长江电力：公开发行2019年公司债券（第一期）信用评级报告.PDF

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1、 2 中国长江电力股份有限公司 公开发行 2019 年公司债券（第一期）信用评级报告 关关 注注 长江来水的不确定性。公司以水力发电为主，电源结构较单一，长江来水的不确定性对公司的收入规模及盈利能力产生较大影响。 市场消纳风险。“十三五”期间，我国经济增速放缓和产业结构调整，用电量低速增长将成为常态，同时随着新增装机的增长，电力将持续供大于求，供需矛盾使包括公司在内的电力生产企业面临的电能消纳压力有所增大。此外新一轮电力体制改革环境下，公司现有的电能消纳模式和电价定价模式将受到挑战，将给经营管理带来不确定性。 3 中国长江电力股份有限公司 公开发行 2019 年公司债券（第一期）信用评级报告

2、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

3、。本评级报告所依据的评级方法在公司网站（）公开披露。 4、本评级报告中引用的企业相关资料主要由发行主体或/及评级对象相关参与方提供，其它信息由中诚信证评从其认为可靠、准确的渠道获得。因为可能存在人为或机械错误及其他因素影响，上述信息以提供时现状为准。中诚信证评对本评级报告所依据的相关资料的真实性、准确度、完整性、及时性进行了必要的核查和验证，但对其真实性、准确度、完整性、及时性以及针对任何商业目的的可行性及合适性不作任何明示或暗示的陈述或担保。 5、本评级报告所包含信息组成部分中信用级别、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

4、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 公开发行 2019 年公司债券（第一期）信用评级报告 概概 况况 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

5、 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

6、开发行股票 20 亿股募集配套资金。截至2018 年 9 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1，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 2018 年 9 月末，公司可控装机容量 4,549.50 万千瓦。 截至 2017 末，公司资产总额 2,993.98 亿元，负债总额 1,638.79 亿元，所有者权益（含少数股东权益）1,355.19

7、亿元，资产负债率 54.74%；2017年，公司实现营业总收入 501.47 亿元，获得净利润222.75 亿元，经营性活动净现金流 396.93 亿元。 截至 2018 年 9 月末，公司资产总额 3,004.70亿元，负债总额 1,625.28 亿元，所有者权益（含少数股东权益）1,379.32 亿元，资产负债率 54.09%； 1 2009年9月收购三峡电站； 2016年4月收购川云公司100%股权。 2018 年 19 月，公司实现营业总收入 390.66 亿元，获得净利润 179.29 亿元，经营性活动净现金流280.90 亿元。 本期债券概况 表表 1：本期本期公司债券基本条款公司

8、债券基本条款 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（第一期） 发行规模 本期债券发行规模不超过 30 亿元（含 30 亿元） 债券期限 本期债券期限为 3 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 行业分析行业分析 电力行业概况 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

9、切相关。 2013 年以前，随着我国经济高速增长，国内电力需求保持较快的增长速度，其中 20002007 年全社会用电量年复合增长率达 13.63%，2008 年受金融危机影响，用电量增速明显下滑，20092012 年，受宏观经济增速波动等因素影响，全社会用电量增速亦有所波动，2013 年我国宏观经济企稳，且受夏季持续高温天气、冬季气温偏暖等影响，2013 年前三季度用电增速逐季回升，第四季度增速有所回落，2013 年全国全社会用电量 53,225 亿千瓦时，同比增长 7.19%。2014 年，全国全社会用电量 55,213 亿千瓦时，同比增长 3.74%，比上年回落 3.45 个百分点，其中

10、第一产业、第二产业、第三产业及城乡居民生活用电量占比分别为 1.80%、73.60%、12.06%和 12.55%。2015 年宏观经济增速延续持续放缓的态势， 全国电力供需形势总体宽松。当年全国全社会用电量55,500 亿千瓦时，同比增长 0.5%，增速同比回落3.2 个百分点，电力需求增速创 1998 年以来新低。分产业看，第一产业用电量 1,020 亿千瓦时，同比增长 2.5%；第二产业用电量 40,046 亿千瓦时，同比下降 1.4%；第三产业用电量 7,158 亿千瓦时，同 5 中国长江电力股份有限公司 公开发行 2019 年公司债券（第一期）信用评级报告 比增长 7.5%； 城乡居

11、民生活用电量7,276 亿千瓦时，同比增长 5.0%。2016 年，随着中国经济增速的企稳，加之夏季持续高温天气的影响，全国全社会用电量 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%。

12、 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 19 月，全国全社会用电量 51,061 亿千瓦时，同比增长 8.9%，增速比上年同期提高 2.0 个百分点。2018 年 19 月，全国全社会用电量 51,061 亿千瓦时，同比增长 8.9%，增速比上

13、年同期提高 2.0 个百分点。 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.

