公司债券信用评级报告
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发债主体
公司前身为中国节能和中国节能子公司北京国投节能公司于 2006
年 1 月 6 日共同出资组建的中节能风力发电投资有限公司（以下简称
“风电有限公司”），初始注册资本为 3 亿元，后多次增资及引入其他
股东，2010 年 5 月，根据公司第四次股东会决议及修订后的章程规定，
由中国节能、全国社会保障基金理事会（以下简称“社保基金”）、国
开金融有限责任公司（以下简称“国开金融”）、光控安心投资江阴有
限公司（以下简称“光控安心”）和光大创业投资江阴有限公司（以下
简称“光大创业”）作为发起人，采用整体变更方式设立股份有限公司，
将 2009 年 12 月 31 日经审计的净资产以 1:0.78 比例折为股份公司股
本，股本总额为 16 亿股，每股面值 1 元；股份公司成立后各发起人原
持股比例不变，中国节能、社保基金、国开金融、光控安心和光大创
业分别持有公司 60.00%、20.00%、10.00%、5.83%和 4.17%的股份。2010
年 6 月，公司取得了国务院国有资产监督管理委员会（以下简称“国
务院国资委”）《关于中节能风力发电股份有限公司（筹）国有股权管
理有关问题的批复》（国资产权【2010】472 号），同意公司关于股份有
限公司的国有股权管理方案。改制完成后，公司于 2010 年 6 月 30 日
更名为现名。2014 年 8 月 19 日，公司取得中国证监会《关于核准中节
能风力发电股份有限公司首次公开发行股票的批复》（证监许可【2014】
842 号）文件批准，在上海交易所以每股 2.17 元价格公开发行人民币
普通股 1.78 亿股，并于 2014 年 9 月 29 日在上海证券交易所挂牌上市
交易，股票代码 601016。2015 年 12 月，公司取得中国证监会《关于
核准中节能风力发电股份有限公司非公开发行股票的批复》（证监许可
【2015】2824 号），以每股 10.00 元的价格非公开发行人民币普通股股
票 3.00 亿股，股份总数增加至 20.78 亿股。2017 年，公司以截至 2016
年末公司股本总额 2,077,780,000 股为基数，以资本公积金向全体股
东每 10 股转增 10 股，合计转增 2,077,780,000 股，转增后公司股本
增加至 4,155,560,000 股。截至 2017 年 6 月末，公司股本 41.56 亿元，
中国节能为公司第一大股东，持股比例为 45.63%，公司实际控制人为
国务院国资委。
公司主营业务为风力发电项目开发、建设及运营。截至 2017 年 6
月末，公司纳入合并范围内子公司 28 家（详见附件 3），公司并网装机
容量为 228.90 万千瓦。
发债情况
债券概况
本次债券是节能风电面向合格投资者发行的绿色公司债券，发行
规模不超过人民币 10 亿元（含 10 亿元），分期发行，首期发行规模不
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超过人民币 5 亿元（含 5 亿元）。本期债券发行为首期发行，其中基础
发行规模为 3 亿元，附超额配售选择权，超额配售规模不超过 2 亿元
（含 2 亿元）。本期债券期限为 5 年，附第 3 年末公司上调票面利率选
择权和投资者回售选择权。债券面值 100 元，采取簿记建档、集中配
售方式按面值发行。本期债券为固定利率，采用单利按年计息，不计
复利，每年付息一次，最后一期利息随本金的兑付一起支付。
本次债券由中国节能提供全额无条件不可撤销连带责任保证担
保。
募集资金用途
本期拟发行不超过 5 亿元（含 5 亿元）的绿色公司债券，其中基
础发行规模 3 亿元，本期债券附超额配售选择权，可超额配售不超过 2
亿元（含 2 亿元），拟全部用于偿还绿色产业项目贷款。
宏观经济和政策环境
现阶段我国国民经济运行缓中趋稳、稳中向好，但市场需求疲软，
结构调整过程中新旧动能转换仍存障碍；预计未来短期内我国经济仍
将面临较大下行压力，长期来看经济增长将趋于稳定，但经济运行仍
面临较多的风险因素
现阶段国民经济运行缓中趋稳、稳中向好，但仍面临较大的经济
下行压力，主要经济指标同比增速均出现不同程度的下滑。据初步核
算，2016 年，我国实现 GDP74.41 万亿元，按可比价格计算，同比增速
为 6.7%，较 2015 年下降 0.2 个百分点，规模以上工业增加值同比增长
6.0%，增速同比下降 0.1 个百分点；固定资产投资（不含农户）同比
增长 8.1%，增速同比下降 1.9 个百分点，其中房地产开发投资同比增
长 6.9%，对全部投资增长的贡献率比上年提高 12.8 个百分点。此外，
近年来国内需求增长减慢，国际需求降幅收窄，2016 年，社会消费品
零售总额同比名义增长 10.4%，进出口总额同比下降 0.9%，降幅比上
年收窄 6.1 个百分点。2016 年，全国公共财政预算收入同比增长 4.5%，
增速同比继续下滑，政府性基金收入同比增长 12.0%。同期，全社会融
资规模增量为 17.80 万亿元，新增人民币贷款 12.65 万亿元。2017 年
上半年，我国国民经济延续了稳中向好的发展态势，GDP 同比增速为
6.9%，较上年同期加快 0.2 个百分点，规模以上工业增加值同比增长
6.9%，固定资产投资（不含农户）同比名义增长 8.6%，社会消费品零
售总额同比名义增长 10.4%，进出口总额同比增长 19.6%。同期，全国
公共财政预算收入为 9.43 万亿元，同比增长 9.8%；政府性基金预算收
入为 2.30 万亿元，同比增长 27.8%。此外，2017 年上半年，我国全社
会融资规模增量为 11.17 万亿元，同比多增 1.36 万亿元，对实体经济
发放的人民币贷款增加 8.21 万亿元，同比多增 0.73 万亿元。截至 2017
年 6 月末，广义货币（M2）余额 163.13 万亿元,同比增长 9.5%，增速
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较去年同期下降 2.3 个百分点。整体来看，中国经济“新常态”特征
更加明显，供给侧结构性改革及重点领域改革逐步落实并取得积极进
展，部分指标有所好转，经济增长的稳定性有所提高，外部需求疲软
的态势仍将继续，结构性矛盾仍然突出，主要经济指标增速放缓，经
济下行压力依然较大。
针对经济下行压力增大，国家加大财政政策和货币政策领域的定
向调整。在坚持积极的财政政策和稳健的货币政策基础上，扩大结构
性减税范围，实行普遍性降费，盘活财政存量资金。发行地方政府债
券置换存量债务，降低利息负担，减轻了地方政府偿债压力，形成了
以“营改增”为主要核心内容的结构性减税政策，逐步降低了企业成
本。稳健的货币政策注重松紧适度，灵活运用多种货币政策工具，保
持适度流动性，实现货币信贷及社会融资规模合理增长。按照加强供
给侧结构性改革的要求，积极稳妥降低企业杠杆率，采取市场化债转
股等综合措施提升企业持续健康发展能力。扩大有效投资，设立专项
基金，加强水利、城镇棚户区和农村危房改造、中西部铁路和公路等
薄弱环节建设。制定出台促进民间投资健康发展若干政策措施，对做
好民间投资工作提出具体要求。继续实施创新驱动发展战略纲要和意
见，深入推进大众创业、万众创新政策举措，落实“互联网+”行动计
划，推动经济新旧动能加速转换。发改委精简前置审批，实施企业投
资项目网上并联核准，改革投融资体制，积极推广政府和社会资本合
作模式，出台基础设施和公用事业特许经营办法，充分激发社会投资
活力。继续推动东、中、西、东北地区“四大板块”协调发展，重点
推进“一带一路”建设、京津冀协同发展、长江经济带发展“三大战
略”，在基础设施建设和房地产领域加大调控力度，一方面增加公共产
品有效投资，启动实施一系列棚户区和危房改造、中西部铁路、高标
准农田、信息网络、清洁能源和传统产业技术改造等重大项目；另一
方面，全国多地出台楼市调控新政策，通过提高首付比例、住房限购
限贷等措施，遏制房价过快上涨，增加房地产市场的有效供应。2017
年政府工作报告指出，坚持以推进供给侧结构性改革为主线，适度扩
大总需求，加强预期引导，深化创新驱动，全面做好稳增长、促改革、
调结构、惠民生、防风险各项工作，保持经济平稳健康发展和社会和
谐稳定。
从外部环境来看，世界经济总体增速放缓，美国经济基本面强劲，
主要经济指标表现较好，但英国脱欧加剧欧盟经济发展的不确定性。
新兴经济体下行压力加大，加之美元走强、大宗商品价格大幅波动、
国际地缘政治冲突此起彼伏，世界经济增长缓慢，加剧了贸易保护主
义抬头，国内经济增长受到一定影响。预计未来短期内，我国经济在
平稳运行的基础上仍面临较大下行压力，经济将继续延续低位运行态
势，长期来看，我国经济增长将面临产业结构调整、转型提质外部环
境变化等风险因素。
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行业及区域经济环境
2016 年全社会用电量增速有所回升，用电结构明显优化；全国发
电设备平均利用小时数继续下降，电力供应整体宽松的局面短期内难
以改善
电力工业是国民经济发展的基础能源产业，电力需求受经济整体
运行的波动影响较大。2008～2009 年，受全球性金融危机对实体经济
的影响，我国 GDP 增速放慢，电力需求增速明显下滑；2010 年全国对
外贸易逐步恢复，国内工业生产快速增长，全社会用电量同比增长
14.56%；2011 年起，随着外需放缓及国内宏观政策紧缩导致我国电力
总需求增速放缓，2013～2015 年，全社会用电量增速分别为 7.5%、
3.8%和 0.5%。2016 年，我国实现全社会用电量 5.92 万亿千瓦时，同
比增长 5.0%；工业和制造业用电量增速均由负转正，且 2016 年以来
呈回升态势，用电负增长的黑色金属冶炼行业，以及低速增长的化
工、有色金属冶炼行业排在制造业用电增速倒数后三位，建材行业排
在倒数第六位，除高耗能行业外，其它大部分制造业保持一定增长水
平；第三产业、城乡居民生活用电量同比增长 11.2%和 10.8%。总体来
看，2016 年我国用电需求有所回升，用电结构明显优化。
近年来，全国 6,000 千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时数持
续下降，2015 年同比下降 349 小时，2016 年平均利用小时数为 3,785
小时，同比继续下降 203 小时。分类型看，2016 年火电设备利用小时
4,165 小时，同比下降 199 小时，为 1964 年以来的最低水平；水电设
备利用小时 3,621 小时，同比增加 31 小时；并网风电 1,742 小时，同
比提高 18 小时。
2017 年 1～7 月，全国全社会用电量 3.56 万亿千瓦时，同比增长
6.9%，增速同比提高 3.3 个百分点，其中第一产业用电量 655 亿千瓦
