中信证券股份有限公司

关于深圳证券交易所《关于国家电投集团产融控股股份有限公司重大资产置换及发行股份购买资产并募集配套资金

申请的审核问询函》相关问题之

核查意见

独立财务顾问

签署日期：二〇二五年七月

深圳证券交易所：

受国家电投集团产融控股股份有限公司（以下简称“电投产融”、“上市公司”或“公司”）的委托，中信证券股份有限公司（以下简称“独立财务顾问”、“中信证券”）担任公司重大资产置换及发行股份购买资产并募集配套资金暨关联交易的独立财务顾问。根据贵所于2025年6月25日出具的《关于国家电投集团产融控股股份有限公司重大资产置换及发行股份购买资产并募集配套资金申请的审核问询函》（审核函〔2025〕130008号，以下简称“《审核函》”）的要求，独立财务顾问对《审核函》提出的问题进行了认真分析与核查，并出具《中信证券股份有限公司关于深圳证券交易所<关于国家电投集团产融控股股份有限公司申请发行股份购买资产并募集配套资金的审核问询函>相关问题之核查意见》（以下简称“本核查意见”），现提交贵所，请予审核。其中，涉及补充披露内容均已在《国家电投集团产融控股股份有限公司重大资产置换及发行股份购买资产并募集配套资金暨关联交易报告书（草案）》（修订稿）（以下简称“《重组报告书》”）中以楷体加粗形式标明。如无特殊说明，本核查意见中的词语或简称均与《重组报告书》中的“释义”所定义的词语或简称具有相同的含义。本核查意见任何表格中若出现总数与表格所列数值总和不符，如无特殊说明均系四舍五入所致。

目 录

问题1、关于置入资产投资收益 ...... 3

问题2、关于置入资产财务状况 ...... 15

问题3、关于置入资产关联交易 ...... 34

问题4、关于置入资产评估预测 ...... 70

问题5、关于置出资产 ...... 70

问题6、关于同业竞争 ...... 150

问题7、关于经营合规性 ...... 164

问题8、关于业绩承诺 ...... 175

问题9、关于募集配套资金 ...... 182

问题10、关于信息披露 ...... 198

问题11、关于土地用途 ...... 221

问题12、其他事项 ...... 239

问题1、关于置入资产投资收益申请文件显示：报告期各期，本次交易拟置入的标的公司国电投核能有限公司（以下简称置入资产或电投核能）投资收益分别为30.06亿元和26.90亿元，占净利润的比例分别为75.49%和79.12%，投资收益主要为权益法核算的长期股权投资收益，长期股权投资主要包括电投核能对辽宁红沿河核电有限公司（以下简称红沿河核电）、江苏核电有限公司（以下简称江苏核电）、三门核电有限公司、秦山第三核电有限公司和核电秦山联营有限公司等合营及联营企业的股权投资。请上市公司：（1）补充说明报告期各期电投核能的合营及联营企业对应的投资损益，结合各合营及联营企业的经营业绩、主要财务数据、分红政策等情况，说明相关投资收益的稳定性、可持续性及对置入资产经营业绩的影响。（2）结合本次交易拟购买的电投核能股权情况、备考财务报表中电投核能投资收益占净利润的比例等，补充说明本次交易是否符合《监管规则适用指引——上市类第1号》的相关规定。

请独立财务顾问和律师核查并发表明确意见。回复：

一、补充说明报告期各期电投核能的合营及联营企业对应的投资损益，结合各合营及联营企业的经营业绩、主要财务数据、分红政策等情况，说明相关投资收益的稳定性、可持续性及对置入资产经营业绩的影响

（一）报告期各期电投核能的合营及联营企业对应的投资损益

报告期内，电投核能投资收益主要为权益法核算的长期股权投资收益，而长期股权投资收益主要来源于电投核能投资红沿河核电、江苏核电、三门核电、秦山三核和秦山联营等联营及合营企业权益法下确认的投资损益，具体情况如下：

单位：万元

（二）结合各合营及联营企业的经营业绩、主要财务数据、分红政策等情况，说明相关投资收益的稳定性、可持续性及对置入资产经营业绩的影响

1、报告期内各合营及联营企业的经营业绩及主要财务数据情况

报告期内，电投核能下属合营及联营核电公司的经营业绩情况如下：

单位：万元

电投核能主要合营及联营企业均为稳定运行的核电运营企业，经营业绩稳定且可持续。

2、报告期内各合营及联营企业的利润分配及相关制度情况

报告期各期，电投核能主要合营及联营企业的利润相关制度安排情况如下：

在符合届时法律法规和监管规定的前提下，公司每年以现金方式分配的利润不少于当年实现可分配利润的80%

三门核电在符合届时法律法规和监管规定的前提下，公司每年以现金方式分配的利润不少于当年实现可分配利润的80%

秦山三核在符合届时法律法规和监管规定的前提下，公司每年以现金方式分配的利润不少于当年实现可分配利润的80%

报告期各期电投核能主要合营及联营企业的实际利润分配情况如下：

单位：万元

注：红沿河核电2024年度利润分配方案已通过股东会决议，截至本核查意见出具日尚未完成利润分配；对应年度净利润指上一年净利润综上，电投核能主要合营及联营企业均在《公司章程》中明确约定了利润分

配的相关安排，其中江苏核电、三门核电、秦山三核、秦山联营明确约定了以现金方式分配的利润不少于当年实际可分配利润的80%，报告期内实际现金方式分配的利润占当年归母净利润的比例高于80%；红沿河核电虽未明确约定最低现金分红比例，但报告期内分配比例均维持较高水平，同时电投核能可基于其控制力度尽可能维持红沿河核电未来的高分红水平。因此，电投核能通过相关利润分配的安排，为电投核能获取稳定可持续的分红提供制度保障。

二、结合本次交易拟购买的电投核能股权情况、备考财务报表中电投核能投资收益占净利润的比例等，补充说明本次交易是否符合《监管规则适用指引——上市类第1号》的相关规定。根据《监管规则适用指引——上市类第1号》的要求，“《上市公司重大资产重组管理办法》第四十三条第一款第（四）项规定，“充分说明并披露上市公司发行股份所购买的资产为权属清晰的经营性资产，并能在约定期限内办理完毕权属转移手续；

上市公司发行股份拟购买资产为企业股权时，原则上在交易完成后应取得标的企业控股权，如确有必要购买少数股权的，应当同时符合以下条件：

（一）少数股权与上市公司现有主营业务具有显著协同效应，或者与本次拟购买的主要标的资产属于同行业或紧密相关的上下游行业，通过本次交易一并注入有助于增强上市公司独立性、提升上市公司整体质量。

（二）交易完成后上市公司需拥有具体的主营业务和相应的持续经营能力，不存在净利润主要来自合并财务报表范围以外投资收益的情况。”

本次交易符合《监管规则适用指引——上市类第1号》的相关规定，具体情况如下：

（一）本次交易上市公司发行股份拟购买资产为电投核能控股权，电投核能具备实质主营业务，不存在购买少数股权的情形

电投核能是国家电投集团核能发电及核能综合利用项目的投资、建设和运营的专业化管理平台，主营业务为电力销售业务等。电投核能控股在运核电机组2台、合营在运核电机组6台，在运核电机组权益装机规模743万千瓦，具体情况如下：

上述主体中，山东核电为电投核能控股的核电项目，为本次收购的主要资产。根据《国务院关于投资体制改革的决定》（国发〔2004〕20号），以及《国务院关于发布政府核准的投资项目目录（2016年本）的通知》（国发〔2016〕72号）规定，核电站由国务院核准，目前国内仅中广核集团、中核集团、国家电投集团和华能集团四家企业持有核电运营牌照，从而具备对旗下控股核电项目进行运营开发的资质。

山东核电为本次交易标的公司电投核能旗下唯一控股的核电项目，采用国家电投集团吸收引进的第三代先进核电技术，截至目前，电投核能所涉及的核电项目的投资、建设和运营主要集中在山东核电体系内，山东核电也代表了国家电投集团开展核电业务拥有的资质和牌照，因此山东核电为本次交易的主要购买资产。本次上市公司通过收购电投核能，也将通过控股山东核电具备相应的核电运营牌照，打造国家电投集团旗下核电板块的专业化运营平台。

山东核电总体规划6台核电机组，截至目前旗下海阳核电一期工程的1号、2号机组为在运机组，商运时间分别为2018年10月和2019年1月，单台机组装机容量为125万千瓦，在运机组总装机容量为250万千瓦。除此以外，其下属的海阳核电二期工程的3号、4号机组均已开工建设，预计于2027年4月、2028年1月分别投入商运，两台机组均采用国产化CAP1000技术，单台机组装机容量为125万千瓦，合计为250万千瓦；海阳核电三期工程的5、6号机组核准，拟建设2台国产化CAP1000压水堆核电机组，核准批复单台机组标准容量为125万千瓦，根据机组设计参数，投产后单机容量预计可达130万千瓦，5、6号机

