电领涨，实现用电量同比增长 9.5%；第三产业用电量及城乡居
民生活用电量同比分别增长 12.7%和 10.3%。2018 年，全国装机增速继续放缓，
为 6.5%，全国全口径发电装机容量 19.0 亿千瓦；其中，非化石能源发电装机容
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。
利用小时数方面，2018 年，全国发电设备平均利用小时为 3,862 小时，同比提
高 73 小时；其中，火电 4,361 小时，提高 143 小时；水电 3,613 小时，提高 16
小时；并网风电和并网太阳能发电分别为 2,095 小时和 1,212 小时，比上年分别
提高 146 小时和 7 小时。
在全国火电供给侧改革目标下，国家严格控制煤电规划建设，火电新增装机
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国电电力主体与相关债项 2019 年度跟踪评级报告
不断下降；2018 年，全国新增煤电 2,903 万千瓦、同比少投产 601 万千瓦，为
2004 年以来的最低水平。根据“十三五”规划，“十三五”期间，我国计划取
消和推迟煤电建设项目 1.5 亿千瓦以上，力争 2020 年全国煤电装机控制在 11
亿千瓦以内，非化石能源发电装机达到 7.7 亿千瓦左右，占比约 39%；围绕“十
三五”规划，国家发展和改革委员会（以下简称“发改委”）、国家能源局（以
下简称“能源局”）发布《关于促进我国煤电有序发展的通知》，采取“取消一
批、缓建一批、缓核一批”措施。2018 年政府工作报告中指出，要淘汰关停不
达标的 30 万千瓦以下煤电机组。2018 年，全国新增发电装机容量 1.2 亿千瓦、
同比减少 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%。
随着全国能源结构的调整，非化石电源快速发展，非化石能源装机占比从 2014
年的 33.3%提高到 2018 年的 40.8%。
预计火电供给侧改革背景下，火电装机总量控制政策持续进行，随着投资额
度下降，火电装机容量增速将进一步放缓，火电装机的占比将继续下降。
电力市场化进程的推进将有利于推动发电成本的降低；但煤炭价格继续上
涨，国内煤电企业采购成本居高不下，火电企业经营效益有所下滑。
上网电价方面，自 2015 年 4 月电价平均每度下调 2 分以后，2016 年 1 月发
改委再次下调全国燃煤发电上网电价约每度 3 分；2017 年 6 月 16 日，发改委发
布《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》，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资金，腾出的电价
空间用于提高燃煤电厂标杆上网电价。各地专项基金征收标准不同，该政策实施
相当于上调约 1 分钱的上网电价。但是，随着电力体制改革的逐步推进，发改委、
能源局密集出台省级电改方案，《售电公司准入与退出管理办法》、《有序放开
配电业务管理办法》、《电力中长期交易基本规则》等核心配套文件相继落地，
2016 年以来各省份逐步放开了电力市场化交易，2018 年全年市场化电量达到 2.1
万亿/千瓦时，占全社会用电量比例 30%，比上年提高 4 个百分点，市场化交易
电量规模进一步扩大。在火电行业产能过剩的背景下，发电企业参与市场竞争意
愿不断增强，交易电量规模的扩大将对降低火电企业的发电成本提出更高的挑
战。
煤价方面，自 2016 年下半年以来，受煤炭行业去产能超进度，叠加安全、
环保等多方面因素影响，煤炭产量增加不足，电煤供应持续偏紧。2018 年，
CECI5500 大卡综合价波动区间为 571～635 元/吨，各期价格均超过发改委《关
于印发平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录的通知》（发改运行【2016】2808
号）规定的绿色区间（价格正常）上限，国内煤电企业采购成本居高不下，2018
年全年全国火电企业亏损面仍近 50%。截至 2019 年 2 月 13 日，环渤海动力煤平
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国电电力主体与相关债项 2019 年度跟踪评级报告
均价格指数为 572 元/吨。
图1 2012 年 1 月至 2019 年 1 月全国主要煤价变动情况（单位：元/吨）
数据来源：Wind
为稳定煤炭市场，缓解煤炭供需矛盾，《关于推进 2018 年煤炭中长期合同
签订履行工作的通知》、《关于做好 2019 年煤炭中长期合同签订履行有关工作
的通知》等的出台，要求高度重视煤炭中长期合同签订履行工作，鼓励支持更多
签订 2 年及以上量价齐全的中长期合同，中央和各省区市煤炭及其他规模以上煤
炭、发电企业集团签订的中长期合同数量，应达到自有资源量或采购量的 75%以
上，且合同一经签订必须严格履行，全年中长期合同履约率应不低于 90%。随着
长协合同量占比的提高以及煤炭供需矛盾的逐步缓解，煤炭供应方面未来较
2018 年将相对宽松。
总体来看，电力市场化进程的推进将有利于推动发电成本的降低；但煤炭价
格继续上涨，国内煤电企业采购成本居高不下，火电企业经营效益有所下滑。预
计未来随着煤炭供需矛盾的逐步环境，煤炭供应方面较 2018 年将相对宽松。
财富创造能力
电力生产与销售仍是公司主营业务收入和利润的主要来源，2018 年，受益
于上网电量增加，公司主营业务收入同比有所增加；受益于公司平均上网电价
及发电机组利用率提高，公司综合业务毛利率有所提高。
电力生产与销售业务仍是公司主营业务收入和利润的主要来源，煤炭销售、
化工和热力业务收入仍是公司主营业务收入的重要补充。2018 年，受装机规模
继续增长，公司发电量及上网电量增加，主营业务收入同比增长 9.45%。公司营
业成本仍主要由燃料费和折旧费构成。2018 年公司营业成本为 533.03 亿元，同
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国电电力主体与相关债项 2019 年度跟踪评级报告
比增长 7.38%；其中燃料费占比 50.67%，折旧费占比 22.73%，燃料费仍为公司
盈利能力的重要影响因素。
2018 年，电力业务仍是公司主营业务收入的主要来源，占主营业务收入的
86.54%。同期，受益于公司机组平均上网电价提高及机组发电利用率提高，电力
业务毛利率同比增加 4.27 个百分点。随着公司供热面积的扩大，2018 年公司供
热量完成 9,224.74 万吉焦，同比增长 15.46%，受益于此，供热业务营业收入同
比增长 17.72%，但受煤炭价格仍处高位影响，热力业务毛利率同比下降 3.72 个
百分点。同期，煤炭销售业务受全年煤炭价格下行走势影响，销售规模有所下降，
