国电投10 (188639): 国家电力投资集团有限公司主体与相关债项2022年度跟踪评级报告
评定等级 债项信用
评级小组负责人：王 洋 评级小组成员：王 鹏 电话：010-67413300 传真：010-67413555 客服：4008-84-4008 Email：dagongratings@dagongcredit.com 主要风险/挑战： 主要观点 ? 公司火电业务受市场化价格机制推行， 国家电力投资集团有限公司（以下简 煤炭价格高位波动以及清洁能源替代等 称“国家电投”或“公司”）是以发电为 因素影响较大，面临一定经营压力，2021 主要业务的中央直属企业。跟踪期内公司 年因煤价高企，电力业务盈利下降，叠 作为国有大型综合性发电集团之一，2021 加减值损失增大等影响，公司利润水平 年以来，控股装机容量及发电量等继续增 下降； 长，电力及煤炭业务规模优势及行业地位 ? 公司资产负债率仍较高，债务负担较重， 仍显著，同时公司电源结构较为多元，且 有息债务规模继续增长且较大，占总负 清洁能源占比较高，可在资金、政府补助 债比重仍很高，同时在建及拟建项目规 等方面获得有力支持，并且公司形成了以 模较大，随着在建项目的持续推进，融 煤炭为基础、电力为核心、有色冶金为延 资需求较高，未来仍存在一定资金支出 伸的煤—电—铝产业链，协同效应仍良好， 及债务偿付压力。 经营性现金流继续保持净流入，获现能力 仍较强；但公司火电业务受市场化价格机 制推行，煤炭价格高位波动以及清洁能源 替代等因素影响较大，面临一定经营压力， 2021年公司利润水平下降；在建及拟建规 模较大，并且债务负担仍较重，有息债务 规模较大、在总负债中占比仍很高，未来 仍面临一定资金支出及债务偿付压力。 优势与风险关注 主要优势/机遇： ? 在“碳达峰”、“碳中和”的背景下， 风光电等清洁能源仍面临良好的政策环 境; ? 公司作为国有大型综合性发电集团之一， 2021年以来，控股装机容量及发电量等 继续增长，电力与煤炭业务规模优势及 行业地位仍显著，在全国电力市场依旧 具有重要地位，可在资金等方面获得有 力支持； ? 公司电源结构较为多元，水电、风电等 清洁能源占比继续提升且较高，仍利于 分散经营风险，并享有较多税收优惠及 政策补贴； ? 公司形成了以煤炭为基础、电力为核心、 有色冶金为延伸的煤—电—铝产业链， 仍具有良好的协同效应； ? 2021年以来，公司经营性现金流继续保 持净流入，获现能力仍较强。 评级模型打分表结果 本评级报告所依据的评级方法为《电力企业信用评级方法》，版本号为PF-DL-2021-V.4，该方法已在大公官网公开披露。本次主体信用等级评级模型及结果如下表所示： 注：大公对上述每个指标都设置了1～7分，其中1分代表最差情形，7分代表最佳情形。 评级模型所用的数据根据公司提供资料整理。 最终评级结果由评审委员会确定，可能与上述模型结果存在差异。 评级历史关键信息
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，评级对象或其发行人与大公、大公子公司、大公控股股东及其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、审慎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。 大公评级人员与评级委托方、评级对象或其发行人之间，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性、独立性、公正性、审慎性的关联关系。 二、大公及评级项目组履行了尽职调查以及诚信义务，有充分理由保证所出具本报告遵循了客观、真实、公正、审慎的原则。 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，评级意见未因评级对象或其发行人和其他任何组织机构或个人的不当影响而发生改变。 四、本报告引用的资料主要由评级对象或其发行人提供或为已经正式对外公布的信息，相关信息的合法性、真实性、准确性、完整性均由评级对象或其发行人/信息公布方负责。大公对该部分资料的合法性、真实性、准确性、完整性和有效性不作任何明示、暗示的陈述或担保。 由于评级对象或其发行人/信息公布方提供/公布的信息或资料存在瑕疵（如不合法、不真实、不准确、不完整及无效）而导致大公的评级结果或评级报告不准确或发生任何其他问题，大公对此不承担任何责任（无论是对评级对象或其发行人或任何第三方）。 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、本次评级结果中的信用等级自本评级报告出具之日起生效，有效期至被跟踪债券到期日，在有效期限内，大公将根据《跟踪评级安排》对评级对象或其发行人进行定期或不定期跟踪评级，且有权根据后续跟踪评级的结论，对评级对象或其发行人做出维持、变更或终止信用等级的决定并及时对外公布。 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、未经大公书面同意，本次评级报告及评级观点和评级结论不得用于其他债券的发行等证券业务活动。 跟踪评级说明 根据大公承做的国家电投存续债券信用评级的跟踪评级安排，大公对评级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： 跟踪评级说明 根据大公承做的国家电投存续债券信用评级的跟踪评级安排，大公对评级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：
主体概况 公司前身为中国电力投资集团公司，成立于2003年3月，是在国家电力体制改革过程中，系依据《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》（国发[2002]5号文）精神和《国务院关于组建中国电力投资集团公司有关问题的批复》（国函[2003]17号文），在原国家电力公司部分企事业单位基础上组建的国有企业，为五家大型国有独资发电企业集团之一，成立时注册资金120亿元人民币；2015年5月，国务院国有资产监督管理委员会（以下简称“国务院国资委”）下发《关于中国电力投资集团公司与国家核电技术公司重组的通知》（国资发改[2015]49号），将持有的国家核电技术有限公司66%的股权无偿划转给公司，重组后公司更名为国家电力投资集团公司，注册资本变更为450亿元人民币；2017年12月，公司由全民所有制改制为国有独资公司，根据国务院国有资产监督管理委员会国资改革【2017】1090号文件批复，注册资本由450亿元调为350亿元，并变更为现名；2021年财政部划转国务院国资委持有的公司股权至全国社会保障基金理事会，金额为35亿元；截至2021年末，公司注册资本仍为350亿元，注册地址为北京市西城区，其中国务院国资委持股90.00%，为公司实际控制人。 公司是国务院国资委直属的大型综合性发电集团之一，发电资产广泛分布在全国31个省、市、自治区及港、澳、缅甸和几内亚等地，电力业务在资产总量、市场份额和技术水平等方面仍位居我国发电企业的前列，截至2022年3月末，公司装机容量 19,693.36万千瓦，其中清洁能源占比为 62.43%。公司将立足先进能源技术开发商、清洁低碳能源供应商及能源生态系统集成商的战略定位，未来建成具有全球竞争力的世界一流清洁能源企业。截至2021年末，公司合并范围内二级子公司60家，拥有A股上市公司5家，主要为上海电力股份有限公司（以下简称“上海电力”）、国家电投集团远达环保股份有限公司、吉林电力股1 份有限公司、内蒙古电投能源股份有限公司及国家电投集团东方新能源股份有限公司；拥有1家香港红筹股公司，为中国电力国际发展有限公司；拥有2家新三板挂牌公司，分别为中电投先融期货股份有限公司及国家电投集团贵州金元威宁能源股份有限公司。 公司不设股东会，由国务院国资委依据国家法律法规的规定，代表国务院履行出资人职责。公司实行董事会负责制，由董事会依法行使权限和国务院国资委授予的职权，对国务院国资委负责，董事会由7～13人组成，其中董事长1人，董事 2名，职工董事 1人，外部董事人数原则上应当超过董事会全体成员的半数；设监事会，由国资委代表国务院向公司派出，对企业的国有资产保值增值状况实施监督。另外，公司设总经理1人，副总经理若干人，总会计师1人，总经 理对公司董事会负责，向董事会报告工作，接受董事会的监督管理和监事会的监督。自成立以来，公司不断完善法人治理结构，规范公司运作，目前公司设立了战略规划部、党建部、发展部等20余个职能部门。 根据公司提供的中国人民银行征信中心出具的企业信用报告，截至2022年4月 30日，公司本部未曾发生过信贷违约事件。截至本报告出具日，公司在公开债券市场发行的到期债券本息均已按时兑付；存续债券已到付息日的正常付息，尚未到还本日。 偿债环境 2022年，我国经济稳增长压力增大，但经济韧性较强，发展质量有望进一步提升；2021年，我国电力供需总体偏紧，电力装机规模持续增长，电力仍延续绿色低碳发展趋势；受煤价高企影响，煤电企业大面积亏损；风光电等清洁能源，在“碳达峰”、“碳中和”的背景下，仍面临良好的政策环境。 （一）宏观环境 2021年我国经济持续恢复，增长结构进一步优化；2022年我国经济稳增长压力增大，经济增速或将有所放缓，但我国经济韧性较强，政策联动、前置发力将巩固经济修复成果，经济发展质量有望进一步提升。 2021年我国统筹推进新冠肺炎疫情（以下简称“疫情”）防控和经济社会发展，国民经济持续恢复国内生产总值（GDP）达到1,143,670亿元，按不变价格计算，同比增长8.1%，两年平均增速5.1%。三次产业保持恢复态势，稳中向好，产业结构得到进一步优化；社会消费品零售总额、固定资产投资、货物进出口同比分别增长12.5%、4.9%和21.4%,消费支出、资本支出和货物及服务贸易进出口分别对经济拉动 5.3、1.1和 1.7个百分点，内需对经济增长的贡献率达79.1%，同比提升了4.4个百分点,经济增长结构得到持续改善。宏观政策方面，2021年我国宏观经济政策保持稳定性、连续性。财政政策坚持“提质增效、更可持续”，有力支持疫情防控和经济社会发展，全年新增减税降费1.1万亿元，继续减轻实体经济税收负担，加大对实体经济支持力度；债券发行规模同比有所扩大，平均发行利率略有下降,债券发行节奏呈现“前慢后快”的态势，在下半年经济下行压力增大时，带动扩大了有效投资。货币政策保持“稳”字当头，突出“稳增长”服务实体经济的总体理念，加强跨周期设计，自7月以后先后全面降准两次，释放长期资金 2.2万亿元、新增 3,000亿元支小再贷款额度、推出2,000亿元碳减排支持工具，下调支农支小再贷款利率 0.25个百分点，1年期LPR0.05个百分点，一系列密集调控措施出台充分保证了银行体系的流动性合理充裕。 放缓的态势。2022年，我国面临的内外部环境依然复杂，疫情局部扰动对消费需求形成抑制，部分投资领域尚在探底，稳增长压力有所加大，经济增速或将有所放缓。面临新的宏观经济形势，宏观政策将协调联动，前置发力，加强跨周期和逆周期调控的有机结合，实施好扩大内需战略，增强发展内生动力。基建将发挥“稳增长”功能，教育、社会保障与就业、医疗卫生等民生相关支出有望继续保持较高增速，财政政策与货币政策协调联动，将加大对水利、城市管网建设等重大项目的支持力度，维护好人民群众的切身利益，扎实推进共同富裕。预计在政策统筹协调，前置发力之下，经济修复成果将得到巩固，经济增长结构将持续优化，经济发展质量有望进一步提升。 （二）行业环境 2021年，我国电力供需总体偏紧，部分地区少数时段出现拉闸限电；电力装机规模持续增长，电力仍延续绿色低碳发展趋势，非化石能源发电装机和发电量保持较快增长，火电装机容量保持低速增长趋势，2021年受电力消费快速增长、水电发电量负增长等影响，火电机组利用效率有所提升。 2021年，我国全社会用电量8.31万亿千瓦时，同比增长10.3%，增幅较快；分产业看，第一、二、三产业用电量分别为1,023亿千瓦时、56,131亿千瓦时及14,231亿千瓦时，同比分别增长16.4%、9.1%和17.8%，其中第二产业用电占主导地位，但随着去产能及环保督察等力度增加，其占比有所下降,且三、四季度受高载能行业增速回落的影响较大；城乡居民生活用电量11,743亿千瓦时，同比增长7.3%。2021年9～10月，受电煤等燃料供应紧张、水电发电量减少、电力需求较快增长以及部分地区加强“能耗双控”等多重因素叠加影响，全国电力供需总体偏紧，个别地区少数时段出现拉闸限电。2022年1～3月，全国全社会用电量 2.04万亿千瓦时，同比增长 5.0%，增速同比明显回落。随着“碳达峰、碳中和”政策的实施，以及国家经济下行压力的增加，全国用电需求增长或将面临抑制。 近年来，我国发电装机容量持续增长，总量增速有限，全国发电装机呈现“总量增长，结构优化”特征。其中国家持续推进节能减排和煤电产能政策，火电装机规模增速持续放缓，非化石能源发电装机快速增长，延续绿色低碳发展趋势，其中水电和风电占比较高。2021年，全国新增发电装机容量 17,629万千瓦,截至2022年3月末，全国全口径发电装机容量24.0亿千瓦，同比增长7.8%；同期非化石能源发电装机容量 11.4亿千瓦，同比增长 14.3%，占总装机容量比重为47.6%，同比提高2.7个百分点，其中风电3.4亿千瓦，以陆上风电为主，太阳能发电装机3.2亿千瓦，水电装机容量3.9亿千瓦；而燃煤发电11.1亿千瓦，增速持续维持较低水平。 从发电量方面来看，全国规模以上电厂发电量保持增长，火电仍占主导地位，2021年受电力消费快速增长、水电发电量负增长影响，火电发电量增速有所增长但增幅仍不高，2021年，全国规模以上工业企业发电量8.11万亿千瓦时，同比增长 8.1%；其中受汛期主要流域降水偏少等因素影响，水电发电量同比下降2.5%；火电发电量同比增长 8.4%，并网太阳能发电、风电发电量同比分别增长25.2%和40.5%。全口径非化石能源发电量2.90万亿千瓦时，同比增长12.0%；占比34.6%，同比提高0.7个百分点。2022年1～3月，全国规模以上电厂发电量1.99万亿千瓦时，同比增长3.1%，其中，规模以上电厂水电和太阳能发电量同比增速超过10%，核电、风电、火电发电量同比分别增长6.9%、5.7%和1.3%。 设备利用率方面，2021年，全国发电设备利用小时3,817小时，同比提高60小时；其中水电设备利用小时3,622小时，同比降低203小时；核电及风电分别同比提高352小时及154小时；并网太阳能发电1,281小时，与上年总体持平；火电4,448小时，因保供等影响同比提高237小时，2022年一季度，全国发电设备利用小时899小时，同比降低18小时，其中水电和核电利用小时有所提升。 未来随着清洁能源规模集中投产及优先消纳，火电机组利用率仍面临下行压力。 随着“基准价+上下浮动”的燃煤发电上网电价市场化价格机制推行，叠加清洁能源替代、煤炭价格高位波动的可能等因素，煤电企业将面临一定经营压力，2021年以来受煤价高企影响，煤电企业大面积亏损。 根据2019年9月发布的《国家发展和改革委员会关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，自2020年1月1日起，煤电价格联动机制取消，现行改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超10%、下浮原则上不超15%，具体由供需双方协商或竞价决定，但2020年暂不上浮。2021年10月，国家发改委发布了《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，要求有序放开全部燃煤发电电量上网电价，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价；且现行燃煤发电基准价继续作为新能源发电等价格形成的挂钩基准；扩大市场交易电价上下浮动范围，将燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制；电力现货价格不受上述幅度限制。未来煤电交易电价的调整有望突破标杆电价，但其电价调整的执行尚需时间，需持续关注。此外为加快推进电力市场化建设及电力体制改革，保障电力供给，《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》、《关于加大政策支持力度进一步推进煤电联营工作的通知》、《中央企业煤电资源区域整合试点方案》、《省间电力现货交易规则》等文件陆续出台。随着市场化交易电量规模的扩大，具有成本优势的发电企业仍具有相对优势。 煤价方面，2021年前三季度，由于煤炭供需偏紧，煤炭价格高企，火电运营承压，8月以来大型发电集团煤电板块整体亏损；10月以来虽受“保供”政策执行落地，煤炭价格有所回落，但受进口煤限制、供需仍偏紧等影响，煤炭价格高位波动，煤电经营压力持续，煤电企业整体亏损，2022年一季度煤电仍大面积亏损。为维护煤电行业和商品市场正常秩序，助力做好保供稳价工作，在金融领域，2021年10月8日，中国银保监会印发《关于服务煤电行业正常生产和商品市场有序流通保障经济平稳运行有关事项的通知》强调，要保障煤电、煤炭、钢铁、有色金属等生产企业合理融资需求，督促银行保险机构做好今冬明春能源电力保供金融服务工作，满足能源电力供应合理资金需求；严禁对符合支持条件的煤电、煤炭等企业和项目违规抽贷、断贷，防止运动式减碳和信贷“一刀切”。此外2020年以来，生态环境部陆续发布《2019-2020年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）》、《碳排放权交易管理办法（试行）》等文件，电力行业成为首个由试点向全国推广碳排放交易的行业，上述政策均对火电碳排放指标做出限定，对其环保要求提升，火电调峰作用将逐步突显。未来随清洁能源投产及优先消纳，电源结构绿色趋势持续及“双碳”措施及国家能耗双控进一步推进，叠加煤炭价格仍有处于高位的可能，火电运营将面临一定下行压力。 