组建成投运后，山东核电将成为世界最大的完全采用非能动压水堆核电技术的核能基地。

此外，山东核电开展核能综合利用，“暖核一号”核能供热一期、二期、三期工程分别于2019年11月、2021年11月、2023年11月投运，使海阳成为全国首个零碳供暖城市，并开启我国首个跨地市级核能供热新纪元。本次上市公司通过收购电投核能100%股权，除山东核电所控股的核电项目以外，电投核能下属的莱阳核电（目前正积极推进核准工作）、国家电投集团下属的“国和一号”示范工程、白龙核电、廉江核电等（本次重组中国家电投集团已承诺未来将注入上市公司）未来都将成为上市公司下属控股核电项目，将进一步提升电投核能控股装机规模和盈利水平，上市公司将被打造为国家电投集团核电运营资产整合平台。

此外，电投核能还参股部分核电项目。鉴于国家对于核安全、环保的高度重视，我国政府对核电项目及业主采取核准、发放许可证、执照等方式，对投资主体进入市场进行管理。电投核能也与核电行业内拥有丰富核电运营经验的电力企业合作投资核电项目，通过参与核电项目的财务和经营决策，做大做强核电业务。本次上市公司通过收购电投核能股权同时取得相关项目的参股权，主要系为了保证收购资产的完整性，并非单纯为获取投资收益。

综上，本次交易上市公司发行股份拟购买资产为电投核能控股权，电投核能下属主要资产山东核电具备实质主营业务，不存在单纯购买少数股权的情形。

（二）本次交易中，电投核能持有的少数股权与本次拟购买的主要标的资产属于同行业，通过本次交易一并注入有助于增强上市公司独立性、提升上市公司整体质量

如前所述，置入标的控股子公司山东核电为本次交易的主要购买资产。本次上市公司通过收购电投核能，也将通过控股山东核电具备相应的核电运营牌照，打造国家电投集团旗下核电板块的专业化运营平台。其余主要参股公司包括江苏核电、秦山第三核电、秦山联营、红沿河核电均属于同行业的公司。电投核能通过参股方式持有部分项目股权的原因为：核电是发电行业中的稀缺资产，目前国内经国务院正式核准的核电项目（除示范工程、研究堆外）由中广核集团、中核

集团、国家电投集团和华能集团四家集团负责设计、开发、建设、运营，行业准入门槛较高。电投核能作为国家电投集团的核电运营主体，参与多个核电项目的合作运营，拥有丰富的经验。本次交易完成后，上市公司现有金融业务将置出，同时注入核电资产，上市公司将成为国家电投集团核电运营资产整合平台，根据备考审阅报告，交易完成后上市公司的资产规模、盈利能力将得到大幅度提升，因此本次交易有助于增强上市公司的独立性、提升上市公司整体质量。

（三）交易完成后上市公司拥有具体的主营业务和相应的持续经营能力，不存在净利润主要来自投资与其主营业务不相关的其他企业的投资收益

1、上市公司控股子公司拥有具体的主营业务和稳定的持续经营能力

交易完成后，上市公司下属的控股核电项目公司主要为山东核电，山东核电总体规划6台核电机组，目前在运机组为海阳核电一期工程的1号、2号机组，商运时间分别为2018年10月和2019年1月，两台机组均采用第三代AP1000技术，单台机组装机容量为125万千瓦，在运机组总装机容量为250万千瓦。

报告期内，山东核电合并报表主要财务数据和财务指标如下：

单位：万元

从经营情况来看，报告期内山东核电经营情况稳定；随着未来相关项目的投产以及注入，上市公司的经营能力将进一步增强。因此，交易完成后上市公司的主要控股子公司拥有具体的主营业务和稳定的持续经营能力。

2、上市公司参股公司拥有具体的主营业务和稳定的持续经营能力

电投核能长期股权投资收益主要来源于其投资红沿河核电、江苏核电、三门核电、秦山三核和秦山联营等联营及合营企业权益法下确认的投资损益，其主要参股公司均为核电项目运营公司。参股公司股东均为大型电力集团或地方省市国资委，合作稳定；作为上市公司下属公司，参股公司均建立了规范的公司治理结构，且电投核能均委派董事，进一步提高对参股企业生产经营状况可控性；参股

公司核电业务稳定且可持续，电投核能可以获取长期稳定的投资收益。因此，上市公司参股公司均拥有具体的主营业务和稳定的持续经营能力。

（1）电投核能参股核电项目运营符合核电行业惯例，具备商业合理性鉴于国家对于核安全、环保的高度重视，我国政府对核电项目及业主采取核准、发放许可证、执照等方式，对投资主体进入市场进行管理。相比其他电力行业，核电行业监管严格、项目建设周期长且前期需大量资本支持，因此行业准入门槛较高，行业集中度显著。目前国内经国务院正式核准的核电项目（除示范工程、研究堆外）由中核集团、中广核集团、国家电投集团和华能集团负责设计、开发、建设、运营，行业准入门槛较高，电投核能作为国家电投集团的核电运营主体，参与多个核电项目的合作运营，符合行业惯例。针对核电项目，控股方主导核电项目建设和运营，参股公司参与核电项目的重大事项决策和运营。电投核能与核电行业内拥有丰富核电运营经验的电力企业合作投资核电项目，通过参与核电项目的财务和经营决策，做大做强核电业务，具有商业合理性。

（2）参股公司股东均为大型电力集团或地方省市国资委，合作稳定截至目前，电投核能参股公司的股权结构如下：

由上可知，电投核能参股公司的其他股东均为大型电力集团或地方省市国资委，各股东之间合作投资关系稳定。

（3）参股公司均建立了规范的公司治理结构，且电投核能均委派董事，进一步提高对参股企业生产经营状况可控性

参股公司均为稳定运行的核电运营企业，为上市公司中国核电、中国广核的下属公司，均建立了规范的公司治理结构，对股东会、董事会、管理层和企业内部各层级机构的设置、职责权限、工作程序和相关要求进行了明确的制度安排，确立了股东会、董事会、管理层之间权力制衡关系。

电投核能在参股公司中均委派董事，参与重大事项决策和运营，进一步提高对参股企业生产经营状况可控性，具体情况如下：

由上可知，参股公司均建立了规范的公司治理结构，电投核能通过委派董事参与其发展战略与经营方针等重要事项决策，对参股企业的发展战略与经营方针等重要事项决策产生重大影响，进一步提高对参股企业生产经营状况可控性。

（4）参股公司核电业务稳定且可持续，电投核能可以获取长期稳定的投资收益

如本题一所回复，电投核能主要参股公司均从事核电投资、开发、投资运营业务，报告期内经营情况稳定，盈利情况及现金流情况良好且具有较强的可持续性；同时，从参股公司的公司章程约定以及报告期内的实际分红情况来看，其分红政策具有可持续性，电投核能可以稳定、可持续地获取分红，因此可以获取长期稳定的投资收益。

3、随着电投核能未来下属控股在建电站相继投产，上市公司投资收益的占比将逐年减小

本次交易完成前，上市公司投资收益占合并报表净利润的比例变动情况如下：

单位：万元

本次交易前上市公司主要业务包括能源业务、金融业务等，其投资收益主要由金融业务板块持有或处置金融资产产生，因此投资收益占比较高，其中2021

年-2023年度均维持在47%以上，2024年有所下降主要原因为受金融市场整体影响当年持有及处置交易性金融资产、债权投资所产生的投资收益降低所致，但仍维持在29.70%的较高水平。根据上市公司2023年度和2024年度经审计的财务数据以及本次交易后的备考财务数据，上市公司投资收益占合并报表净利润的比例变动情况如下：

单位：万元

本次交易完成后，2023年度和2024年度上市公司投资收益占合并报表净利润的比例分别为66.80%和69.14%，较交易完成前比例有所上升，主要原因为目前电投核能控股的山东核电下属部分核电项目尚在建设中，盈利能力未完全释放，导致其参股其他电站所产生的投资收益占比较高所致。

目前电投核能下属控股的山东核电3、4号机组（合计250万千瓦装机）处于在建状态，预计将于2027年逐步投产，5、6号机组也已于近期获核准；此外，电投核能下属控股的莱阳核电（正积极推进项目核准工作）、本次交易尚未置入上市公司并由国家核电控股的已核准在建项目国和一号、廉江核电、白龙核电（本次重组中，国家电投集团及国家核电已出具避免同业竞争的承诺，对于本次尚未注入上市公司的核能发电业务，将在相关项目正式商运起三年内，将满足注入条件的核电资产注入上市公司）等也将在未来增强上市公司控股装机容量，而电投核能所参股电站中，仅三门核电3、4、5、6号机组（合计约490万千瓦装机）为在建状态。具体情况如下：