导致煤炭销售业务收入及毛利率同比有所下降。公司化工业务主要来自于英力
特，主营 PVC、E-PVC、烧碱、电石等产品，收入同比有所下降。公司其他业务
收入主要来自于对外检修，在主营业务收入中占比很小。
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表2 2016～2018 年公司主营业务收入及毛利润情况 （单位：亿元、%）
2018 年 2017 年 2016 年
项目
金额 占比 金额 占比 金额 占比
主营业务收入 643.95 100.00 590.12 100.00 573.85 100.00
电力 557.29 86.54 525.39 89.03 507.24 88.39
热力 29.36 4.56 24.94 4.23 19.95 3.48
化工 23.29 3.62 26.09 4.42 23.00 4.01
煤炭销售 73.78 11.46 91.19 15.45 76.04 13.25
其他 3.78 0.59 4.25 0.72 3.09 0.54
减：内部抵消数 43.55 6.76 81.74 13.85 55.47 9.67
主营业务毛利润 118.47 100.00 97.98 100.00 144.28 100.00
电力 120.78 123.26 91.40 93.28 137.08 95.02
热力 -5.77 -5.89 -3.98 -4.06 -1.00 -0.69
化工 3.29 3.36 5.26 5.37 3.67 2.54
煤炭销售 0.52 0.53 1.97 2.01 0.57 0.39
其他 0.82 0.84 1.38 1.40 1.15 0.80
主营业务毛利率 18.40 16.60 25.14
电力 21.67 17.40 27.03
热力 -19.66 -15.94 -4.99
化工 14.14 20.16 15.96
煤炭销售 0.70 2.16 0.74
其他 21.74 32.35 37.23
数据来源：根据公开资料整理
2019 年 1～3 月，受益于公司新成立子公司北京国电电力有限公司（以下简
称“北京国电电力”），并纳入原先属于中国神华能源股份有限公司（以下简称
“中国神华”）的 17 家发电子公司进入合并口径，公司发电量同比大幅增长，
1 公司未提供 2019 年 1～3 月主营业务收入及利润构成明细。
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国电电力主体与相关债项 2019 年度跟踪评级报告
实现营业收入 285.87 亿元，同比增长 79.20%。同期公司实现毛利率 21.76%，同
比增长 0.28 个百分点 2。
总体来看，电力生产与销售仍是公司主营业务收入和利润的主要来源，2018
年，受益于发电量及上网电量增加，公司主营业务收入同比有所增加；受益于公
司平均上网电价及发电机组利用率提高，公司综合业务毛利率有所提高。
（一）电力
2018 年，公司装机容量继续增长，规模优势仍显著，且电源结构多元，机
组布局分散，在全国电力市场仍具有很强的竞争优势。
公司装机规模和发电量规模较大，规模优势显著，且电源结构多元，在国电
集团乃至全国电力市场仍具有很强竞争优势。截至 2018 年末，公司控股装机容
量为 5,530.59 万千瓦。2018 年公司新增发电装机容量 308.10 万千瓦，其中，
火电机组新增 229.20 万千瓦，分别是投产朝阳热电 35.00 万千瓦、南浔热电
23.20 万千瓦、宿迁热电 66.00 万千瓦、蚌埠发电 132.00 万千瓦，关停新疆公
司库车电厂 27.00 万千瓦；水电机组新增 56.80 万千瓦，分别是投产和禹公司
2.70 万千瓦、猴子岩水电站 42.50 万千瓦、沙坪二级水电站 11.60 万千瓦；风
电机组新增 22.10 万千瓦。
从机组区域分布来看，公司所在机组遍布全国 24 个省、市、自治区，总体
较为分散，在江苏、安徽、浙江等电力需求旺盛地区以及四川、山西、宁夏和新
疆等水资源和煤炭资源富集地区分布相对集中，具有一定的区位优势。2018 年，
华东地区的业务收入占比达 50.45%，华北、西北、西南地区发电业务收入占比
在 10%以上，区域分布结构的合理性在一定程度上降低了运营风险，保障公司营
业收入稳定性。
表3 2016～2018 年公司主营业务收入按地区分类情况（单位：亿元、%）
2018 年 2017 年 2016 年
项目
金额 占比 金额 占比 金额 占比
东北地区 43.26 6.72 35.45 6.01 36.94 6.44
华北地区 97.16 15.09 91.58 15.52 85.94 14.98
华东地区 324.86 50.45 347.77 58.93 328.49 57.24
西北地区 117.1 18.18 105.54 17.88 95.74 16.68
西南地区 100.21 15.56 85.73 14.53 77.43 13.49
华中地区 3.89 0.60 4.68 0.79 3.64 0.63
华南地区 1.01 0.16 1.11 0.19 1.14 0.20
减：内部抵销数 43.55 6.76 81.74 13.85 55.47 9.67
合计 643.95 100.00 590.12 100.00 573.85 100.00
数据来源：根据公开资料整理
2 公司于 2019 年 1 月完成了北京国电电力资产交割，交割完成后，公司资产规模、收入规模均大幅提高，
报告未进行对应数据追溯，受此影响，2019 年公司一季度数据同比均出现大幅提高。特此说明。
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国电电力主体与相关债项 2019 年度跟踪评级报告
综合来看，公司装机规模优势显著，区域分布结构的合理性在一定程度上保
障了公司电力消纳。预计未来 1～2 年，公司将继续进行电力项目的建设，随着
核准项目的推进，公司发电业务市场占有率有望提升。
2018 年，公司发电量及上网电量同比均有所上涨；公司机组利用小时数仍
高于全国平均水平；公司机组运行效率不断优化，清洁能源占比仍保持行业较
高水平。
随着在建机组继续投产，公司装机规模进一步提高，带动公司发电量和上网
电量有所上涨。2018 年，公司完成发电量和上网电量分别为 2,132.21 亿千瓦时
和 2,029.26 亿千瓦时，分别同比增长 5.50%和 5.44%；同期公司发电利用小时完
成 4,058 小时，高于全国平均利用小时 196 小时。
表4 2016～2018 年公司电力指标情况（单位：万千瓦、亿千瓦时）
指标 2018 年 2017 年 2016 年
期末装机容量 5,530.59 5,222.49 5,088.15
发电量 2,132.21 2,022.02 1,968.85
3
利用小时数 （小时） 4,058 3,962 3,994
