半岛体育app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、本报告中所载的主体信用等级仅作为大公对中节能风力发电股份有限公司及相关债项跟踪评级使用，未经大公书面同意，本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。

　　五、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）。

　　六、本报告系大公基于评级对象及其他主体提供材料、介绍情况作出的预测性分析，不具有鉴证及证明功能，不构成相关决策参考及任何买入、持有或卖出况、实际兑付结果不一致。大公对于本报告所提供信息所导致的任何直接或间接的投资盈亏后果不承担任何责任。

　　七、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，主体信用等级自本报告出具日起一年内有效，债券信用等级有效期至被跟踪债券到期日。在有效期限内，大公将根据需要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。

　　截至2023年3月31日，“节能转债”累计已有人民币114.70万元转为公司A股普通股，累计转股284,327股，占“节能转债”转股前公司已发行A股普通股股份总额的0.005672%。根据“节能转债”相关条款，发行之后，当公司出现因派送股票股利、转增股本、增发新股（不包括因可转债转股而增加的股本）、配股使公司股份发生变化及派送现金股利等情况时，公司将视具体情况按照公平、公正、公允的原则以及充分保护本次发行的可转债持有人权益的原则调整转股价格。2022年11月24日，公司完成配股发行1,462,523,613股；根据上述配股发行相关流程及安排，自2022年11月14日至2022年11月25日期间，“节能转债”暂停转股，自2022年11月28日复牌，且“节能转债”转股价格2022年11月 29日实施调整，由 4.00元/股调整为 3.61元/股，并于同日恢复转股。

　　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，2010年 6月改制成股份有限公司并更名为现名，注册地址为北京市海淀区。公司于 2014年 9月 29日在上海证券交易所上市交易（股票代码:601016.SH）。

　　2020年8月，公司非公开发行股票831,112,000股，募集资金净额20.56亿元，其中计入股本8.31亿元，计入资本公积12.25亿元。2021年11月及2022年4月，公司进行股份回购，并减少注册资本至501,227.20万元；2022年11月，公司以总股本5,012,549,956股为基数，按每10股配售3股的比例向股权登记日全体股东配售，有效认购股份数量为1,462,523,613股，并于同年12月13日在上海证券交易所上市流通，其中中国节能及其全资子公司中节能资本控股有限公司履行了其全额认购配股的相关承诺，认购股数分别占本次可配售股份总数的47.93%和0.07%；合计全额认购721,858,814股，占本次可配股份总数的48.00%，公司总股本增至 647,507.6893万股。截至 2023年 3月末，公司总股本为647,495.994万股，注册资本相应增至64.75亿元，中国节能及国开金融有限责任公司分别持有公司48.24%和1.58%股份，国务院国有资产监督管理委员会（以下简称“国务院国资委”）仍为公司实际控制人。截至2023年3月末，公司纳入合并范围的子公司共计40家。

　　跟踪期内，公司治理结构未发生重大变化。公司设立股东大会、董事会和监事会，股东大会是公司权利机构。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。2023年3月31日，公司发布公告，刘斌先生申请辞去公司总经理职务，经公司第五届董事会第十一次会议审议，聘任姜利凯先生担任公司总经理、张蓉蓉女士担任公司副总经理。

　　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2023年5月 10日，公司本部未发生债务违约情况，已结清及未结清贷款中均无不良或关注类款项。截至本报告出具日，公司在公开市场上发行的债务融资工具“G18风电1”、“节能转债”均正常付息；“GC风电01”和“GC风电K1”尚未到付息日。

　　2022年，我国经济增长面临一定阻力，政府加大宏观调控的力度，有效应对超预期因素的冲击，宏观经济大盘总体稳定，全年 GDP比上年增长 3.0%。面对经济下行压力，政府出台实施稳经济一揽子政策和接续措施，推动经济企稳回升。

　　2023年，我国经济运行开局良好，市场预期明显改善，但国内经济回升基础尚不牢固，宏观政策将主要围绕扩内需、稳就业、防风险和促增长等方面加码发力。一季度我国 GDP同比增长 4.5%，其中消费增长明显回升，基建投资保持稳健，制造业投资保持较强韧性，房地产拖累效应减弱，外贸进出口明显回稳；积极的财政政策加力提效，财政支出持续增加、专项债前置发力以及税费优惠政策优化延续等举措有效支持经济高质量发展；稳健的货币政策精准有力，通过降准等手段保持流动性合理充裕，继续加大结构性货币政策工具对重点经济领域和薄弱环节的支持力度。整体来看，2023年在市场信心逐渐回升，以及国内扩内需、促消费等政策相互配合作用下，我国经济将整体回升。

