3 中国长江电力股份有限公司
公开发行2019年公司债券（第二期）信用评级报告
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。
4 中国长江电力股份有限公司
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概 况发债主体概况中国长江电力股份有限公司成立于2002年11月4日，是由中国长江三峡集团有限公司（前身为中国长江三峡工程开发总公司，成立于1993年9月27日，2009年9月更名为中国长江三峡集团公司。2017年12月28日完成公司制改制，由全民所有制企业变更为国有独资公司，名称变更为中国长江三峡集团有限公司，以下简称“三峡集团”）作为主发起人，以发起方式设立的股份有限公司。2003年10月28日，经中国证监会核准，公司首次向社会公开发行人民币普通股232,600万股。后经多次增资，截至2016年3月末，公司总股本1,650,000万股，其中三峡集团持有公司72.01%的股份。2016年，公司通过向三峡集团、四川省能源投资集团有限责任公司、云南省能源投资集团有限公司发行35亿股及支付现金方式收购三峡金沙江川云水电开发有限公司（以下简称“川云公司”）100%的股权，同时非公开发行股票20亿股募集配套资金。截至2019年3月末，公司总股本增至2,200,000万股，三峡集团直接持有公司57.92%的股权，国务院国有资产监督管理委员会持有三峡集团100%股权，为公司实际控制人。
公司分别于2009年和2016年进行两次重大资产重组
，目前是我国运营规模最大的水电上市公司，公司全资拥有葛洲坝电站、三峡电站、溪洛渡电站和向家坝电站。截至2019年3月末，公司自有水电装机容量4,549.50万千瓦。
截至2018末，公司资产总额2,954.97亿元，负债总额1,528.12亿元，所有者权益（含少数股东权益）1,426.85亿元，资产负债率51.71%；2018年，公司实现营业总收入512.14亿元，获得净利润
226.44亿元，经营性活动净现金流397.37亿元。
截至2019年3月末，公司资产总额2,959.00亿元，负债总额1,501.23亿元，所有者权益（含少数股东权益）1,457.77亿元，资产负债率50.73%；
2009年9月收购三峡电站；2016年4月收购川云公司100%股权。
2019年一季度，公司实现营业总收入86.08亿元，获得净利润29.17亿元，经营性活动净现金流52.17亿元。
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 | 中国长江电力股份有限公司公开发行2019年公司债券（第二期） |
| 发行规模 | 本期债券发行规模不超过20亿元（含20亿元）。 |
| 债券期限 | 本期债券期限为5年。 |
| 债券利率 | 固定利率，由发行人与主承销商根据发行情况共同协商确定。 |
| 付息方式 | 本期债券采用单利按年计息，不计复利。每年付息一次，到期一次还本，最后一期利息随本金的兑付一起支付。 |
| 募集资金用途 | 本期债券的募集资金扣除发行费用后拟全部用于偿还公司债务。 |
资料来源：公司提供，中诚信证评整理
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。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%，其中，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%。2018年，全国全社会用电量68,449亿千瓦时，同比增长8.5%，其中，第一产业用电量728亿千瓦时
，同比增长9.8%，占全社会用电量
2018年3月，国家统计局发出的通知明确将“农、林、牧、
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的比重为1.06%；第二产业用电量47,235亿千瓦时，同比增长7.2%，占全社会用电量的比重为69.01%；第三产业用电量10,801亿千瓦时，同比增长12.7%，占全社会用电量的比重为15.78%；城乡居民生活用电量9,685亿千瓦时，同比增长0.4%，占全社会用电量的比重为14.15%。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，同比增长4.3%；水电装机容量3.41亿千瓦，同比增长2.7%；核电装机容量0.36万千瓦，同比增长6.5%；并网风电装机容量1.64万千瓦，同比增长10.5%；并网太阳能发电装机容量1.30万千瓦，同比增长68.7%。截至2018年末，全国发电装机容量19.00亿千瓦，同比增长6.5%。其中，火电装机容量11.44亿千瓦，同比增长3.0%；水电装机容量3.52亿千瓦，同比增长2.5%；核电装机容量0.45亿千瓦，同比增长24.7%；并网风电装机容量1.84亿千瓦，同比增长12.4%；并网太阳能发电装机容量1.75亿千瓦，同比增长33.9%。
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
渔服务业”调整到第三产业后，再更名为“农、林、牧、渔专业及辅助性活动”，电力行业按照最新的标准开展行业统计工作，为保证数据可比，2018年数据是根据新标准重新进行分类后的数据，对应的涨幅为与上一年调整后的数据的对比。
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1：2011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。2016~2018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3,797小时、3,786小时和3,862小时，整体呈波动上升态势；同期火电设备平均利用小时数分别为4,186小时、4,209小时和4,361小时，水电设备平均利用小时数分别为3,619小时、3,579小时和3,613小时，并网风电设备平均利用小时数分别为1,745小时、1,948小时和2,095小时，核电设备平均利用小时数分别为7,060小时、7,108小时和7,184小时。各类型发电机组平均利用小时数具体见表2。
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表2：2016~2018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 | 2016年 | 2017年 | 2018年 | |||
| 装机容量（万千瓦） | 数量 | 比例（%） | 数量 | 比例（%） | 数量 | 比例（%） |