数据来源：根据公开资料整理
电源结构方面，公司火电装机 3,491.20 万千瓦，占全部装机容量的 63.13%；
水电装机 1,431.38 万千瓦，占全部装机容量的 25.88%；风电装机 586.81 万千
瓦，占全部装机容量的 10.61%。公司清洁能源占比仍保持行业较高水平。
表5 2016～2018 年公司控股装机容量结构情况（单位：万千瓦、%）
2018 年 2017 年 2016 年
项目
装机容量 占比 装机容量 占比 装机容量 占比
火电 3,491.20 63.13 3,262.00 62.46 3,374.75 66.33
水电 1,431.38 25.88 1,374.58 26.32 1,229.68 24.17
风电 586.81 10.61 564.71 10.81 462.52 9.09
光伏发电 21.20 0.38 21.20 0.41 21.20 0.42
合计 5,530.59 100.00 5,222.49 100.00 5,088.15 100.00
数据来源：根据公司提供资料整理
在电力生产方面，公司加快推进发展方式转变和布局结构优化升级，持续推
进高效火电和清洁能源项目开发，公司不断利用先进技术降低燃料消耗，提高机
组的安全可靠性和机组效能，降低运营成本。公司大容量、高参数、节能机组比
重不断增加，2018 年末，公司 60 万千瓦及以上机组占总装机容量比重继续提升
达到 63.13%，清洁可再生能源装机占比达到 37.29%，在可比上市公司中保持领
先地位。同时，公司不断加强节能管理，重视发电设备的经济运行，进一步深化
3
2016～2018 年，全国发电机组平均利用小时数分别为 3,785 小时、3,786 小时和 3,862 小时。
12
国电电力主体与相关债项 2019 年度跟踪评级报告
节能技术改造和设备治理，节能减排指标继续优化。2018 年，公司发电厂用电
率和供电煤耗同比均继续下降。
表6 2016～2018 年公司电厂运营情况
指标 2018 年 2017 年 2016 年
供电煤耗（克/千瓦时） 297.71 299.55 300.15
发电厂用电率（%） 3.53 3.57 3.72
发电水耗（千克/千瓦时） - 0.98 1.00
数据来源：根据公开资料整理
综合来看，公司电源结构和机组运行效率持续优化，清洁可再生能源装机容
量不断提高，有利于保障公司长期稳定发展。
偿债来源
公司经营性净现金流规模较小，债务收入在偿债来源结构中的占比较大，
仍是公司流动性偿债来源的主要构成；公司清偿性偿债来源仍主要为可变现资
产，可变现资产中发电设备等固定资产规模较大，对公司债务偿付形成一定保
障。
（一）盈利
2018 年，公司发电量增加带动业务收入继续增长；但受期间费用上涨及计
提坏账准备因素影响，公司盈利能力同比有所下降。
2018 年，随着公司装机规模继续增长，发电量及上网电量同比增加，公司
实现营业收入 654.90 亿元，同比继续增长；同期，由于燃煤价格及发电量均上
涨，发电成本增加，公司营业成本同比上升 7.38%。
2018 年公司期间费用为 85.80 亿元，同比增加 11.38 亿元，主要受融资规
模扩大带动公司财务费用增加所致，期间费用率同比小幅提高。2018 年，公司
资产减值损失 35.14 亿元，同比增加 21.80 亿元，主要系公司其他应收款中账面
价值 11.60 亿元应收宁夏英力特煤业有限公司款项计提坏账准备所致。公司实现
投资收益 36.97 亿元，同比大幅增长，主要受公司出售部分国电南瑞科技股份有
限公司股票及参股国电建投内蒙古新能源有限公司、河北银行股份有限公司和同
煤国电同忻煤矿有限公司等带来的投资收益增加所致。2018 年，公司营业利润、
利润总额和净利润分别为 31.54 亿元、30.63 亿元和 18.09 亿元，受期间费用提
高及计提坏账准备影响同比均有所下降，盈利能力下滑。
13
国电电力主体与相关债项 2019 年度跟踪评级报告
表7 2016～2018 年及 2019 年 1～3 月公司收入及盈利概况（单位：亿元、%）
项目 2019 年 1～3 月 2018 年 2017 年 2016 年
营业收入 285.87 654.90 598.33 584.16
毛利率 21.76 18.61 17.03 25.58
期间费用 31.37 85.80 74.42 68.16
其中：销售费用 1.00 0.71 0.37 0.33
管理费用 7.21 9.03 8.56 7.64
财务费用 23.16 76.13 65.49 60.19
期间费用/营业收入 10.97 13.11 12.44 11.67
资产减值损失 - 35.14 13.33 4.95
投资收益 3.24 36.97 24.76 17.14
营业利润 30.56 31.54 35.79 86.50
利润总额 32.69 30.63 37.84 91.09
净利润 25.54 18.09 27.64 70.18
总资产报酬率 1.50 3.86 3.75 5.55
净资产收益率 2.17 2.54 3.80 9.46
数据来源：根据公司提供资料整理
2019 年 1～3 月，受益于装机规模的大幅提升，公司实现营业收入 285.87
亿元，同比增长 79.20%。同期公司实现毛利率 21.76%，毛利率水平同比相对稳
定。同期，公司销售费用为 1.00 亿元，同比大幅增长，主要受运杂费上升和售
电公司新增的销售服务费增加所致。2019 年 1～3 月，公司实现营业利润和净利
润分别为 30.56 亿元和 25.54 亿元，同比均出现大幅增长。
2018 年以来，发电量增加带动业务收入继续增长；但受期间费用上涨及计
提坏账准备因素影响，公司盈利能力同比有所下降。
（二）自由现金流
2018 年以来，公司经营性净现金流规模有所提高，对债务的保障能力有所
增强；经营活动净流入规模仍可以满足投资活动的资金需求。
2018 年，公司净利润为 18.09 亿元，同比有所下降，主要受期间费用增加
所致。同期，公司经营性净现金流为 231.62 亿元，流入规模同比增加 17.11%，
主要受售电收入提高所致；同期，公司经营性净现金流/流动负债为 30.63%，经
营性净现金流利息保障倍数为 2.84 倍，对利息的保障能力仍较好。
2018 年，公司投资性净现金流为-118.22 亿元，仍继续表现为净流出状态，
其中公司构建固定资产、无形资产和其他长期资产所支付的现金为 127.02 亿元，
虽投资规模有所下降但依然保持较大规模的投资支出。
2019 年 1～3 月，公司净利润为 25.54 亿元，同比大幅增长。同期，受益于
发电业务收入增加，经营性净现金流为 101.28 亿元，流入规模同比大幅提高。
同期投资性净现金流为-21.92 亿元，投资规模较去年同期有所下降。
14
国电电力主体与相关债项 2019 年度跟踪评级报告