时，同比增长 7.7%；第二产业用电量 2.53 万亿千瓦时，同比增长
6.7%，增速同比提高 5.1 个百分点，占全社会用电量比重为 71.2%；
第三产业用电量 4,893 亿千万时，同比增长 9.9%，增速同比回落 0.3
个百分点；城乡居民生活用电量 4,713 亿千瓦时，同比增长 4.9%，增
速同比回落 3.0 个百分点。总体来看，2016 年以来我国用电需求有所
回升，用电结构明显优化。
总体来看，2016 年全国发电设备平均利用小时同比继续下降，电
力供应整体宽松的局面短期内难以改变。
我国大力发展可再生能源，风力发电具有较好发展前景；可再生
能源发电全额保障性收购、优先调度以及税收优惠政策为风电企业营
造了较好的政策环境
近年来，我国进行能源结构的调整，大力发展可再生能源。为了
保持经济的可持续发展，落实 2020 年“非化石能源在一次能源消费中
比重达到 15%左右和单位 GDP 二氧化碳排放量比 2005 年下降 40%～45%”
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的两项承诺，我国政府正在加快发展非化石能源和清洁能源技术。
为促进可再生能源行业的发展，我国政府相继制定和颁布了一系
列优化能源结构的法律和规定。2005 年我国制定了《可再生能源法》，
从法律制度上确立了优先发展可再生能源的战略，并配套出台了《可
再生能源中长期发展规划》、《电网企业全额收购可再生能源电量监管
办法》、《节能发电调度办法（试行）》、《可再生能源发电价格和费用分
摊管理试行办法》、《关于完善风力发电上网电价政策的通知》等与可
再生能源发展相关的法规、规章及政策措施，明确国家将支持风电等
可再生能源的发展，要求电网企业全额收购其电网覆盖范围内的清洁
能源发电项目上网电量，并将风电机组列为第一调度顺位。
国家发改委为了促进风电产业的发展，于 2009 年 8 月首次按照资
源区设立风电标杆上网电价，将全国分为四类风能资源区，标杆电价
水平分别为每千瓦时 0.51 元、0.54 元、0.58 元和 0.61 元，在四类资
源区新建的陆上风电项目，统一执行所在风能资源区的风电标杆上网
电价。新上网电价继续享有可再生能源发电项目一般享有的上网电价
溢价补贴。但随着近年来风电技术的进步和风机等设备造价的下降，
风电发电成本有所降低，加之可再生能源发展基金缺口较大，国家发
改委和国家能源局于 2014 年 12 月下发《关于适当调整陆上风电标杆
上网电价的通知》，对于 2015 年 1 月 1 日以后核准、以及 2015 年 1 月
1 日前核准但于 2016 年 1 月 1 日以后投运的陆上风电项目，除第四类
资源区保持不变外，其他三类资源区每千瓦时降低人民币 2 分钱。2015
年 12 月，根据《国家发展改革委关于完善陆上风电光伏发电上网标杆
电价政策的通知》（发改价格【2015】3044 号），实行陆上风电、光伏
发电（光伏电站，下同）上网标杆电价随发展规模逐步降低的价格政
策，2016 年和 2018 年位于前三类资源区的新风电项目的标杆上网电价
每千瓦时分别下调人民币 0.02 元和 0.03 元，第四类资源区分别下调
人民币 0.01 元和 0.02 元。2016 年，调整后的标杆上网电价分别为每
千瓦时 0.47 元、0.50 元、0.54 元和 0.60 元。2016 年 12 月 26 日，国
家发改委下发《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》，对
2018 年及以后核准的陆上风电项目上网电价实施新的电价，调整后的
上网电价分别为每千瓦时 0.40 元、0.45 元、0.49 元和 0.57 元。在税
收方面，风电企业销售风电而产生的增值税能享受即征即退 50%的优惠
政策；2008 年 1 月 1 日起核准的风电项目，自取得第一笔售电收入起
三年内免征所得税，之后三年减半征收。
2016 年 3 月 24 日，国家发改委印发《可再生能源发电全额保障性
收购管理办法》（发改能源【2016】625 号），国家能源局将会同发改委
经济运行局，共同根据可再生能源发电项目的合理收益，确定全国各
地区保障性收购电量，对该部分电量实行按价保量收购。对于超出保
障性收购电量的部分，发电企业通过参与市场竞争方式获得发电合同，
电网企业按照优先调度原则执行发电合同。2016 年 5 月，国家发改委、
国家能源局下发了《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工
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作的通知》，在综合考虑电力系统消纳能力，按照各类标杆电价覆盖区
域，参考准许成本加合理收益后，核定并公布了弃风、弃光地区风电、
光伏发电保障性收购年利用小时数以及相关结算和监管要求，为保障
性收购管理办法的落地提供保障，一定程度上弥补了可再生能源项目
的经济损失。
我国风能资源丰富但分布不均衡，弃风限电是制约风电发展的主
要瓶颈；受电力需求增速放缓及电力输送通道有限等因素影响，近年
来“三北”地区弃风限电现象有所加重；国家针对弃风限电现象出台了
一系列政策促进风力发电的发展，内陆非限电区域面临较好的发展形势
我国幅员辽阔，陆上和海上风能资源都比较丰富，根据气象资料
估算，全国平均风功率密度为 100 瓦/平方米，风能资源总储量约 32.26
亿千瓦，可开发和利用的陆地上风能储量有 2.53 亿千瓦，近海可开发
和利用的风能储量 7.5 亿千瓦，共计约 10 亿千瓦。若陆上风电年上网
电量按等效满负荷 2,000 小时计算，每年可提供 5,000 亿千瓦时电量，
海上风电年上网电量按等效满负荷 2,500 小时计，每年可提供 1.8 万
亿千瓦时电量，合计 2.3 万亿千瓦时电量。我国风能资源开发潜力巨大，
未来将成为能源结构中重要的组成部分。近年来，我国风电装机规模快
速增长，截至 2016 年末，全国并网风电机组容量达到 1.49 亿千瓦，占
全部发电装机容量的 9%；2016 年，我国风电发电量 2,410 亿千瓦时，
占全部发电量的 4%。
图1 2008～2016 年末我国风力发电并网装机容量及发电量情况
数据来源：中国电力企业联合会、国家能源局
但我国风能资源的分布不均衡。“三北”地区（东北、西北和华北）
风能资源丰富，多数地区风功率密度等级达到 3 级及以上，内蒙古巴
彦淖尔乌拉特中旗、赤峰塞罕坝和新疆达坂城等地区风功率密度等级
接近或超过 5 级，长期以来，“三北”地区是我国风电发展的主要地区。
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但这些地区对电力的需求往往相对不足，电力基础设施也较为落后，
当地电网的消纳能力和输送能力成为制约风电产业大规模发展的瓶
颈。虽然风电装机和发电量均大幅增长，但“弃风限电”仍然困扰着
我国风电发展。2013 年全年风电平均利用小时数为 2,074 小时。其中，
蒙东、吉林限电问题最为突出，冬季供暖期限电比例超过 50%，蒙西、
甘肃酒泉和张家口坝上地区限电比例达 20%以上，黑龙江和辽宁地区限
电比例超过 10%。为缓解弃风限电现象和进一步促进风电的发展，2013
年 2 月 16 日，《国家能源局关于做好 2013 年风电并网和消纳相关工作
的通知》发布，强调各方配合尽快消除弃风限电，并于 2014 年 3 月继
续下发类似通知1。2014 年，全年风电平均利用小时数为 1,893 小时，
较 2013 年减少 181 小时；尽管监管机构强调各方要配合做好风电并网
和消纳工作，但 2015 年以来风电弃风限电形势仍较严峻，2015 年，全
国风电平均利用小时数 1,728 小时，同比下降 172 小时；全年弃风电
量 339 亿千瓦时，同比增加 213 亿千瓦时。2016 年，全国风电平均利
用小时数 1,742 小时，同比仅增加 14 小时；全年弃风电量 497 亿千瓦
时，同比继续增加，其中弃风较重的仍主要是内蒙古、甘肃、新疆和
吉林等地区。2016 年 11 月，国家能源局制定并下发了《风电发展“十
三五”规划》，明确了“十三五”期间风电发展目标：到 2020 年底，风
电累计并网装机容量确保达到 2.1 亿千瓦以上；风电年发电量确保达到
4,200 亿千瓦时，约占全国总发电量的 6%；到 2020 年，有效解决弃风问
题，“三北”地区全面达到最低保障性收购利用小时数的要求。
针对部分地区电网消纳能力低造成的较严重弃风现象，2012 年 6
月，国家能源局提出今后将风电并网情况作为新安排风电开发规模和
项目布局的重要参考指标，风电利用小时数明显偏低的地区不得进一
步扩大建设规模 。从区域分布来看，第二批风电项目拟核准方案中“三
北”地区拟核准规模得到较合理控制，蒙西、吉林、黑龙江、蒙东、
甘肃和新疆这六大千万千瓦级基地的常规风电核准项目均为零。2013
年 2 月，国家能源局强调，在采取技术和政策措施促进风电市场消纳
的同时，电网公司应加强风电配套电网建设，优化运行调度。2016 年 3
月，能源局发布《关于下达 2016 年全国风电开发建设方案的通知》，全
国风电开发建设规模 3,083 万千瓦，北方限电区域获批新增项目依然为
零。以上监管政策的出台短期来看对风电的扩张有抑制作用，长期来看
有利于风电产业的健康持续发展，资源储备充足的风电企业将更具优势。
同时，伴随着弃风限电使得主要风电场的效益大打折扣，内陆省
份风电场的优势日渐凸显。一方面，这些地区人口密集，电力负荷大，
风电场接网条件好，基本不会限电；另一方面，风电机组不断提高的
风能转换效率和对各种建设条件的适应性，使得在这些地区建设风电
场不仅可行，而且还可以获得可观的经济效益。近年来国家能源局提
1
《关于做好 2014 年风电并网消纳工作的通知》。
2
《国家能源局关于加强风电并网和消纳工作有关要求的通知》。
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出了集中式开发和分散式开发并重的发展思路，并出台了相应的管理
办法。内陆地区分散式开发的风电场占比将越来越大。
经营与竞争
公司主要从事风力发电业务，风力发电是最主要的收入和利润来
源；近年来，公司运营装机规模及发电量持续上升，营业收入规模逐
年增长
公司主要从事风力发电项目开发、建设及运营，风力发电业务是
公司收入和利润的来源。2014～2016 年，公司收入规模保持增长，但
受弃风限电等因素的影响毛利率持续下降。
近年来，公司运营装机规模及发电量不断上升，风力发电业务收
入逐年增长，在营业收入占比很高。2015 年，弃风限电情况加重，公
司风电业务毛利率同比下降 3.07 个百分点；2016 年毛利率继续下降，
主要是新疆、甘肃、内蒙古等省区弃风限电及参与多边交易上网电价
低于风电标杆电价的影响所致。
表 1 2014～2016 年及 2017 年 1～6 月公司营业收入及毛利润构成情况（单位：亿元、%）