因此，随着上述电投核能控股项目的建设投产以及国家电投集团控股项目的注入，未来上市公司控股装机容量将增加约1,600万千瓦，为目前山东核电在运装机容量的约6.4倍，未来上市公司合并报表范围内的营业收入将大幅增加；而参股电站目前仅有三门核电的3、4、5、6号机组约490万千瓦处于在建状态，远远小于上市公司控股范围内的装机规模，因此可以预见未来上市公司合并报表中投资收益将逐步减小。

三、独立财务顾问核查意见

经核查，独立财务顾问认为：

1、电投核能主要合营及联营企业均为稳定运行的核电运营企业，经营业绩稳定且可持续。电投核能主要合营及联营企业均在《公司章程》中明确约定了利润分配的相关安排，电投核能通过相关利润分配的安排获取稳定可持续的分红；

2、本次交易后，尽管上市公司可能出现合并报表中投资收益占比较高的情形，但不会对未来持续盈利能力构成不利影响，交易完成后上市公司拥有具体的主营业务和相应的持续经营能力，符合《监管规则适用指引——上市类第1号》的相关规定。

问题2、关于置入资产财务状况申请文件显示：（1）报告期内，电投核能主营业务毛利率分别为42.30%和31.14%；其中，售电业务毛利率分别为42.55%和31.47%，供热业务毛利率分别为24.95%和19.15%。售电业务毛利率下降主要系海阳核电一期工程中1号、2号机组商运时间分别为2018年10月和2019年1月，根据相关规定2024年需缴纳的乏燃料处理处置基金较多所致。（2）报告期各期末，电投核能应收账款期末余额分别为7.13亿元和7.12亿元，均未计提信用减值准备。（3）报告期各期末，电投核能存货期末余额分别为14.16亿元和20.04亿元，主要为核燃料以及备品备件，报告期各期末均未计提存货跌价准备。（4）报告期各期末，电投核能固定资产期末余额分别为420.76亿元和407.09亿元，占总资产的比例分别为42.31%和37.09%。（5）电投核能在建工程账面价值分别为246.53亿元和349.74亿元，占总资产的比例分别为24.79%和31.87%。请上市公司：（1）补充披露主营业务成本的具体构成，包括但不限于直接材料、人工、制造费用等。（2）量化分析并补充披露缴纳乏燃料处理处置基金对售电业务成本及毛利率的影响，并披露供热业务毛利率下降原因，置入资产毛利率是否存在持续下降风险。（3）结合主要客户的合作历史、经营实力、坏账准备计提政策等情况，补充说明电投核能报告期内未计提应收账款信用减值准备的原因及合理性，与可比公司是否存在较大差异。（4）结合存货结构、库龄、周转率以及核燃料价格波动情况，补充说明报告期内未计提存货跌价准备的原因及合理性。（5）补充说明电投核能固定资产的折旧政策、折旧年限与自身经营特点、同行业可比公司相比是否存在明显差异，如是，请说明合理性；固定资产是否存在减值迹象，减值测试过程与方法、可收回金额的确定方法、减值计提情况及对经营业绩的影响；电投核能各机组单位产能固定资产投入比情况，与同行业可比公司相比是否存在明显差异，如是，请说明合理性。（6）补充说明电投核能报告期各期在建工程的项目建设情况、建设周期、预计投资金额、已投资金额和预计投入使用的时间；在建工程的转固标准及进展，报告期各期在建工程转固周期及合理性，同类设备或工程转固周期是否存在显著差异，是否存在先期投入生产、实际达到可使用状态与验收日期存在差异等情形，在建工程设备安装调试进展及后续转固计划，是否存在延迟转固及少计提折旧

情形。

请独立财务顾问和会计师核查并发表明确意见。回复：

一、补充披露主营业务成本的具体构成，包括但不限于直接材料、人工、制造费用等。报告期内电投核能主营业务成本的具体构成情况如下：

单位：万元

报告期内，电投核能主营业务成本主要包括折旧费、燃料费、修理费、乏燃料处置基金和职工薪酬，相关成本合计占各期主营业务成本的比例分别为89.71%和90.28%。其中折旧费、燃料费和职工薪酬整体基本保持稳定，修理费和乏燃料处置基金变动较大。

修理费方面，海阳核电一期工程商运后于2024年首次执行中大修项目，因此导致修理费较2023年增加较多。

乏燃料处置基金方面，2010年10月1日起实施的《核电站乏燃料处理处置基金征收使用管理暂行办法》规定，凡拥有已投入商业运营五年以上压水堆核电机组的核电厂，应当缴纳乏燃料处理处置基金，征收标准为每千瓦时0.026元，该金额计入营业成本。海阳核电一期工程中1号、2号机组商运时间分别为2018年10月和2019年1月，分别自2023年10月和2024年1月起计提乏燃料处理处置基金，因此2024年计提乏燃料处理处置基金较2023年增加较多。

二、量化分析并补充披露缴纳乏燃料处理处置基金对售电业务成本及毛利率的影响，并披露供热业务毛利率下降原因，置入资产毛利率是否存在持续下降风险。

（一）乏燃料处置基金对售电业务成本及毛利率的影响

电投核能2023年度计提乏燃料处置基金4,336.42万元，其中计入售电业务成本4,205.23万元，占售电收入的比例为0.68%；2024年度计提乏燃料处置基金45,780.20万元，其中计入售电业务成本44,589.14万元，占售电收入的比例为

7.19%，该比例相较于2023年度上升6.51%，因此拉低了售电业务的整体毛利率。

乏燃料处置基金的计提对售电业务成本及毛利率的具体影响如下：

单位：万元

（二）供热业务毛利率下降原因

报告期内，电投核能供热业务毛利率由24.95%下降到19.15%，供热业务毛利率有所下降。从上表可以看到，因2024年计提的乏燃料处置基金部分分摊至供热业务，2024年度供热业务成本中乏燃料处置基金占供热收入比例较2023年度上升5.40%，供热业务成本上升，因此拉低了供热业务的毛利率。

（三）置入资产毛利率是否存在持续下降风险

电投核能毛利率持续下降的风险较小，具体原因如下：

1、收入方面，电投核能生产经营指标稳健。报告期内，电投核能发电量、上网电量、上网电价等主要业务指标均保持稳定，核电机组发电业务相关指标如下：

且随着未来新机组的正式商运，电投核能收入有望保持持续增长。

2、成本方面，报告期内，电投核能主营业务毛利率由42.30%下降到31.14%，主要因执行《核电站乏燃料处理处置基金征收使用管理暂行办法》之规定计提乏燃料处理处置基金较上年增加，以及海阳核电一期商运后于2024年首次执行中大修项目，修理费较上年增加，因此毛利率有所下降。海阳核电一期工程投入商运满五年后，未来乏燃料处置基金的计提和大修项目的执行将保持稳定，预计不存在成本大幅增加的情形。

综上分析，电投核能毛利率持续下降的风险较小。

三、结合主要客户的合作历史、经营实力、坏账准备计提政策等情况，补充说明电投核能报告期内未计提应收账款信用减值准备的原因及合理性，与可比公司是否存在较大差异。

（一）主要客户的基本情况

报告期内，电投核能的主要客户为国网山东省电力公司和海阳市海发水务集团有限公司，电投核能向主要客户销售收入占主营业务收入的比例如下：

注：海阳市海发新能源有限公司、海阳市海发核能有限公司均为海阳市海发水务集团有限公

司的全资子公司，上表已经合并计算

电力客户方面，根据《电力法》第二十五条规定，供电企业在批准的供电营业区内向用户供电。因此发电项目产生的电力主要在项目当地进行消纳，发电项目均通过电网公司进行电力传输配送，电力企业的主要客户均为电网公司。电投核能电力业务主要集中在山东省烟台市海阳市，与国网山东省电力公司合作具备合理性。国网山东省电力公司是国家电网有限公司的全资子公司，主营电网经营、电力购销等业务，下辖17家地市级供电企业、20家省公司业务单位及98家县供电公司，服务电力客户5835万户，经营实力雄厚，电投核能与电网企业合作主要系我国电力体制所致，具有合理性。

热力客户方面，电投核能的“暖核一号”项目采用核能零碳供热技术，利用核能发电过程中的热源通过多级换热向当地居民提供供热服务实现盈利，是国内首个核能供热商用工程，海阳核电也是世界最大的热电联产核能基地，其主要产品为热力，主要用途为向热力公司供热，满足国民用暖需求。电投核能热力业务主要集中在山东省烟台市海阳市，海阳市海发水务集团有限公司是海阳市财政局全资控股的国有独资企业，主营城乡重大基础设施投资、园区开发投资运营、产业投资等业务，电投核能自供热开始之日起即与该公司开展合作，具有合理性。

（二）报告期内未计提应收账款信用减值准备的原因及合理性

报告期各期末，电投核能应收账款期末余额前五名单位情况如下：

单位：万元

截至报告期各期末，电投核能应收账款余额主要为应收电费、热费款项，账龄均为1年以内，各期期末应收电费款项均于次年1月足额收回，应收热费款项均于供暖期结束后经结算足额收回。电投核能应收账款均不存在出现损失的情况，因此电投核能报告期内未计提应收账款信用减值损失。