截至 2018 年末，公司主要在建工程计划投资 663.99 亿元，主要包括四川大
渡河金川水电项目、四川大渡河猴子岩水电项目、国电舟山普陀 6 号六横海上风
电项目等，上述项目已完成投资 328.57 亿元，尚需投资 335.42 亿元。整体来看，
公司在建工程较多，预计未来资本性支出规模仍较大，但公司电力业务现金获取
能力很强，经营性现金净流入基本可以满足投资活动的资金需求。
表8 2016～2018 年及 2019 年 1～3 月公司现金流情况（单位：亿元、%、倍数）
项目 2019 年 1～3 月 2018 年 2017 年 2016 年
经营性净现金流 101.28 231.62 197.78 234.14
投资性净现金流 -21.92 -118.22 -134.66 -180.80
经营性净现金流/流动负债 12.56 30.63 23.60 26.36
经营性净现金流利息保障倍数 - 2.84 2.70 3.49
数据来源：根据公司提供资料整理
总体而言，2018 年以来，公司经营性净现金流规模有所提高，对债务的保
障能力有所增强；经营活动净流入规模仍可以满足投资活动的资金需求。
（三）债务收入
公司融资渠道多元化，仍以银行借款和债券融资为主，债务融资能力较强，
债务收入对缓解公司流动性压力贡献仍很大。
公司作为上市公司，融资渠道多元，包括银行借款、债券融资、股权融资和
融资租赁等方式，融资期限结构以长期为主。银行借款方面，公司资信状况优良，
与国内主要银行保持着长期合作伙伴关系。短期借款以信用借款为主。截至 2018
年末，公司已经获得中国银行、中国建设银行、中国农业银行和中国工商银行等
主要贷款银行的各类授信额度合计 3,090 亿元人民币，尚未使用的各类授信额度
总额为 1,582 亿元人民币。债券融资方面，截至 2018 年末，公司存续债券包括
公司债券、中期票据、超短融资券和短融资券等，债券品种较为多样。公司长期
应付款主要为融资租赁款，是公司主要的融资渠道之一。大公通过筹资活动现金
流入及流出变动来考察公司债务偿还对债务收入的依赖程度。2018 年及 2019 年
1～3 月公司筹资性现金流入分别为 1,061.83 亿元和 322.50 亿元，是公司可用
偿债来源的主要组成部分；同期，公司筹资性现金流出分别为 1,181.57 亿元和
358.02 亿元，公司债务偿还对融资能力依赖程度仍相对较高。
表9 2016～2018年及2019年1～3月债务融资情况分析（单位：亿元）
财务指标 2019 年 1～3 月 2018 年 2017 年 2016 年
筹资性现金流入 322.50 1,061.83 1,226.68 1,296.10
借款所收到的现金 309.20 1,012.58 1,199.78 1,281.44
筹资性现金流出 358.02 1,181.57 1,274.01 1,351.80
偿还债务所支付的现金 324.14 1,030.47 1,099.44 1,220.52
数据来源：根据公司提供资料整理
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国电电力主体与相关债项 2019 年度跟踪评级报告
预计未来 1～2 年，公司债务收入的主要来源仍将以银行借款及债券发行为
主，随着公司在建项目的持续投入，公司债务收入将保持增长，是债务偿还的主
要来源。
综合来看，公司融资渠道多元化，仍以银行借款和债券融资为主，债务融资
能力较强，债务收入对缓解公司流动性压力贡献仍很大。
（四）外部支持
公司在业务发展等方面继续得到控股股东的大力支持，随着北京国电电力
的顺利组建，公司装机规模大幅增加，在行业中地位进一步得到加强。
2017 年 8 月，国电集团和神华集团有限责任公司实施联合重组，合并完成
后，国电集团注销，国家能源集团作为合并后的公司继续存续。2018 年 3 月，
国家能源集团对国电电力作出避免同业竞争承诺，明确将国电电力作为国家能源
集团常规能源发电业务整合平台，逐步将常规能源发电业务资产注入国电电力，
共同组建合资公司。2018 年 8 月 27 日，公司接到国家能源集团及国电集团通知，
国家能源集团与国电集团收到国家市场监督管理总局反垄断局出具的《经营者集
中反垄断审查不予禁止决定书》（反垄断审查函【2018】第 26 号），该局经审
查后决定对两集团合并事项不予禁止，从即日起可以实施。至此，《国电电力发
展股份有限公司与中国神华能源股份有限公司关于通过资产重组组建合资公司
之协议》约定的组建合资公司的外部审批前置条件均已完成。2019 年 1 月 3 日，
公司与中国神华组建合资公司取得北京市工商行政管理局西城分局核发的营业
执照，合资公司名称为北京国电电力，国电电力持股 57.47%，中国神华持股
42.53%。2019 年 1 月 31 日，国电电力与中国神华组建的合资公司北京国电电力
完成标的资产交割，中国神华 17 家火电企业纳入北京国电电力。北京国电电力
的顺利组建，使得公司装机规模大幅提升，在行业中地位进一步得到加强。
综合来看，公司在业务发展等方面继续得到控股股东的大力支持，随着北京
国电电力的顺利组建，公司装机规模大幅增加，在行业中地位进一步得到加强。
（五）可变现资产
2018 年末，受公司固定资产折旧体量较大影响，公司资产规模小幅下降，
资产结构仍以非流动资产为主，且占比很高；可变现资产主要以发电设备等固
定资产为主，可变现价值较高。
可变现资产包括货币资金和可变卖为货币资金的非货币资产，其中，货币资
金是企业保障日常经营支出和短期流动性偿付的重要缓冲，是企业流动性偿债来
源的重要组成部分，可变卖为货币资金的非货币资产则是在经营性现金流和债务
收入作为可用偿债来源不能满足偿还债务需要时，可以转化为用于偿债的现金，
是企业偿债来源的重要补充和保障。
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国电电力主体与相关债项 2019 年度跟踪评级报告
表 10 2016～2018 年末及 2019 年 3 月末公司资产情况（单位：亿元、%）
2019 年 3 月末 2018 年末 2017 年末 2016 年末
项目
金额 占比 金额 占比 金额 占比 金额 占比
总资产 3,736 100.00 2,725 100.00 2,741 100.00 2,713 100.0
流动资产合计 353 9.44 186 6.83 180 6.58 157 5.79
货币资金 92 2.47 43 1.59 49 1.80 33 1.23
应收票据及应收账款 156 4.18 77 2.84 - - - -
其中：应收账款 134 3.59 61 2.24 58 2.11 54 1.99
存货 38 1.01 27 0.98 22 0.81 25 0.91
其他流动资产 24 0.65 21 0.78 20 0.73 16 0.60
非流动资产合计 3,383 90.56 2,539 93.17 2,561 93.42 2,556 94.21