2017 年 1～6 月 2016 年 2015 年 2014 年
项目
金额 占比 金额 占比 金额 占比 金额 占比
营业收入 9.29 100.00 14.15 100.00 13.59 100.00 11.83 100.00
风力发电 9.25 99.58 14.12 99.78 13.46 98.99 11.68 98.74
其他 0.04 0.42 0.03 0.22 0.14 1.01 0.15 1.26
毛利润 4.95 100.00 6.37 100.00 6.54 100.00 6.12 100.00
风力发电 4.91 99.24 6.34 99.56 6.48 99.18 5.99 97.79
其他 0.04 0.76 0.03 0.44 0.05 0.82 0.14 2.21
毛利率 53.28 44.99 48.10 51.76
风力发电 53.10 44.89 48.19 51.26
其他 94.94 92.24 39.26 90.59
数据来源：根据公司提供资料整理
公司其他业务收入主要为碳减排量销售收入及技术服务收入等，
占比较小。受碳减排市场低迷影响，2014～2016 年公司碳减排量销售
收入不断减少。
2017 年 1～6 月，公司实现营业收入 9.29 亿元，同比增长 19.38%，
主要是新增投产项目运营及机组利用小时数同比增加所致；同期，毛
利润 4.95 亿元，同比增长 24.92%，弃风限电情况较 2016 年同期有所
改善，公司毛利率同比提升 2.37 个百分点。
预计未来，随着公司新项目投产，并网装机容量的上升，营业收
入将继续保持增长趋势。
公司债券信用评级报告
公司是中国节能唯一风电开发运营平台，进入市场时间较早，行
业经验丰富；近年来公司风电装机规模及发电量持续增加；公司在建
及筹建装机规模较大，仍以三北为主，较大的投资规模使公司面临一
定的资本支出压力
公司的控股股东中国节能于 1996 年起涉足风电行业，是最早介入
风电领域的中央企业之一，公司作为中国节能唯一风电开发运营平台，
承继了中国节能在风电领域多年积累的技术优势及管理团队，行业经
验丰富。公司自成立以来一直专注于风力发电的项目开发、建设及运
营，并网装机容量及上网电量不断增加，2014～2016 年末，公司风电
并网装机容量复合增长率为 15.08%，上网电量复合增长率为 15.86%。
截至 2017 年 6 月末，公司并网装机容量为 228.90 万千瓦，2017 年 1～
6 月公司发电量和上网电量分别为 23.44 亿千瓦时和 22.80 亿千瓦时，
同比分别增长 20.94%和 21.23%，同期，获益于弃风限电情况的改善等，
公司机组利用小时数达 1,013 小时，同比提升 60 个小时。
表 2 2014～2016 年及 2017 年 1～6 月公司风电经营指标
指标名称 2017 年 1～6 月 2016 年 2015 年 2014 年
期末并网装机容量（万千瓦） 228.90 203.95 173.95 154.00
发电量（亿千瓦时） 23.44 36.52 32.14 26.99
上网电量（亿千瓦时） 22.80 35.36 31.13 26.34
平均上网电价(元/千瓦时，含税) 0.4879 0.5048 0.5306 0.5266
平均设备利用小时数(小时) 1,013 1,726 1,817 1,961
数据来源：根据公司提供资料整理
风电行业集中度较高，五大电力集团及中广核等央企占据行业市
场份额 50%以上。2014～2016 年，公司上网电量在全国风电上网电量
占比分别为 1.70%、1.67%和 1.47%，受弃风限电影响比重有所下滑；
2014～2016 年末，公司累计装机容量 在全国风力发电行业市场份额分
别为 1.72%、1.61%和 1.37%。
3
累计装机是指完成安装但不考虑是否具备并网发电条件的风电机组装机容量。2014～2016 年末及 2017 年 6 月
末，公司风电累计装机容量分别为 173.95 万千瓦、207.70 万千瓦、230.90 万千瓦和 242.65 万千瓦。
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表 3 截至 2017 年 6 月末公司在建风电机组情况（单位：万千瓦、亿元）
项目名称 所属电网 资源区 装机容量 概算投资 已投资
五峰北风垭风电场工程项目 华中电网 Ⅳ类 10.00 8.60 2.96
哈密景峡第三 B 风电场项目 新疆电网 Ⅲ类 20.00 15.44 3.26
白银靖远靖安50兆瓦风电场项目 西北电网 Ⅲ类 5.00 4.42 0.10
广元剑阁天台山风电场项目 华中电网 Ⅳ类 10.00 8.88 3.77
丰镇市邓家梁 49.5MW 供需联动风电
蒙西电网 Ⅰ类 4.95 4.36 3.44
供热示范项目
博白云飞嶂风电场工程 南方电网 Ⅳ类 10.00 8.92 0.27
嵊州市崇仁 48MW 风电场项目 华东电网 Ⅳ类 4.80 4.19 0.13
新南威尔
白石风电场项目 - 17.50 21.99 14.18
士州电网
中节能尉氏 80MW 风力发电项目 华中电网 Ⅳ类 8.00 7.20 0.14
定边胶泥崾先风电场工程项目 西北电网 Ⅳ类 5.00 4.74 0.04
德令哈尕海南一期 49.5 兆瓦风电项目 西北电网 Ⅳ类 4.95 4.65 0.10
青海德令哈 50 兆瓦风电项目 西北电网 Ⅳ类 5.00 4.60 0.05
钦州市钦南风电场工程 南方电网 Ⅳ类 5.00 4.51 0.07
合计 - - 110.20 102.50 28.51
数据来源：根据公司提供资料整理
截至 2017 年 6 月末，公司在建项目装机容量合计为 110.20 万千
瓦，总投资额为 102.50 亿元，已投资 28.51 亿元；其中，分布在Ⅰ类、
Ⅲ类和Ⅳ类资源区的在建装机占全部在建装机比重分别为 4.49%、
22.69%和 56.94%，南方区域比重有所上升。此外，公司在澳大利亚新
南威尔士州投资的白石风电场项目已于 2015 年 7 月获得当地政府核准
并于 2016 年完成了收购工作，实现了公司海外风电市场零的突破，截
至 2017 年 6 月末，该项目已完成总体工程建设进度的 70%。截至 2017
年 6 月末，公司筹建风电场项目4装机容量合计 237.15 万千瓦。公司在
加快风电场开发和建设的同时，加大中东部及南方区域市场开发力度，
在湖北、广西、浙江、河南、四川等已有项目的区域开发后续项目，
在贵州、安徽、湖南、广东、重庆、江西、山东等区域开展风电项目
前期踏勘和测风工作。
总体来看，公司在建及筹建装机规模较大，布局逐步优化，但较
大的投资规模亦使公司面临一定的资本支出压力。综合来看，作为中
4
筹建项目指已经获准开展前期工作，正在履行正式审批与核准程序，待国家或省级发改委核准后开工建设的风
电场项目。
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国节能唯一风电开发运营平台，公司可控装机规模逐年增加。公司在
建及筹建项目装机规模较大，预计未来 1～2 年，随着项目投产，公司
风电业务将保持发展。
公司风电机组主要位于“三北”地区，且风场较为集中，受“弃
风限电”及来风情况影响较大，2014～2016 年，公司机组利用小时数
持续下降
公司风电场主要集中在河北、甘肃和新疆地区，所发电量主要供
应华北电网、西北电网和新疆电网。2014～2016 年及 2017 年 1～6 月，
上述区域在公司全部上网电量中比重分别为 95.28%、91.26%、89.30%
和 85.66%，其他区域的上网电量占比有所提升。公司通过全资和控股
方式运营风电厂项目，除张北单晶河风电场 200MW 风电特许权项目、
张北绿脑包风电场一期工程项目和玉门昌马风电特许权项目为控股方
式运营，其他项目由公司通过下属全资子公司全资运营。
表 4 截至 2017 年 6 月末公司并网机组分布及 2016 年全年运营情况（单位：万千瓦时、元/千瓦时）
装机（万千瓦） 2016 年上网电量 平均 2016 年平均利用小时数
地区
数值 占比（%） 数值 占比（%） 上网电价 公司 所在省平均值
河北 69.35 30.30 148,212 41.91 0.5310 2,179 2,077
新疆 59.95 26.19 66,503 18.81 0.4576 1,365 1,290
甘肃 74.85 32.70 101,071 28.58 0.4895 1,465 1,088
青海 9.90 4.33 8,272 2.34 0.5987 1,692 1,726
蒙东 4.95 2.16 7,402 2.09 0.5494 1,606
1,830
蒙西 9.90 4.33 22,152 6.26 0.4901 2,533
合计 228.90 100.00 353,612 100.00 - 1,726 -
数据来源：根据公司提供资料整理，国家能源局
从上网电价来看，公司 2009 年 8 月 1 日以前获得核准项目的上网
5
电价主要有特许招标电价 和发改委批复电价 两种形成方式，玉门昌马
风电特许权项目、昌马第三风电场项目、张北单晶河风电场 200MW 风
电特许权项目和张北绿脑包风电场一期工程项目执行的电价是由特许
权投标获得，其他项目电价均由发改委批复获得。公司 2009 年 8 月 1
日以后获得核准项目按照标杆电价执行。此外，为缓解弃风限电对风
电企业的影响，近两年逐渐形成的多边协商定价，是指由地方政府推
动，电网公司根据“特定用电侧”需求，提出交易电量和电价的指导
意见，组织“发电侧”企业就此部分交易电量和电价进行磋商，确定
各发电企业所承担的电量和上网基础电价。2016 年及 2017 年 1～6 月
5
特许权项目是指风电场累计发电等效满负荷小时数在 30,000 小时（按额定容量计算）内的上网电价执行特许权
项目中标电价；风电场累计发电等效满负荷小时数超过 30,000 小时（按额定容量计算）至特许期结束的上网电
价为当时电力市场中的平均上网电价。
6
发改委批复电价是指由各地发改委对电价进行核准，核准电价一般为当地脱硫燃煤电厂上网价不超过 0.25 元每
千瓦时加可再生能源电价补贴。
公司债券信用评级报告
公司平均上网电价有所下降，主要是参与多边交易上网电价低于风电
标杆电价所致。
近年来，受北方地区弃风限电现象加重等因素影响，公司风电平
均利用小时数持续下降，2014～2016 年，公司并网风电机组平均利用
小时数分别为 1,961 小时、1,817 小时和 1,726 小时；同期，公司平均
弃风率分别为 13.12%、25.77%和 27.08%，弃风率逐年上升；2017 年 1～
6 月，弃风限电情况有所改善，弃风率有所下降。从区域上看，甘肃及
新疆地区较高的弃风率，对公司风机平均利用水平造成了一定的拖累；