| 火电 | 105,388 | 64.04 | 110,604 | 62.24 | 114,367 | 60.20 |
| 水电 | 33,211 | 20.18 | 34,119 | 19.20 | 35,226 | 18.54 |
| 风电 | 14,864 | 9.03 | 16,367 | 9.21 | 18,426 | 9.70 |
| 核电 | 3,364 | 2.04 | 3,582 | 2.02 | 4,466 | 2.35 |
| 太阳能 | 7,742 | 4.70 | 13,025 | 7.33 | 17,463 | 9.19 |
| 其他 | 6 | 0.00 | 0 | 0.00 | 19 | 0.01 |
| 总计 | 164,575 | 100.00 | 177,703 | 100.00 | 189,967 | 100.00 |
| 发电量（亿千瓦时） | 数量 | 比例（%） | 数量 | 比例（%） | 数量 | 比例（%） |
| 火电 | 43,273 | 71.82 | 45,513 | 70.92 | 49,231 | 70.39 |
| 水电 | 11,748 | 19.50 | 11,945 | 18.61 | 12,329 | 17.63 |
| 风电 | 2,420 | 4.02 | 3,057 | 4.76 | 3,660 | 5.23 |
| 核电 | 2,132 | 3.54 | 2,483 | 3.87 | 2,944 | 4.21 |
| 太阳能 | 674 | 1.12 | 1,182 | 1.84 | 1,775 | 2.54 |
| 其他 | 0 | 0.00 | 0 | 0.00 | 0 | 0.00 |
| 总计 | 60,248 | 100.00 | 64,179 | 100.00 | 69,940 | 100.00 |
| 发电小时（小时） | 数量 | 增速（%） | 数量 | 增速（%） | 数量 | 增速（%） |
| 火电 | 4,186 | -4.08 | 4,209 | 1.06 | 4,361 | 3.61 |
| 水电 | 3,619 | 0.81 | 3,579 | -1.16 | 3,613 | 0.95 |
| 风电 | 1,745 | 1.22 | 1,948 | 11.83 | 2,095 | 7.55 |
| 核电 | 7,060 | -4.63 | 7,108 | 0.94 | 7,184 | 1.07 |
| 太阳能 | 1,125 | -8.09 | 1,204 | 7.02 | 1,212 | 0.66 |
| 平均 | 3,797 | -4.79 | 3,786 | 0.03 | 3,862 | 2.01 |
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。中诚信证评认为，此项政策的出台有助于缓解2016年三季度以来电煤价格上涨过快，火电生产企业盈利空间被压缩的局面。2016年11月，国家正式发布《电力发展十三五规划（2016~2020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。
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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（2016～2020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增强。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%。截至2018年末，我国水电发电装机容量增
至3.52亿千瓦，约占各类电源装机容量合计的
18.54%。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4：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 | 5,033 |
| 雅砻江 | 全流域 | 2,856 |
| 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 | 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”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，
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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，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，该政策将有利于提高水电企业盈利能力
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，提高其盈利能力。竞争优势
规模优势显著，水能资源优质
公司是全国规模最大的水电上市公司，总装机容量与单机规模在业内处于领先地位。2016年，公司完成对川云公司100%股权的收购，川云公司下属的溪洛渡电站和向家坝电站处于我国十三大水电基地之首的金沙江流域下游河段，总体来水情况稳定。至此，公司实现对金沙江下游和长江干流四个梯级电站的统一调度，有利于理顺电站运营管控关系，有效的平滑枯水期与丰水期来水的差异程度，提升整体发电能力和综合效益。在收购川云公司之后，公司装机容量进一步提升，截至2019年3月末，公司自有水电装机容量达到4,549.50万千瓦，年发电量2,108.93亿千瓦时。
公司为西电东输骨干电源项目，发电优先消纳，电量消纳能力优势突出
公司运营管理的水电站均为国家重点能源工程和“西电东送”骨干电源，在国家能源战略中具有独特地位和重要作用。按照电力体制改革的文件精神，国家规划内的既有大型水电等清洁能源发电，通过优先发电计划予以重点保障。2017年，国家发
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展改革委印发《2017年重点水电跨省区消纳工作方案》（发改运行[2017]914号），明确公司大型水电站送出优先发电计划安排1,900.7亿千瓦时，有效促进了电站电能消纳。同时，三峡电站落地电价与受电省市燃煤机组脱硫标杆电价存在着价差空间，葛洲坝电站与受电省市燃煤机组标杆电价相比仍处于低水平，具有一定的竞争优势。溪洛渡、向家坝电站电价按照国家发展改革委《关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》（发改价格[2015]962号）确定的电价机制进行调整。另外，公司参股湖北能源集团股份有限公司（以下简称“湖北能源”）、广州发展集团股份有限公司（以下简称“广州发展”）、上海电力股份有限公司（以下简称“上海电力”）、国投电力控股股份有限公司（简称“国投电力”）、四川川投能源股份有限公司（简称“川投能源”）以及重庆三峡水利电力（集团）股份有限公司（以下简称“三峡水利”）等上市公司，除水电主业外，通过股权投资公司已形成多元化布局，一定程度上有利于分散单一水电业务的经营风险。总体来看，公司为西电东输骨干电源项目，电力消纳有保障，且主要在负荷密集的中东部经济发达地区消纳电能，优势十分突出。