　　2022年以来我国电力供需总体紧平衡，部分地区用电高峰时段电力供需偏紧；全国电力装机规模持续增长，并延续绿色低碳发展趋势，非化石能源发电装机和发电量均保持快速增长，火电装机容量保持低速增长，发挥兜底保供作用。

　　2022年，全国全社会用电量8.64万亿千瓦时，同比增长3.6%，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 2月，全国多次出现大范围雨雪天气，少数省份在部分用电高峰时段电力供需平衡偏紧；7、8月，受极端高温少雨天气影响，叠加经济恢复增长，用电负荷快速增长，12月贵州、云南等少数省份受前期来水偏枯以及用电需求增长，供电局势紧张。2023年1～3月，全国全社会用电量2.12万亿千瓦时，同比增长3.6%，其中工业和制造业当月用电量增速高于全社会平均水平。

　　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。随着“碳中和、碳达峰”相关政策及煤电政策的落实，火电装机规模增速持续放缓，非化石能源发电装机保持快速增长，延续绿色低碳发展趋势，其中水电和风电占比较高。截至2023年3月末，全国发电装机容量26.2亿千瓦，同比增长9.1%；非化石能源发电装机容量13.3亿千瓦，同比增长15.9%，占总装机比重上升至50.5%，同比提高3.0个百分点，其中风电3.76亿千瓦，同比增长11.7%，且海上风电增幅明显，太阳能发电4.3亿千瓦，同比增长33.7%，风电及太阳能发装机增速较快；火电13.4亿千瓦，占比仍较高，增速维持较低水平，受能源保供及煤电调峰等影响，火电机组质量提升。

　　2022年，全国规模以上工业企业发电量8.39万亿千瓦时、同比增长2.2%,其中并网风电及光伏发电发电量增幅超过16%，水电、火电及核电发电量增速低于3%，在来水明显偏枯的三季度，全口径煤电发电量同比增长 9.2%，发挥了煤电兜底保供作用。设备利用率方面，2020～2022年，全国发电设备利用小时有所波动，2022年，全国6,000千瓦及以上电厂发电设备利用小时分别为3,756小时、3,813小时和3,687小时，2023年1～3月，全国发电设备累计平均利用小时868小时，同比减少31小时。

　　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。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。2022年12月，中央国务院印发《扩大内需战略规划纲要(2022-2035年)》提到，大幅提高清洁能源利用水平，建设多能互补的清洁能源基地，以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点加快建设大型风电、光伏基地。推动构建新型电力系统，提升清洁能源消纳和存储能力。鼓励绿色电力交易，制定促进各类电力用户购买绿色电力的激励措施。2023年1月及4月，国家能源局印发《2023年能源监管工作要点》及《2023年能源工作指导意见》分别提及，持续跟踪跨省跨区输电通道、大型风电光伏基地、水电站、电力“源网荷储”一体化和多能互补、整县屋顶分布式光伏开发试点等重大项目推进情况；2023年非化石能源发电装机占比提高到51.9%左右，风电、光伏装机增加1.6亿千瓦左右。

　　此外我国陆续发布了涉及消纳与解决补贴滞后等问题的有关政策，为风光电等清洁能源行业发展提供政策环境，但仍需持续关注后续政策动态及有关问题缓解情况。其中2022年以来，为推进落实能源保供稳价工作，要求水电、核电、风电、光伏等清洁能源发电多发满发；风光项目应并尽并、能并早并。此外可再生能源电价附注补助预算陆续下发，2022年两次累计下达补贴资金67.19亿元。

　　我国风光发电上网电价陆续进入竞争电价与平价电价上网阶段，2021年，我国新建风电、光伏发电项目全面实现平价上网；2022年，对新建项目延续平价上网政策，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，鼓励绿色电力参与市场化交易。综合来看，考虑到外送通道建设及省间壁垒等问题解决尚需时间，风光等新能源装机的快速增长或将带来一定消纳压力；此外虽燃煤发电价格放宽上浮限制，风光电上网电价下行有所缓解，但随着平价上网推进及市场化交易竞争加剧，风电及光伏发电利润空间仍面临承压可能。