但由于河北张北单晶河 200MW 风电特许权项目和玉门昌马风电特许权
项目上网电量执行全额保障性收购，机组利用小时数较高7，因此公司
河北省及甘肃省机组利用小时数均高于所在省份平均水平。此外，公
司河北、甘肃和新疆地区努力开展电力多边交易，2016 年及 2017 年 1～
6 月，参与电力多边交易的电量分别为 5.56 亿千瓦时和 6.51 亿千瓦时，
占同期上网电量的 15.72%和 28.56%，电力多边交易的开展缓解了弃风
限电对公司的影响。
表5 2014～2016 年及 2017 年 1～6 月公司弃风限电损失电量情况（单位：亿千瓦时、%）
2017 年 1～6 月 2016 年 2015 年 2014 年
项目
损失电量 弃风率 损失电量 弃风率 损失电量 弃风率 损失电量 弃风率
河北 1.03 11.55 1.75 10.26 1.12 8.47 1.17 9.25
甘肃 3.25 34.06 7.56 42.04 6.68 37.77 1.69 17.14
新疆 2.72 31.52 3.47 33.42 2.77 30.75 0.79 14.83
内蒙古 0.40 14.43 0.78 20.12 0.59 23.45 0.20 13.22
青海 0.13 11.33 0.02 1.76 0.00 0.00 - -
合计 7.53 24.29 13.58 27.08 11.16 25.77 3.85 13.12
数据来源：根据公司提供资料整理
综合来看，公司风电机组主要分布在三北地区，近年来受弃风限
电加重影响，机组利用小时数持续下降。预计未来 1～2 年，北方地区
电力输出通道依然有限，公司在建及筹建装机仍以北方为主，短期内
区域性风险难以有效分散，风电全额保障性收购政策实施情况将对公
司风机利用水平形成一定影响。
公司治理与管理
产权状况与公司治理
截至 2017 年 6 月末，公司股本为 41.56 亿元，中国节能为公司第
一大股东，持股比例为 45.63%，公司实际控制人为国务院国资委。
公司自成立以来，按照《公司法》及其他相关法律法规的规定，
7
2016 年，河北张北单晶河 200MW 风电特许权项目和甘肃玉门昌马风电特许权项目机组平均利用小时数分别约为
2,230 小时和 2,313 小时，上网电价（含税）分别为 0.5006 元/千瓦时和 0.5206 元/千瓦时。
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建立了健全的股东大会、董事会、监事会、独立董事、董事会秘书等
制度，并在董事会下设战略委员会、审计委员会、薪酬与提名委员会
三个专门委员会。公司按照《公司法》等相关法律法规规定、《公司章
程》及各自议事规则规范运作，并根据证券监管部门要求，不断建立
健全公司内部控制制度。
战略与管理
公司按照国家可再生能源及风电产业发展政策，立足国内市场，
积极实施规模化战略，进一步实现装机规模的扩张。抓紧项目开发与
储备，重视河北、甘肃、新疆、蒙西的深度开发，积极开拓湖北、四
川、广西、浙江等其他风电基地的机会，扩大南方市场规模。同时加
快海上风电布局，拓展海外市场，积极实施分散式开发。
公司不断细化现有的管理体系和管控手段，提升管理效率，降低
成本，实现低成本发展。公司风险管理和内部控制制度健全规范。公
司制定了《关联交易制度》、《对外担保管理制度》、《内部审计制度》、
《信息披露事务管理制度》、《投资者关系管理制度》、《对外投资管理
办法》、《规范与关联方资金往来的管理制度》等制度，严格按照法律、
法规和公司章程的规定，真实、准确、完整、及时地披露有关信息。
公司实行精细化管理，提升管理绩效与管理水平；同时公司不断完善
安全管理制度，保障稳定运营。
抗风险能力
公司作为中国节能唯一风电开发运营平台，在我国风电行业市场
份额较为稳定，项目储备较为丰富，具有可持续发展能力。公司不断
完善、治理结构，实施精细化管理、低成本战略；公司作为上市公司，
风险管理和内部控制制度健全规范，并不断实施内控规范体系建设、
强化风险管理与规范经营。公司清晰的发展战略以及不断提高的管理
水平为公司的稳定运营和持续发展提供了有力保障。综合分析，公司
具有很强的抗风险能力。
财务分析
公司提供了 2014～2016 年及 2017 年 1～6 月财务报表。中勤万信
会计师事务所（特殊普通合伙）对公司 2014～2016 年财务报表分别进
行了审计，并出具了标准无保留意见的审计报告8。公司 2017 年 1～6
月财务报表未经审计。
8
根据《增值税会计处理规定》（财会【2016】22 号）的规定，2016 年 5 月 1 日之后发生的与增值税相关交易，
影响资产、负债等金额的，按该规定调整。利润表中的“营业税金及附加”项目调整为“税金及附加”项目，房
产税、土地使用税、车船使用税、印花税等原计入管理费用的相关税费，自 2016 年 5 月 1 日起调整计入“税金
及附加”，因此，税金及附加科目增加 207.06 万元，管理费用减少 207.06 万元。
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资产质量
近年来公司持续加大风电项目的投资力度，运营机组陆续投产，
资产规模保持增长，以非流动资产为主
2014 年以来，公司不断加强风电项目投资建设，资产规模保持增
长，资产结构稳定，以非流动资产为主，符合电力行业特点。截至 2017
年 6 月末，公司总资产为 188.94 亿元，非流动资产占比为 85.03%。
表6 2014～2016 年末及 2017 年 6 月末公司资产构成情况(单位：亿元、%)
2017 年 6 月末 2016 年末 2015 年末 2014 年末
项目
金额 占比 金额 占比 金额 占比 金额 占比
总资产 188.94 100.00 179.42 100.00 178.17 100.00 131.24 100.00
流动资产 28.28 14.97 26.53 14.79 42.88 24.07 13.71 10.45
货币资金 13.10 6.94 15.03 8.38 34.55 19.39 4.96 3.78
应收账款 10.97 5.80 7.30 4.07 4.39 2.46 5.41 4.12
其他流动资产 2.15 1.14 2.11 1.17 2.27 1.27 2.31 1.76
非流动资产 160.66 85.03 152.89 85.21 135.29 75.93 117.52 89.55
固定资产 122.43 64.80 111.92 62.38 100.30 56.29 93.36 71.14
在建工程 27.38 14.49 30.79 17.16 26.08 14.64 16.67 12.70
其他非流动资产 8.45 4.47 7.80 4.35 7.13 4.00 5.99 4.56
公司流动资产主要为货币资金、应收账款以及其他流动资产。2014
年末，公司货币资金主要为银行存款，2015 年 12 月，公司非公开发行
股票所募集资金 29.47 亿元到账，年末货币资金余额大幅增加；随着
建设项目的投入，货币资金余额相应减少。应收账款主要为由电力销
售产生的应收电网公司电费，2015 年末以来，应收账款持续增长，主
要是由于当年应收可再生能源电价补贴增加所致；2017 年 6 月末，应
收账款中账龄在一年以内占比为 77.30%。公司其他流动资产主要为待
抵扣进项税和应收所得税返还。
公司非流动资产主要为固定资产、在建工程和其他非流动资产。
近年来，随着公司不断投资建设风电项目，风电机组陆续投产，固定
资产规模保持增长，2017 年 6 月末，公司固定资产为 122.43 亿元，主
要为发电及相关设备、房屋建筑物、交通运输设备和电子设备等。公
司在建工程主要为风电建设项目；公司在建工程规模逐年增大主要受
风电项目开工影响，随着项目的逐步推进，2017 年 6 月末公司在建工
程规模较 2016 年末有所减少，主要是在建风电项目转入固定资产所致。
公司其他非流动资产主要为待抵扣的增值税进项税长期部分。
截至 2017 年 6 月末，公司受限资产账面价值合计 35.03 亿元，占
总资产及净资产比重分别为 18.54%和 48.60%；公司受限资产主要是抵
质押融资所致，主要有受限固定资产 13.52 亿元，在建工程抵押 14.22
亿元，应收账款质押 6.97 亿元。此外，公司在建电厂多采取以项目建
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成后享有的 100%的电费收费权及其项下全部收益为借款担保方式进行
融资。
综合来看，近年来公司资产规模逐年增加，预计未来 1～2 年，随
着公司新核准项目的建设并投产，公司资产规模将持续保持增长。
资本结构
公司负债规模有所波动，有息负债占比较高；首次公开发行股票
及非公开发行股票的完成，极大地拓展了公司的融资渠道，为公司进
一步发展提供了资金支持
除自有资金外，公司主要通过长期借款来满足项目建设的资金需
要，近年来公司负债规模有所波动，负债结构以非流动负债为主；随
着公司不断加强风电项目投资建设，有息负债规模有所增大。
公司流动负债主要为应付票据、应付账款以及一年内到期的非流
动负债。应付票据主要为以票据形式支付的工程和设备款。应付账款
主要为应付设备和工程款，截至 2017 年 6 月末，账龄在一年以内的占
比 42.02%，账龄在 1～2 年的占比为 47.97%。2015 年，公司新增短期
借款 7.53 亿元，主要为子公司新疆风电为乌鲁木齐达坂城 20 万千瓦
风电项目在开展前期建设时借入的过桥借款。
表 7 2014～2016 年末及 2017 年 6 月末公司负债情况（单位：亿元、%）
2017 年 6 月末 2016 年末 2015 年末 2014 年末
项目
金额 占比 金额 占比 金额 占比 金额 占比
流动负债 23.02 19.70 25.50 23.46 34.64 31.74 25.71 27.60
非流动负债 93.84 80.30 83.21 76.54 74.51 68.26 67.41 72.40
负债合计 116.86 100.00 108.71 100.00 109.15 100.00 93.12 100.00
有息负债合计 101.67 87.00 92.75 85.32 92.18 84.46 75.57 81.15
短期借款 - - - - 7.53 6.90 - -
应付票据 1.91 1.63 4.69 4.31 5.13 4.70 4.00 4.30
一年内到期的非流动负债 9.70 8.30 8.69 7.99 8.05 7.37 7.39 7.94
长期借款 90.06 77.07 79.37 73.01 71.47 65.48 64.17 68.92
资产负债率 61.85 60.59 61.26 70.96
非流动负债主要为长期借款，公司通常根据项目进度取得项目借
款；2017 年 6 月末，公司长期借款为 90.06 亿元，其中质押借款和信