业务运营
电力资产
公司成立之初承接了葛洲坝电厂的发电业务，负责运营葛洲坝全部发电机组，葛洲坝水电站目前装机容量273.50万千瓦。自2003年10月开始至2007年末，公司陆续从三峡集团收购了8台单机容量为70万千瓦的发电机组及其对应的配套设施。2009年9月，公司进一步收购了三峡电站9号~26号共18台单机容量为70万千瓦的机组，因此增加了1,260万千瓦装机容量。2011年9月，公司从三峡集团收购了包括30号、31号和32号共三台单机容量为70万千瓦的地下电站发电机组和公共设施及专用设备；2012年9月，公司收购包括地下电站27号、28号和29号共三台发电机组在内的第二批地下电站资产，两次收购共计6台地下电站机组、
420万千瓦装机容量。2016年，公司采用发行股份及支付现金购买资产的方式，收购川云公司100%的股权，川云公司负责管理溪洛渡电站18台单机容量为77万千瓦的水电机组和向家坝电站8台单机容量为80万千瓦的水电机组，当年公司新增2,026万千瓦装机容量。本次收购完成后，公司自有水电装机容量达到4,549.50万千瓦。
表5：截至2019年3月末公司自有电站情况
| 电站名称 | 装机容量 （万千瓦） | 装机结构 |
| 三峡电站 | 2,250.00 | - |
| 其中：三峡电站左右岸 | 1,830.00 | 26*70+2*5 |
| 三峡地下电站 | 420.00 | 6*70 |
| 葛洲坝电站 | 273.50 | 2×17+12.5×19+2 |
| 向家坝电站 | 640.00 | 8*80 |
| 溪洛渡电站 | 1,386.00 | 18*77 |
| 合计 | 4,549.50 | - |
资料来源：公司提供，中诚信证评整理
电力生产及销售
公司发电机组运行稳定，效率很高，但发电机组实际利用效率仍较大程度地受上游来水情况影响。2016年，溪洛渡-向家坝梯级电站上游来水量约1,370.83亿立方米，同比偏丰12.2%，当年向家坝电站发电机组利用小时数为5,530.40小时，同比增加7.78%，溪洛渡电站发电机组利用小时数4,831.60小时，同比增加10.23%；三峡-葛洲坝梯级电站上游来水量约4,085.88亿立方米，同比偏丰
8.2%，当年葛洲坝电站发电机组利用小时数为
7,235.56小时，同比增加2.37%，三峡电站发电机组利用小时数为4,257.61小时，同比增加8.22%。2017年溪洛渡-向家坝梯级电站上游来水量约1,390.41亿立方米，同比偏丰1.4%，向家坝电站发电机组利用小时数为5,481.96小时，同比下降
0.88%，溪洛渡电站发电机组利用小时为4,889.10
小时，同比增加1.19%；三峡-葛洲坝梯级电站上游来水量约4,214.00亿立方米，同比偏丰3.1%，葛洲坝电站发电机组利用小时数为7,343,81小时，同比增加1.50%，三峡电站发电机组利用小时数为4,398.78小时，同比增加3.32%。2018年长江上游溪洛渡水库来水总量约1,574亿立方米，同比偏丰
13.21%，三峡水库来水总量约4,570亿立方米，同
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比偏丰8.44%。2018年三峡电站机组设备利用小时数为4,541.26小时，同比增长3.24%；葛洲坝电站机组设备利用小时数为7,118.14小时，同比下降
3.07%；溪洛渡电站机组设备利用小时数为5,233.58
小时，同比增长6.84%；向家坝电站完机组设备利用小时数为5,520.96小时，同比增长0.71%。2019年一季度，三峡电站机组设备利用小时数为709.35小时，同比增加4.48%；葛洲坝电站机组设备利用小时数为1,257.01小时，同比增加2.93%；溪洛渡电站机组设备利用小时数为871.54小时，同比增加
7.07%；向家坝电站机组设备利用小时数为962.56
小时，同比增加3.30%。
表6：2016~2018年公司发电指标情况
单位：万千瓦、亿千瓦时、小时
| 2016 | 2017 | 2018 | |
| 装机容量 | 4,549.50 | 4,549.50 | 4,549.50 |
| 发电量 | 2,060.60 | 2,108.93 | 2,154.82 |
| 上网电量 | 2,048.89 | 2,096.68 | 2,142.24 |
| 机组利用小时数 | 2016 | 2017 | 2018 |
| 葛洲坝电站 | 7,235.56 | 7,343.81 | 7,118.14 |
| 三峡电站 | 4,257.61 | 4,398.78 | 4,541.26 |
| 向家坝电站 | 5,530.40 | 5,481.96 | 5,520.96 |
| 溪洛渡电站 | 4,831.60 | 4,889.10 | 5,223.58 |
资料来源：公司提供，中诚信证评整理
从发电量情况看，作为水力发电企业，装机容量及上游来水情况直接影响公司发、售电量及售电收入。2016年，公司收购川云公司使得发电能力大幅提升，加之较好的来水情况，公司发电量和上网电量分别为2,060.60亿千瓦时和2,048.89亿千瓦时，同比分别增加96.29%和96.43%。2017年长江来水情况良好，公司发电量和上网电量分别为2,108.93亿千瓦时和2,096.68亿千瓦时，同比分别增加2.35%和2.33%。受益于来水偏丰，2018年公司发电量和上网电量分别为2,154.82亿千瓦时和2,142.24亿千瓦时，分别同比增长2.18%和2.17%。2019年1~3月，公司发电量为361.78亿千瓦时。
电力消纳方面，葛洲坝电站电能主要由国家电网公司华中分部（以下简称“华中电网”）消纳；公司所属三峡电站电能依据国家计基础[2001]2668号文及发改能源[2007]546号文确定的消纳方案，在华中电网（河南、湖北、湖南、江西、重庆）、国家
电网公司华东分部（上海、江苏、浙江、安徽）和中国南方电网有限责任公司（广东）之间进行分配，三峡电站电能消纳区达到八省两市。溪洛渡、向家坝电站是我国西南水电外送的主力电源电站，根据国家下发的溪洛渡和向家坝水电站电能消纳方案，除留存四川、云南30%枯水期电量外，向家坝电站由国家电网公司送电上海，溪洛渡电站左岸由国家电网公司送电浙江、右岸由中国南方电网有限责任公司送电广东。