元/吨 2018-01 2018-03 2018-05 2018-07 2018-09 2018-11 2019-01 2019-03 2019-05 2019-07 2019-09 2019-11 2020-01 2020-03 2020-05 2020-07 2020-09 2020-11 2021-01 2021-03 2021-05 2021-07 2021-09 2021-11 2022-01 2022-03 2022-05 车板价(含税):动力煤(A10-16%,V28-32%,1%S,Q6000):大同:月 广州港:市场价:动力煤(Q:5000,山西产):月 综合平均价格指数:环渤海动力煤(Q5500K):月 年度长协价:CCTD秦皇岛动力煤(Q5500) 坑口价(含税):无烟中块(A14%,V6%,0.5%S,Q6800):晋城:月 坑口价(含税):末煤(A14-16%,V7-9%,<1%S,Q6200):阳泉:月 图1 2018年以来我国动力煤和无烟煤价格情况（单位:元/吨） 数据来源：Wind 我国水电未来增长空间有限，装机规模仍集中在大型央企发电集团，水电业务受区域来水情况影响较大，2021年水电机组利用小时有所下降；随着水电机组投产及输送力提升，水电规模有望进一步提升，而西南区域水电消纳的持续改善仍面临一定压力。 我国水资源主要集中在西部地区，其中云南、四川、西藏三省占比约 60%，水资源和用电需求的区域差异导致水电受“西电东输”的影响较大，跨网输送能力对水电消纳能力的提升起着关键作用。我国水电站分布主要围绕长江流域、雅砻江、澜沧江等流域，主要为大型央企投资建设的水电站。根据《2030年前碳达峰行动方案的通知》，“十四五”、“十五五”期间分别新增水电装机容量4,000万千瓦左右，西南地区以水电为主的可再生能源体系基本建立。由于水电建设开发权的特殊性和投入资金规模的较大需求，以及全国可开发水资源的有限性，预计未来水电装机规模增长空间有限，水电装机资源将继续集中在大型央企发电集团。我国水电建设装机及发电量规模持续增长，但因大型水电机组于“十二五”期间陆续投产，剩余待开发大部分项目开发条件及经济性较差，装机增速有所放缓，截至2022年3月末水电装机容量3.9亿千瓦，同比增长6.2%；2021年，受汛期主要流域降水偏少等因素影响，规模以上工业企业水电发电量同比下降2.5%。 同时受益于消纳政策效用的显现，水电利用小时整体呈现上升趋势，但其受来水情况影响较大，2021年受来水情况影响，设备平均利用小时有所下降，2022年一季度水电设备利用小时636小时，同比提高36小时。随着清洁能源消纳能力进一步提高和跨区域特高压电网的发展，水电发电效率将有所提升，但西南区域水电消纳问题的持续改善仍面临一定压力。上网电价方面，水电电价主要包括成本加成定价、标杆电价定价、落地省区倒推电价定价和市场化定价模式，受市场价交易让利收窄等影响，有所回升，但易受区域用电需求和跨网输电成本影响，同时随着市场化交易的提升，水电上网电价未来或面临一定下行压力，但考虑其成本较低，竞争优势仍明显。 风电光电等新能源在“碳达峰”、“碳中和”的背景下，仍面临良好的政策环境，同时针对补贴滞后等问题的政策陆续出台，有望推进风光电企业项目建设及现金流改善；但随着平价上网及交易市场化定价继续推进，新能源上网电价或将承压。 随着“碳达峰”、“碳中和”推进，我国电力系统将朝着清洁能源方向快速发展，可再生能源为能源建设重点，相关政策的陆续出台，为其发展提供良好外部环境。2021年2月，国家能源局下发《关于征求2021年可再生能源电力消纳责任权重和2022～2030年预期目标建议的函》，提出全国非水可再生能源电力消纳责任权重上升至2030年的25.9%。2021年3月，十三届全国人大四次会议通过的《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》提到，建设清洁低碳、安全高效的能源体系，提高能源供给保障能力，大力提升风电、光伏发电规模，加快发展东中部分布式能源，加快西南水电基地建设等。2021年10月，国务院印发《2030年前碳达峰行动方案的通知》提到，大力发展新能源、因地制宜开发水电、积极安全有序发展核电，加快建设新型电力系统；到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。2022年3月，《“十四五”新型储能发展实施方案》提到，加快推动系统友好型新能源电站建设，以新型储能支撑高比例可再生能源基地外送、促进沙漠戈壁荒漠大型风电光伏基地和大规模海上风电开发消纳。2022年 3月，国家发展改革委、国家能源局印发的《“十四五”现代能源体系规划》提到，到2025年非化石能源发电量比重达到39%左右，“十四五”期间提高5.8个百分点。 此外我国陆续发布了涉及电价、消纳、费用分摊机制、税收政策等有关政策，亦为风光电等清洁能源行业发展提供政策环境，其中针对补贴滞后等问题的政策陆续出台，有望推进项目建设及现金流改善，但后续需仍关注政策动态。2021年2月，国家能源局发布《关于 2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求意见稿）》提出，各省（区、市）完成年度非水电最低消纳责任权重所必需的新增并网项目，由电网企业实行保障性并网，保障性并网项目通过以项目上网电价或同一业主在运补贴项目减补金额等为标准开展竞争性配置。2021年 3月出台的《关于引导加大金融支持力度、促进风电和光伏发电等行业健康有序发展的通知》提出了鼓励金融机构按照商业化原则与可再生能源企业协商展期或续贷、对已纳入补贴清单的项目发放补贴确权贷款，鼓励企业通过绿证交易方式减轻利息负担，对于自愿转为平价项目的可优先拨付资金，贷款额度和贷款利率可自主协商确定等纾困办法。 我国风光上网电价陆续进入竞争电价与平价电价上网阶段，2021年以来，《国家发展改革委关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》、《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》等政策陆续出台，进一步推进了新能源平价上网与参与跨区域交易及市场价交易的进度。2021年 6月，《国家发展改革委关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》提到，2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴，实行平价上网；2021年新核准陆上风电项目上网电价按当地燃煤发电基准价执行；新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价等。 总体来看，随着电站开发成本下降、电价补贴退坡及交易化市场定价竞争，风电及光伏发电企业利润空间或将承压；考虑到燃煤发电价格已放开上浮限制，未来随着市场化交易不断深入，风光电平均上网电价下行压力或将有所缓解。 财富创造能力 公司形成了以煤炭为基础、电力为核心、有色冶金为延伸的煤—电—铝产业链，仍具有良好的协同效应，2021年，电力生产和销售业务虽受煤炭价格高企影响毛利润贡献度明显下降，但仍是公司收入及毛利润的主要来源，而铝业等其他业务板块贡献度提升；公司营业收入继续增长，但毛利润及毛利率因电力业务利润下降而有所下降。 公司仍以电力生产和销售为主要业务，同时通过调整产业布局，形成了以煤炭为基础、电力为核心、有色冶金为延伸的煤—电—铝产业链，并向金融、电站服务、物流等业务延伸。公司其他业务主要包括热力、金融、物流、检修、工程管理、委托运营、环保、设备成套及辅业等，对公司收入及毛利润贡献度继续提升。 随着市场化交易不断深入，风光电平均上网电价下行压力或将有所缓解。 财富创造能力 公司形成了以煤炭为基础、电力为核心、有色冶金为延伸的煤—电—铝产业链，仍具有良好的协同效应，2021年，电力生产和销售业务虽受煤炭价格高企影响毛利润贡献度明显下降，但仍是公司收入及毛利润的主要来源，而铝业等其他业务板块贡献度提升；公司营业收入继续增长，但毛利润及毛利率因电力业务利润下降而有所下降。 公司仍以电力生产和销售为主要业务，同时通过调整产业布局，形成了以煤炭为基础、电力为核心、有色冶金为延伸的煤—电—铝产业链，并向金融、电站服务、物流等业务延伸。公司其他业务主要包括热力、金融、物流、检修、工程管理、委托运营、环保、设备成套及辅业等，对公司收入及毛利润贡献度继续提升。