用借款占比分别为 47.82%和 45.06%。
表 8 截至 2017 年 6 月末公司有息债务期限结构（单位：亿元、%）
项目 ≤1 年 （1，2]年 （2，3]年 （3，4]年 （4，5]年 ＞5 年 合计
金额 11.61 20.75 11.67 10.96 10.56 36.12 101.67
占比 11.42 20.41 11.48 10.78 10.38 35.53 100.00
数据来源：根据公司提供资料整理
公司债券信用评级报告
近年来，公司有息负债规模保持增长，有息负债占总负债比例较
高，维持在 80%以上。截至 2017 年 6 月末，公司有息负债 101.67 亿元，
占总负债 87.00%。
2014～2016 年末及 2017 年 6 月末，公司所有者权益分别为 38.12
亿元、69.02 亿元、70.71 亿元和 72.08 亿元；同期，未分配利润分别
为 7.43 亿元、8.50 亿元、9.24 亿元和 10.69 亿元。2014 年 9 月，公
司首次公开发行 A 股股票 1.78 亿股，募集资金净额 3.29 亿元，增加
资本公积 1.51 亿元；2015 年 12 月，公司完成非公开发行 A 股股票，
扣除费用后募集资金净额 29.46 亿元，分别增加股本和资本公积 3.00
亿元和 26.46 亿元。公司首次公开发行股票及非公开发行股票的完成，
极大地拓展了公司的融资渠道，并对公司资本金进行了补充，为公司
进一步发展提供了资金支持。2017 年 4 月，公司完成资本公积转增股
本，使得 2017 年 6 月末公司资本公积较 2016 年末大幅减少。
截至 2017 年 6 月末，公司无对外担保。
总体来看，公司有息负债持续增加，在公司负债中的占比维持在
较高水平。随着公司风电项目推进，预计负债规模还将进一步增长。
盈利能力
随着并网装机规模的增加，公司营业收入保持增长；风力发电作
为资本密集型行业，财务杠杆比率较高，财务费用对公司盈利能力有
一定影响
近年来，随着公司并网装机规模的增加，上网电量增长，营业收
入及利润规模不断提高；2014～2016 年毛利率主要受弃风限电和风资
源情况影响有所下降，受融资完成及毛利率下降影响，总资产报酬率
和净资产报酬率亦有所下降。
公司营业成本主要为风电设备的折旧。期间费用主要是财务费用，
近年来财务费用在营业收入中的占比有所下降，但仍保持较大规模，
对公司盈利能力产生一定的影响。新能源项目享有较多的税收优惠及
政策补贴，2014～2016 年及 2017 年 1～6 月9，公司分别确认营业外收
入 0.76 亿元、1.23 亿元、1.13 亿元和 0.15 亿元，其中政府补助收入
分别为 0.55 亿元、0.62 亿元和 0.74 亿元和 0.09 亿元，构成对利润的
有效补充。
9
根据《关于印发修订<企业会计准则第 16 号—政府补助>的通知》（财会【2017】15 号）的规定，公司对 2017
年 1 月 1 日存在的政府补助采用未来适用法处理，对 2017 年 1 月 1 日至本准则施行日之间新增的政府补助根据
本准则进行调整。调减营业外收入 0.30 亿元，新增其他收益 0.28 亿元，冲减营业成本、财务费用、固定资产合
计为 0.02 亿元。
公司债券信用评级报告
表9 2014～2016 年及 2017 年 1～6 月公司收入及盈利情况（单位：亿元、%）
项目 2017 年 1～6 月 2016 年 2015 年 2014 年
营业收入 9.29 14.15 13.59 11.83
营业成本 4.34 7.79 7.06 5.71
期间费用 2.27 4.13 4.72 4.34
管理费用 0.49 0.92 0.80 0.60
财务费用 1.78 3.21 3.93 3.73
期间费用/营业收入 24.42 29.18 34.74 36.65
营业利润 2.89 2.25 1.76 1.75
利润总额 3.04 3.37 2.97 2.51
净利润 2.64 2.69 2.66 2.27
EBIT 4.92 6.94 6.95 6.25
EBITDA 8.62 13.54 12.91 11.21
毛利率 53.28 44.99 48.10 51.76
总资产报酬率 2.60 3.87 3.90 4.76
净资产收益率 3.67 3.81 3.86 5.96
2017 年 1～6 月，获益于新增投产项目运营，公司实现营业收入
9.29 亿元，同比有所增加，受弃风限电情况改善的影响，公司毛利率
同比有所提升。同期，公司营业利润、利润总额及净利润分别同比增
长 48.79%、27.35%和 34.69%，盈利能力有所提升。
综合来看，随着并网装机规模的增加，公司营业收入保持增长，
但 2014～2016 年，资产报酬水平持续下降；风力发电作为资本密集型
行业，财务杠杆比率较高，财务费用对公司盈利能力有一定影响。
现金流
公司主营业务获现能力较强，近年来经营性净现金流保持较大规
模，对债务的保障能力较强；公司投资规模逐年上升，筹资性净现金
流是项目建设所需资金的重要来源
风力发电项目经营性获现能力较强，受益于公司并网装机规模的
不断增加，经营性净现金流近年来保持较大规模，对债务的保障能力
处于较高水平，2016 年，公司经营性净现金流同比减少 15.61%，主要
是收到的可再生能源电价补贴同比减少所致。公司每年进行风电项目
建设投资，投资性现金流持续表现为净流出，且投资规模逐年上升。
公司通过经营性现金流入及银行借款满足所需建设资金；2015 年，公
司借款规模大幅上升且完成非公开发行股票，当期筹资性净现金流同
比大幅上升；2016 年，公司归还银行借款较多，导致筹资性净现金流
为负。
公司债券信用评级报告
表 10 2014～2016 年及 2017 年 1～6 月公司现金流情况（单位：亿元、%）
项目 2017 年 1～6 月 2016 年 2015 年 2014 年
经营性净现金流 5.05 11.38 13.49 11.20
投资性净现金流 -15.46 -26.78 -22.96 -13.94
筹资性净现金流 8.48 -4.45 39.06 4.08
经营性净现金流/流动负债 20.83 37.86 44.71 44.98
经营性净现金流/总负债 4.48 10.45 13.34 12.40
经营性净现金流利息保障倍数（倍） 2.33 2.72 2.90 2.57
2017 年 1～6 月，公司经营性净现金流 5.05 亿元，同比下降 6.91%，
主要是当期收到的可再生能源电价补贴较 2016 年同期减少及本期支付
的税费较上年同期增加所致；投资性净现金流同比增长 23.52%，主要
是由于 2016 年使用暂时闲置的募集资金购买银行理财产品现金流出较
大及本期购建固定资产支付现金同比减少所致；同期，筹资性净现金
流由负转正，主要是偿还借款同比减少所致。
总体来看，公司主营业务获现能力较强，近年来经营性净现金流
保持较大规模，对债务的保障能力较强；公司投资规模逐年上升，筹
资性净现金流是项目建设所需资金的重要来源。
偿债能力
近年来，公司保持了较大的风电投资力度，装机及资产规模不断
上升。公司项目投资主要依赖对外融资，有息负债规模逐年上升，但
随着首次公开发行股票、再融资的完成以及未分配利润的积累，2014～
2016 年末，资产负债率有所下降。公司流动比率和速动比率有所波动，
长期偿债指标有所优化。公司主营业务获现能力较强，近年来 EBITDA
规模逐年上升，2014～2016 年，EBITDA 利息保障倍数分别为 2.58 倍、
2.78 倍和 3.23 倍，同时，经营性净现金流及利润对债务的保障能力较
强。总体来看，公司的偿债能力很强。
表 11 2014～2016 年末及 2017 年 6 月末公司偿债指标情况（单位：%）
项 目 2017 年 6 月末 2016 年末 2015 年末 2014 年末
资产负债率 61.85 60.59 61.26 70.96
流动比率 1.23 1.04 1.24 0.53
速动比率 1.18 0.99 1.21 0.51
长期资产适合率 103.27 100.67 106.09 89.80
债务资本比率 58.51 56.74 57.18 66.47
债务履约情况
根据公司提供的企业信用信息报告，截至 2017 年 8 月 16 日，公
司本部无不良及关注类贷款；截至本报告出具日，公司尚未在公开市
场发行债券。
公司债券信用评级报告
担保分析
中国节能为本次债券提供了全额无条件不可撤销连带责任保证担
保，具有很强的增信作用
中国节能是国务院国资委 100%控股的中央企业，是节能与环保领
域唯一的国家级公司，前身为中国国家计划委员会节能局，1994 年更
名为中国节能投资公司（以下简称“中节能投资”）。2010 年 5 月，根
据国务院国资委的文件《关于中国节能投资公司与中国新时代控股(集
团)公司重组的通知》（国资改革【2010】152 号），中节能投资与中国
新时代控股（集团）公司实行联合重组，将中节能投资更名为现名，
并成为重组后的母公司，注册资本增至 67.83 亿元。后经过多次增资
扩股，截至 2017 年 3 月末，中国节能注册资本为 76.32 亿元，国务院
国资委全资控股中国节能，为实际控制人。
中国节能已形成以清洁能源发电、环保水务和节能环保工业园区
等节能环保业务为主，工程承包、贸易产业等其他业务为辅的多元化
发展格局，初步形成“规划—咨询—研发—设计—装备制造—工程建
设—投资运营”产业链，在各项节能环保领域均位居全国前三名，是
我国具备节能环保全产业链的龙头企业。截至 2017 年 3 月末，公司纳
入合并报表范围的二级子公司共计 32 家，其中清洁能源发电业务的主
要经营主体分别为节能风电和中节能太阳能科技股份有限公司。节能
风电于 2014 年 9 月 29 日在上海证券交易所 A 股挂牌上市，股票简称
为“节能风电”（股票代码：601016）。
近年来，中国节能通过积极拓展风电、水务等业务，实现了资产
规模的迅速扩张，在水务、风电和太阳能发电等领域已经形成了一定
的竞争优势，收入及利润规模不断增长。截至 2017 年 3 月末，中国节
能总资产 1,485 亿元，资产负债率为 67.64%。2014～2016 年及 2017
年 1～3 月，中国节能营业总收入分别为 463.78 亿元、464.00 亿元、
481.93 亿元和 101.83 亿元，利润总额分别为 34.81 亿元、38.56 亿元、
和 32.70 亿元和 7.80 亿元。
预计未来，随着环保产业规模效应、社会效益和经济效益的逐步
显现，中国节能主营业务收入和利润将保持稳定增长。由其为本次提
供的全额无条件不可撤销的连带责任保证担保具有很强的增信作用。
结论
我国大力发展可再生能源并出台了一系列扶持政策，可再生能源
发电全额保障性收购、优先调度以及税收优惠等为风力发电企业营造
了较好的政策环境，但受电力需求增速放缓及电力输送通道建设滞后