（三）与可比公司的对比情况

报告期内，电投核能应收账款预期信用损失的会计政策与可比公司的对比如下：

对于应收核电业务电费、热费款项，电投核能与可比公司均划分为应收账款组合1/低风险组合，电投核能与可比公司的会计政策对比情况如下：

单位：万元

综上所述，电投核能在报告期内未计提应收账款信用减值准备，与可比公司相比不存在显著差异。

四、结合存货结构、库龄、周转率以及核燃料价格波动情况，补充说明报告期内未计提存货跌价准备的原因及合理性。

报告期各期末，电投核能存货账面价值分别为141,564.12万元及200,416.30万元，占流动资产总额比例分别为16.61%和25.32%，主要由核燃料、备品备件、原材料及低值易耗品构成，具体情况如下：

单位：万元

报告期内电投核能存货周转率情况如下：

注：存货周转率=营业成本/[（期初存货余额+期末存货余额）/2]；

核燃料方面，核电站存货中的核燃料包括在库核燃料（到货但未装入反应堆的部分）和在役核燃料（装入反应堆的部分）两部分。在役核燃料从装料后，在

一个循环周期内呈递减趋势，至下一次换料前减少至0。报告期各期末电投核能核燃料均为在役核燃料，不存在在库核燃料，不存在库龄区分，核燃料变动主要为核电站由于换料导致的年底在役核燃料差异。

报告期内天然铀价格呈上涨趋势，核燃料组件价格同步跟涨；此外，电投核能报告期内以核燃料为主要原材料的主营业务毛利率分别为42.30%、31.14%，证明原材料可变现净值较高，不存在减值迹象，因此报告期内电投核能未对核燃料计提存货跌价准备，具备合理性。报告期内天然铀价格变动情况如下：

单位：美元/磅

注：以上数据来源于UxC公布的月度天然铀现货价格。

除核燃料外，报告期内其他各类存货库龄构成情况如下：

单位：万元

注：小计部分不包含核燃料

备品备件、原材料及低值易耗品等方面，该部分存货系为保障海阳核电一期机组稳定运行和核安全，以及机组非计划性的缺陷维修而储备。电投核能每年年末组织对存货进行清查盘点，上述存货技术性能正常，后期将投入生产领用。相较同行业可比公司，电投核能下属核电站的建成商运时间较短，存货中的备品备件、原材料及低值易耗品主要为辅助核电站运行生产的通用型耗材，不存在过期无法使用的问题，未计提存货跌价准备具有合理性，相关会计处理符合企业会计准则的规定。

五、补充说明电投核能固定资产的折旧政策、折旧年限与自身经营特点、同行业可比公司相比是否存在明显差异，如是，请说明合理性；固定资产是否存在减值迹象，减值测试过程与方法、可收回金额的确定方法、减值计提情况及对经营业绩的影响；电投核能各机组单位产能固定资产投入比情况，与同行业可比公司相比是否存在明显差异，如是，请说明合理性。

（一）补充说明电投核能固定资产的折旧政策、折旧年限与自身经营特点、同行业可比公司相比是否存在明显差异，如是，请说明合理性

1、固定资产的折旧政策及折旧年限

报告期内，电投核能按照《企业会计准则》的规定，结合固定资产的性质和使用情况，对各类固定资产采用年限平均法或工作量法计提折旧。具体折旧政策及折旧年限如下表所示：

2、固定资产的折旧政策、折旧年限与自身经营特点对比

报告期内，电投核能固定资产的折旧政策、折旧年限与自身经营特点的对比情况如下表所示：

报告期内，公司折旧政策及年限设定与自身经营特点高度契合，不存在重大差异。

3、固定资产的折旧政策、折旧年限与同行业可比公司对比

报告期内，电投核能固定资产折旧政策与同行业可比公司的对比情况如下：

除核电设施退役费之外，电投核能固定资产折旧政策与同行业可比公司基本一致。对于核电设施退役费，电投核能基于其采用的三代核电技术机组设计寿命设定60年分摊期，以完整覆盖全生命周期成本；中国广核早期二代核电技术机组设计寿命相对较短，故分摊期相应缩短。因此电投核能核电设施退役费的折旧政策和折旧年限具有合理性。

（二）固定资产是否存在减值迹象，减值测试过程与方法、可收回金额的确定方法、减值计提情况及对经营业绩的影响

报告期各期末，电投核能结合《企业会计准则第8号——资产减值》关于减值迹象的规定，对固定资产是否存在减值迹象进行了分析，未发现存在固定资产减值迹象，具体说明如下：

报告期内，电投核能固定资产减值测试的具体方法为：①每年末对固定资产执行盘点程序，从固定资产的实际使用状态判断是否存在损坏、无法使用、需大修、闲置的固定资产，判断固定资产的减值迹象；②结合外部市场因素，对相关固定资产是否存在市价大幅下跌、技术更新改造、经济下滑等重大因素，判断固定资产的减值迹象；③在存在减值迹象的前提下，对相关固定资产进行减值测试，确定其可回收金额，并计提减值准备。其中可收回金额的确定方法为：根据资产减值准则的规定，资产存在减值迹象的，应当估计其可收回金额，以确定资产是否发生了减值，以及是否需要计提资产减值准备并确认相应的减值损失。截至报告期末，电投核能的主要固定资产情况如下：

单位：万元

截至报告期末，电投核能主要固定资产成新率较高，鉴于报告期末未识别出减值迹象，电投核能未对相关固定资产计提减值准备。

（三）电投核能各机组单位产能固定资产投入比情况，与同行业可比公司相比是否存在明显差异，如是，请说明合理性

核电机组的单位投资成本受技术路线、选址条件、设备价格、建设周期等多

重因素综合影响。电投核能目前在运核电机组为山东核电所属的海阳核电一期工程1号、2号机组，两台机组均采用第三代AP1000技术路线，单台机组额定装机容量均为125万千瓦。为进行客观比较，选取同采用第三代AP1000技术路线、单机容量为125万千瓦且建设时期相近的三门核电一期工程作为同行业可比项目。海阳核电一期与三门核电一期工程的单位产能固定资产投入对比情况如下表所示：

由上可见，海阳核电一期工程与三门核电一期工程单位产能固定资产投入基本一致，不存在明显差异。

六、补充说明电投核能报告期各期在建工程的项目建设情况、建设周期、预计投资金额、已投资金额和预计投入使用的时间；在建工程的转固标准及进展，报告期各期在建工程转固周期及合理性，同类设备或工程转固周期是否存在显著差异，是否存在先期投入生产、实际达到可使用状态与验收日期存在差异等情形，在建工程设备安装调试进展及后续转固计划，是否存在延迟转固及少计提折旧情形。

报告期内，电投核能在建工程项目围绕其主营业务展开，主要包括核电工程和供热工程投资建设、核电资产技术改造以及总部运营中心建设项目。报告期各期末，电投核能在建工程按项目分类情况如下：

单位：万元

（一）报告期各期，电投核能在建工程项目建设情况、建设周期、预计投资金额、已投资金额和预计投入使用的时间情况

报告期内，电投核能主要基建工程项目建设情况、建设周期、预计投资金额、已投资金额和预计投入使用的时间情况详见下表：

单位：万元

注：海阳核电二期工程预计投资金额主要为工程建成价（动态投资），不包括铺底流动资金和建设期可抵扣的增值税。数据来源为《国家发展改革委关于核准山东海阳核电站3、4号机组项目的批复》（发改能源[2022]743号）

（二）报告期各期，电投核能在建工程的转固标准及进展情况，报告期各期在建工程转固周期及合理性

1、在建工程的转固标准

电投核能在建工程在达到预定可使用状态时，转入固定资产并自次月起开始计提折旧，在建工程结转为固定资产的标准和时点如下：

2、在建工程转固进展情况，转固周期及合理性

2023年度，电投核能主要在建工程项目转入固定资产的情况如下：

单位：万元

2024年度，电投核能主要在建工程项目转入固定资产的情况如下：

单位：万元

报告期内，电投核能在建工程项目结转固定资产主要为900MW远距离跨区域核能供热工程和核电资产技术改造项目分批建成投产所致，在建工程转固符合核电行业特点。转固周期具备合理性，同类设备或工程转固周期不存在显著差异。

（三）是否存在先期投入生产、实际达到可使用状态与验收日期存在差异等情形，在建工程设备安装调试进展及后续转固计划，是否存在延迟转固及少计提折旧情形

根据《企业会计准则第4号——固定资产》规定：自在建工程项目已达到预定可使用状态，但尚未办理竣工决算的，自达到预定可使用状态之日起，根据工程收口概算或者工程实际成本等，按最佳估计的价值转入固定资产，待办理竣工决算后，再按实际成本调整原来的暂估价值。