2021年，公司营业收入继续稳定提升，而毛利润及毛利率有所下降；其中电力业务收入随着电力装机规模及上网电量增长而继续增长，但因煤炭价格高企，且进入四季度国家相关主管部门多措并举保供、稳价，确保迎峰度冬能源安全，火电发电量增幅扩大，叠加水电业务因来水情况较差效率下降，电力业务毛利润 2 公司未提供2022年第一季度度此口径统计的营业收入及毛利润业务板块构成数据。合计与分项数据有细明显下降，毛利率随之有所下降；同期，随着销售规模及销售价格提升，煤炭业务收入、毛利润及毛利率均继续提升。2021年，铝业板块收入及毛利润因2021年以来电解铝销售价格持续攀升而同比明显增长，毛利率随之大幅提升，铝业板块收入及毛利润对公司收入及毛利润贡献度明显增长；其他业务板块因发电委托、加工、修理业务及其他业务规模扩大带来收入及毛利润有所增长，而毛利率有所下降。 2022年1～3月，公司营业收入受电力、铝业等业务板块规模增长等影响而同比增长15.87%，毛利润同比提升8.43%；毛利率因煤炭等原料成本仍偏高，同比略有下降。 （一）电力 公司作为国有大型综合性发电集团之一，2021年以来，期末控股装机容量继续增长，规模优势及行业地位仍显著；电源结构较为多元化，水电、风电等清洁能源占比继续提升且较高，利于分散经营风险；在建及拟建项目规模较大，未来装机规模有望继续增长，清洁能源占比将进一步提升；公司继续拓展海外业务，国际竞争地位进一步巩固，但海外项目仍面临一定的政治、经济等风险。 公司是国务院国资委直属的大型综合性发电集团之一，在全国电力市场仍具有重要地位。2021年以来，公司期末控股装机规模继续增长，增幅超过10%，清洁能源占比继续扩大，其中风电及光伏发电装机规模增幅仍明显；截至2022年3月末，公司装机容量增至19,693.36万千瓦，清洁能源装机占比扩大至62.43%，高于其他同类大型电力集团，同时火电装机规模占比持续下降但仍较高。综合来看，公司较高比例的清洁能源电源结构有利于缓解电煤价格高企带来的不利影响。 分电源结构来看，公司火电装机仍以煤电为主，资产主要分布在境内20个省区及巴基斯坦、土耳其等国家；2021年，公司继续通过提高管理运行水平、关停小机组以及投运大机组等有效措施推进超低排放，火电机组供电煤耗进一步下降，保持在较好水平。水电方面，公司现有水电主要分布在黄河上游的青海、甘肃、宁夏自治区，沅水流域的湖南、贵州省，红水河流域的广西省等14个省份，承担了中国13大水电流域基地中2个（黄河上游、湘西）流域基地开发任务，同时开发澳大利亚、南美和缅甸等海外地区水电业务，2021年末水电装机规模小幅增长，规模优势仍明显。风电方面，2021年，公司新增风电装机745.77千3 瓦，期末控股装机 3,823万千瓦，继续位居全球第二，资产主要分布在中国青海、西藏、甘肃、内蒙古、江苏等25个省区，同时正在加速推进内蒙古乌兰察布，江苏、广东海上风电基地建设。光伏发电方面，2021年，公司新增光伏发电总装机1,157.92万千瓦，增幅较快，期末控股装机规模优势明显，继续位居全 球第一，形成了酒泉、共和、格尔木、哈密、盐城等大型能源基地，资产主要分布在青海、新疆、河北、江苏、甘肃等30个省区，同时拥有研发、设计、多晶硅、光伏电池、组件制造、工程施工和生产运营光伏全产业链。 球第一，形成了酒泉、共和、格尔木、哈密、盐城等大型能源基地，资产主要分布在青海、新疆、河北、江苏、甘肃等30个省区，同时拥有研发、设计、多晶硅、光伏电池、组件制造、工程施工和生产运营光伏全产业链。
数据来源：根据公司提供资料整理 核电方面，公司作为国内三家核电投资建设运营商之一，拥有第三代非能动核电产业链，具备研发、设计、工程建设、关键设备制造、运营和寿期服务能力。 2021年6月,辽宁红沿河5号机组并网，公司新增核电装机111.88万千瓦，期末装机规模达809万千瓦，其中在运核电机组7台，分别为采用AP1000核电技术的海阳1、2号机组以及持股45%的辽宁红沿河核电项目1～5号机组，其中5号机组采用ACPR1000技术，在建核电项目3台和一批核电项目前期厂址。2021年以来，随着在建电站陆续投产运营和促消纳政策的落地，公司核电上网电量继续增长，达597.15亿千瓦时。根据中国核能行业协会发布的2021年全国核电运行情况，2021年，海阳核电1、2号机组发电量分别为97.71亿千瓦时和99.364 亿千瓦时，机组能力因子分别为93.18%和93.48%，均优于行业平均水平，运营业绩较好，为公司贡献稳定收入及利润；红沿河核电1、2及4号机组设备利用小时优于行业平均水平，且 1～5号机组机组能力因子分别为 99.99%、91.26%、88.16%、92.90%和99.97%，除2号及3号机组外均优于行业平均水平，核电机组的稳定运营可为公司提供稳定的投资收益。公司核电机组虽安全性较高，但受核电行业自身生产特点的影响，不排除今后由于人员操作失误、设备失效、设备维护不当、自然灾害、火灾等原因造成事故发生的可能。 截至2021年末，公司主要在建项目10个，主要为海阳核电二期工程、羊曲水电站、徐闻海上风电项目等，预算总投资1,590.55亿元，除彭泽核电项目外，其他项目工程进度大于 42%,资金来源为贷款及自有资金；主要拟建项目 5个，主要包括内蒙古通辽风电基地（100万千瓦）、辽宁锦州黑山风电基地（40万千瓦）等，主为清洁能源电力项目，未来随着在建、拟建项目的陆续投运，公司装 5 机规模将进一步提升，清洁能源规模占比将继续扩大。 海外业务方面，由于进入海外业务较早及行业地位优势明显，公司在我国国家战略的实施中占有重要地位。公司继续参与“一带一路”建设，持续完善重点国家的业务布局，已成为智利第三大中资企业、澳大利亚第二大风力发电企业、拥有巴西第九大水电站，成功进入马耳他、日本等发达国家市场。“国和一号”（CAP1400）核电技术得到土耳其、南非等国家初步认可，已在巴基斯坦、土耳其、越南等发展潜力大的国家开发大型高效清洁燃煤电站。截至2021年末，公司境外业务涵盖巴西、巴基斯坦、墨西哥、澳大利亚等46个国家和地区，在运装机容量664.8万千瓦（控股装机555.93万千瓦），清洁能源占比73%，在建电力装机241万千瓦（不含缅甸伊江项目）。考虑到部分海外区域运营环境及地方政府政策变化与复杂多变的国际市场环境等因素，公司海外项目仍面临一定实施进度不确定性及地缘政治等风险。 2021年以来，受益于装机规模增长，公司发电量及上网电量继续增长，平均上网电价有所提升；市场化交易电价推进、煤炭价格波动及区域来水量、弃风弃光情况等将仍对机组运行及盈利水平产生较大影响，2021年公司火电机组利用率因保供等影响而有所提升，水电机组利用效率由于来水偏枯有所下降，火电因煤价高企而面临一定经营压力。 2021年，随着下游需求增长，装机规模增加，公司发电量及上网电量继续增长，且增幅同比扩大；其中火电发电量及上网电量仍占主导，且因下游需求增长及保供要求，火电机组利用小时同比明显提升，发电量及上网电量随之同比增幅扩大；水电业务因本年来水偏枯，机组利用小时明显下降，受此影响，发电量及上网电量同比降幅超过15%；同期，公司风电及其他机组发电量与上网电量随着装机大幅提升而继续明显增长，风电机组利用小时因本年度部分区域风资源较好，清洁能源消纳继续推进等而继续提升。2022年1～3月，公司发电量为1,619亿千瓦时，其中火电占比虽仍较高但继续下降。 5 根据公司2020年社会责任报告，截至2025年，公司电力总装机2.2亿千瓦，清洁能源装机装机比重提
上网电价方面，公司主要发电企业所发电量均供应当地所属电网，基本采用月结月清、现金划款的方式进行电费的结算。2021年，由于下游需求增长、电价改革推进及新增并网装机电价等综合影响，公司平均电价有所提升。未来随着上网电价市场化价格机制推行，市场化交易电量持续提升等综合影响，公司上网电价受未来市场交易环境变化影响较大，或面临一定下行可能，但考虑到燃煤发电价格已放开上浮限制，上网电价下行压力或将有所缓解。 表5 2019～2021年公司火电业务煤炭采购情况
公司电源结构中火电占比较高，且煤炭成本占全部电力成本的60%以上；公司实施煤电联营战略，在保证电煤自给率基本稳定在30%左右的基础上，增加了晋陕蒙煤炭主产地供应商的年度长协比例，同时扩大进口煤采购量，保障公司煤炭供给的稳定性，且一定程度上缓解煤炭价格高企对火电业务盈利水平的影响。 但2021年由于煤炭市场供需偏紧，煤价高企，燃煤发电燃料成本大幅增长，公司火电经营成本压力同比明显增大。考虑到煤炭价格高位波动及水电区域来水量、弃风弃光情况等将对机组运行及盈利水平仍产生较大影响，同时叠加清洁能源替 6 含试运行数据。 代等因素，火电业务仍面临一定经营压力。 8 （二）煤炭 公司实施煤电联营策略，煤炭主要仍集中分布在蒙东地区，煤炭资源丰富、赋存条件较好且产能规模优势明显；2021年公司煤炭产销量继续下降，销售均价有所提升但仍较低；铁路、港口及码头的建设仍有利于保障煤炭供给及运输、推动煤电一体化协同效用的发挥。 公司实施煤电联营策略，煤炭业务仍主要由控股子公司中电投蒙东能源集团有限责任公司（以下简称“蒙东能源”）负责，主要分布在霍林河、白音华两大煤田，均为露天开采，但煤种主要以褐煤为主，因热值较低，整体平均售价相对较低。公司生产煤矿4个，产能保持稳定，主要集中在蒙东、贵州及新疆等地区，其中蒙东地区煤炭资源丰富，是中国13个大型煤炭基地之一，也是东北地区（含内蒙古东部）的主要煤炭生产和供应基地。 代等因素，火电业务仍面临一定经营压力。 8 （二）煤炭 公司实施煤电联营策略，煤炭主要仍集中分布在蒙东地区，煤炭资源丰富、赋存条件较好且产能规模优势明显；2021年公司煤炭产销量继续下降，销售均价有所提升但仍较低；铁路、港口及码头的建设仍有利于保障煤炭供给及运输、推动煤电一体化协同效用的发挥。 公司实施煤电联营策略，煤炭业务仍主要由控股子公司中电投蒙东能源集团有限责任公司（以下简称“蒙东能源”）负责，主要分布在霍林河、白音华两大煤田，均为露天开采，但煤种主要以褐煤为主，因热值较低，整体平均售价相对较低。公司生产煤矿4个，产能保持稳定，主要集中在蒙东、贵州及新疆等地区，其中蒙东地区煤炭资源丰富，是中国13个大型煤炭基地之一，也是东北地区（含内蒙古东部）的主要煤炭生产和供应基地。