从售电方式上看，自2006年开始，公司三峡电站生产电量的购电方式由原来的省级电网变为国家电网和南方电网。购电方的集中统一进一步保证了公司电量的消纳，同时可提高售电款的回收速度、加快公司运营效率。公司电费结算以现金方式为主，电量经确认后，均能按合同要求及时足额回收。上网电价方面，葛洲坝电站的电价自2002年以来经过多次调整。2009年，根据《国家发展改革委关于调整华中电网电价的通知》（发改价格[2009]2925号），葛洲坝电站送湖北基数电量上网电价为0.18元/千瓦时，其余上网电量执行电价为
0.24元/千瓦时。该上网电价自2009年11月20日
起执行。2011年12月1日起，根据《国家发展改革委关于调整华中电网电价的通知》（发改价格[2011]2623号），葛洲坝电站送湖北基数电量上网电价由0.18元/千瓦时调整为0.195元/千瓦时，其余电量上网电价由0.24元/千瓦时调整为0.255元/千瓦时。2018年6月8日，公司签订《2018年度葛洲坝电站购售电合同》，约定葛洲坝电站2018年度年合同电量为177.00亿千瓦时，合同电量上网电价按照国家发展改革委发改价格[2011]2623号文件精神执行。2019年3月20日，公司签订《2019年度葛洲坝电站购售电合同》，约定葛洲坝电站2019年度年合同电量为177.00亿千瓦时，合同电量上网电价按照国家发展改革委发改价格[2011]2623号文件精神执行。
根据国家发改委确定的定价原则，三峡电站上网电价按照受电省市电网同期的平均上网电价水平确定，并随受电省市平均电价水平的变化而浮
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动。自2008年7月1日，三峡电站在电能消纳的十省市上网电价在0.2287元/千瓦时至0.3111元/千瓦时不等。2011年6月1日起，根据国家发展和改革委员会《国家发展改革委关于适当调整电价有关问题的通知》（发改价格[2011]1101号），三峡地下电站投入商业运营后，三峡电站送湖北上网电价调整为0.2506元/千瓦时，送其他地区上网电价提高0.0019元/千瓦时。2018年8月2日，公司签订《2018年度三峡水电站购售电补充协议》，约定2018年度合同电量为757.3亿千瓦时，合同电量上网电价按照国家发展改革委发改价格[2011]1101号文件精神执行；2018年8月8日，公司签订《2018年度三峡水电站购售电及输电补充协议》，约定2018年度合同电量为184.22亿千瓦时，合同电量上网电价按照国家发展改革委发改价格[2011]1101号文件精神执行。
2015年5月，国家发改委发布《关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》（发改价格[2015]962号），向家坝、溪洛渡送电到上海、浙江和广东的落地价格，按2015年4月20日落地省燃煤发电标杆上网电价降低标准同步下调，向家坝和溪洛渡水电站送上海的上网电价调整为0.3149元/千瓦时，送浙江调整为0.3391元/千瓦时，送广东调整为0.3565元/千瓦时。根据国家发改委《关于溪洛渡水电站送电浙江协调意见的函》，溪洛渡左岸电站2016年送浙江落地侧50.76亿千瓦时的直接交易电量按照0.3551元/千瓦时结算；溪洛渡右岸电站上网电价协商确定为0.3244元/千瓦时；向家坝电站上网电价按照发改价格[2015]962号确定的电价调整机制和发改价格[2015]3105号文明确的价格调整幅度，协商确定为0.296元/千瓦时。2017年，根据签订的《2017年度溪洛渡右岸电站购电合同》，2017年7月1日前，溪洛渡右岸电站优先发电计划电量综合上网电价为0.3244元/千瓦时；2017年7月1日起按照国家发展改革委发改价格[2015]962号确定的电价形成机制调整为0.32631元/千瓦时。溪洛渡右岸电站年度实际上网电量超过优先发电计划的电量电价由购售电双方协商确定，2017年7月1日前，上网电价为0.30659元/千瓦时，
2017年7月1日起调整为0.30849元/千瓦时。2018年12月20日，公司签订《2018年度溪洛渡右岸电站购售电合同》，约定溪洛渡右岸电站2018年度合同电量为305亿千瓦时，其中基础电量上网电价为326.31元/兆瓦时；市场化交易电量电价由购售双方协商，参照广东省内2018年各月月度竞价市场化交易成交结果确定。根据签订的《2017年度溪洛渡左岸电站购售电合同》，2017年7月1日前，年度合约部分电量（合同电量中市场化部分除外）上网电价为0.296元/千瓦时；从2017年7月1日起，按照国家发展改革委发改价格[2015]962号确定的电价形成机制上网电价调整为0.3006元/千瓦时。溪洛渡左岸电站2017年送浙江市场化电量上网电价为0.2755元/千瓦时。2018年8月27日，公司签订《2018年度溪洛渡左岸电站购售电合同》，约定溪洛渡左岸电厂2018年度合同电量为284.6亿千瓦时，其中合约电量上网电价按照国家相关文件执行，为300.6元/兆瓦时；市场化交易电量电价按照受电省市市场化交易确定；2018年12月20日，公司签订《2018年度溪洛渡右岸电站购售电合同》，约定溪洛渡右岸电站2018年度合同电量为305亿千瓦时，其中基础电量上网电价为326.31元/兆瓦时；市场化交易电量电价由购售双方协商，参照广东省内2018年各月月度竞价市场化交易成交结果确定。
根据签订的《2017年度向家坝电站购售电合同》，2017年7月1日前，年度合约部分电量（合同电量中市场化部分除外）上网电价为0.296元/千瓦时；从2017年7月1日起，按照国家发展改革委发改价格[2015]962号确定的电价形成机制上网电价调整为0.3006元/千瓦时；向家坝电站2017年送上海市场化电量加权平均电价为0.28342元/千瓦时。2018年8月27日，公司签订了《2018年度向家坝电站购售电合同》，约定2018年度向家坝电站合同电量为328.3亿千瓦时，其中合约电量上网电价按照国家相关文件执行，为300.6元/兆瓦时；市场化交易电量电价按照受电省市市场化交易确定。
总的来看，目前公司电力资产优良，系国内运
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营规模最大的水电上市公司，行业龙头地位稳固；但公司水电生产经营对电站所在流域上游来水量的依赖程度较大，中诚信证评将对长江来水的不确定性对公司业务造成的影响保持关注。对外投资近年来公司通过资本运作进行战略投资，优化电源结构。截至2019年3月末，公司长期股权投资317.82亿元，其中公司持有湖北能源27.62%的股份、广州发展18.85%的股份、三峡水利20.00%的股份、国投电力9.79%的股份和川投能源10%的股份。此外，公司持有其他权益工具投资和其他非流动金融资产合计87.21亿元，主要是对中国建设银行股份有限公司H股等上市公司股票的投资。2016~2018年及2019年1~3月，公司分别实现投资收益13.34亿元、23.12亿元、27.07亿元和6.13亿元。总体来看，除水电主业外，通过股权投资公司已形成多元化布局，一定程度上有利于分散单一水电业务的经营风险；但对外投资也将对公司管理水平提出更高的要求，也会面临一定的投资风险。