对于工程类资产，电投核能已在工程项目达到预定可使用状态的时间，根据工程合同金额及已结算部分资料，出具暂估转固报告或转固说明，陆续对工程项目进行暂估确认固定资产。

对于设备类资产，电投核能根据固定资产交付使用时间及设备采购合同金额确认固定资产，不存在先期投入生产、实际达到可使用状态与验收日期存在差异等情形，不存在延迟转固及少计提折旧情形。

报告期内，电投核能在在建工程项目达到预计可使用状态时，出具暂估转固报告或转固说明，按暂估价值转入固定资产并计提折旧，项目竣工决算后，再按实际成本调整账面价值，但不调整已计提的折旧。综上，电投核能不存在先期投入生产、实际达到可使用状态与验收日期存在差异的情形，不存在延迟转固及少计提折旧的情形。

七、补充披露情况

主营业务成本的具体构成、乏燃料处理处置基金对售电业务成本及毛利率的影响、供热业务毛利率下降原因、电投核能毛利率是否存在持续下降的分析已在《重组报告书》“第十章 管理层讨论与分析”之“四、置入标的公司的财务状况及盈利能力分析”之“（二）盈利能力分析”之“2、营业成本分析”和“3、

毛利及毛利率分析”中补充披露。

八、独立财务顾问核查意见

经核查，独立财务顾问认为：

1、售电业务方面，电投核能2023年度计提乏燃料处置基金4,336.42万元，其中计入售电业务成本4,205.23万元，占售电收入的比例为0.68%；2024年度计提乏燃料处置基金45,780.20万元，其中计入售电业务成本44,589.14万元，占售电收入的比例为7.19%。

供热业务方面，报告期内，电投核能供热毛利率由24.95%下降到19.15%，主要因2024年计提的乏燃料处理处置基金部分分摊至供热业务，增加了供热业务成本导致。

毛利率方面，收入层面，电投核能生产经营指标稳健；成本层面，电投核能海阳核电一期工程投入商运满五年后，未来乏燃料处置基金的计提和大修项目的执行将保持稳定，不存在成本大幅增加的情形。因此电投核能毛利率持续下降风险较小。

2、电投核能的主要客户为国网山东省电力公司和海阳市海发水务集团有限公司，电投核能应收账款余额主要为应收电费、热费款项，账龄为1年以内，各期期末应收电费款项均于次年1月收回，应收热费款项均于供暖期结束后经结算收回。电投核能报告期内未计提应收账款信用减值损失，具备合理性，与可比公司相比不存在显著差异。

3、电投核能存货主要由核燃料、备品备件、原材料及低值易耗品构成。核燃料方面，报告期各期末电投核能核燃料均为在役核燃料，不存在在库核燃料，核燃料变动主要为核电站由于换料导致的年底在役核燃料差异；备品备件、原材料及低值易耗品等方面，该部分存货主要为辅助核电站运行生产的通用型耗材，不存在过期无法使用的问题，未计提存货跌价准备具有合理性，相关会计处理符合企业会计准则的规定。

4、报告期内，电投核能折旧政策及年限设定与自身经营特点高度契合，与同行业相比不存在重大差异。报告期各期末，电投核能结合《企业会计准则第8号——资产减值》关于减值迹象的规定，对固定资产是否存在减值迹象进行了分

析，未发现存在固定资产减值迹象，截至报告期末，电投核能主要固定资产成新率较高，鉴于报告期末未识别出减值迹象，电投核能未对相关固定资产计提减值准备。海阳核电一期工程与同行业可比公司相比基本一致，不存在明显差异。

5、报告期内，电投核能在在建工程项目达到预计可使用状态时，出具暂估转固报告或转固说明，按暂估价值转入固定资产并计提折旧，项目竣工决算后，再按实际成本调整账面价值，但不调整已计提的折旧。因此电投核能不存在先期投入生产、实际达到可使用状态与验收日期存在差异的情形，不存在延迟转固及少计提折旧的情形。

问题3、关于置入资产关联交易申请文件显示：（1）报告期各期，电投核能关联采购金额分别为46.98亿元和98.98亿元，电投核能主要原材料为核燃料组件，报告期各期采购金额分别为1.31亿元和16.46亿元，电投核能向关联方国核铀业发展有限责任公司（以下简称国核铀业）采购的核燃料组件价格与天然铀价格挂钩，采取基础价和与市场指数、汇率变动挂钩价格相结合的定价机制。（2）报告期各期，电投核能向上海核工程研究设计院股份有限公司（以下简称上海核工院）采购金额分别为40.83亿元和76.28亿元。上海核工院提供的总承包服务的服务费用按提供有关服务过程中产生的实际成本及开支，根据市场价格以及国家对于核电建设的概算体系进行价格谈判确定。（3）报告期各期末，电投核能预付款项分别为

18.93亿元和10.26亿元，报告期末除预付款项外其他应收项目仍存在对关联方的往来款项；（4）报告期内，电投核能存在对关联方国家核电技术有限公司（以下简称国家核电）和国核重庆核电有限公司的长期应收资金，以及对中电投广西核电有限公司和江西核电有限公司的委托贷款，截至目前相关款项均已归还；

（5）电投核能分别向国家电力投资集团有限公司（以下简称国家电投集团）、国家电投集团财务有限公司（以下简称财务公司）拆入资金，国家电投集团委托贷款和委托代拨款利率水平参考集团统借统贷利率执行，财务公司贷款利率水平参考电投核能向商业银行同类型借款利率执行；（6）报告期末电投核能直接存放于财务公司的存款金额为35.22亿元。

请上市公司：（1）补充说明报告期内核燃料组件的价格变动趋势，结合国核铀业的投资回报率、可比市场公允价格、第三方市场价格、关联方与其他交易方的价格（如有）、同行业可比公司定价方式等，说明电投核能采购核燃料组件的定价公允性及对置入资产报告期内财务状况与经营成果的影响。（2）分项目列示电投核能向上海核工院采购的总承包服务费用，并补充说明已履行的程序、定价依据；结合同行业可比公司定价方式，补充说明关联采购工程总承包服务的定价公允性及对置入资产报告期内财务状况与经营成果的影响。（3）结合相关关联方的财务状况和经营情况、关联交易产生的收入、利润总额合理性等，补充说明关联交易是否影响置入资产的经营独立性、是否构成对控股股东或实际控制人的重大依赖，置入资产是否具备独立面向市场经营的能力，是

否存在通过关联交易调节置入资产收入利润或成本费用、利用关联交易进行利益输送的情形。（4）结合交易完成后新增关联交易金额及占比情况、同行业可比公司供应商集中度情况等，充分论证并补充披露本次交易是否导致新增严重影响独立性或者显失公平的关联交易，是否符合《重组办法》第四十四条的相关规定。（5）补充说明报告期各期置入资产向关联方预付款金额较大的采购项目情况，包括但不限于合同签署时间、付款时间、资产入库时间、开票时间，采购与项目建设进度是否匹配，预付比例和时间是否合理；除预付款项外其他应收关联方项目的具体情况，是否具有商业实质。（6）逐笔说明报告期内向关联方拆出资金的形成原因、交易背景、拆出时间、流向及使用情况、利息及支付情况；期后是否存在新增关联方拆借，如是，请说明具体情况。（7）补充说明关联方资金拆借、委托贷款相应决策程序的履行情况，电投核能资金管理相关内控是否健全且有效执行，是否存在利益输送、关联方资金占用或其他利益安排。（8）补充说明电投核能分别从国家电投集团、财务公司拆入资金的原因，国家电投集团委托贷款和委托代拨款利率，与同类借款利率水平是否一致，相关利息与借款金额匹配性；（9）补充说明资金存放于关联方财务公司的情况，包括存款类型、金额、利率、利息收入同存款情况是否匹配、利率是否公允，对资金存放的内控制度及执行情况，是否存在资金自动归集的情形，交易完成后相关存款安排以及是否符合《关于规范上市公司与企业集团财务公司业务往来的通知》的规定。（10）补充说明本次交易完成后控股股东、实际控制人及上市公司为保证关联交易公允性拟采取的具体措施及有效性。

请独立财务顾问、律师和会计师核查并发表明确核查意见。回复：

一、补充说明报告期内核燃料组件的价格变动趋势，结合国核铀业的投资回报率、可比市场公允价格、第三方市场价格、关联方与其他交易方的价格（如有）、同行业可比公司定价方式等，说明电投核能采购核燃料组件的定价公允性及对置入资产报告期内财务状况与经营成果的影响。

（一）电投核能报告期内核燃料价格及变动趋势情况

报告期内，电投核能核燃料采购为海阳核电1、2号机组第四次和第五次换

料循环采购，到货验收、换料时间情况如下：

2020年11月，山东核电与国核铀业签订《海阳核电1&2号机组第四、五、六循环换料燃料组件一体化供应合同》，针对海阳核电1、2号机组未来三次换料循环所涉及的核燃料供应事项进行了约定。核燃料定价遵循核能行业通行定价机制，与市场联动；综合平衡天然铀、铀加工及组件制造各环节的价格波动，形成一体化供应价格机制，由“基础价+浮动价”构成；“浮动价”主要包括天然铀价格波动、汇率变动产生的价格调整。