公司一方面继续通过打造煤电铝一体化项目实现部分劣质煤炭的合理利用和就地转化，另一方面积极推进蒙东煤电基地建设，将劣质煤资源就地转化，通过特高压电网进行“北电南送”，以及对蒙东褐煤进行提质，将优质褐煤外送至华东、华中和华南等缺煤地区，实现资源优化配置。此外公司还在新疆、贵州等地收购煤炭资源进一步提高了公司的煤炭生产及项目储备能力。 表7 2019～2021年公司煤炭产销情况
2021年公司煤炭产销量继续下降，而向集团电力板块销售规模明显提升，一定程度上缓解了煤炭价格高企对火电业务利润水平的影响。公司蒙东能源产品的销售区域仍主要集中在内蒙古东部、辽宁省和吉林省。销售结算模式仍为系统内部分执行当月发煤，次月结算，而系统外执行绝大部分为现金结算，部分预汇款结算，少部分是票据结算，对外销售价格基本参考市场价格制定。2021年，煤炭销售均价受市场环境影响明显提升。 为降低发电成本及提高煤炭资源利用水平，公司开发建设将蒙东地区自有煤炭通过铁路运输至锦州，经锦州港海运输送到华东、华南的物流大通道；公司拥有运营铁路线2条、运营里程627公里，运营港口2个，其中由赤大白铁路、锦赤铁路、锦州港煤炭专业码头组成的锦白运输通道是公司煤电铝路港产业链的重要环节；锦赤铁路和锦州港口的投产运营，向北联通赤大白铁路，向南联通水陆港口，提升了蒙煤南运的运力。 9 （三）铝业及其他 2021年，公司电解铝产销量同比略有下降，由于电解铝价格攀升，公司铝业板块收入及毛利润明显增长。 公司电解铝业务主要由括中电投宁夏青铜峡能源铝业集团有限公司（以下简称“宁夏铝业”）和蒙东能源等负责，主要集中在蒙东、宁夏及青海地区，2021年，公司电解铝产销量同比略有下降，同期由于电解铝价格攀升，铝业板块收入及毛利润增幅明显。 2021年公司煤炭产销量继续下降，而向集团电力板块销售规模明显提升，一定程度上缓解了煤炭价格高企对火电业务利润水平的影响。公司蒙东能源产品的销售区域仍主要集中在内蒙古东部、辽宁省和吉林省。销售结算模式仍为系统内部分执行当月发煤，次月结算，而系统外执行绝大部分为现金结算，部分预汇款结算，少部分是票据结算，对外销售价格基本参考市场价格制定。2021年，煤炭销售均价受市场环境影响明显提升。 为降低发电成本及提高煤炭资源利用水平，公司开发建设将蒙东地区自有煤炭通过铁路运输至锦州，经锦州港海运输送到华东、华南的物流大通道；公司拥有运营铁路线2条、运营里程627公里，运营港口2个，其中由赤大白铁路、锦赤铁路、锦州港煤炭专业码头组成的锦白运输通道是公司煤电铝路港产业链的重要环节；锦赤铁路和锦州港口的投产运营，向北联通赤大白铁路，向南联通水陆港口，提升了蒙煤南运的运力。 9 （三）铝业及其他 2021年，公司电解铝产销量同比略有下降，由于电解铝价格攀升，公司铝业板块收入及毛利润明显增长。 公司电解铝业务主要由括中电投宁夏青铜峡能源铝业集团有限公司（以下简称“宁夏铝业”）和蒙东能源等负责，主要集中在蒙东、宁夏及青海地区，2021年，公司电解铝产销量同比略有下降，同期由于电解铝价格攀升，铝业板块收入及毛利润增幅明显。
公司电解铝产品的成本构成仍主要为电力、氧化铝、阳极碳块以及石油焦、改质沥青等，其中电力在成本中占比为30～40%，氧化铝占比约为40%。公司主要电解铝生产企业均配有自备电厂，氧化铝由中电投铝业国际贸易有限公司负责集中采购，仍具一定成本优势。销售方面，公司铝产品仍主要销往华东、华南及东北地区，以现金结算为主。铝产品定价主要参照交货月铝锭现货价或交货月铝锭期货价，受国际价格走势，国内经济增长、成本变动及国内市场供需变化影响仍较大。 作为大型能源企业，公司还经营金融、物流、检修、工程管理、委托运行、环保、设备成套、辅业等其他经营项目。在热力业务方面，公司部分发电机组为10 热电联产机组，2020年供热量 2.15亿吉焦，通过热电联产，有效提高公司发电机组平均机组利用小时。在金融方面，公司通过国家电投集团财务有限公司为集团成员单位提供人民币金融业务及外汇金融业务服务并获得相应收入，此外还提供保险经纪、信托及期货等业务。物流方面，公司成立了专门的燃料公司作为煤炭集中采购平台负责周边电厂燃煤的供应。 偿债来源与负债平衡 公司经营性净现金流和债务收入在偿债来源结构中的占比仍较大，是流动性偿债来源的主要构成，2021年，由于电力业务盈利下降及减值损失增大，公司利润水平下降，经营性现金流继续保持净流入，融资能力很强；公司清偿性偿债来源主要为发电设备等固定资产，对公司债务偿付形成一定保障。 （一）偿债来源 1、盈利 2021年，公司营业收入继续增长，毛利润因煤价高企而有所下降，同时投资收益有所下降、其他收益继续增长，仍可为利润提供一定补充；资产减值损失及财务费用规模仍较大，2021年减值损失明显增大，对利润侵蚀程度增加；2021年以来，受上述因素影响，公司利润水平下降。 2021年，随着电力、煤炭与铝业等板块收入增长，公司营业收入继续增长，但因煤价高企，采购成本高升，电力业务盈利下降，毛利润及毛利率有所下降。 电力作为资本密集型行业，财务杠杆率仍较高，2021年，公司期间费用继续增长，仍以财务费用为主，其中财务费用因计入利息支出小幅下降以汇兑损失减少而略有下降，管理费用因职工薪酬、折旧费等明显增长而大幅增加，受委托开发费用及职工薪酬费用增长的影响，研发费用同比增长20.92%。同期，期间费用率因营业收入增幅较快而降至 13.04%，仍对利润形成一定侵蚀。公司投资收益仍主要是来自辽宁红沿河核电有限公司、江苏核电有限公司、秦山第三核电有限公司等联营及合营企业按权益法核算的长股权投资收益，2021年同比有所下降，其中权益法核算的长期股权投资收益因GNA 1、广州中电荔新电力实业有限公司及湖南华润电力鲤鱼江有限公司等投资亏损而有所下降，为28.94亿元，因处置部分联营企业的投资股权获得投资收益10.04亿元，同比有所增长；来自联营合营企业的投资分红仍可对公司利润提供一定补充。同期，公允价值变动损益因交易性金融资产/负债收益增加而大幅增长至4.66亿元，其中按公允价值计量的投 资性房地产因地产行业景气度下行按公允价值评估亏损5.01亿元。 资性房地产因地产行业景气度下行按公允价值评估亏损5.01亿元。
公司资产减值损失规模仍较大，主要包括固定资产、长期股权投资和在建工程等形成的减值损失，2021年继续增长，其中固定资产减值损失 44.32亿元，主要是受关停个别电站等因素影响，机器设备计提减值大幅增长带来减值损失大幅增加，同时信用减值损失主要是应收类款项的坏账损失，2021年因执行新金融工具准则，原资产减值中列示部分放入信用减值损失中导致其大幅增加，其中坏账损失31.04亿元；公司减值损失合计数明显增长，仍对公司利润空间形成挤压。同期，盘盈利得和接受捐赠的减少导致公司营业外收入同比降低11.30%，而营业外支出由于新增预计担保损失6.99亿元，以非流动性资产毁损报废损失、罚没支出等增加而有所增长；其他收益主要为政府补助等，继续增长，为利润提供一定补充。2021年，由于营业成本大幅增长、减值损失增大等影响，公司营业利润、利润总额及净利润明显减少，总资产报酬率及净资产收益率随之有所下降。 2022年1～3月，公司营业收入及毛利润同比有所提升，毛利率因燃煤采购成本偏高同比有所下降，期间费用因利息支出增长而同比增长12.08%；同期，投资收益因来自联营合营的投资收益增加而同比增长 12.68%，资产减值损失同比增加15.22亿元，对利润影响度同比明显增加，其他收益及营业外收入因政府补助等增加而明显增长；由于主营业务盈利承压、减值损失与期间费用增长，营业利润、利润总额及净利润同比降幅大于8%。 2、现金流 公司获现能力仍较强，2021年以来，公司经营性现金流继续保持净流入，但净流入规模有所减少，对债务和利息的保障程度有所下降；投资性现金流净流出规模有所下降但仍较大；在建及拟建项目规模较大，融资需求较高，公司未来仍存在一定资金支出压力。 2021年，公司经营性现金流继续保持净流入，但净流入规模有所收缩，主要是煤价高企，经营性支出明显增加，以及新能源电力业务收入增长较快，但绿电补贴款回收较慢，及处置以公允价值计量且其变动计入当期损益的金融资产的净增加额明显减少所致；现金回笼率为 100.26%，同比下降 2.74个百分点，仍处于较高水平。同期，公司经营性净现金流对流动负债、总负债及利息的保障程度有所下降。2021年公司投资性现金流继续净流出且维持较大规模，由于投资收回的现金明显增长以及投资支付减少，净流出规模同比减少12.88%。 助等增加而明显增长；由于主营业务盈利承压、减值损失与期间费用增长，营业利润、利润总额及净利润同比降幅大于8%。 2、现金流 公司获现能力仍较强，2021年以来，公司经营性现金流继续保持净流入，但净流入规模有所减少，对债务和利息的保障程度有所下降；投资性现金流净流出规模有所下降但仍较大；在建及拟建项目规模较大，融资需求较高，公司未来仍存在一定资金支出压力。 2021年，公司经营性现金流继续保持净流入，但净流入规模有所收缩，主要是煤价高企，经营性支出明显增加，以及新能源电力业务收入增长较快，但绿电补贴款回收较慢，及处置以公允价值计量且其变动计入当期损益的金融资产的净增加额明显减少所致；现金回笼率为 100.26%，同比下降 2.74个百分点，仍处于较高水平。同期，公司经营性净现金流对流动负债、总负债及利息的保障程度有所下降。2021年公司投资性现金流继续净流出且维持较大规模，由于投资收回的现金明显增长以及投资支付减少，净流出规模同比减少12.88%。