固定资产 2,741 73.38 2,013 73.89 1,964 71.63 1,837 67.73
在建工程 272 7.29 233 8.56 278 10.15 382 14.03
长期股权投资 192 5.14 207 7.60 196 7.14 180 6.64
数据来源：根据公司提供资料整理
2018 年末，受公司固定资产折旧体量较大影响，公司资产规模小幅下降。
资产结构仍以非流动资产为主，非流动资产占总资产比重为 90.56%，占比仍很
高。
2018 年末，公司流动资产占总资产比重仍较小，仍主要由货币资金、应收
账款和存货构成。货币资金仍主要以银行存款为主；公司应收账款仍主要为应收
上网电费收入，账龄主要集中在一年以内，2018 年应收账款周转天数约 32.71
天；存货仍主要为原材料、库存商品和在产品等，存货周转天数约为 16.55 天，
周转效率有所提升。
公司非流动资产仍主要由固定资产、在建工程和长期股权投资构成。2018
年末，公司固定资产同比增长 2.49%，主要受在建工程完工转入所致。同期，公
司在建工程同比减少 16.19%；截至 2018 年末，公司主要在建工程为四川大渡河
金川水电项目、四川大渡河猴子岩水电项目、国电舟山普陀 6 号六横海上风电项
目等。长期股权投资主要包括对河北银行股份有限公司、国电建设内蒙古能源有
限公司、浙江浙能北仑发电有限公司和上海外高桥第二发电有限责任公司等。
2019 年 3 月末，受公司新成立控股子公司北京国电电力，且中国神华将 17
家火电企业纳入北京国电电力影响，公司资产规模大幅提高，非流动资产占比
90.56%，资产结构仍以非流动资产为主。
根据大公测算，截至 2018 年末，公司可变现资产价值为 2,451.94 亿元，清
偿性偿债来源较为充足。2018 年末，公司共有 113.80 亿元的资产用于抵押借款
或者融资租赁、履约保证金等，占总资产的比重为 4.18%，占净资产的比重为
15.96%。同时公司另以电费收费权质押方式取得借款 197.42 亿元。
17
国电电力主体与相关债项 2019 年度跟踪评级报告
表 11 截至 2018 年末公司受限资产情况（单位：亿元、%）
科目名称 账面价值 受限部分 受限占比
货币资金 43.22 0.59 1.37
应收票据 16.31 0.60 3.68
固定资产 2,013.49 110.36 5.48
在建工程 233.38 2.25 0.96
合计 2,263.18 113.80 -
资料来源：根据公司提供资料整理
综合来看，2018 年以来，随着公司投资规模增加，公司资产规模继续增长，
预计未来 1～2 年，公司可变现资产规模将继续增长，资产结构仍以非流动资产
为主。
总体看，公司可用偿债来源结构中，经营性净现金流占比较小，偿债来源
结构有待改善；但公司融资渠道通畅、外部支持力度较大，债务收入、外部支
持、可变现资产等偿债来源较为充足，对债务偿还形成较好保障。
偿债来源结构主要包括经营性净现金流、债务收入、可变现资产和外部支持。
2018 年，公司获得经营性净现金流 231.62 亿元，筹资活动现金流入 1,061.83
亿元，外部支持主要为控股股东承诺的逐步将火电及水电业务资产注入公司。公
司流动性偿债来源结构中，财富创造能力产生的经营性净现金流占比较小，债务
收入和外部支持是其债务偿付的主要来源。总体而言，公司货币资金充裕，融资
渠道通畅，政府支持力度较大，流动性偿债来源总体充足。
公司清偿性偿债来源为可变现资产，2018 年末，公司可变现资产为 2,451.94
亿元。鉴于公司可变现资产以固定资产中的发电设备和房屋建筑物为主，资产质
量相对较高，可变现价值较大，可对公司整体债务偿还形成有力保障。
偿债能力
2018 年末，公司负债规模相对稳定，有息负债规模仍很大，且短期有息负
债占比较高，面临一定的短期偿债压力;公司可用偿债来源对存量债务的保障能
力较好，但对债务收入依赖较大，公司未来需要合理控制债务规模的增长。
截至 2018 年末，公司负债规模相对稳定，负债结构仍以非流动负债为主。
2019 年 3 月末，公司负债总额为 2,557.74 亿元，非流动负债在总负债中占比有
所下降，资产负债率为 68.47%。
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国电电力主体与相关债项 2019 年度跟踪评级报告
表 12 2016～2018 年末及 2019 年 3 月末公司负债情况（单位：亿元、%）
2019 年 3 月末 2018 年末 2017 年末 2016 年末
项目
金额 占比 金额 占比 金额 占比 金额 占比
短期借款 387 15.12 240 11.95 354 17.59 280 14.19
应付票据 - - 10 0.50 25 1.24 49 2.47
4
应付账款 6 0.25 128 6.37 126 6.25 128 6.52
一年内到期的非
76 2.97 192 9.53 86 4.25 90 4.57
流动负债
其他应付款 105 4.09 77 3.84 65 3.21 99 5.03
其他流动负债 76.09 2.97 65 3.21 100 4.96 217 11.03
流动负债合计 881 34.46 731 36.35 781 38.75 895 45.41
长期借款 1,318 51.53 1,031 51.21 1,056 52.41 911 46.22
应付债券 91 3.56 81 4.02 25 1.24 25 1.26
长期应付款 114 4.46 82 4.04 83 4.10 78 3.98
其他非流动负债 135 5.28 75 3.72 57 2.81 44 2.21
非流动负债合计 1,676 65.54 1,281 63.65 1,234 61.25 1,076 54.59
负债合计 2,558 100.00 2,012 100.00 2,015 100.00 1,971 100.00
5
有息负债合计 2,197 85.89 1,774 88.18 1,785 90.77 1,694 85.92
资产负债率 68.47 73.84 73.49 72.66
数据来源：根据公司提供资料整理
2018 年末，公司流动负债规模小幅下降，仍主要以短期借款、应付账款、
一年内到期的非流动负债和其他流动负债为主。2018 年末，公司短期借款同比
大幅下降，信用借款占 96.32%；公司应付账款为 128.09 亿元，仍主要为燃料款、
工程款和设备款等，规模较为稳定。公司一年内到期的非流动负债同比大幅提高，
主要系一年内到期的长期借款大幅增加所致。公司其他流动负债主要包括资产证
券化融资额、超短期融资券及公司发行的私募债，同比继续下降，主要系偿还到
期短融资金所致。
2018 年末，公司非流动负债略有增长，仍以长期借款、应付债券、长期应