（二）电投核能核燃料采购价格的公允性分析

1、电投核能核燃料采购价格的确定方式

核燃料组件的单价包括天然铀、纯化（转化）服务、浓缩服务、组件加工、运输服务费、保险等直至燃料组件在山东核电燃料厂房吊钩下的全部费用，其中主要单价与天然铀价格挂钩。

电投核能与国核铀业签订核燃料供应合同时，双方约定核燃料组件的基础价格；考虑到天然铀市场价格整体呈现上升趋势，合同范围内第五次循环的平均基础价格略高于第四次循环；在基础价格基础上，基于天然铀市场价格和汇率变化进行调整。

基础价格方面，国核铀业在成本的基础上考虑一定的利润率水平，参照历史价格及向第三方提供同等或类似服务的价格确定核燃料组件的基础价格；调整价格方面，调整原则如下：参考每个换料估计初步计划起运日（即该批换料所用的最后一个燃料组件初步计划离开组件制造厂的日期）前一定期间的UxC、TradeTech公布、预测的天然铀现货指数进行调整。

近年来，核能发展将带来持续稳定增长的天然铀市场需求，天然铀市场价格整体呈现上升趋势。根据世界核协会公布的《核燃料报告：2023-2040年全球需求和供应情景》中的预测数据，到2040年，全球天然铀需求将最高上升到近18.43万tU。2016年以来，全球天然铀现货价格走势如下：

单位：美元/磅

注：以上数据来源于UxC公布的月度天然铀现货价格。基于天然铀的总体价格走势情况，同时考虑到全球核工业发展的良好预期和铀矿资源的稀缺性，双方约定第五次循环的平均基础价格略高于第四次循环，具备商业合理性。在第四次循环、第五次循环换料的实际执行过程中，双方执行燃料组件时天然铀现货指数未触发价格调整机制，因此最终以合同约定的基础价格执行。

2、电投核能与同行业可比公司核燃料采购定价方式一致

核电站的运行离不开核燃料的持续供应。核燃料物资是全球管制物资，核燃料物资行业在世界各国都是受到严格管制的行业。中国是核不扩散条约缔约国之一，受国际原子能机构（IAEA）监督，必须满足核不扩散条约的相关要求，中国政府对核燃料物资行业实施严格的管制。根据中国政府对核燃料行业的管制政策，只有获得国家许可的企业才能从事海外铀产品的采购，其他企业均不允许直接向海外供应商采购天然铀、核燃料组件。目前国内具有铀产品进出口专营资质的单位仅有中广核集团下属的中广核铀业发展有限公司（以下简称“中广核铀业”）、中核集团下属的中国原子能工业有限公司（以下简称“原子能公司”）及国家电投集团下属的国核铀业，国内只有这三家公司能进行铀产品进出口相关业务。电投核能从国核铀业采购核燃料组件，符合国内行业惯例。

同行业可比公司核燃料组件采购定价方式情况如下：

2016/12017/12018/12019/12020/12021/12022/12023/12024/12025/1

外多家供货商采购转化、浓缩等服务，以保障其燃料加工服务供应。具体定价方式为：A、定价基础：依据中国的相关政策要求，结合国际、国内核燃料市场特点，以满足公司核电站燃料供应的安全、经济、可靠的要求；B、国际市场行情：基于国际市场当前及未来供需预期，以国际市场咨询机构UxConsulting Company、Trade Tech公布、预测的燃料市场指数为参考进行考虑；C、国内价格水平：根据国内市场特点、成本水平等考虑

综上所述，报告期内电投核能向国核铀业采购核燃料组件，采购价格依据长期供应协议确定核燃料组件的基础价格，并基于权威平台定期发布的天然铀价格波动和汇率变化情况进行调整的方式确定，与同行业可比公司中国核电、中国广核下属电站采购核燃料组件的定价方式基本一致。

3、国核铀业向其他交易方的交易价格

国核铀业作为国家电投集团所属唯一的核燃料一体化供应平台，向国家电投集团体系内的山东核电、国和示范、廉江核电，以及国家电投集团与中广核集团共同控制的红沿河核电供应核燃料组件。

报告期内，国核铀业针对上述项目提供核燃料组件的销售毛利率整体保持在合理区间内，各项目毛利率存在差异的主要原因为各项目型号用铀量和零部件、原材料等均差异较大，导致成本存在一定差异所致；其中，2023年度和2024年度向山东核电的销售毛利率均位于国核铀业综合毛利率的合理区间内，与总体毛利率不存在显著差异。

4、可比市场公允价格、第三方市场价格

三门核电一期工程（1、2号机组）采用第三代先进压水堆核电技术AP1000，与海阳核电1、2机组的技术路线相同。三门核电U2C4（2号机组第四次循环）批次的64组核燃料组件于2023年5月交付，其燃料组件制造费与海阳核电1、2号机组第四、五次循环换料的前批次价格差异较小，价格具备可比性。

5、对电投核能报告期内财务状况与经营成果的影响

报告期内，电投核能向国核铀业采购核燃料组件，采购价格依据长期供应协议确定核燃料组件的基础价格，并基于权威平台定期发布的天然铀价格波动和汇率变化情况进行调整的方式确定，与同行业可比公司中国核电、中国广核下属电站采购核燃料组件的定价方式一致，定价具备公允性，上述关联采购对公司的财务状况与经营成果不构成重大不利影响。

二、分项目列示电投核能向上海核工院采购的总承包服务费用，并补充说明已履行的程序、定价依据；结合同行业可比公司定价方式，补充说明关联采购工程总承包服务的定价公允性及对置入资产报告期内财务状况与经营成果的影响。

（一）分项目列示电投核能向上海核工院采购的总承包服务费用

报告期各期，电投核能向上海核工院采购的工程总承包服务费用分别为381,237.58万元、743,990.07万元，占各期向上海核工院采购总额的比例分别为

93.38%、97.54%，具体情况如下：

单位：万元

（二）履行的程序及定价依据

根据国务院《关于发布政府核准的投资项目目录》有关规定，核电站建设由国务院核准。核电项目在通过核准前，电投核能需向国家发改委报送项目申请报告，其中包含投资估算等内容。国家发改委在受理电投核能提交的相关项目核准申请报告后，一般委托具有相应资质的中国国际工程咨询有限公司开展项目核准前评估，项目投资估算是核准评估的重要内容之一。中国国际工程咨询有限公司开展评估时，依据国家或行业有关标准、费用定额，并参照同类型电站经验数据，向国家发改委出具评估意见。国家发改委正式下发的核准报告中对项目投资估算均有明确的核准意见。

由于核电工程建设的高度复杂性以及对安全性、可靠保密性和过往经验的严格要求，目前国内商用核电仅有三家单位具有核电工程总承包资质，分别为中核集团下属的中国核电工程有限公司（以下简称“中核工程”）、中广核集团下属的中广核工程有限公司（以下简称“中广核工程”）以及国家电投集团下属的上

海核工院。根据行业惯例，在具备相应建设能力的情况下，各大核电集团下属的业主公司一般都会委托本集团所属的核电工程公司开展相关设计及建设服务，因此主要通过单一来源采购的方式委任相应的工程总承包商。

在确定上海核工院为相关项目的总承包商后，电投核能与上海核工院协商签订总承包合同，合同以双方协商确定的工作分工，并以国家核准的投资估算为依据，开展合同价格谈判。商定的合同价格严格控制在相应的估算范围内。

（三）结合同行业可比公司定价方式，补充说明关联采购工程总承包服务的定价公允性及对置入资产报告期内财务状况与经营成果的影响

1、同行业可比公司定价方式

核电工程总承包为工程公司受公司委托，按照合同约定对工程建设项目的设计、采购、建安、调试等实行全过程或部分阶段的工程承包。同行业可比公司定价方式情况如下：

因此，电投核能向上海核工院采购的总承包服务定价方式与同行业上市公司开展的同类关联交易的定价模式不存在较大差异，符合核电行业惯例。

2、上海核工院承包电投核能核电项目的单位造价对比

上海核工院是第三代先进核电技术AP1000引进消化吸收再创新的技术主体，联合产业上下游单位，依托国家科技重大专项，完成三代核电自主化，成功研发“国和一号”（CAP1400）大型先进压水堆核电型号，是目前国内唯一具备完整AP/CAP系列核电堆型设计及总承包能力和经验的单位，相同技术路线项目的工程总承包服务均由上海核工院提供。

针对核电工程总承包项目，上海核工院对于关联方和非关联方的销售定价模式无实质性差异。除国家电投集团旗下的海阳二期、海阳三期、廉江一期、白龙一期项目外，上海核工院总承包核电项目还包括中核集团旗下的三门二期项目等。