2022年1～3月，公司经营性现金流净流入规模同比减少8.09%，主要煤价同比较高，经营性支出增加所致；投资性现金流净流出规模同比明显下降，主要是公司收回投资收到的现金明显增加所致。 截至2021年末，公司在建项目多为电厂建设，主要在建项目10个，预算总投资为1,590.55亿元，除彭泽核电项目外，其他项目工程进度大于42%,资金来源为贷款及自有资金；主要拟建项目5个，计划投资额为193.45亿元，2022年计划投资额54.30亿元。整体来看，公司在建及拟建项目规模较大，融资需求较高，预计未来资本支出规模较大。 3、债务收入 公司融资渠道仍以银行借款和发行债券为主，融资能力很强；银行授信规模有所增长；2021年，筹资性现金流持续净流入但流入规模同比有所下降。 公司融资渠道多元，主要包括银行借款、债券融资、股权融资和融资租赁等方式，融资期限结构仍以长期为主。银行借款方面，公司在各大银行等金融机构的资信情况良好，一直保持长期合作伙伴关系，截至2021年末，公司获得授信总额合计为19,830.09亿元，未使用额度为8,350.55亿元，授信规模有所增长。 债券融资方面，公司存续债券包括公司债券、企业债券、中期票据等，债券品类较为多样，截至2022年6月28日，公司本部存续债券余额为2,738.03亿元。 此外，公司拥有多家上市公司，具有一定资本市场融资能力。 的资信情况良好，一直保持长期合作伙伴关系，截至2021年末，公司获得授信总额合计为19,830.09亿元，未使用额度为8,350.55亿元，授信规模有所增长。 债券融资方面，公司存续债券包括公司债券、企业债券、中期票据等，债券品类较为多样，截至2022年6月28日，公司本部存续债券余额为2,738.03亿元。 此外，公司拥有多家上市公司，具有一定资本市场融资能力。
2021年，公司筹资性现金流继续保持净流入，但净流入规模同比小幅下降，主要是偿还债务支出明显增加所致。2022年1～3月，公司筹资性现金流同比由净流入转为净流出，主要是融资规模下降且偿还债务支出较大所致。预计未来1～2年，公司债务收入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。 4、外部支持 公司是国务院国资委直属的大型综合性发电集团之一，在全国电力市场依旧具有重要地位，可获得有力支持；同时公司电力业务中清洁能源规模较大，仍享有较多的税收优惠及政策补贴。 公司作为国务院国资委直属企业，由国务院国资委代表国务院履行出资人职责，为五家大型国有独资发电企业集团之一，其他四家分别为中国华能集团公司、中国华电集团公司、中国大唐集团公司和国家能源投资集团。公司资产规模雄厚，电力业务在资产总量、市场份额和技术水平等方面继续位居我国发电企业的前列。 根据财政部（财资〔2021〕116号）《财政部关于划转部分国有资本充实社保基金后企业增资财务处理有关事项的通知》的规定，社保基金会作为财务投资者，按照企业划转基准日的账面值确认出资。2021年财政部划转国务院国资委持有的国家电投股权至全国社会保障基金理事会，金额为35亿元；2021年末，公司实收资本为375亿元。 政府补助方面，公司政府补贴主要包括节能与环保补助、税收返还、供热补贴等。2021年，公司获得其他收益中政府补助11.77亿元，同比明显增长，增值税返还3.58亿元；计入营业外收入的政府补助1.77亿元，同比小幅减少。 为了实现“碳达峰”、“碳中和”的目标，国家继续大力发展水电、核电、风电和太阳能等清洁能源，其中水电与核电作为最成熟的清洁能源类型，其发展获得大力支持；风力及太阳能发电行业快速发展，受益于国家对可再生能源行业在优先消纳、各项税收优惠政策及费用摊销机制等方面的大力支持。公司电力业务中清洁能源运营及开发规模较大，仍享有较多的税收优惠及政策补贴，但风电及光伏发电等补贴需求的政策依赖性较强，易受政策变动影响。随着可再生能源平价上网及多边交易市场电价占比扩大，或者未来相关税收优惠政策或法律法规出现变化，或将对公司风光电业务产生一定不利影响。 5、可变现资产 2021年以来，公司资产规模继续增长，仍以非流动资产为主，其中固定资产及在建工程规模占比仍较高，未来仍面临因政策及市场环境变化，项目停建、核销或终止等综合因素影响带来的减值风险；应收账款因可再生能源电价补贴款到账延迟等影响，周转效率继续下降。 2021年以来，随着公司不断加强发电项目投资建设，资产规模继续增长，资产结构仍以非流动资产为主，非流动资产占比小幅下降但仍较高。 风电和太阳能等清洁能源，其中水电与核电作为最成熟的清洁能源类型，其发展获得大力支持；风力及太阳能发电行业快速发展，受益于国家对可再生能源行业在优先消纳、各项税收优惠政策及费用摊销机制等方面的大力支持。公司电力业务中清洁能源运营及开发规模较大，仍享有较多的税收优惠及政策补贴，但风电及光伏发电等补贴需求的政策依赖性较强，易受政策变动影响。随着可再生能源平价上网及多边交易市场电价占比扩大，或者未来相关税收优惠政策或法律法规出现变化，或将对公司风光电业务产生一定不利影响。 5、可变现资产 2021年以来，公司资产规模继续增长，仍以非流动资产为主，其中固定资产及在建工程规模占比仍较高，未来仍面临因政策及市场环境变化，项目停建、核销或终止等综合因素影响带来的减值风险；应收账款因可再生能源电价补贴款到账延迟等影响，周转效率继续下降。 2021年以来，随着公司不断加强发电项目投资建设，资产规模继续增长，资产结构仍以非流动资产为主，非流动资产占比小幅下降但仍较高。
公司流动资产占总资产比重有所增加但仍较小，主要由货币资金、应收账款、其他应收款、预付款项、存货、其他流动资产及一年内到期的非流动资产等构成。 2021年末，公司货币资金随着融资规模及经营回款增加同比小幅增长，其中银行存款为228.59亿元，存放在境外的款项为90.48亿元，同比大幅增加59.37亿元，期末受限资金占比22.15%。同期，公司应收账款仍主要为应收售电款，客户集中为各大电网公司，单项金额较大且集中度仍较高，2021年末随着售电规模增长及已纳入可再生能源补贴的风电、光伏项目应收的可再生能源补贴款增加，公司应收账款同比继续明显增长，期末按采用账龄分析法计提坏账准备的应收账款账面余额883.72亿元，账龄在1年以内（含1年）的应收账款占比61.98%，1年以上规模由于可再生能源电费补贴回款较慢等原因明显增长，其中3年以上规模增幅明显，部分款项账龄延长；期末累计计提坏账准备19.28亿元，同比有所增长，其中按单项计提坏账准备的应收账款 28.75亿元中计提坏账 11.93亿元，同比明显增长，预期信用损失率/计提比例较高，为41.48%。2021年末前五大应收对象主要包括国网青海省电力公司、国网江苏省电力有限公司、国网新疆电力有限公司哈密供电公司等，占公司应收账款总额的比例为 35.78%，期末计提坏账2.46亿元。 2021年末，公司其他应收款因单项计提坏账的其他应收款及其他组合计提坏账的其应收款增加而同比大幅增长 52.42%，其中按照低风险组合计提坏账的其他应收款为270.54亿元，占比很高；按账龄组合计提坏账的其他应收主要集中在一年内，规模为220.65亿元；期末计提坏账37.17亿元，同比增长62.88%，其中单项计提坏账准备的其他应收款项41.70亿元计提坏账34.02亿元，期信用损失率/计提比例达81.57%，同比大幅增长，主要是应收石家庄市东方元顺房地产开发有限公司，贵州钟山野马寨热电有限责任公司等款项因企业破产重整、预计无法收回及诉讼等因素大额计提坏账所致；期末前五大应收款账面余额为101.99亿元，占比29.67%，主要为应收乌鲁木齐市国源能源管理有限责任公司及内蒙古蒙仑能源管理有限公司股权转让款45.81亿元和13.24亿元，新疆丝路润元电力有限公司往来款22.87亿元；预付款项仍主要是尚未办理结算的支付给供应商或工程承包方的设备款、工程款以及预付的煤炭采购款等，同比变化不大，主要集中在1年以内（含1年）；存货主要是原材料、自制半成品及在产品，随着燃煤采购库存增加、合同履约成本等增长而同比明显增长，期末计提跌价准备增至6.97亿元；一年内到期的非流动资产主要为到期的长期应收款、委托贷款和债权投资等，由于会计准则调整，一年内到期可供出售金融资产调出，而同比明显降低。截至2022年3月末,公司流动资产较2021年末增长20.85%，其中货币资金较2021年末增长18.08%，随着售电规模等增长，应收账款增长15.40%，其他应收款继续大幅增长，预付款项较2021年末增长22.21%。 