付款和其他非流动负债为主。公司长期应付款仍主要为融资租赁款，2018 年末
小幅减少。公司其他非流动负债主要为中期票据和资产证券化融资，2018 年末
继续增长，主要系公司发行中期票据。
2019 年 3 月末，受公司新成立控股子公司北京国电电力，且中国神华将 17
家火电企业纳入北京国电电力影响，公司资产规模大幅提高，非流动资产占比
90.56%，资产结构仍以非流动资产为主。
4
公司未提供 2019 年 3 月末应付票据及应付账款余额，表中 2019 年 3 月末应付账款金额为实际应付账款
及应付票据余额合计数。
5
公司未提供长期应付款付息项金额，依据谨慎性原则，将该科目下金额全部算作付息项。
19
国电电力主体与相关债项 2019 年度跟踪评级报告
公司有息债务规模仍较大，且在总负债中占比仍较高，短期有息债务在总
有息债务中比重较大，仍面临一定短期偿债压力。
公司有息债务规模仍较大。公司未提供有息债务期限结构，截至 2019 年 3
月末，公司有息债务为 2,197.24 亿元，在总负债中的占比为 85.89%；其中短期
有息债务为 538.99 亿元，占总有息债务的比重为 24.53%，占比较大，公司仍面
临一定的短期债务压力。
公司对外担保主要为对关联企业担保，担保金额较小，总体风险可控。
截至 2018 年末，公司对外担保余额合计 5.21 亿元，担保比率为 0.73%。被
担保方为公司的合营企业国电建投内蒙古能源有限公司和公司的联营企业山西
漳电国电王坪发电有限公司，总体风险可控。
6
表 13 截至 2018 年末公司对外担保情况 （单位：亿元、%）
担保 担保类 是否反 是否 是否
被担保企业 担保期限
余额 型 担保 关联 逾期
国电建投内蒙古能源有限 连带
3.75 2011.04～2026.04 是 是 否
公司 责任
山西漳电国电王坪发电有 1.08 2010.06～2025.06 连带
否 是 否
限公司 0.38 2010.10～2025.10 责任
合计 5.21 - - - - -
资料来源：根据公司提供资料整理
2019 年 3 月末，公司未分配利润、少数股东权益增加，所有者权益上升，
资本实力有所增强。
2018 年末，公司所有者权益为 712.82 亿元，同比减少 13.77 亿元，主要受
本期向股东分配股利规模较大影响。2019 年 3 月末，公司未分配利润、少数股
东权益增加，带动公司所有者权益上升，资本实力有所增强。
公司流动性偿债来源以债务收入和外部支持为主，经营性净现金流对公司
流动性偿债来源形成补充；清偿性偿债来源变现能力较好，对公司存量保障能
力强；盈利对利息的覆盖能力有所下降但仍处于较高水平，综合来看，公司的
偿债能力极强。
大公将公司的偿债来源分为流动性偿债来源和清偿性偿债来源。公司流动性
偿债来源主要包括经营性净现金流、期初现金及现金等价物、融资收入以及外部
支持等；清偿性偿债来源主要为存货、长期应收款等可变现资产。
公司流动性偿债来源以期初现金及现金等价物、经营性净现金流、债务收入
为主，以投资性净现金流为补充。2018 年，公司流动性来源为 1,787.23 亿元，
流动性消耗为 1,342.36 亿元，流动性来源对流动性消耗的覆盖倍数为 1.33 倍。
6
公司未提供被担保企业的审计报告。
20
国电电力主体与相关债项 2019 年度跟踪评级报告
清偿性偿债来源为公司可变现资产，综合偿债来源部分对于可变现资产的分
析，公司 2018 年末可变现资产价值为 2,451.94 亿元，同时 2018 年末总负债为
2,012.29 亿元，对外担保余额为 5.21 亿元，可变现资产对总债务的覆盖率为 1.22
倍。
2018 年，公司 EBITDA 利息保障倍数分别为 2.83 倍，同比有所下降；由于
公司从事的电力业务盈利能力较强，EBITDA 对利息的保障水平整体较高。
总体来看，公司可变现资产对总债务覆盖能力较好，清偿性还本付息能力较
强；稳定的经营性现金流预期和较强债务融资能力为公司流动性还本付息能力提
供保障；预计未来盈利能力将有所改善，带动公司最大安全负债数量扩大，公司
总体偿债能力极强。
结论
综上所述，2018 年以来，国内经济环境及行业政策仍较好，信用供给仍较
为旺盛。公司财富创造能力主要来自于电力业务，公司装机规模继续增长，规模
优势仍较显著，且持续获得控股股东在业务发展方面的有力支持，机组运行效率
持续优化，在电力市场具有很强的竞争能力。2018 年以来公司装机规模增加带
动公司发电量增长，进而带动公司营业收入增长，但财务费用的提高导致盈利能
力继续下降。公司外部融资渠道通畅，偿债来源较为多样，可用偿债来源对存量
债务的保障能力较好，但对债务融资能力依赖程度较高，债务安全度有待进一步
提升。
综合来看，大公对公司“12 国电 02”、“14 国电 03”、“14 国电 MTN001”
信用等级维持 AAA，主体信用等级维持 AAA，评级展望维持稳定。
21
国电电力主体与相关债项 2019 年度跟踪评级报告
附件 1 公司治理
1-1 截至 2018 年末国电电力发展股份有限公司股权结构图
国务院国有资产监督管理委员会
100.00%
其他股东 中国国电集团有限公司
100.00%
53.91% 46.00%
国电资本控股有限公司
0.09%
国电电力发展股份有限公司
22
国电电力主体与相关债项 2019 年度跟踪评级报告
1-2 截至 2018 年末国电电力发展股份有限公司组织结构图
股东大会 战略委员会
提名委员会
监事会 董事会
审计委员会
总经理 党委书记
薪酬及考核委员会
董事会秘书
总会计师 副总经理 纪委书记
总
经 人
法 力
理 律
工 资
作 事 计 市 源 财 安 工 燃
务 证
部 划 场 券 部 务 全 程 料 审
（ 与 发 营 （ 产 生 建 管 计
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党 展 销 资 党 权 产 设 理 部
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） ）
（
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监 委 采
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（ 治 部 会 物 际 化
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纪 资 事 享
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部 业 室 管 部 业 部 中
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） 文
化 部
部
）
23
国电电力主体与相关债项 2019 年度跟踪评级报告
附件 2 主要财务指标
2-1 国电电力发展股份有限公司主要财务指标