14、6%。其中，火电装机容量 11.06亿千瓦，增长 4.3%；水电装机容量 3.41 亿千瓦，增长 2.7%； 核电装机容量 0.36 万千瓦， 增长 6.5%；并网风电装机容量 1.64 万千瓦，增长 10.5%；并网太阳能发电装机容量 1.30 万千瓦，增长 68.7%。电源结构方面， 最近几年来， 中国通过提高环保标准，鼓励可再生能源、清洁能源和节能性能优良的先进机组加快建设、优先安排发电计划和优先上网销售等方式，逐步改善中国电源结构，降低高污染、高耗能发电机组在中国电力供应中的比例，各类型发电机组装机容量和发电量均有不同比例的上升；同时，火力发电项目的装机容量占全部发电项目装机容量的比重

15、有所下降，但火力发电机组的发电量占电力行业全口径发电量的比重均保持在 71%以上；水电、风电等清洁能源的比重有所上升。随着电力结构及布局持续优化，风电、太阳能发电消纳问题有所缓解。电源投资建设重点向非化石能源方向倾斜。 图图 1：2011 年以来全国电力生产及消费情况年以来全国电力生产及消费情况 资料来源：国家能源局，中电联，中诚信证评整理 我国发电机组利用小时数的周期性变化与宏观经济及电源投资建设的周期性变化密不可分。2013 年以来，我国经济增速和用电需求增速放缓，受此影响，20152017 年全年 6,000 千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时数分别为 3,988 小时、3,797 小时

16、和 3,786 小时，整体呈下降态势；同期火电设备平均利用小时数分别为 4,364 小时、 4,186 小时和 4,209 小时，水电设备平均利用小时数分别为3,590 小时、3,619 小时和 3,579 小时，并网风电设备平均利用小时数分别为 1,724 小时、 1,745 小时和1,948 小时，核电设备平均利用小时数分别为 7,403小时、7,060 小时和 7,108 小时，各类型发电机组平均利用小时数具体见表 2。2018 年 19 月，全国火电设备平均利用小时数为 3,276 小时，水电设备平均利用小时数为 2,716 小时，全国并网风电设备平均利用小时数为 1,565 小时，比

17、上年同期增加 178小时；全国太阳能发电设备平均利用小时数为 950小时。 6 中国长江电力股份有限公司 公开发行 2019 年公司债券（第一期）信用评级报告 整体来看，由于自然条件的变化，风电、水电等发电机组类型在发电利用小时上出现一定程度的波动；火电发电机组受整体电力需求增速变化、环保和节能减排压力，新能源装机比重不断增加等因素综合影响，近几年平均利用小时也呈波动态势。 表表 2：20152017 年中国各类型机组年末装机容量、年度发电量和发电小时数年中国各类型机组年末装机容量、年度发电量和发电小时数 项目项目 2015 年年 2016 年年 2017 年年 装机容量（万千瓦）装机容量（万

18、千瓦） 数量数量 比例（比例（%） 数量数量 比例（比例（%） 数数量量 比例（比例（%） 火电 100,554 65.93 105,388 64.04 110,604 62.24 水电 31,954 20.95 33,211 20.18 34,119 19.20 风电 13,075 8.57 14,864 9.03 16,367 9.21 核电 2,717 1.78 3,364 2.04 3,582 2.02 太阳能 4,218 2.77 7,742 4.70 13,025 7.33 其他 9 0.01 6 0.00 6 0.00 总计总计 152,527 100.00 164,565 10

19、0.00 177,703 100.00 发电量（亿千瓦时）发电量（亿千瓦时） 数量数量 比例（比例（%） 数量数量 比例（比例（%） 数量数量 比例（比例（%） 火电 42,307 73.71 42,886 71.60 45,513 70.92 水电 11,127 19.39 11,807 19.71 11,945 18.61 风电 1,856 3.23 2,410 4.02 3,057 4.76 核电 1,714 2.99 2,132 3.56 2,483 3.87 太阳能 395 0.69 662 1.11 1,182 1.84 其他 1 0.00 0 0.00 0 0.00 总计总计 5

20、7,399 100.00 59,897 100.00 64,179 100.00 发电小时（小时）发电小时（小时） 数量数量 增速（增速（%） 数量数量 增速（增速（%） 数量数量 增速（增速（%） 火电 4,364 -8.66 4,165 -4.56 4,209 1.06 水电 3,590 -2.15 3,621 0.86 3,579 -1.16 风电 1,724 -9.26 1,742 1.04 1,948 11.83 核电 7,403 -4.93 7,042 -4.88 7,108 0.94 太阳能 1,225 0.85 - - - - 平均平均 3,988 -8.28 3,785 -5

21、.09 3,786 0.03 注：上述水电数据包含抽水蓄能的水电站 资料来源：国家能源局，中电联，中诚信证评整理 2016 年 11 月，国家正式发布电力发展十三五规划（20162020 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。 中诚信证评认为，由于

22、当前国内经济增速放缓，国内电力供需形势显现为整体宽松，部分地区过剩，短期内全社会用电量还将继续维持低速增长态势；以煤炭为主的能源结构决定了燃煤发电机组在我国电源结构中的主导地位，但在国家节能减排战略的推进下，未来非化石能源占比将持续提升，火电出力将持续承压，其设备利用小时数也将保持较低水平；随着国家一系列促进新能源消纳政策发挥效力，弃风、弃光现象得到一定缓解，风电及太阳能发电利用效率有所提升。 7 中国长江电力股份有限公司 公开发行 2019 年公司债券（第一期）信用评级报告 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

23、 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

24、 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%。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。 表表 3：目前我国在开发十三大水电基地一览：目前我国在开发十三大水电基地一览 单位：万千瓦单位：万千瓦 基地名称基地名称 范围范围 规划装机规划装机容量容量 金沙江 石鼓宜宾 5,033 雅砻江 全流域 3,000 大渡河 双江口铜街子 1

25、,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.