等因素影响，近年来“三北”地区弃风限电现象有所加重。公司作为
中国节能唯一的风电开发运营平台，市场进入较早，行业经验丰富，
公司债券信用评级报告
近年来装机规模及上网电量持续增加，首次公开发行股票及非公开发
行股票的完成，极大地拓展了公司的融资渠道，为公司进一步发展提
供了良好支撑。但同时，公司风电机组集中在“三北”地区，受弃风
限电等因素影响，近年来机组利用小时数持续下降；公司在建及筹建
装机仍以北方为主，短期内区域性风险难以有效分散，且较大的投资
规模带来一定的资本支出压力和投资风险。整体来看，公司偿还债务
的能力很强。另外，中国节能为本次债券提供了全额无条件不可撤销
连带责任保证担保，具有很强的增信作用。
综合分析，公司偿还债务的能力很强，本次债券到期不能偿付的
风险极小。预计未来 1～2 年，公司装机规模有望进一步上升。因此，
大公对节能风电的评级展望为稳定。
公司债券信用评级报告
跟踪评级安排
自评级报告出具之日起，大公国际资信评估有限公司（以下简称“大公”）将对中节能
风力发电股份有限公司进行持续跟踪评级。持续跟踪评级包括定期跟踪评级和不定期跟踪评
级。
跟踪评级期间，大公将持续关注发债主体外部经营环境的变化、影响其经营或财务状况
的重大事项以及发债主体履行债务的情况等因素，并出具跟踪评级报告，动态地反映发债主
体的信用状况。
跟踪评级安排包括以下内容：
1) 跟踪评级时间安排
定期跟踪评级：大公将在本次债券存续期内，在每年发债主体发布年度报告后两个月内
出具一次定期跟踪评级报告。
不定期跟踪评级：大公将在发生影响评级报告结论的重大事项后及时进行跟踪评级，在
跟踪评级分析结束后下 1 个工作日向监管部门报告，并发布评级结果。
2) 跟踪评级程序安排
跟踪评级将按照收集评级所需资料、现场访谈、评级分析、评审委员会审核、出具评级
报告、公告等程序进行。
大公的定期和不定期跟踪评级报告将在本公司网站和交易所网站予以公告，且交易所网
站公告披露时间将不晚于在其他交易场所、媒体或者其他场合公开披露的时间。
3) 如发债主体不能及时提供跟踪评级所需资料，大公将根据有关的公开信息资料进行
分析并调整信用等级，或宣布前次评级报告所公布的信用等级失效直至发债主体提供所需评
级资料。
公司债券信用评级报告
附件 1 截至 2017 年 6 月末中节能风力发电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%
全国社保基金 中国节能环保 社会公众股东
理事会 集团公司
14.21% 45.63% 40.16%
中节能风力发电股份有限公司
公司债券信用评级报告
附件 2 截至 2017 年 6 月末中节能风力发电股份有限公司组织结构图
股东大会
战略委员会
监事会 董事会 审计委员会
薪酬与提名委
董事会秘书 管理层 员会
综 财 项 安 工 生 证 审
合 务 目 全 程 产 券 计
管 管 开 管 管 运 事 管
理 理 发 理 理 维 务 理
部 部 部 部 部 部 部 部
公司债券信用评级报告
附件 3 截至 2017 年 6 月末公司纳入合并范围内子公司情况
单位：万元、%
子公司名称 简称 注册资本 持股比例 主要经营地
中节能港建风力发电（张北）有限公司 港建张北 54,564.00 60.00 河北张北县
中节能港能风力发电（张北）有限公司 港能张北 32,326.00 70.00 河北张北县
中节能风力发电（张北）运维有限公司 张北运维 16,460.00 100.00 河北张北县
中节能（张北）风能有限公司 张北风能 35,524.00 100.00 河北张北县
中节能风力发电（张北）有限公司 张北风电 18,178.00 100.00 河北张北县
中节能港建（甘肃）风力发电有限公司 港建甘肃 58,962.00 60.00 甘肃玉门市
中节能（甘肃）风力发电有限公司 甘肃风电 56,015.00 100.00 甘肃玉门市
中节能（肃北）风力发电有限公司 肃北风电 31,453.89 100.00 甘肃肃北县
中节能（内蒙古）风力发电有限公司 内蒙风电 10,829.00 100.00 内蒙古兴和县
内蒙古风昶源新能源开发有限公司 内蒙风昶源 8,348.00 100.00 内蒙古察右后旗
通辽市东兴风盈风电科技有限公司 通辽风电 15,000.00 100.00 内蒙古奈曼旗
青海东方华路新能源投资有限公司 青海东方 26,866.00 100.00 青海德令哈市
中节能风力发电（新疆）有限公司 新疆风电 74,074.88 100.00 新疆乌鲁木齐县
中节能风力发电（哈密）有限公司 哈密风电 63,004.00 100.00 新疆哈密市
中节能（天祝）风力发电有限公司 天祝风电 8,873.00 100.00 甘肃天祝县
中节能（五峰）风力发电有限公司 五峰风电 17,213.00 100.00 湖北五峰县
中节能风力发电四川有限公司 四川风电 17,763.56 100.00 四川剑阁县
中节能（靖远）风力发电有限公司 靖远风电 8,838.40 100.00 甘肃靖远县
中节能风力发电（广西）有限公司 广西风电 17,836.00 100.00 广西博白县
中节能风力发电（浙江）有限公司 浙江风电 1,000.00 100.00 浙江嵊州市
中节能（丰镇）风力发电有限公司 丰镇风电 8,723.00 100.00 内蒙古丰镇市
中节能风力发电（河南）有限公司 河南风电 14,400.00 100.00 河南尉氏县
中节能（定边）风力发电有限公司 定边风电 1,000.00 100.00 陕西定边县
中节能钦州风力发电有限公司 钦州风电 1,000.00 100.00 广西钦州市
锡林郭勒盟
中节能锡林郭勒盟风力发电有限公司 1,000.00 100.00 内蒙古阿巴嘎旗
风电
德令哈协力光伏发电有限公司 协力光伏 9,304.00 100.00 青海德令哈市
CECEP WIND POWER AUSTRALIA HOLDING 13,118.00
节能澳洲 100.00 澳大利亚悉尼市
PTY LTD 万澳元
3,394.4347 澳大利亚新南威
WHITE ROCK WIND FARM PTY LTD 白石公司 75.00
万澳元 尔士州
公司债券信用评级报告
附件 4 截至 2017 年 6 月末公司投产风电项目及 2016 年全年运营风电场情况
并网装机容 2016 年机组利 上网电价（元/ 2016年上网量
电网 项目公司 项目名称 投运时间 资源区
量（万千瓦） 用小时（小时） 千瓦时） （亿千瓦时）
张北满井风电场一期工程项目 2006.10 Ⅱ类 4.50 2,161 0.60 0.94
张北风电
张北满井风电场二期工程项目 2007.10 Ⅱ类 4.95 1,797 0.60 0.86
张北满井风电场三期工程项目 2008.10 Ⅱ类 4.95 1,932 0.54 0.93
张北运维
张北满井风电场四期工程项目 2009.07 Ⅱ类 4.95 1,672 0.54 0.80
华北
港建张北 张北单晶河风电场 200MW 风电特许权项目 2010.05 Ⅱ类 20.00 2,229 0.5006 4.37
电网
港能张北 张北绿脑包风电场一期工程项目 2010.12 Ⅱ类 10.05 2,329 0.5006 2.25
张北单晶河二期 49.5 兆瓦风电场工程项目 2013.10 Ⅱ类 4.95 2,547 0.54 1.21
张北风能 张北单晶河三期 49.5 兆瓦风电场工程项目 2014.09 Ⅱ类 4.95 2,543 0.54 1.16
张北绿脑包风电场二期10 万千瓦风电场项目 2016.02 Ⅱ类 10.05 2,324 0.54 2.30
港建甘肃 玉门昌马风电特许权项目 2010.11 Ⅱ类 20.10 2,315 0.5206 4.55
昌马第三风电场项目 2011.12 Ⅱ类 20.10 978 0.5206 1.91
甘肃风电 玉门昌马大坝南 48 兆瓦风电场项目 2013.09 Ⅱ类 4.80
1,133 0.55 1.03
玉门昌马大坝北 48 兆瓦风电场项目 2013.09 Ⅱ类 4.80
西北 肃北风电 肃北马鬃山第二风电场A区20 万千瓦风电项目 2016.02 Ⅱ类 20.05 1,057 0.54 2.07
电网
青海德令哈尕海 200 兆瓦风电场一期 49.5
2015.03 Ⅳ类 4.95 1,692 0.61 0.83
兆瓦工程项目
青海东方
青海德令哈尕海 200 兆瓦风电场二期 49.5
2017.03 Ⅳ类 4.95 - - -
兆瓦工程项目
天祝风电 天祝县松山滩营盘 5 万千瓦风电项目 2017.01 Ⅲ类 5.00 - 0.58 0.55
公司债券信用评级报告
附件 4 截至 2017 年 6 月末公司投产风电项目及 2016 年全年运营风电场情况（续表 1）
并网装机容 2016 年机组利 上网电价（元/ 2016年上网量
电网 项目公司 项目名称 投运时间 资源区
量（万千瓦） 用小时（小时） 千瓦时） （亿千瓦时）
乌鲁木齐托里100 兆瓦风电场一期30 兆瓦项目 2006.08 Ⅰ类 3.00 1,620 0.47 0.47
乌鲁木齐托里100 兆瓦风电场二期30 兆瓦项目 2008.01 Ⅰ类 3.00 1,740 0.51 0.50
乌鲁木齐托里100 兆瓦风电场三期40 兆瓦项目 2009.01 Ⅰ类 4.05 1,582 0.51 0.61
新疆 新疆风电
乌鲁木齐托里200 兆瓦风电场一期49.5 兆瓦项目 2012.08 Ⅰ类 4.95 1,481 0.51 0.70
电网
乌鲁木齐托里200 兆瓦风电场二期49.5 兆瓦项目 2013.08 Ⅰ类 4.95 1,437 0.51 0.68
乌鲁木齐达坂城 20 万千瓦风电项目 2017.03 Ⅰ类 20.00 - 0.51 1.41
哈密风电 哈密烟墩第五风电场项目 2014.12 Ⅲ类 20.00 1,180 0.58 2.27
内蒙风电 内蒙古乌兰察布市兴和风电场 2013.10 Ⅰ类 4.95 2,533 0.51 1.21
蒙西
电网 内蒙古红木脑包风电场一期 4.95 万千瓦风
内蒙风昶源 2016.09 Ⅰ类 4.95 2,117 0.51 1.00
电项目
蒙东 通辽奈曼旗东盈永兴风电场 4.96 万千瓦风
通辽风电 2015.04 Ⅱ类 4.95 1,606 0.54 0.74
电网 电项目
合计 - - 228.90 - - -
数据来源：根据公司提供资料整理
注 1：根据中电联风机平均利用小时数定义，“风机平均利用小时数”以年为单位统计。公司部分 2016 年新投入运营项目无完整年运行数据，无法核算平均利用小时数。
注 2：玉门昌马大坝南 48 兆瓦风电场项目、玉门昌马大坝北 48 兆瓦风电场项目上网电量由同一电表计量，运营数据汇总统计。天祝县松山滩营盘 5 万千瓦风电项目 2016
年试运营，2017 年 1 月正式投运，2016 年上网电量为试运行电量；乌鲁木齐达坂城 20 万千瓦风电项目于 2017 年 3 月全部正式投运，2016 年部分机组为试运行，