　　公司营业收入和利润的主要来源仍是风力发电业务。2022年，公司营业收入和毛利润继续增长，主要是由于并网规模扩大及澳洲子公司售电单价上涨，毛利率同比小幅下降，主要是所在部分区域的新增投产项目为收益较低的平价项目以及交易电量增加导致部分区域平均电价下降，同时部分区域上年试运行收入较大但试运行期间成本较低所致。未来随着市场化交易规模扩大及电力市场化竞争加剧，公司风力发电业务利润空间存在承压可能。其他业务仍主要为租赁收入、碳减排量销售收入及供热收入等，对营业收入及毛利润贡献仍很小，2022年其收入及毛利润继续明显增长，毛利率同比有所下降。

　　上网政策，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，鼓励绿色电力参与市场化交易。综合来看，考虑到外送通道建设及省间壁垒等问题解决尚需时间，风光等新能源装机的快速增长或将带来一定消纳压力；此外虽燃煤发电价格放宽上浮限制，风光电上网电价下行有所缓解，但随着平价上网推进及市场化交易竞争加剧，风电及光伏发电利润空间仍面临承压可能。

　　公司营业收入和利润的主要来源仍是风力发电业务。2022年，公司营业收入和毛利润继续增长，主要是由于并网规模扩大及澳洲子公司售电单价上涨，毛利率同比小幅下降，主要是所在部分区域的新增投产项目为收益较低的平价项目以及交易电量增加导致部分区域平均电价下降，同时部分区域上年试运行收入较大但试运行期间成本较低所致。未来随着市场化交易规模扩大及电力市场化竞争加剧，公司风力发电业务利润空间存在承压可能。其他业务仍主要为租赁收入、碳减排量销售收入及供热收入等，对营业收入及毛利润贡献仍很小，2022年其收入及毛利润继续明显增长，毛利率同比有所下降。

　　作为中国节能唯一风电开发运营平台及重要上市子公司，2022年以来，公司风电期末装机规模、发电量及上网电量继续增加，2022年风机可利用率整体有所提升；公司继续加大中东部及南方等非限电市场开发，在建及拟建项目规模较大，未来装机规模有望继续增长。

　　公司作为中国节能唯一的风电开发运营平台，在我国风电行业市场份额相对稳定，同时项目储备较为丰富，具有可持续发展能力。2022年，随着广东区域的阳江南鹏岛海上风电项目，广西区域的钦州市钦南风电场工程二期项目、中节能博白云飞嶂10万千瓦风电工程项目及中节能忻城宿邓低风速试验风电场工程项目及四川区域的广元剑阁天台山二期风电场项目等陆续投入运营，装机规模持续4

　　据行业市场份额69.00%以上。2022年，公司期末累计装机容量在全国风力发电行业的市场份额为 1.44%，同比下降 0.13个百分点；上网电量在全国风电上网电量占比为1.51%，同比增加0.03个百分点，行业占比有所提升。

　　2022年以来，公司并网主机整体风机利用率仍很高，其中除河北及新疆等个别区域处于98%以上外，其余大部分区域高于99%，其中2022年，除广西及新增区域外，其他各区域风机可利用率均同比提升。2022年，公司风机平均利用小7

　　作为中国节能唯一风电开发运营平台及重要上市子公司，2022年以来，公司风电期末装机规模、发电量及上网电量继续增加，2022年风机可利用率整体有所提升；公司继续加大中东部及南方等非限电市场开发，在建及拟建项目规模较大，未来装机规模有望继续增长。

　　公司作为中国节能唯一的风电开发运营平台，在我国风电行业市场份额相对稳定，同时项目储备较为丰富，具有可持续发展能力。2022年，随着广东区域的阳江南鹏岛海上风电项目，广西区域的钦州市钦南风电场工程二期项目、中节能博白云飞嶂10万千瓦风电工程项目及中节能忻城宿邓低风速试验风电场工程项目及四川区域的广元剑阁天台山二期风电场项目等陆续投入运营，装机规模持续4

　　据行业市场份额69.00%以上。2022年，公司期末累计装机容量在全国风力发电行业的市场份额为 1.44%，同比下降 0.13个百分点；上网电量在全国风电上网电量占比为1.51%，同比增加0.03个百分点，行业占比有所提升。