26、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

27、华北地区重点布局河北省和山东省，华东地区重点布局浙江、福建和安徽等省份，南方地区重点布局广东省。 此外， 规划还指出将不断扩大“西电东送”能力，力争 2020 年水电送电规模达到 1 亿千瓦。加强西南水电基地外送通道规划论证，加快配套送出工程建设，建成投产金中至广西、滇西北至广东、四川水电外送、乌东德送电广东、广西等输电通道，开工建设白鹤滩水电站外送输电通道，积极推进金沙江上游等水电基地外送输电通道论证和建设。随着输电项目建设的不断推进，预计未来西南地区弃水问题将得到一定缓解。 总体来看，近年来我国水电投资速度有所降低，“十三五”期间常规水电站开发节奏有所放缓，同时将加快建设一批距离负荷中心近

28、、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。 8 中国长江电力股份有限公司 公开发行 2019 年公司债券（第一期）信用评级报告 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

29、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

30、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

31、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

32、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 2018 年 9月末，公司可控装机容量达到 4,549.50 万千瓦，年发电量 2,108.93 亿千瓦时，装机容量和发电量占全国水电的比例分别为 13.33%和 17.66%。 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。2

33、017 年，国家发展改革委印发 2017 年重点水电跨省区消纳工作方案 （发改运行2017914 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2015962 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”）

34、、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 9 中国长江电力股份有限公司 公开发行 2019 年公司债券（第一期）信用评级报告 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

35、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

36、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，公司可控装机容量达到 4,549.50 万千瓦，具体电力资产如表 4 所示。 表表 4：截至：截至 2018 年年 9 月末公司月末公司控股电站情况控股电站情况 电站名称电站名称 装机容量装机容量 （万千瓦）（万千瓦） 装机结构装机结构 三峡电站 2,250.00 其中： 三峡

37、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。 2015 年， 长江上游来水量为 3,776.69 亿立方米，同比偏枯 13.78%， 公司发电机组利用小时数有所下降，当年葛洲坝电站发电机组利用小时数为7,068.02 小时，与上年基本持平；三峡电站发电机组

38、利用小时数为 3,934.27 小时，同比下降 12.30%。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

39、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%。 10 中国长江电力股份有限公司 公开发行 2019 年公司债券（第一期）信用评级报告 表表 5：20152017 年年公公司发电司发电指标情况指标情况 单位：万

40、千瓦、亿千瓦时、小时单位：万千瓦、亿千瓦时、小时 2015 2016 2017 装机容量 2,523.50 4,549.50 4,549.50 发电量 1,049.79 2,060.60 2,108.93 上网电量 1,043.06 2,048.89 2,096.68 机组利用小时数机组利用小时数 2015 2016 2017 葛洲坝电站 7,068.02 7,235.56 7,343.81 三峡电站 3,934.27 4,257.61 4,398.78 向家坝电站 5,131.38 5,530.40 5,481.96 溪洛渡电站 4,383.10 4,831.60 4,889.10 资料来源

41、：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。2015 年，长江上游来水量较上年偏枯，公司发电量和上网电量分别为 1,049.79 亿千瓦时和1,043.06 亿千瓦时，同比分别减少 9.98%和 9.99%。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，

42、同比分别增加 2.35%和 2.33%。20152017 年，公司分别实现售电收入228.23 亿元、484.94 亿元和 496.22 亿元。2018 年19 月，公司发电量为 1,641.06 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20012668 号文及发改能源2007546 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

43、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

44、华中电网电价的通知（发改价格20092925 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20112623 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 17

45、7.00 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20112623 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20111101 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

46、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 年度年合同电量为 757.3 亿千瓦时，全部电量上网电价按照国家发改委发改价格20111101 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，约定三峡电站 2018 年度合同电量为 148.22 亿千瓦时，全 11 中国长江电力股份有限公司 公开发行 2019 年公司债券（第一期）信用评级报告 部电量上网电价按照国家发展改革委发改价格20111101 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

47、易价格形成机制有关问题的通知（发改价格2015962 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2015962

48、号确定的电价调整机制和发改价格20153105 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2015962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

49、。 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2015962 号确定的电价形成机制上网电价调整为 0.3006 元/千瓦时。溪

50、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。 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2015962 号确定的电价形成机制上网电