试运行上网电量为 1.35 亿千瓦时。
注 3：上网电价均为含税价格，不包括交易电价。
注 4：分批投运的风电项目，投运时间以最后一批投运的日期列示。
公司债券信用评级报告
附件 5 中节能风力发电股份有限公司主要财务指标
单位：万元
2017 年 6 月
年 份 2016 年 2015 年 2014 年
（未经审计）
资产类
货币资金 131,039 150,339 345,465 49,649
应收票据 4,238 4,706 4,405
应收账款 109,682 72,963 43,902 54,072
其他应收款 2,468 1,707 3,669 2,249
预付款项 1,485 1,166 684
存货 12,081 11,665 7,948 6,268
其他流动资产 21,499 21,058 22,702 23,140
流动资产合计 282,843 265,303 428,775 137,127
可供出售金融资产 1,211 1,211 1,211 1,211
长期股权投资 449 466 336
固定资产 1,224,344 1,119,206 1,002,952 933,599
在建工程 273,803 307,926 260,777 166,685
无形资产 14,902 14,726 9,166 6,260
商誉 2,741 2,741 2,741 2,741
其他非流动资产 84,549 78,046 71,264 59,877
非流动资产合计 1,606,605 1,528,925 1,352,927 1,175,224
总资产 1,889,448 1,794,229 1,781,703 1,312,350
占资产总额比（%）
货币资金 6.94 8.38 19.39 3.78
应收账款 5.80 4.07 2.46 4.12
其他应收款 0.13 0.10 0.21 0.17
存货 0.64 0.65 0.45 0.48
其他流动资产 1.14 1.17 1.27 1.76
流动资产合计 14.97 14.79 24.07 10.45
可供出售金融资产 0.06 0.07 0.07 0.09
固定资产 64.80 62.38 56.29 71.14
在建工程 14.49 17.16 14.64 12.70
无形资产 0.79 0.82 0.51 0.48
商誉 0.15 0.15 0.15 0.21
其他非流动资产 4.47 4.35 4.00 4.56
非流动资产合计 85.03 85.21 75.93 89.55
负债类
短期借款 0 0 75,308
应付票据 19,098 46,887 51,319 40,037
公司债券信用评级报告
附件 5 中节能风力发电股份有限公司主要财务指标（续表 1）
单位：万元
2017 年 6 月
年 份 2016 年 2015 年 2014 年
（未经审计）
应付账款 99,751 112,346 134,962 138,129
应交税费 2,096 3,523 1,980 1,911
一年内到期的非流动负债 96,984 86,899 80,456 73,917
流动负债合计 230,234 255,016 346,406 257,053
长期借款 900,608 793,732 714,728 641,731
非流动负债合计 938,373 832,101 745,054 674,134
负债合计 1,168,606 1,087,118 1,091,460 931,187
占负债总额比（%）
应付票据 1.63 4.31 4.70 4.30
应付账款 8.54 10.33 12.37 14.83
一年内到期的非流动负债 8.30 7.99 7.37 7.94
流动负债合计 19.70 23.46 31.74 27.60
长期借款 77.07 73.01 65.48 68.92
非流动负债合计 80.30 76.54 68.26 72.40
权益类
股本 415,556 207,778 207,778 177,778
资本公积 117,248 325,026 325,026 60,418
盈余公积 10,320 10,320 8,244 6,745
未分配利润 106,851 92,404 84,970 74,329
归属于母公司所有者权益合计 652,440 635,248 626,018 319,269
少数股东权益 68,402 71,863 64,225 61,895
所有者权益合计 720,842 707,111 690,243 381,164
损益类
营业收入 92,924 141,519 135,937 118,331
营业成本 43,419 77,852 70,556 57,084
管理费用 4,859 9,230 7,976 6,036
财务费用 17,838 32,067 39,250 37,335
营业利润 28,896 22,547 17,603 17,470
营业外收支净额 1,467 11,115 12,145 7,607
利润总额 30,363 33,662 29,748 25,078
净利润 26,427 26,935 26,620 22,723
归属于母公司所有者的净利润 22,966 18,860 20,336 18,204
占营业收入比（%）
营业成本 46.72 55.01 51.90 48.24
管理费用 5.23 6.52 5.87 5.10
公司债券信用评级报告
附件 5 中节能风力发电股份有限公司主要财务指标（续表 2）
单位：万元
2017 年 6 月
年 份 2016 年 2015 年 2014 年
（未经审计）
财务费用 19.20 22.66 28.87 31.55
营业利润 31.10 15.93 12.95 14.76
营业外收支净额 1.58 7.85 8.93 6.43
利润总额 32.68 23.79 21.88 21.19
净利润 28.44 19.03 19.58 19.20
归属于母公司所有者的净利润 24.71 13.33 14.96 15.38
现金流类
经营活动产生的现金流量净额 50,533 113,845 134,900 112,004
投资活动产生的现金流量净额 -154,569 -267,772 -229,646 -139,383
筹资活动产生的现金流量净额 84,791 -44,476 390,562 40,760
财务指标
EBIT 49,182 69,355 69,538 62,495
EBITDA 86,218 135,372 129,126 112,115
总有息负债 1,016,690 927,518 921,811 755,685
毛利率（%） 53.28 44.99 48.10 51.76
营业利润率（%） 31.10 15.93 12.95 14.76
总资产报酬率（%） 2.60 3.87 3.90 4.76
净资产收益率（%） 3.67 3.81 3.86 5.96
资产负债率（%） 61.85 60.59 61.26 70.96
债务资本比率（%） 58.51 56.74 57.18 66.47
长期资产适合率（%） 103.27 100.67 106.09 89.80
流动比率（倍） 1.23 1.04 1.24 0.53
速动比率（倍） 1.18 0.99 1.21 0.51
保守速动比率（倍） 0.59 0.61 1.01 0.20
存货周转天数（天） 49.22 45.35 36.27 35.88
应收账款周转天数（天） 176.90 148.64 129.73 154.30
经营性现金净流/流动负债（%） 20.83 37.86 44.71 44.98
经营性现金净流/总负债（%） 4.48 10.45 13.34 12.40
经营现金流利息保障倍数（倍） 2.33 2.72 2.90 2.57
EBIT 利息保障倍数（倍） 2.27 1.65 1.49 1.44
EBITDA 利息保障倍数（倍） 3.98 3.23 2.78 2.58
现金比率（%） 56.92 58.95 99.73 19.31
现金回笼率（%） 73.51 99.62 119.15 112.86
担保比率（%） 0.00 0.00 0.00 0.00
公司债券信用评级报告
附件 6 中国节能环保集团公司主要财务指标
单位：万元
2017 年 3 月
年 份 2016 年 2015 年 2014 年
（未经审计）
资产类
货币资金 1,597,635 1,645,149 1,889,448 1,706,325
应收账款 1,574,881 1,543,763 1,125,009 1,079,008
存货 1,241,360 1,182,701 1,254,219 962,104
预付款项 428,232 306,739 408,171 409,137
其他应收款 498,072 657,813 458,606 306,091
流动资产合计 5,729,281 5,927,484 5,600,076 4,717,269
长期股权投资 100,529 94,154 158,110 160,246
固定资产 5,151,902 5,001,674 4,253,384 3,974,790
在建工程 1,301,932 1,339,365 1,373,831 1,474,021
无形资产 847,012 816,831 760,796 807,058
非流动资产合计 9,125,433 8,893,243 7,987,527 7,461,418
总资产 14,854,714 14,820,728 13,587,604 12,178,687
占资产总额比（%）
货币资金 10.76 11.10 13.91 14.01
应收账款 10.60 10.42 8.28 8.86
存货 8.36 7.98 9.23 7.90
预付款项 2.88 2.07 3.00 3.36
其他应收款 3.35 4.44 3.38 2.51
流动资产合计 38.57 39.99 41.21 38.73
长期股权投资 0.68 0.64 1.16 1.32
固定资产 34.68 33.75 31.30 32.64
在建工程 8.76 9.04 10.11 12.10
无形资产 5.70 5.51 5.60 6.63
非流动资产合计 61.43 60.01 58.79 61.27
负债类
短期借款 706,657 708,808 744,444 1,325,232
应付票据 328,741 346,191 282,868 289,112
应付账款 1,063,954 1,112,074 1,021,301 1,114,054
预收款项 424,850 446,987 450,589 257,619
其他应付款 627,810 579,543 427,292 368,198
一年内到期的非流动负债 464,365 483,068 482,988 657,234