基于各项目的可行性研究报告，各项目的单位造价略有差异，主要系厂址条件、建设时期、配套设施规模等因素不同所致，具体如下：（1）上述各项目分别位于我国山东、广东、广西、浙江地区，各地建设及厂址条件不同，导致设计勘探、挖掘场平、取排水工程等建设费用有所差异；（2）各项目的建造时期不同，设备国产化率有所差异；如在相同厂址条件下，海阳三期的设计建造时间晚于二期，设备国产化率更高，单位造价较二期有所下降；（3）除核岛、常规岛外，核电建设工程还包括厂房、设施、系统、设备和部件等配套设施，各项目所需配套设施的数量及规模不同，也会导致工程造价有所差异。

山东核电海阳二期、海阳三期工程的单位造价与上述同堆型核电项目的平均单位造价较为接近，且均位于同堆型核电项目造价的合理范围内，具备公允性。报告期各期，电投核能向上海核工院采购工程总承包服务，采购价格依据已审定的项目概算以及合同中约定的总承包方责任范围进行切分，并考虑技术条件、基准日、合同工期等其他可能影响因素，经商业谈判后确定，定价具备公允性；上述关联采购对电投核能的财务状况与经营成果不构成重大不利影响。

三、结合相关关联方的财务状况和经营情况、关联交易产生的收入、利润总额合理性等，补充说明关联交易是否影响置入资产的经营独立性、是否构成对控股股东或实际控制人的重大依赖，置入资产是否具备独立面向市场经营的能力，是否存在通过关联交易调节置入资产收入利润或成本费用、利用关联交易进行利益输送的情形。

（一）相关关联方的财务状况和经营情况、关联交易产生的收入、利润总额合理性等

1、关联采购

报告期内，电投核能与关联方的关联采购情况如下：

单位：万元

报告期内，电投核能的关联采购主要涉及核电站工程建设承包服务、核燃料采购以及综合服务等，其中核电站工程建设承包服务和核燃料采购占比较高，各期占采购总额的比例为89.70%和93.69%。电投核能向上海核工院采购核电站工程建设承包服务，向国核铀业采购核燃料，如前所述，上海核工院和国核铀业是核电行业内少数几家从事核电工程总包和核燃料供应的公司之一，基于核电行业快速发展和相关资源的稀缺性，二者近年来经营情况良好，最近两年的财务状况和经营情况如下：

（1）上海核工院

单位：万元

（2）国核铀业

单位：万元

2、关联销售

报告期内，电投核能与关联方的关联销售产生的收入情况如下：

单位：万元

电投核能在报告期内的关联销售主要涉及培训收入、设备出租及物业等服务收入，各期占营业收入的比例为1.23%、1.55%，占利润总额的比例为1.90%、

2.88%，占比较小。其中培训收入为关联销售的主要组成部分。

培训收入方面，电投核能掌握多项先进的核电技术并积累了丰富的核电项目经验，在核电运行安全、应急事故处理及相关保障工作方面具有多年丰富经验。依托核电运营所需的业务资质、技术、设备及专业人员，电投核能打造了山东核电等多个核电人才培养基地，通过集约化平台管理，利用成熟培训资源承接新建核电项目的人才培训培养任务，为国家核电下属其他核电业主公司提供技术培训服务。报告期内，电投核能培训收入主要来源于湛江核电和广西核电，湛江核电和广西核电主营业务均为核电项目的开发、建设及运营，报告期内均处于核电项目前期开发阶段，尚无实际生产经营。

设备出租及物业等服务收入方面，由于电投核能下属核电站均远离城市区域，基础设施及商业环境配套不完善，因此电投核能给包括上海核工院在内其他建设单位提供部分设备出租及物业后勤等综合服务，以支持核电站的日常运营工作，因此具备合理性。

（二）补充说明关联交易是否影响置入资产的经营独立性、是否构成对控股股东或实际控制人的重大依赖，置入资产是否具备独立面向市场经营的能力

电投核能具有完整的业务体系和直接面向市场独立经营的能力，各项业务具有完整的业务流程、独立的经营场所，关联交易不影响电投核能的经营独立性。

报告期内，电投核能向关联方采购金额占营业成本的比重为127.37%和

223.07%，关联采购主要涉及核电站工程建设承包服务和核燃料采购，由于现阶段以上采购内容主要计入在建工程或固定资产，在项目投产前占营业成本的比例较高，随着未来相关项目逐步投产并转固，预计关联采购占营业成本的比例将有所降低；电投核能向关联方销售金额占营业收入的比重为1.23%和1.55%，占比较小且关联销售主要涉及培训收入、设备出租及物业等其他业务收入。相关交易基于公司实际经营需要而发生，属于正常的商业行为，关联交易符合核电行业特殊性与行业管理要求，具有合理性和必要性，交易价格具有公允性，公司与国家电投集团及其控制的其他企业等关联方之间不存在显失公平的关联交易。因此，电投核能对关联方不存在重大依赖，关联交易对公司独立运营能力不存在重大不利影响。

电投核能是国家电投集团核能发电及核能综合利用项目的投资、建设和运营的专业化管理平台，主营业务为电力销售业务，其主要客户均为山东省当地的电网公司和热力公司，主要客户与电投核能不存在关联关系，电投核能具备独立面向市场经营的能力。

（三）是否存在通过关联交易调节置入资产收入利润或成本费用、利用关联交易进行利益输送的情形

根据本问询函回复“问题3、关于置入资产关联交易”之“一、补充说明报告期内核燃料组件的价格变动趋势，结合国核铀业的投资回报率、可比市场公允价格、第三方市场价格、关联方与其他交易方的价格（如有）、同行业可比公司定价方式等，说明电投核能采购核燃料组件的定价公允性及对置入资产报告期内财务状况与经营成果的影响。”和“二、分项目列示电投核能向上海核工院采购的总承包服务费用，并补充说明已履行的程序、定价依据；结合同行业可比公司定价方式，补充说明关联采购工程总承包服务的定价公允性及对置入资产报告期

内财务状况与经营成果的影响。”中的相关分析，报告期内，电投核能关联销售和采购具备必要性、合理性，电投核能关联采购和关联销售价格具备公允性，不存在通过关联交易调节收入、利润或成本费用的情形，不存在利益输送的情形。

四、结合交易完成后新增关联交易金额及占比情况、同行业可比公司供应商集中度情况等，充分论证并补充披露本次交易是否导致新增严重影响独立性或者显失公平的关联交易，是否符合《重组办法》第四十四条的相关规定。

（一）交易完成后新增关联交易金额及占比情况

本次交易完成后，新增关联交易主要系电投核能及其子公司向关联方采购工程建设承包服务、核燃料采购以及其他综合服务等，前述关联交易均与上市公司核电运营项目日常经营活动相关，具有客观必要性，且定价公允，不存在向关联方进行利益输送的情形，关联交易整体对上市公司生产经营和独立性不构成重大不利影响。

本次交易完成前后，上市公司与关联方在销售、采购等方面关联交易情况如下：

单位：万元

本次交易完成后，上市公司关联销售占比有所下降，关联采购占比有所上升。

（二）同行业可比公司供应商集中度情况

报告期内，电投核能与同行业可比公司供应商集中度情况如下：

电投核能前五大供应商合计采购金额占比分别为74.34%和78.41%，主要为其向上海核工院采购的核电工程建设承包服务以及向国核铀业采购的核燃料，主要采购内容与可比公司一致，不存在差异。

报告期内电投核能供应商集中度大于中国核电和中国广核，主要系业务结构的差异所致。电投核能是国家电投集团核能发电及核能综合利用项目的投资、建设和运营的专业化管理平台，其前五大供应商采购内容均与核电项目的建设和运营相关。而同行业可比公司中，中国核电主要从事核能、风能、太阳能等清洁能源项目及配套设施的开发、投资、建设、运营与管理，其采购内容包含核能发电项目和新能源发电项目的建设和运营，因此采购范围更大，供应商集中度较低；中国广核主要从事建设、运营及管理核电站业务，其下属的中广核工程有限公司主要从事核电工程设计及技术服务，因此中国广核采购内容包含核能发电项目的核燃料采购以及中广核工程有限公司运营所需的工程相关业务，采购范围相较于电投核能更大，供应商集中度也较低。

（三）充分论证并补充披露本次交易是否导致新增严重影响独立性或者显失公平的关联交易，是否符合《重组办法》第四十四条的相关规定

本次交易前，电投核能具有完整的业务体系和直接面向市场独立经营的能力，各项业务具有完整的业务流程、独立的经营场所，与控股股东、实际控制人及其控制的其他企业间不存在严重影响独立性或者显失公平的关联交易。

本次交易完成后，电投核能纳入上市公司的合并范围，导致上市公司新增部分关联交易，但新增的交易是因为电投核能正常经营过程中所产生的，符合核能发电行业的惯例，具有必要性和合理性。