公司治理和管理公司系依照《股份有限公司规范意见》和国家其他有关法律、行政法规成立的股份有限公司，依据《公司法》《证券法》等法律、法规及国家其他有关法律、法规建立了由股东大会、董事会、监事会和公司经理层组成的健全、完善的公司治理结构。股东大会是公司的最高权力机构；董事会是公司的决策机构，对股东大会负责；监事会是公司的监督机构，对公司的财务会计工作和公司董事及高管人员履行职责的行为进行独立的监督和检查；公司实现董事会领导下的总经理负责制，设总经理1名，副总经理若干名，负责公司日常经营管理工作。
股东大会是公司的权力机构，主要负责决定公司经营方针和投资计划；选举和更换非由职工代表担任的董事、监事，决定有关董事、监事的报酬事项；审议批准董事会、监事会的报告，审议批准公司的年度财务预算方案、决算方案等。公司董事会对股东大会负责，董事会由13~15名董事组成，设
董事长1名，设副董事长1名，董事会成员中三分之一以上为独立董事，其中至少有一名会计专业人士。董事会主要负责召集股东大会，并向大会报告工作；执行股东大会的决议；决定公司的经营计划和投资方案；制定公司的年度财务预算方案、决算方案等。公司监事会由6~9名监事组成，设监事会主席1名，监事会主席由全体监事过半数选举产生。监事会主要负责对董事会编制的公司定期报告进行审核并提出书面审核意见；检查公司的财务；审核公司的利润分配方案；对董事、高级管理人员执行公司职务的行为进行监督，对违反法律、行政法规、《公司章程》或者股东大会决议的董事、高级管理人员提出罢免的建议等。公司总经理对董事会负责，负责公司的日常经营管理工作，主要包括主持公司的生产经营管理工作，并向董事会报告工作；组织实施董事会决议、公司年度计划和投资方案；拟定公司内部管理机构设置方案；拟定公司的基本管理制度等。公司建立健全了各项内部管理制度。财务及预算管理方面，公司制定了《预算管理办法》《会计核算办法》《货币资金管理办法》等一系列较为完善的制度，对公司财务及预算的各个环节进行明确的制度规范。关联交易管理方面，公司制定了《关联交易制度》和《关联交易管理实施细则》，明确定义关联人和关联关系、关联交易事项，规定了关联交易的回避措施、关联交易的审议和决策、关联交易的披露以及关联价格的确定等。生产管理方面，公司制定了一系列安全生产管理制度和质量环境职业健康安全管理体系文件，如《安全生产管理规定》《安全生产责任制度》《安全生产事故隐患排查治理管理办法》《安全生产奖惩办法》《安全生产应急管理办法》等一系列安全生产管理制度，通过这些制度，加大了安全监管力度。下属子公司管理方面，2010年公司制定了《专业化公司管理指引》，使管理制度体系更加完善。2011年公司组织所属公司开展内部控制体系优化工作，按照内部控制五要素的要求分别编制了符合其管理要求的《内部控制管理手册》，理顺了公司与专业化公司相关业务的管理关系。
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部门设置方面，公司设有董事会办公室、总经理工作部、党群工作部、战略投资部、财务部、人力资源部、企业管理部（审计部、法律事务办公室）、生产技术部、安全监察部、市场营销部、经营管理部、纪检监察部（纪委办公室）和信息化工作部13个职能部门，分别完成经营工作中的各类专业性工作。总的来看，公司建立了健全的现代企业制度，公司董事会、监事会以及公司各部门保持了较好的内部运作机制。较完备的内部控制体系建设进一步完善了公司的治理结构，使公司的制度建设更趋规范化和科学化，为公司的长远发展打下了良好的管理基础。
发展规划
“十三五”期间，公司致力于打造成为在长江经济带上受社会尊重的企业；在电力市场上成为令竞争对手敬重的企业；在资本市场上成为价值投资的理想标的；在世界水电行业成为流域调度、运行管理和技术标准最高水平的代表；建设员工安居乐业，事业发展通道顺畅的幸福家园。
“十三五”期间，公司发展目标围绕“一条主线”、“两个市场”、“三大战略”展开。一条主线：即“做世界水电行业的引领者”，坚持创新驱动，引领水电行业的发展；两个市场：即电力市场和资本市场，在电力市场化改革中取得先发优势，抢抓市场发展先机，不断开拓公司发展的新局面，同时发挥上市公司平台作用，充分利用好资本运营，积极开展战略性投资和财务性投资，促进公司规模扩大和盈利水平提高；三大战略：水电运营品牌战略，国际化战略，水、电延伸战略。财务分析
以下财务分析基于公司提供的经信永中和会计师事务所（特殊普通合伙）出具标准无保留意见的公司2016~2018年度审计报告及未经审计的2019年一季度财务报表。资本结构
2017年公司业务发展良好，受益于盈余积累，资产规模进一步扩大。2018年公司进一步控制负债规模，资产规模略有下降。2016~2018年末，公司
资产总额分别为2,988.95亿元、2,993.98亿元和2,954.97亿元，负债总额分别为1,703.69亿元、1,638.79亿元和1,528.12亿元。自有资本实力方面，2016~2018年末，公司所有者权益分别为1,285.26亿元、1,355.19亿元和1,426.85亿元。截至2019年3月末，公司资产总额、负债总额和所有者权益分别为2,959.00亿元、1,501.23亿元和1,457.77亿元。财务杠杆比率方面，2016~2018年末，公司资产负债率分别为57.00%、54.74%和51.71%；同期，总资本化比率分别为41.96%、42.04%和47.66%，处于较低水平。其中2016年公司并表川云公司，负债规模增长较快，财务杠杆比率有所提高。截至2019年3月末，公司资产负债率和总资本化比率分别为50.73%和46.81%。
图2：2016~2019.3公司资本结构
资料来源：公司定期报告，中诚信证评整理从资产结构来看，因电力行业资本密集型特点，公司资产基本为非流动资产，2018年末，公司非流动资产为2,860.12亿元，占资产总额的比重为
96.79%。公司非流动资产主要由固定资产、长期股
权投资以及可供出售金融资产构成，期末占比分别为83.18%、7.51%和6.34%。固定资产主要由挡水建筑物、房屋及机器设备等构成，期末为2,379.12亿元，同比下降4.72%，主要是折旧所致。长期股权投资主要是对联营企业的投资，期末为214.87亿元，随着投资增加，同比增长33.00%。公司可供出售金融资产主要是可供出售权益工具，期末为