其他流动负债 324,145 308,115 553,412 203,148
流动负债合计 4,160,815 4,232,149 4,131,036 4,160,358
公司债券信用评级报告
附件 6 中国节能环保集团公司主要财务指标（续表 1）
单位：万元
2017 年 3 月
年 份 2016 年 2015 年 2014 年
（未经审计）
负债类
长期借款 3,066,641 3,026,007 2,826,023 2,821,177
应付债券 1,733,117 1,739,162 830,405 644,603
其他非流动负债 423,199 345,914 804,903 788,933
非流动负债合计 5,887,575 5,771,996 5,179,007 4,691,123
负债合计 10,048,390 10,004,145 9,310,042 8,851,481
占负债总额比（%）
短期借款 7.03 7.09 8.00 14.97
应付票据 3.27 3.46 3.04 3.27
应付账款 10.59 11.12 10.97 12.59
预收款项 4.23 4.47 4.84 2.91
其他应付款 6.25 5.79 4.59 4.16
一年内到期的非流动负债 4.62 4.83 5.19 7.43
流动负债合计 41.41 42.30 44.37 47.00
长期借款 30.52 30.25 30.35 31.87
应付债券 17.25 17.38 8.92 7.28
其他非流动负债 4.21 3.46 8.65 8.91
非流动负债合计 58.59 57.70 55.63 53.00
权益类
实收资本（股本） 763,234 763,234 763,234 763,234
资本公积 279,726 272,870 119,702 122,664
盈余公积 5,315 5,315 5,315 5,315
未分配利润 299,944 308,309 376,793 343,907
归属于母公司所有者权益 1,875,029 1,870,586 1,873,875 1,307,789
少数股东权益 2,931,295 2,920,900 2,403,687 2,019,417
所有者权益合计 4,806,324 4,791,486 4,277,562 3,327,206
损益类
营业总收入 1,018,262 4,819,345 4,639,984 4,637,760
营业收入 1,013,494 4,798,452 4,610,174 4,630,944
营业成本 619,761 3,171,577 3,108,689 3,324,729
销售费用 155,579 598,929 516,904 408,343
管理费用 90,336 374,067 363,469 329,156
财务费用 72,754 297,424 342,692 292,651
投资收益 3,977 150,813 38,490 73,350
公司债券信用评级报告
附件 6 中国节能环保集团公司主要财务指标（续表 2）
单位：万元
2017 年 3 月
年 份 2016 年 2015 年 2014 年
（未经审计）
损益类
营业利润 64,809 246,915 224,755 244,439
营业外收支净额 13,222 80,092 160,824 103,691
利润总额 78,030 327,007 385,579 348,131
所得税 25,050 125,198 110,272 96,741
净利润 52,981 201,809 275,307 251,390
归属于母公司所有者的净利润 -639 -25,733 63,899 90,479
占营业总收入比（%）
营业收入 99.53 99.57 99.36 99.85
营业成本 60.86 65.81 67.00 71.69
销售费用 15.28 12.43 11.14 8.80
管理费用 8.87 7.76 7.83 7.10
财务费用 7.14 6.17 7.39 6.31
营业利润 6.36 5.12 4.84 5.27
投资收益 0.39 3.13 0.83 1.58
营业外收支净额 1.30 1.66 3.47 2.24
利润总额 7.66 6.79 8.31 7.51
净利润 5.20 4.19 5.93 5.42
归属于母公司所有者的净利润 -0.06 -0.53 1.38 1.95
现金流类
经营活动产生的现金流量净额 -10,968 743,655 509,686 443,310
投资活动产生的现金流量净额 -109,813 -1,439,574 -1,047,313 -1,212,674
筹资活动产生的现金流量净额 63,515 521,357 719,877 918,103
公司债券信用评级报告
附件 6 中国节能环保集团公司主要财务指标（续表 3）
2017 年 3 月
年 份 2016 年 2015 年 2014 年
（未经审计）
财务指标
EBIT（万元） - 630,748 750,683 668,319
EBITDA（万元） - 1,043,457 1,080,546 951,439
总有息债务（万元） 8,007,927 7,912,872 7,337,727 6,888,762
毛利率（%） 39.14 34.19 33.00 28.31
营业利润率（%） 6.39 5.15 4.88 5.28
总资产报酬率（%） - 4.26 5.52 5.49
净资产收益率（%） 1.10 4.19 6.44 7.56
资产负债率（%） 67.64 67.50 68.52 72.68
债务资本比率（%） 62.49 62.16 63.17 67.43
长期资产适合率（%） 117.19 119.06 118.39 107.46
流动比率（倍） 1.38 1.40 1.36 1.13
速动比率（倍） 1.08 1.12 1.05 0.90
保守速动比率（倍） 0.42 0.42 0.54 0.46
存货周转天数（天） 176.01 138.31 128.33 96.59
应收账款周转天数（天） 138.47 100.11 86.05 74.25
经营性净现金流/流动负债（%） -0.26 17.78 12.29 12.01
经营性净现金流/总负债（%） -0.11 7.70 5.61 5.50
经营性净现金流利息保障倍数（倍） - - 1.28 1.34
EBIT 利息保障倍数（倍） - - 1.77 1.78
EBITDA 利息保障倍数（倍） - - 2.60 2.63
现金比率（%） 39.64 40.09 49.39 43.30
现金回笼率（%） 100.02 96.81 96.59 92.46
担保比率（%） 0.01 1.04 1.68 1.38
公司债券信用评级报告
附件 7 各项指标的计算公式
1. 毛利率（%）＝（1－营业成本/营业收入）× 100%
2. 营业利润率（%）＝ 营业利润/营业收入×100%
3. 总资产报酬率（%）＝ EBIT/年末资产总额×100%
4. 净资产收益率（%）＝ 净利润/年末净资产×100%
5. EBIT ＝ 利润总额＋计入财务费用的利息支出
6. EBITDA ＝ EBIT＋折旧＋摊销（无形资产摊销＋长期待摊费用摊销）
7. 资产负债率（%）＝ 负债总额/资产总额×100%
8. 长期资产适合率（%）＝（所有者权益＋非流动负债）/ 非流动资产×100%
9. 债务资本比率（%）＝ 总有息债务/资本化总额×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. 资本化总额 ＝ 总有息债务＋所有者权益
14. 流动比率 ＝ 流动资产/流动负债
15. 速动比率 ＝（流动资产-存货）/ 流动负债
16. 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
17. 现金比率（%）＝（货币资金＋交易性金融资产）/ 流动负债×100%
18. 存货周转天数10＝ 360 /（营业成本/年初末平均存货）
19. 应收账款周转天数11＝ 360 /(营业收入/年初末平均应收账款）
20. 现金回笼率（%）＝ 销售商品及提供劳务收到的现金/营业收入×100%
21. 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）
10
半年取 180 天。
11
半年取 180 天。
公司债券信用评级报告
22. 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）
23. 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）
24. 担保比率（%）＝ 担保余额/所有者权益×100%
25. 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%
26. 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%
公司债券信用评级报告
附件 8 公司债券及主体信用等级符号和定义
大公公司债券及主体信用等级符号和定义相同。
AAA 级：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 级 ：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级 ：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 级：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 级 ：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级 ：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 级：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 级 ：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级 ：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，表示略高或略低于本等级。
大公评级展望定义：
正面 ：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。
稳定 ：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。
负面 ：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。