公司非流动资产仍主要为固定资产及在建工程等,其中固定资产、在建工程及无形资产等计提减值规模较大。2021年末，公司以发电及相关设备、房屋及建筑物等为主的固定资产继续增长，同比增幅为12.52%，主要是如东海翔400MW风电项目（H7#）等项目转入固定资产和固定资产清理减少所致；期末累计折旧3,711.86亿元，同比有所增长；期末减值准备合计193.96亿元，同比大幅增长，其中房屋及建筑物、机器设备分别减值准备47.62亿元和143.40亿元，机器设备计提减值明显增长，后续仍存在因机组关停等综合因素带来的减值计提风险，同期，未办妥产权证的固定资产 17.16亿元。2021年末，公司在建工程同比变化不大，主要包括压水堆示范工程项目、海阳核电二期工程、羊曲水电站等项目，其中随着项目建设推进，本年增加393.53亿元；期末计提减值22.36亿元，同比有所下降，主要包括习水二郎电厂（二期）、（朝阳日新）北票常河营20MW光伏发电项目、克孜库拉工程等项目计提减值，未来仍面临因政策及市场环境变化，资源不满足项目储备要求、项目不具备开发条件、停建、核销或终止等综合因素影响造成的减值风险。同期，由于融资租赁款的大幅增长带来长期应收款同比增长 37.46%；长期股权投资同比明显增长，主要是对青海省投资集团有限公司等联营合营企业追加投资所致。截至2022年3月末，公司在建项目因部分项目完工转固等原因较2021年末减少20.40%，其他主要非流动资产科目较2021年末无明显变化。 从资产运营效率来看，2021年，公司存货周转天数为 26.73天，周转效率同比明显提升；应收账款周转天数为83.22天，周转效率因新能源发电机组占比提升且可再生能源补贴款到账延迟等而继续下降。2022年1～3月，公司存货周转天数及应收账款周转天数分别为28.46天和95.07天。 电项目（H7#）等项目转入固定资产和固定资产清理减少所致；期末累计折旧3,711.86亿元，同比有所增长；期末减值准备合计193.96亿元，同比大幅增长，其中房屋及建筑物、机器设备分别减值准备47.62亿元和143.40亿元，机器设备计提减值明显增长，后续仍存在因机组关停等综合因素带来的减值计提风险，同期，未办妥产权证的固定资产 17.16亿元。2021年末，公司在建工程同比变化不大，主要包括压水堆示范工程项目、海阳核电二期工程、羊曲水电站等项目，其中随着项目建设推进，本年增加393.53亿元；期末计提减值22.36亿元，同比有所下降，主要包括习水二郎电厂（二期）、（朝阳日新）北票常河营20MW光伏发电项目、克孜库拉工程等项目计提减值，未来仍面临因政策及市场环境变化，资源不满足项目储备要求、项目不具备开发条件、停建、核销或终止等综合因素影响造成的减值风险。同期，由于融资租赁款的大幅增长带来长期应收款同比增长 37.46%；长期股权投资同比明显增长，主要是对青海省投资集团有限公司等联营合营企业追加投资所致。截至2022年3月末，公司在建项目因部分项目完工转固等原因较2021年末减少20.40%，其他主要非流动资产科目较2021年末无明显变化。 从资产运营效率来看，2021年，公司存货周转天数为 26.73天，周转效率同比明显提升；应收账款周转天数为83.22天，周转效率因新能源发电机组占比提升且可再生能源补贴款到账延迟等而继续下降。2022年1～3月，公司存货周转天数及应收账款周转天数分别为28.46天和95.07天。
截至2021年末，公司受限资产同比略有降低，其占总资产及净资产的比重分别为9.35%和35.75%。其中以电费收费权及其项下收益为融资担保条件的受限 应收账款占应收账款总额比重为30.83%，占比较高。 （二）债务及资本结构 2021年以来，公司负债规模继续增长，仍以非流动负债为主；资产负债率整体有所下降但仍处于较高水平，债务负担较重。 除自有资金外，公司主要通过长期借款等来满足项目建设的资金需要，2021年以来，公司总负债规模继续增长，其中2021年末同比增长11.92%，负债结构仍以非流动负债为主，且非流动负债占比继续增高。同期，资产负债率整体有所下降，2022年3月末为73.89%。 应收账款占应收账款总额比重为30.83%，占比较高。 （二）债务及资本结构 2021年以来，公司负债规模继续增长，仍以非流动负债为主；资产负债率整体有所下降但仍处于较高水平，债务负担较重。 除自有资金外，公司主要通过长期借款等来满足项目建设的资金需要，2021年以来，公司总负债规模继续增长，其中2021年末同比增长11.92%，负债结构仍以非流动负债为主，且非流动负债占比继续增高。同期，资产负债率整体有所下降，2022年3月末为73.89%。
公司流动负债仍由短期借款、应付账款、其他应付款、一年内到期的非流动负债及其他流动负债等构成。2021年末，公司短期借款同比变化不大，其中信用借款1,387.38亿元,占比仍较高，保证借款为134.30亿元，同比有所下降；公司应付账款仍主要为应付设备和工程款，随着业务规模扩大同比增长 22.24%，账龄在1年以内（含1年）的占比较大，为76.60%，1～2年（含2年）的应付 12 （1）有息债务数据含应付票据，同时因公司未提长期应付款（付息项），有息债务计算中长期应付款（付息项）采用不含专项应付款的长期应付款全额。公司未提供2022年3月末其他流动负债（应付短期债券）、长期应付款（付息项）及其他非流动负债（付息项）。 （2）2019～2021年末及2022年3月末，公司永续债券计入其他权益工具分别为527.66亿元、1,101.46亿元、1,150.94亿元和 1,150.93亿元,如计入有息债务，有息债务规模分别为8,253.65亿元、9,606.33账款占比为 13.77%。公司其他应付款主要是预留工程质量保证金、工程及设备款等其他应收款项，2021年末同比大幅增长，主要是预留工程质量保证金、工程及设备款等其他应付款项大幅增长所致；一年内到期的非流动负债因一年内到期债券及租赁负债规模增加而略有增长；同期，其他流动负债主要包括短期应付债券等，因发行短期债券规模增加而有所增长。截至2022年3月末，公司短期借款因融资规模增加较2021年末增长25.79%，其他应付款较2021年末大幅增长；一年内到期的非流动负债及其他流动负债因到期债务偿付而有所下降，其他主要流动负债较2021年末变化不大。 公司非流动负债仍以长期借款、应付债券及长期应付款为主。2021年末，随着项目建设融资需求增加，公司长期借款规模同比增长18.80%，其中信用、质押借款分别为2,094.07亿元和2,047.85亿元，期末利率区间分别为2.66%～6.57%和0.75%～6.57%。同期，应付债券仍主要为发行的中期票据、公司债券及企业债券等，同比略有增加；长期应付款主要是应付融资租赁款和矿业权收益及ABS等，因新增矿业权收益 33.22亿元与国核资本控股有限公司华泰资管储架 ABS1期17.50亿元，同比增长25.18%。截至2022年3月末，公司长期借款因融资规模增长而较2021年末增长12.29%，应付债券因即将到期规模增加而较2021年末减少11.15%；其他主要非流动负债科目较2021年末变化不大。 13 2021年末，公司有息债务继续增长，规模较大，且占总负债比重很高，债务结构以长期有息债务为主，短期有息债务规模仍较大，未来面临一定债务偿付压力。 2021年末，公司有息债务规模继续增长，同比增幅11.23%，且规模仍较大，有息债务占总负债比例很高，为85.92%；其中长期有息债务因债券、借款及融资租赁等融资规模增加同比增长 16.77%，短期有息债务规模增幅较小，短期有息债务占总有息债务比重为 36.16%。从债务结构来看，有息债务以长期有息债务为主，但考虑到公司可用货币资金情况，短期债务规模较大，公司仍面临一定债务偿付压力。 截至2022年6月28日，公司本部存续债券余额为2,738.03亿元,若考虑债券赎回及回售等执行，未来一年内到期债券规模为1,429.59亿元，1～2年到期规模为615.44亿元，面临一定短期偿付压力。 2021年末，公司对外担保金额大幅增长，主要是对参股企业及集团外部企业的担保，但担保比率较低；公司涉诉案件仍较多、涉诉金额有所降低，但仍面临一定或有风险。 2021年末，公司对外担保为 28.88亿元，同比增长 88.70%，担保比率为 0.74%，同比增加0.29个百分点；被担保企业主要为国有控股企业；其中对参股企业的担保余额为19.65亿元，为贷款担保，具有反担保措施的为对重庆松溉发电有限公司担保1.08亿元，对国家电投集团舟山智慧海洋科技有限公司的担保0.16亿元，以及对上海友好航运公司的担保0.60亿元，反担保措施分别为抵押、质押和一般保证；对集团外部担保的担保余额为9.23亿元，被担保企业主要是为甘肃黄河水电有限责任公司、大荔和煦风电有限责任公司、许昌市鑫恒新能源有限公司等。2021年末公司对外担保计提预计负债 6.99亿元，同比明显增长，并计提预计担保损失。 诉讼及其他或有事项方面，截至2021年末，公司合并范围子公司仍涉诉案件较多，涉诉规模有所下降。