　　2022年以来，公司并网主机整体风机利用率仍很高，其中除河北及新疆等个别区域处于98%以上外，其余大部分区域高于99%，其中2022年，除广西及新增区域外，其他各区域风机可利用率均同比提升。2022年，公司风机平均利用小7

　　中国电力企业联合会公布《2021年电力行业风电运行指标对标结果的通知》，共有45家发电集团（投资）公司所属的2,639家风电场参加了对标，总装机容量25,142.11万千瓦。公司4A级风电场4家，分别是张北单晶河风电场（三期）、甘肃马鬃山风电场、内蒙古兴和风电场（一期）和邓家梁风电供热项目；3A风电场1家，为张北单晶河风电场（二期）。

　　2022年，受益于并网装机容量明显增长及风机利用率提升，公司发电量及上网电量继续提升，但增幅同比收缩；外购电量继续明显增长，内蒙古、新疆、青海及河北区域外购电量占比仍较高。2023年1～3月，公司发电量及上网电量同比增幅均超过 8%。随着新能源电力市场改革深入推进，公司参与电力多边交易的交易电量及其占全部上网电量比重继续明显增长，其中青海、张北、新疆及甘肃区域的2022年交易量占比分别约100%、72%、70%及62%。从上网电价来看，2022年由于澳洲、新疆、青海等区域上网电价同比提升，上网电价同比增长8.16%；2023年一季度，上网电价同比小幅下降。未来随着市场交易规模扩大及平价上网项目占比提升，电价水平受市场波动影响将加大。

　　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，截至2022年末，公司在广东等非限电区域已有运营项目30万千瓦，在山西、陕西、四川等限电较少区域已有运营项目32.12万千瓦，并在湖北、广西、河南、四川、黑龙江等已有项目的区域开发后续项目，同时在湖南、吉林等区域开展风电项目前期踏勘和测风工作，扩大资源储备。截至2022年末，公司在建项目装机容量合计80.8万千瓦，可预见的筹建项目装机容量合计达214.25万千瓦，未来随着项目陆续投产，公司装机规模有望继续增长，风电业务将保持发展。

　　公司风电机组主要分布在“三北”地区，其中新疆、河北及甘肃区域的装机规模占比虽继续下降但仍较高，仍存在一定区域集中及“弃风限电”损失风险；同期，受多边交易电价较低等因素影响，部分区域上网电价下降。

　　公司并网装机机组主要集中在华北及西北区域的河北张北、甘肃酒泉和新疆达坂城地区,所发电量仍主要供应华北电网、西北电网和新疆电网，其中河北、甘肃及新疆区域合计装机规模、发电量及上网电量合计规模均保持增长，而占比由于其他区域规模增长而继续下降，截至2022年末，公司在上述3个区域的合计并网装机容量占比50.96%，合计发电量及上网电量的占比随之分别降至51.20%和51.62%。整体来看，公司风电场分布相对集中，若上述地区风资源条件等发生变化，对风机利用率将产生一定影响，仍存在一定区域集中风险。

　　分区域来看，2022年，随着风电项目陆续投产运营，公司甘肃、湖北、广东、四川、广西等区域的装机规模同比有所增长，其中湖北、广东等非限电区域的装机规模增幅较大；发电量方面，除了河北、河南及陕西因机组利用小时下降带来发电量同比下降外，其他区域发电量因装机规模或机组利用效率提升而同比呈现不同程度增长。2023年一季度，除了青海、广东及澳洲外，其他区域发电量及上网电量均有所提升。风机利用小时方面，受区域风资源、并网运行及电力消纳等因素影响，不同区域风机利用小时变化呈现差异，除个别区域外，其他区域风机利用小时同比提升。区域电价方面，2022年，河北、内蒙古、山西、四川及广西等区域因新增并网平价项目或市场化交易规模增长且市场化电价相对较低等因素上网电价同比降低，澳洲、甘肃等其他区域上网电价同比提升；2023年一季度，除甘肃、青海、山西、河南及澳洲外，其他区域上网电价同比均有所降低。