（单位：万元）
2019 年 1～3 月
项目 2018 年 2017 年 2016 年
（未经审计）
资产类
货币资金 924,112 432,200 492,171 333,404
应收票据及应收账款 1,562,921 774,889 - -
其中：应收票据 223,403 163,106 118,699 153,372
应收账款 1,339,518 611,783 578,479 541,142
其他应收款 283,594 120,846 54,391 30,761
存货 376,986 267,194 222,840 246,525
其他流动资产 243,486 212,355 198,909 162,690
流动资产合计 3,528,190 1,862,588 1,804,831 1,571,145
长期股权投资 1,920,252 2,071,960 1,956,819 1,800,045
固定资产净额 27,414,432 20,134,862 19,637,015 18,373,781
在建工程 2,721,933 2,333,785 2,783,116 3,807,129
非流动资产合计 33,828,942 25,388,548 25,608,162 25,555,550
总资产 37,357,132 27,251,136 27,412,993 27,126,695
占资产总额比（%）
货币资金 2.47 1.59 1.80 1.23
应收票据及应收账款 4.18 2.84 - -
其中：应收票据 0.60 0.60 0.43 0.57
应收账款 3.59 2.24 2.11 1.99
其他应收款 0.76 0.44 0.20 0.11
存货 1.01 0.98 0.81 0.91
其他流动资产 0.65 0.78 0.73 0.60
流动资产合计 9.44 6.83 6.58 5.79
长期股权投资 5.14 7.60 7.14 6.64
固定资产净额 73.38 73.89 71.63 67.73
在建工程 7.29 8.56 10.15 14.03
非流动资产合计 90.56 93.17 93.42 94.21
负债类
短期借款 3,868,517 2,404,221 3,542,912 2,796,939
应付票据及应付账款 2,043,586 1,382,508 - -
其中：应付票据 - 101,623 249,659 486,254
应付账款 - 1,280,886 1,258,217 1,284,361
其他应付款 1,046,722 772,530 646,205 991,570
一年内到期的非流动负债 760,423 1,917,584 857,005 900,522
其他流动负债 760,922 645,000 1,000,000 2,174,600
24
国电电力主体与相关债项 2019 年度跟踪评级报告
2-2 国电电力发展股份有限公司主要财务指标
（单位：万元）
2019 年 1～3 月
项目 2018 年 2017 年 2016 年
（未经审计）
负债类
流动负债合计 8,813,722 7,315,087 7,807,437 8,950,684
长期借款 13,179,416 10,305,309 10,559,192 9,109,087
应付债券 910,232 808,894 249,229 248,894
长期应付款 1,141,869 817,344 826,411 783,550
非流动负债合计 16,763,690 12,807,818 12,339,674 10,758,854
负债合计 25,577,412 20,122,905 20,147,111 19,709,539
占负债总额比（%）
短期借款 15.12 11.95 17.59 14.19
应付票据及应付账款 7.99 6.87 - -
其中：应付票据 - 0.51 1.24 2.47
应付账款 - 6.37 6.25 6.52
其他应付款 4.09 3.84 3.21 5.03
一年内到期的非流动负债 2.97 9.53 4.25 4.57
其他流动负债 2.97 3.21 4.96 11.03
流动负债合计 34.46 36.35 38.75 45.41
长期借款 51.53 51.21 52.41 46.22
应付债券 3.56 4.02 1.24 1.26
长期应付款 4.46 4.06 4.10 3.98
非流动负债合计 65.54 63.65 61.25 54.59
权益类
实收资本（股本） 1,965,040 1,965,040 1,965,040 1,965,040
资本公积 489,858 535,500 537,395 548,029
盈余公积 478,984 478,984 454,214 417,630
未分配利润 2,090,024 1,757,878 1,855,293 1,901,572
归属于母公司所有者权益 5,404,128 5,077,457 5,149,667 5,202,042
少数股东权益 6,375,592 2,050,774 2,116,214 2,215,114
所有者权益合计 11,779,720 7,128,232 7,265,881 7,417,156
损益类
营业收入 2,858,651 6,548,965 5,983,318 5,841,605
营业成本 2,236,559 5,330,334 4,964,101 4,347,318
营业税金及附加 41,464 100,254 63,296 70,211
销售费用 10,034 7,103 3,655 3,264
管理费用 72,147 90,280 85,643 76,370
财务费用 231,553 761,307 654,920 601,945
资产减值损失 0 351,370 133,346 49,479
25
国电电力主体与相关债项 2019 年度跟踪评级报告
2-3 国电电力发展股份有限公司主要财务指标
（单位：万元）
2019 年 1～3 月
项目 2018 年 2017 年 2016 年
（未经审计）
损益类
投资收益 32,382 369,671 247,568 171,391
营业利润 305,591 315,414 357,908 865,032
营业外收支净额 21,286 -9,111 20,518 45,865
利润总额 326,877 306,302 378,426 910,898
所得税 71,519 125,423 102,005 209,049
净利润 255,358 180,880 276,420 701,848
占营业收入比（%）
营业成本 78.24 81.39 82.97 74.42
营业税金及附加 1.45 1.53 1.06 1.20
销售费用 0.35 0.11 0.06 0.06
管理费用 2.52 1.38 1.43 1.31
财务费用 8.10 11.62 10.95 10.30