其中下属子公司百瑞信托有限责任公司（以下简称“百瑞信托”）涉及的未决诉讼共5宗，涉案金额17.12亿元，均为信托项目纠纷，系百瑞信托为了履行管理职责及维护委托人利益而提起的诉讼/强制执行申请；下属子公司先融风管有限责任公司（以下简称“先融风管”）涉讼案件金额在100万以上的未决诉讼共1宗，涉案金额0.25亿元，为系上海百润企业发展有限公司（以下简称“上海百润”）、无锡世界贸易中心有限公司买卖合同纠纷，2021年4月19日天津市第三中级人民法院出具判决书，并查封上海百润旗下抵押的9套房产，并执行法拍程序，截至2021年末第一次拍卖正在公示中。其他为子公司中电投山西铝业有限公司作为被告与孟爱威的采矿权转让合同纠纷，涉案金额1.50亿元，目前为重审阶段；子公司国家电投集团内蒙古能源有限公司的2起合同纠纷，其中子公司霍煤鸿骏铝电公司与嘉能可公司（GLENCORE AG）氧化铝合同纠纷，预估涉案损失金额0.33亿美元，案件尚需香港国际仲裁中心仲裁，后续利润影响情况尚需关注。 2021年以来，公司所有者权益继续增长，其中少数股东权益、归属于母公司股东权益及其他权益工具占比仍较高，未分配利润继续为负且规模增加。 2021年末，公司所有者权益为3,901.37亿元，继续增长，其中实收资本同比有所增长，为375.00亿元，主要是股东增资所致；资本公积继续增长，为212.77亿元，其中子公司引入战略投资者导致资本公积增加15.59亿元，下属单位处置子公司、煤电资源整合以及参股单位资本公积变化等因素引起资本公积变化12.04亿元；其他权益工具为永续债券等，随发债规模增长而继续明显增加，2021年末为1,150.95亿元，占比仍较高，对公司所有者权益稳定性产生一定影响。 公司归属于母公司所有者权益继续增加，为1,625.70亿元，占比为41.67%，少数股东权益大幅增长，占所有者权益比重增至58.33%,占比较高。同期，公司未分配利润继续为负，且规模明显增长，为-112.32亿元，主要是本年度转入净利润亏损11.93亿元以及因向国务院国资委上交分红3.69亿元，分配永续债利息58.55亿元以及煤电资源清产核资金额23.31亿元而减少85.01亿元所致；未来利润分配及利息支付等情况将对其产生一定影响。2022年 3月末，公司所有者权益为3,982.70亿元，较2021年末变化较小，其中资本公积小幅下降至185.04亿元，未分配利润亏损额降至82.01亿元。 公司流动性偿债来源仍以债务收入和经营性净现金流为主，盈利及经营性现金流对债务的保障能力有所下降；清偿性偿债来源变现能力较好，对公司债务偿还形成一定保障。 从盈利对利息的保障能力来看，2021年，公司EBITDA利息保障倍数为2.64倍，由于燃煤价格高企带来的电力业务盈利下降以及减值损失等带来的利润侵蚀，同比继续下降，盈利对利息的保障能力下降。 从流动性偿债能力来看，公司流动性偿债来源以经营性净现金流、债务收入为主。2021年以来，流动比率及速动比率均有所上升，2022年3月末分别达到0.78倍和0.73倍。综合来看，流动资产对流动负债的覆盖度仍一般；2021年以来，经营性现金流继续保持净流入但净流入规模有所减少，对流动负债、总负债及利息的保障度均有所下降，2021年分别为9.60%、4.16%和1.33倍。债务收入方面，公司融资能力仍很强，且公司拥有多家上市公司，具有一定资本市场融资能力。同时公司是国务院国资委直属的大型综合性发电集团之一，仍可获得有力支持。 从清偿性偿债能力来看，公司清偿性偿债来源主要为固定资产、在建工程及货币资金及应收类款项等，仍可对公司债务偿还形成一定保障。2021年以来，公司总负债继续增长，资产负债率有所下降，但仍处于较高水平，截至 2022年 3月末为73.89%；2021年末，有息债务规模继续增长且规模较大，考虑到短期债务规模较大及未来融资需求较高，仍存在一定偿付压力。 评级结论 综合分析，公司抗风险能力极强，偿还债务的能力极强。公司主要从事火电与水风核等清洁能源发电项目开发、建设及运营，是以发电为主要业务的中央直属企业，在全国电力市场依旧具有重要地位。2021年，我国电力装机规模持续增长，电力仍延续绿色低碳发展趋势；受煤价高企影响，煤电企业大面积亏损；在“碳达峰”、“碳中和”的背景下，风电光电等清洁能源仍面临良好的政策环境。 但考虑到平网电价及市场化交易推进、煤炭价格高位波动等综合因素，清洁能源发电及煤电业务仍面临一定经营压力。公司作为国有大型综合性发电集团之一，2021年以来，期末控股装机容量及发电量继续增长，规模优势及行业地位仍显著，同时可在资金等方面获得有力支持，公司电源结构多元化，水电、风电等清利于分散经营风险，同时仍享有较多的税收优惠及政策补贴；在建及拟建项目规模仍较大，未来装机规模有望继续增长。公司形成了以煤炭为基础、电力为核心、有色冶金为延伸的煤—电—铝产业链，可有效缓解周期性波动带来的行业风险，仍具有良好的协同效应。2021年以来，公司营业收入保持增长，获现能力仍较强，经营性现金流继续保持净流入，但受煤价高企，燃煤发电成本高升以及减值损失等损益影响，公司利润水平下降。此外公司在建及拟建装机规模仍较大，未来资本性支出较高，且资产负债率仍较高，有息债务规模仍较大，在总债务中的占比很高，未来随着在建项目的继续推进，仍将面临一定资金支出及债务压力。 综合分析，大公对公司“21中电投MTN002”、“21中电投MTN004”、“21中电投MTN006”、“21中电投MTN011”、“21中电投MTN012”、“国电投08”、“国电投09”、“国电投10”、“国电投11”、“国电投12”、“22中电投MTN004”、“22中电投MTN005”、“22中电投MTN006”及“22中电投MTN007”信用等级维持AAA，主体信用等级维持AAA，评级展望维持稳定。 附件1 公司治理 14 截至2021年末国家电力投资集团有限公司股权结构图及及组织结构图 附件1 公司治理 14 截至2021年末国家电力投资集团有限公司股权结构图及及组织结构图 国务院国有资产监督管理委员会国家电力投资集团有限公司 资料来源：根据公司提供资料整理 附件2 经营指标 15 2-1 截至2021年末国家电力投资集团有限公司主要在建项目情况 （单位：亿元、%）
2-2 截至2021年末国家电力投资集团有限公司主要拟建项目情况 （单位：亿元）
15 在建工程项目手续齐备，项目合法合规，符合国家对固定资产投资项目资本金比例的相关规定，且未涉16 附件3 国家电力投资集团有限公司主要财务指标 （单位：万元）
16 公司未提供2022年1～3月利息支出数据；且2019～2021年资本化利息支出及对外担保数据均来自于各附件4 各项指标的计算公式 指标名称 计算公式 毛利率（%） （1－营业成本/营业收入）× 100% EBIT 利润总额＋计入财务费用的利息支出 EBITDA EBIT＋折旧＋摊销（无形资产摊销＋长期待摊费用摊销） EBITDA利润率（%） EBITDA/营业收入×100% 总资产报酬率（%） EBIT/年末资产总额×100% 净资产收益率（%） 净利润/年末净资产×100% 现金回笼率（%） 销售商品及提供劳务收到的现金/营业收入×100% 资产负债率（%） 负债总额/资产总额×100% 债务资本比率（%） 总有息债务/（总有息债务＋所有者权益）×100% 总有息债务 短期有息债务＋长期有息债务 短期借款＋应付票据+其他流动负债（应付短期债券）＋ 一年 短期有息债务 内到期的非流动负债＋其他应付款（付息项） 长期有息债务 长期借款＋应付债券+长期应付款（付息项） 担保比率（%） 担保余额/所有者权益×100% 经营性净现金流/流 经营性现金流量净额/[（期初流动负债＋期末流动负债）/2]×动负债（%） 100% 经营性净现金流/总 经营性现金流量净额/[（期初负债总额＋期末负债总额）/2] ×负债（%） 100% 17 存货周转天数 360 /（营业成本/年初末平均存货） 18 应收账款周转天数 360 /(营业收入/年初末平均应收账款） 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 现金比率（%） （货币资金＋交易性金融资产）/ 流动负债×100% 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 扣非净利润 -其他收益-（营业外收入-营业外支出） 总资产-在建工程-开发支出-商誉-长期待摊费用-递延所得税 可变现资产 资产 EBIT利息保障倍数 EBIT /（计入财务费用的利息支出＋资本化利息） （倍） EBITDA 利息保障倍 EBITDA /（计入财务费用的利息支出＋资本化利息） 数（倍） 经营性净现金流利息 经营性现金流量净额 /（计入财务费用的利息支出＋资本化利保障倍数（倍） 息） 17 一季度取90天。 附件5 信用等级符号和定义 5-1 一般主体评级信用等级符号及定义
5-2 中长期债项信用等级符号及定义 中财网
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