　　区域收入分布方面，公司在河北、甘肃及新疆区域的收入占比仍较高，广东区域随并网规模增加，其收入占比提升。2022年，公司新疆地区风电业务收入8.83亿元，同比增长16.03%，毛利率同比增加4.35个百分点，主要为本年风资源较优带来发电量提升及年平均交易电价提升所致；甘肃地区风电业务收入8.42亿元，同比增长8.91%，毛利率同比降低7.30个百分点，主要是由于新增投产运营的平价项目收益较低；河北地区风电业务收入及毛利率因风资源较差，发电量下降以及交易规模增加带来电价降低等影响同比均有所降低；广东地区因海上风电等项目陆续投产带来收入大幅增至5.75亿元，而毛利率同比下降12.87个百分点，主要是上年试运行收入较大且成本较低，本期运营成本增加所致。

　　“弃风限电”仍是影响公司经营业绩最主要的因素。虽随着清洁能源优先消纳等一系列政策的实施，全国风电平均利用率有所提升，风电行业“弃风限电”情况整体有所改善，但由于新疆、甘肃和内蒙古等风能资源丰富区域的风电场建设速度快、规模大，而向用电负荷集中区输送电能的输变电通道建设速度及规模等情况尚需时间提升，区域内“弃风限电”情况仍存。2022年，公司弃风率及损失电量同比均有所下降，其中除河北及新疆区域外，其他区域受区域市场化交易水平、输电条件等影响损失电量同比有所增长。未来随着公司非限电区域风电场的陆续投产、以及新疆等限电区域因绿色电力输送通道加快建设和参与多边交易销售电量提高，“弃风限电”状况将有所改善，但仍需关注区域输送通道建设及调度等因素的影响，未来仍存在一定弃风限电损失风险。

　　2022年，随着公司装机及上网电量规模持续增加，营业收入及毛利润继续增长，毛利率同比小幅下降。同期，营业成本中风机设备的折旧成本同比增长29.32%，其占电力业务总成本比重为75.17%，同比略有下降。

　　2022年，公司以财务费用为主的期间费用继续增长，期间费用率同小幅下降但仍高于20%，期间费用仍对利润形成一定侵蚀；其中由于融资规模增加以及本年新增运营项目较多，其转计入财务费用的利息支出增加，财务费用同比继续明显增长。同期，公司资产减值损失仍主要是固定资产和在建工程等减值损失，同比大幅减少，主要是2021年，澳大利亚市场电价降低，对澳大利亚子公司White Rock Wind Farm Pty Ltd （以下简称“白石公司”）的风电机组固定资产计提减值1.48亿元，本年度电价明显回升，无此项减值；信用减值损失因应收账款收回损失冲减而同比有所下降，规模仍较小；以增值税即征即退及其他政府补助为主的其他收益继续增加，为利润提供补充。随着主营业务盈利提升，2022年，公司营业利润、利润总额和净利润继续明显增长，总资产报酬率及净资产收益率继续提升。

　　2023年一季度，公司营业收入及毛利润继续增长，毛利率同比有所下降；期间费用因利息支出减少及利息收入增加同比有所降低，期间费用率随之下降；投资收益及其他收益虽规模较小但同比明显提升，对利润贡献增加，营业利润及利润总额同比小幅提升，而净利润因所得税费用增加而同比小幅下降。

　　公司融资渠道以银行借款、发行股票及债券为主，截至2022年末信用贷款占长短期借款总额比重64.58%，其中长期借款利率区间是2.9%～4.21%，5年以上中长期贷款利率为LPR利率4.30%，利率区间值同比有所降低。金融机构借款方面，公司与国内主要银行保持着长期合作关系，截至2023年3月末，公司获得银行综合授信399.77亿元，尚未使用授信129.05亿元，授信规模有所增长，此外来自中节能财务有限公司（以下简称“财务公司”）的贷款授信额21.48亿元，未使用额10.94亿元，2022年末其贷款利率区间为3.31%～3.65%。债券融资方面，2022年以来，公司发行两期绿色公司债券，截至2023年5月23日，公司存续4只公司债券，债券本金余额为56.79亿元。此外公司作为上市公司，具有一定直接融资能力，2022年，公司完成配股发行 1,462,523,613股，并已2022年以来，公司资产规模继续增长，仍以非流动资产为主，其中固定资产继续明显增加且占比较高；应收账款部分款项账龄延长，且资产受限比例较高，仍存在一定资金占用。