资产减值损失 0.00 5.37 2.23 0.85
投资收益 1.13 5.64 4.14 2.93
营业利润 10.69 4.82 5.98 14.81
营业外收支净额 0.74 -0.14 0.34 0.79
利润总额 11.43 4.68 6.32 15.59
所得税 2.50 1.92 1.70 3.58
净利润 8.93 2.76 4.62 12.01
现金流量表
经营活动产生的现金流量净额 1,012,789 2,316,180 1,977,791 2,341,426
投资活动产生的现金流量净额 -219,244 -1,182,218 -1,346,581 -1,807,967
筹资活动产生的现金流量净额 -355,145 -1,197,421 -473,266 -557,043
26
国电电力主体与相关债项 2019 年度跟踪评级报告
2-4 国电电力发展股份有限公司主要财务指标
（单位：万元）
2019 年 1～3 月
项目 2018 年 2017 年 2016 年
（未经审计）
主要财务指标
EBIT 559,226 1,052,571 1,028,322 1,504,691
EBITDA - 2,301,824 2,254,632 2,688,170
总有息债务 - 17,744,182 18,286,755 16,935,246
毛利率（%） 21.76 18.61 17.03 25.58
营业利润率（%） 10.69 4.82 5.98 14.81
总资产报酬率（%） 1.50 3.86 3.75 5.55
净资产收益率（%） 2.17 2.54 3.80 9.46
资产负债率（%） 68.47 73.84 73.49 72.66
债务资本比率（%） - 71.34 71.57 69.54
长期资产适合率（%） 84.38 78.52 76.56 71.12
流动比率（倍） 0.40 0.25 0.23 0.18
速动比率（倍） 0.36 0.22 0.20 0.15
保守速动比率（倍） 0.13 0.08 0.08 0.05
存货周转天数（天） 12.96 16.55 17.02 17.73
应收账款周转天数（天） 30.72 32.71 33.68 33.02
经营性净现金流/流动负债
12.56 30.63 23.60 26.36
（%）
经营性净现金流/总负债（%） 4.43 11.50 9.92 12.40
经营性净现金流利息保障倍
- 2.84 2.70 3.49
数（倍）
EBIT 利息保障倍数（倍） - 1.29 1.40 2.24
7
EBITDA 利息保障倍数（倍） - 2.83 3.08 4.01
现金比率（%） 10.48 5.91 6.30 3.73
现金回笼率（%） 106.97 109.51 108.09 109.87
担保比率（%） - 0.73 0.85 1.11
7 公司未提供资本化利息总额，大公依据公司各年度报告中披露在建工程部分资本化总额计算，故计算结
果与公司年度报告数据稍有出入。
27
国电电力主体与相关债项 2019 年度跟踪评级报告
附件 3 各项指标的计算公式
1. 毛利率（%）＝（1－营业成本/营业收入）× 100%
2. EBIT ＝ 利润总额＋计入财务费用的利息支出
3. EBITDA ＝ EBIT＋折旧＋摊销（无形资产摊销＋长期待摊费用摊销）
4. EBITDA 利润率（%）＝ EBITDA/营业收入×100%
5. 总资产报酬率（%）＝ EBIT/年末资产总额×100%
6. 净资产收益率（%）＝净利润/年末净资产×100%
7. 现金回笼率（%）＝销售商品及提供劳务收到的现金/营业收入×100%
8. 资产负债率（%）＝ 负债总额/资产总额×100%
9. 债务资本比率（%）＝ 总有息债务/（总有息债务＋所有者权益）×100%
10. 总有息债务 ＝ 短期有息债务＋长期有息债务
11. 短期有息债务 ＝ 短期借款＋应付票据+其他流动负债（应付短期债券）＋ 一年内
到期的非流动负债＋其他应付款（付息项）
12. 长期有息债务＝ 长期借款＋应付债券+长期应付款（付息项）
13. 担保比率（%）＝担保余额/所有者权益×100%
14. 经营性净现金流/流动负债（%）＝ 经营性现金流量净额/[（期初流动负债＋期末
流动负债）/2]×100%
15. 经营性净现金流/总负债（%）＝经营性现金流量净额/[（期初负债总额＋期末负债
总额）/2] ×100%
8
16. 存货周转天数 ＝ 360 /（营业成本/年初末平均存货）
9
17. 应收账款周转天数 ＝ 360 /(营业收入/年初末平均应收账款）
18. 流动比率＝流动资产/流动负债
19. 速动比率＝（流动资产-存货）/ 流动负债
20. 保守速动比率＝（货币资金＋应收票据＋交易性金融资产）/ 流动负债
21. 现金比率（%）＝（货币资金＋交易性金融资产）/ 流动负债×100%
22. 扣非净利润= 净利润-公允价值变动收益-投资收益-汇兑收益-资产处置收益-其他
收益-（营业外收入-营业外支出）
8
一季度取 90 天。
9
一季度取 90 天。
28
国电电力主体与相关债项 2019 年度跟踪评级报告
23. 可变现资产= 总资产-在建工程-开发支出-商誉-长期待摊费用-递延所得税资产
24. EBIT 利息保障倍数（倍）＝ EBIT/利息支出 ＝ EBIT /（计入财务费用的利息支出
＋资本化利息）
25. EBITDA 利息保障倍数（倍）＝ EBITDA/利息支出 ＝ EBITDA /（计入财务费用的
利息支出＋资本化利息）
26. 经营性净现金流利息保障倍数（倍）＝ 经营性现金流量净额/利息支出＝ 经营性
现金流量净额 /（计入财务费用的利息支出＋资本化利息）
29
国电电力主体与相关债项 2019 年度跟踪评级报告
附件 4 主体及中长期债券信用等级符号和定义
信用等级 定义
AAA 偿还债务的能力极强，基本不受不利经济环境的影响，违约风险极低。
AA 偿还债务的能力很强，受不利经济环境的影响不大，违约风险很低。
A 偿还债务能力较强，较易受不利经济环境的影响，违约风险较低。
BBB 偿还债务能力一般，受不利经济环境影响较大，违约风险一般。
BB 偿还债务能力较弱，受不利经济环境影响很大，有较高违约风险。
B 偿还债务的能力较大地依赖于良好的经济环境，违约风险很高。
CCC 偿还债务的能力极度依赖于良好的经济环境，违约风险极高。
CC 在破产或重组时可获得保护较小，基本不能保证偿还债务。
C 不能偿还债务。
正
存在有利因素，一般情况下，未来信用等级上调的可能性较大。
面
展 稳
信用状况稳定，一般情况下，未来信用等级调整的可能性不大。
望 定
负
存在不利因素，一般情况下，未来信用等级下调的可能性较大。
面
注：大公中长期债券及主体信用等级符号和定义相同；除 AAA 级、CCC 级（含）以下等
级外，每一个信用等级可用“+”、“-”符号进行微调，表示略高或略低于本等级。
30