181.23亿元，同比增长15.93%，主要是新增对外投
资所致。截至2019年3月末，公司非流动资产为2,855.23亿元，占资产总额的96.49%。
流动资产方面，2018年末，公司流动资产为
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94.85亿元，主要由货币资金和应收票据及应收账
款构成。截至2018年末，上述两项在流动资产中的占比分别为56.27%和27.73%。公司货币资金为
53.37亿元，同比增加2.60%，期末公司无受限货币
资金。公司应收票据及应收账款26.30亿元，同比下降20.07%。其中应收账款为26.26亿元，同比下降18.27%，应收账款账龄集中在一年以内，且应收对象主要为电网公司，回收风险较为可控。截至2019年3月末，公司流动资产为103.77亿元，占资产总额的3.51%。
从负债结构来看，公司负债以非流动负债为主，2018年末，非流动负债为959.85亿元，占负债总额的比重为62.81%。公司非流动负债主要由长期应付款、应付债券和长期借款构成，截至2018年末，上述三项在非流动负债中的占比分别为
36.08%、35.70%和27.09%。2018年末公司长期应
付款346.33亿元，同比下降16.01%，为偿还三峡集团垫付工程款及利息所致。应付债券为342.66亿元，同比增长13.65%。长期借款为260.00亿元，同比下降17.46%。截至2019年3月末，公司非流动负债为864.28亿元，占负债总额的57.57%。
流动负债方面，2018年末，公司流动负债为
568.27亿元，占负债总额的比重为37.19%。公司流
动负债主要由其他应付款、一年内到期的非流动负债和短期借款构成，截至2018年末，上述三项在流动负债中的占比分别为34.03%、26.92%和
22.35%。公司其他应付款主要为应付工程款，2018
年末为193.37亿元，同比下降6.48%。一年内到期的非流动负债为152.98亿元，同比增长13.25%。短期借款为127.00亿元，同比下降33.18%。截至2019年3月末，公司流动负债为636.95亿元，占负债总额的42.43%。
从债务结构看，2016~2018年末，公司总债务分别为929.29亿元、982.77亿元和1,299.48亿元。随着公司融资需求增加，债务规模不断提升。其中，长期债务分别为545.08亿元、616.51亿元和948.99亿元；同期，短期债务分别为384.22亿元、366.26亿元和350.50亿元。2016~2018年末，公司长短期债务比（短期债务/长期债务）分别为0.70倍、0.59
倍和0.37倍，债务期限结构较为合理。截至2019年3月末，公司总债务为1,282.75亿元，长短期债务比为0.50倍。
图3：2016~2019.3公司债务结构分析
资料来源：公司定期报告，中诚信证评整理总体来看，得益于利润积累，公司自有资本实力不断增强，公司财务杠杆适中，债务期限结构较为合理，财务结构稳健。盈利能力
作为国内最大的水电上市公司，公司主营业务非常突出，收入主要受发电机组装机容量和长江来水的影响。2016~2018年，公司营业总收入分别为
489.39亿元、501.47亿元和512.14亿元，2017年
以来长江来水良好，上网电量有所上升，下属电站依靠外送通道优势，上网电价较高，保持很高的盈利能力，2016~2018年，公司营业毛利率分别为
60.69%、61.21%和62.89%。2019年一季度，公司
实现营业总收入86.08亿元，营业毛利率为51.47%。
期间费用方面，公司期间费用以财务费用和管理费用为主，2016~2018年，公司财务费用分别为
66.79亿元、58.97亿元和58.54亿元，2017年公司
财务费用同比下降11.72%，主要是由于汇兑损益增加3.18亿元，2018年公司财务费用同比下降0.72%，主要是融资成本下降所致；同期，公司管理费用分别为8.25亿元、8.40亿元和8.43亿元，随着业务规模的扩大管理费用同比增加。2016~2018年，公司期间费用合计分别为75.13亿元、67.56亿元和
67.22亿元，期间费用收入占比分别为15.35%、
12.89%和13.13%，整体保持较低水平。2019年一
季度，公司期间费用合计14.71亿元，期间费用收入占比为17.09%。
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表7：2016~2019.Q1公司期间费用分析
单位：亿元
| 2016 | 2017 | 2018 | 2019.Q1 | |
| 销售费用 | 0.08 | 0.19 | 0.25 | 0.04 |
| 管理费用 | 8.25 | 8.40 | 8.43 | 1.22 |
| 财务费用 | 66.79 | 58.97 | 58.54 | 13.45 |
| 期间费用合计 | 75.13 | 67.56 | 67.22 | 14.71 |
| 营业总收入 | 489.39 | 524.00 | 512.14 | 86.08 |
| 期间费用收入占比 | 15.35% | 12.89% | 13.13% | 17.09% |
注：为统一口径，将研发费用调入管理费用资料来源：公司定期报告，中诚信证评整理
利润总额方面，公司利润总额主要由经营性业务利润、投资收益和营业外损益构成，2016~2018年，公司经营性业务利润分别为211.15亿元、228.81亿元和241.98亿元。2017年以来长江来水良好，公司发电量上升，经营性业务利润呈增长趋势。2016~2018年公司营业外损益分别为28.77亿元、-4.23亿元和-3.84亿元。2016年主要为公司获得的电力销售增值税返还款，2017年公司财务科目调整，将“电力销售增值税返还”从营业外收入科目划入其他收益科目，营业外损益有所下降。2017~2018年，公司其他收益分别为22.92亿元和7.18亿元，主要是电力销售增值税返还。此外，公司长期股权投资企业及可供出售金融资产每年也可为公司贡献一定规模的投资收益，2016~2018年分别为13.34亿元、23.12亿元和27.07亿元。2016~2018年，公司利润总额分别为251.54亿元、266.54亿元和
270.07亿元。2019年一季度，公司利润总额为33.95
亿元，其中，经营性业务利润为27.19亿元，营业外损益和投资收益分别为-0.50亿元和6.13亿元。
图4：2016~2019.Q1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，公司凭借外送通道优势，上网电价
较高，营业毛利率一直处于很高水平，利润总额规模很大，整体盈利能力极强。但公司电力资产较为单一，收入和利润受长江来水影响较大，中诚信证评将对未来长江来水对公司盈利能力的影响保持关注。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，2016~2018年，公司EBITDA分别为440.65亿元、450.94亿元和451.52亿元。同期，公司利润总额分别为251.54亿元、266.54亿元和270.07亿元；折旧分别为123.07亿元、122.87亿元和122.10亿元；利息支出分别为28.01亿元、
65.92亿元、61.41亿元和59.22亿元。
图5：2016~2018年公司EBITDA构成
资料来源：公司定期报告，中诚信证评整理
从主要偿债指标来看，2016~2018年，公司总债务/EBITDA分别为2.11倍、2.18倍和2.88倍，EBITDA利息保障倍数分别为6.68倍、7.34倍和
7.62倍，EBITDA对债务本息的保障程度很强。
2016~2018年，公司经营活动净现金流分别为
389.90亿元、396.93亿元和397.37亿元，同期经营
活动净现金/总债务分别为0.42倍、0.40倍和0.31倍，经营活动净现金/利息支出分别为5.91倍、6.46倍和6.71倍，经营性活动净现金流对债务本息的保障程度很好。
公开发行2019年公司债券（第二期）信用评级报告
表8：2016~2019.3公司主要偿债指标
| 指标 | 2016 | 2017 | 2018 | 2019.3 |
| 长期债务（亿元） | 545.08 | 616.51 | 948.99 | 854.08 |
| 总债务（亿元） | 929.29 | 982.77 | 1,299.48 | 1,282.75 |
| 资产负债率（%） | 57.00 | 54.74 | 51.71 | 50.73 |
| 总资本化率（%） | 41.96 | 42.04 | 47.66 | 46.81 |
| EBITDA利息倍数（X） | 6.68 | 7.34 | 7.62 | - |
| 总债务/EBITDA（X） | 2.11 | 2.18 | 2.88 | - |
| 经营活动净现金/总债务（X） | 0.42 | 0.40 | 0.31 | 0.23 |
| 经营活动净现金/利息支出（X） | 5.91 | 6.46 | 6.71 | - |
注：2019年一季度经营活动净现金/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2019年3月末，公司共取得多家金融机构授信额度1,874.00亿元。其中，未使用额度达到1,573.69亿元，备用流动性充足。同时，公司作为上市公司，股权融资渠道畅通，财务弹性良好。或有负债方面，截至2019年3月末，公司对湖南桃花江核电有限公司存在2.675亿元人民币的担保责任。考虑到对外担保金额较小，公司承担的或有风险可控。此外，公司不存在影响公司经营的重大未决诉讼事项。总体来看，公司作为全国最大的水电上市企业，行业地位巩固，随着收购川云公司的完成，公司发电能力显著提升，综合竞争力进一步增强，水电行业特性使得公司具备极强的盈利能力和获现能力，公司偿债能力极强。结 论综上，中诚信证评评定中国长江电力股份有限公司主体信用等级为AAA，评级展望为稳定；评定“中国长江电力股份有限公司公开发行2019年公司债券（第二期）”信用等级为AAA。
公开发行2019年公司债券（第二期）信用评级报告
关于中国长江电力股份有限公司公开发行2019年公司债券（第二期）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。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，并根据上市规则于每一会计年度结束之日起6个月内披露上一年度的债券信用跟踪评级报告。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。
公开发行2019年公司债券（第二期）信用评级报告
附一：中国长江电力股份有限公司股权结构图（截至2019年3月31日）
资料来源：公司提供，中诚信证评整理
公开发行2019年公司债券（第二期）信用评级报告
附二：中国长江电力股份有限公司组织结构图（截至2019年3月31日）
资料来源：公司提供，中诚信证评整理
公开发行2019年公司债券（第二期）信用评级报告
附三：中国长江电力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） | 2016 | 2017 | 2018 | 2019.Q1 |
| 货币资金 | 337,907.49 | 520,145.34 | 533,688.10 | 512,756.18 |
| 应收账款净额 | 311,065.71 | 321,310.03 | 262,607.38 | 353,702.91 |
| 存货净额 | 43,888.09 | 25,703.12 | 21,919.25 | 24,239.04 |
| 流动资产 | 907,506.92 | 1,018,717.93 | 948,494.54 | 1,037,681.20 |
| 长期投资 | 2,021,204.83 | 3,178,888.63 | 3,961,003.64 | 4,050,323.76 |
| 固定资产 | 26,178,216.11 | 24,970,155.51 | 24,463,219.97 | 24,163,756.24 |
| 总资产 | 29,889,493.19 | 29,939,822.01 | 29,549,698.86 | 29,589,956.13 |
| 短期债务 | 3,842,162.51 | 3,662,633.20 | 3,504,960.93 | 4,286,703.90 |
| 长期债务 | 5,450,771.21 | 6,165,110.76 | 9,489,884.02 | 8,540,814.47 |
| 总债务（短期债务＋长期债务） | 9,292,933.71 | 9,827,743.96 | 12,994,844.95 | 12,827,518.37 |
| 总负债 | 17,036,856.97 | 16,387,938.23 | 15,281,243.56 | 15,012,297.97 |
| 所有者权益（含少数股东权益） | 12,852,636.22 | 13,551,883.78 | 14,268,455.31 | 14,577,658.16 |
| 营业总收入 | 4,893,938.87 | 5,014,684.86 | 5,121,396.57 | 860,756.06 |
| 三费前利润 | 2,862,773.21 | 3,189,036.70 | 3,092,030.84 | 419,028.77 |
| 投资收益 | 133,418.87 | 231,170.01 | 270,704.75 | 61,303.81 |
| 净利润 | 2,093,777.57 | 2,227,461.31 | 2,264,355.13 | 291,709.41 |
| 息税折旧摊销前盈余EBITDA | 4,406,536.46 | 4,509,392.80 | 4,515,249.92 | - |
| 经营活动产生现金净流量 | 3,898,983.12 | 3,969,316.51 | 3,973,666.64 | 521,731.27 |
| 投资活动产生现金净流量 | -4,422,974.22 | -979,517.71 | -922,610.46 | -284,401.90 |
| 筹资活动产生现金净流量 | 407,031.31 | -2,803,251.32 | -3,047,325.72 | -256,093.83 |
| 现金及现金等价物净增加额 | -115,987.30 | 183,047.50 | 13,425.19 | -20,959.43 |
| 财务指标 | 2016 | 2017 | 2018 | 2019.Q1 |
| 营业毛利率（%） | 60.69 | 61.21 | 62.89 | 51.47 |
| 所有者权益收益率（%） | 16.29 | 16.44 | 15.87 | 8.00 |
| EBITDA/营业总收入（%） | 90.04 | 86.06 | 88.16 | - |
| 速动比率（X） | 0.14 | 0.17 | 0.16 | 0.16 |
| 经营活动净现金/总债务（X） | 0.42 | 0.40 | 0.31 | 0.23 |
| 经营活动净现金/短期债务（X） | 1.01 | 1.08 | 1.13 | 0.64 |
| 经营活动净现金/利息支出（X） | 5.91 | 6.46 | 6.71 | - |
| EBITDA利息倍数（X） | 6.68 | 7.34 | 7.62 | - |
| 总债务/EBITDA（X） | 2.11 | 2.18 | 2.88 | - |
| 资产负债率（%） | 57.00 | 54.74 | 51.71 | 50.73 |
| 总资本化比率（%） | 41.96 | 42.04 | 47.66 | 46.81 |
| 长期资本化比率（%） | 29.78 | 31.27 | 39.94 | 36.94 |
注：1、所有者权益包含少数股东权益，净利润包含少数股东损益。
2、公司2019年一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、2016~2018年末以及2019年3月末，其他流动负债中的短期融资券计入短期债务，长期应付款中的融资租赁款计入长期债务。
公开发行2019年公司债券（第二期）信用评级报告
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+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 |
| 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＝主营业务收入净额（营业总收入净额）/应收账款平均余额 |
| 资产负债率＝负债总额/资产总额 |
| 总资本化比率＝总债务/（总债务+所有者权益（含少数股东权益）） |
| 长期资本化比率=长期债务/（长期债务+所有者权益（含少数股东权益）） |
| EBITDA利息倍数＝EBITDA/（计入财务费用的利息支出+资本化利息支出） |
公开发行2019年公司债券（第二期）信用评级报告
附五：信用等级的符号及定义主体信用评级等级符号及定义
| 等级符号 | 含义 |
| AAA | 受评主体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 | 受评主体偿还债务的能力很强，受不利经济环境的影响较小，违约风险很低 |
| A | 受评主体偿还债务的能力较强，较易受不利经济环境的影响，违约风险较低 |
| BBB | 受评主体偿还债务的能力一般，受不利经济环境影响较大，违约风险一般 |
| BB | 受评主体偿还债务的能力较弱，受不利经济环境影响很大，有较高违约风险 |
| B | 受评主体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 | 受评主体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 | 受评主体在破产或重组时可获得的保护较小，基本不能保证偿还债务 |
| C | 受评主体不能偿还债务 |
注：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，表示信用质量略高或略低于本等
级。
评级展望的含义
| 内容 | 含义 |
| 正面 | 表示评级有上升趋势 |
| 负面 | 表示评级有下降趋势 |
| 稳定 | 表示评级大致不会改变 |
| 待决 | 表示评级的上升或下调仍有待决定 |
评级展望是评估发债人的主体信用评级在中至长期的评级趋向。给予评级展望时，主要考虑中至长期内受评主体可能发生的经济或商业基本因素变动的预期和判断。长期债券信用评级等级符号及定义
| 等级符号 | 含义 |
| AAA | 债券安全性极强，基本不受不利经济环境的影响，违约风险极低 |
| AA | 债券安全性很强，受不利经济环境的影响较小，违约风险很低 |
| A | 债券安全性较强，较易受不利经济环境的影响，违约风险较低 |
| BBB | 债券安全性一般，受不利经济环境影响较大，违约风险一般 |
| BB | 债券安全性较弱，受不利经济环境影响很大，有较高违约风险 |
| B | 债券安全性较大地依赖于良好的经济环境，违约风险很高 |
| CCC | 债券安全性极度依赖于良好的经济环境，违约风险极高 |
| CC | 基本不能保证偿还债券 |
| C | 不能偿还债券 |
注：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，表示信用质量略高或略低于本等
级。
公开发行2019年公司债券（第二期）信用评级报告
短期债券信用评级等级符号及定义
| 等级 | 含义 |
| A-1 | 为最高短期信用等级，还本付息能力很强，安全性很高。 |
| A-2 | 还本付息能力较强，安全性较高。 |
| A-3 | 还本付息能力一般，安全性易受不利环境变化的影响。 |
| B | 还本付息能力较低，有一定的违约风险。 |
| C | 还本付息能力很低，违约风险较高。 |
| D | 不能按期还本付息。 |
注：每一个信用等级均不进行“+”、“-”微调。