本次交易完成后，电投核能将继续严格按照相关法律、法规的规定及上市公司的相关规定，加强对关联交易内部控制，严格履行关联交易审议及信息披露程序，保持关联交易决策程序的合法性及信息披露的规范性。上市公司将加强对标的公司关联交易的监督管理和财务管控，保障电投核能关联交易的公允性和合理

性。同时，为规范本次交易后上市公司的关联交易，上市公司控股股东及其一致行动人、间接控股股东均出具了规范与减少关联交易的承诺函。综上，本次交易不会导致新增严重影响独立性或者显失公平的关联交易。本次交易符合《重组管理办法》第四十四条的相关规定。

五、补充说明报告期各期置入资产向关联方预付款金额较大的采购项目情况，包括但不限于合同签署时间、付款时间、资产入库时间、开票时间，采购与项目建设进度是否匹配，预付比例和时间是否合理；除预付款项外其他应收关联方项目的具体情况，是否具有商业实质。

（一）向关联方预付款金额较大的采购项目情况

报告期内，电投核能关联方预付款情况如下：

单位：万元

报告期内，电投核能向关联方预付金额较大的采购项目为其向国核铀业预付的核燃料组件采购款以及其向上海核工院预付的预付工程设备款。

1、预付核燃料组件采购款

核能发电所需的核燃料组件生产周期一般较长，因此需要提前采购。同行业可比公司中，中国核电预付款项主要为其向中核集团下属原子能公司的预付核燃料款，中国广核预付款项主要为其向中广核集团下属的中广核铀业发展有限公司

的预付核燃料款，因此电投核能向关联方预付较大的核燃料组件采购款具备合理性。电投核能与国核铀业签订核燃料组件采购合同中，针对核燃料组件的制备节点约定结算节点。

（1）2023年预付款项情况

截至2023年12月31日，电投核能预付国核铀业核燃料采购款余额为184,850.34万元，其中包括预付海阳核电1、2号机组第五循环和第六循环的核燃料节点采购款，各批次预付款项合同签署时间、支付时间、资产到货时间及开票时间具体情况如下表所示：

单位：万元

（2）2024年预付款项情况

截至2024年12月31日，电投核能预付国核铀业核燃料采购款余额为98,790.56万元，为预付海阳核电1、2号机组第六循环的核燃料节点采购款，各批次预付款项合同签署时间、支付时间、资产到货时间及开票时间具体情况如下表所示：

单位：万元

2、预付工程设备款

上海核工院为电投核能提供核电工程总承包服务，电投核能按照合同约定支付工程建设项目的设计、采购、建安、调试等合同预付款，并根据采购资产流动性重分类为其他非流动资产。核电站建设周期一般较长，同行业可比公司中，中国核电也向中核集团下属的中国核电工程有限公司预付较大金额的长期资产采购款，因此电投核能向关联方预付较大的工程设备款具备合理性。报告期各期末，电投核能向上海核工院预付工程设备款余额的情况如下：

单位：万元

报告期内，电投核能核电建设项目持续施工、持续采购设备与工程物资，因此预付工程设备款金额较大，电投核能向上海核工院采购的总承包服务与核电项目建设进度相匹配，预付比例和预付时间均参考总承包合同执行，具备合理性。

（二）预付款项外其他应收关联方项目的具体情况，是否具有商业实质报告期内，除预付款项外，电投核能其他应收关联方款项情况如下：

单位：万元

1、代垫款项

报告期内，电投核能对国家核电和重庆核电的其他应收款构成关联方资金占用，系电投核能以前年度代垫基建工程款所形成，上述资金占用款项已完成清理。截至上市公司第七届董事会第二十一次会议召开日2025年3月11日，电投核能的控股股东及其关联方不存在对电投核能非经营性资金占用的情况。

2、培训及综合服务费

除代垫款项等关联方资金占用外，电投核能其他应收关联方款项均为培训及后勤费，为经营性款项，具备商业实质，不构成资金占用。

因此，除电投核能对国家核电和重庆核电的代垫款项属关联方非经营性资金占用外，对关联方的其他应收款款项均具有商业实质。

六、逐笔说明报告期内向关联方拆出资金的形成原因、交易背景、拆出时间、流向及使用情况、利息及支付情况；期后是否存在新增关联方拆借，如是，请说明具体情况。

（一）报告期内，电投核能向关联方拆出资金的形成原因、交易背景、拆出时间、流向及使用情况、利息及支付情况

报告期内，电投核能向关联方拆出资金的形成原因、交易背景、拆出时间、流向及使用情况、利息及支付情况如下：

单位：万元

（二）期后新增关联方资金拆借情况

截至上市公司第七届董事会第二十一次会议召开日2025年3月11日，上述委托贷款均已还清。报告期期后，电投核能不存在新增的关联方资金拆借情况。

七、补充说明关联方资金拆借、委托贷款相应决策程序的履行情况，电投核能资金管理相关内控是否健全且有效执行，是否存在利益输送、关联方资金占用或其他利益安排。

（一）关联方资金拆借、委托贷款相应决策程序的履行情况

报告期内，电投核能及控股子公司按照《企业会计准则》《企业内部控制基本规范》、国家电投集团相关财务管理制度及相关配套产指引的相关规定建立健全了相关资金管理制度，对于资金拆借等方面均明确了目的、范围、职责、规定、流程等。

报告期内，电投核能各笔委托贷款决策程序的履行情况如下：

单位：万元

电投核能各笔委托贷款均已履行了必要的决策程序。

（二）资金管理相关内控建设及执行情况

报告期内，电投核能已建立了授权审批、不相容岗位相分离等资金管理内部控制制度，资金管理相关内控得以有效执行。

本次交易完成后，电投核能将成为上市公司的100%控股子公司，纳入上市公司的财务管理体系。在维持电投核能现有的经营模式和主要经营团队稳定下，将上市公司较完善的资金管理制度和内控管理制度运用到电投核能管理上，上市公司将对电投核能按照上市公司治理要求进行整体的管控，包括但不限于财务会计制度、内部控制制度、资金管理制度、预算管理制度、外部审计制度、关联交易管理制度、信息披露制度等各项管理制度，加强财务方面的内控建设和管理，以提高重组后上市公司整体的财务合规性和资金运用效率。

（三）是否存在利益输送、关联方资金占用或其他利益安排

报告期内，根据国家电投集团及国家核电的统一资金安排，电投核能存在向国家核电及其下属单位提供资金支持的情况，主要包括对国家核电和重庆核电的关联方往来，以及对江西核电和广西核电的关联方资金拆借。截至上市公司第七届董事会第二十一次会议召开日2025年3月11日，电投核能的控股股东及其关联方不存在对电投核能非经营性资金占用的情况。

除此之外，电投核能报告期内不存在利益输送、其他关联方资金占用或其他利益安排的情形。

八、补充说明电投核能分别从国家电投集团、财务公司拆入资金的原因，国家电投集团委托贷款和委托代拨款利率，与同类借款利率水平是否一致，相关利息与借款金额匹配性；

（一）电投核能分别从国家电投集团、财务公司拆入资金的原因

电投核能的主营业务为核电项目的开发、建设与运营，目前电投核能正在积极推进山东海阳核电站3、4号机组项目和山东海阳核电站5、6号机组项目的建设工作。鉴于核电项目具有建设周期长、资金需求大的行业特点，特别是在建机组集中建设阶段需要持续投入大量建设资金。为保障国家重点核电项目的顺利推进，优化融资结构，降低资金成本，电投核能通过集团内部资金调剂渠道，分别从国家电投集团及财务公司拆入资金。该等资金拆借行为是基于实际经营需要，

资金用途明确指向在建核电机组的工程建设，符合国家能源发展战略和集团整体产业布局要求。

（二）电投核能分别从国家电投集团、财务公司拆入资金利率及利息情况，与同类借款利率水平是否一致，相关利息与借款金额匹配性报告期内，电投核能使用从国家电投集团、财务公司拆入资金利率参考资金拆出方融资成本、资金状况及同类贷款基准利率或LPR，经双方商议确定，具备公允性。

电投核能从国家电投集团、财务公司拆入资金的利率及利息支付情况详见下表：

九、补充说明资金存放于关联方财务公司的情况，包括存款类型、金额、利率、利息收入同存款情况是否匹配、利率是否公允，对资金存放的内控制度及执行情况，是否存在资金自动归集的情形，交易完成后相关存款安排以及是否符合《关于规范上市公司与企业集团财务公司业务往来的通知》的规定回复：

（一）资金存放于关联方财务公司的情况，包括存款类型、金额、利率、利息收入同存款情况是否匹配、利率是否公允

报告期内，电投核能存在授权商业银行将资金定期划转至电投核能在国家电投集团财务有限公司（以下简称“财务公司”）开立账户的行为，具体如下：

1、资金存放于财务公司的基本情况

根据电投核能与财务公司签署的《金融服务协议》，电投核能在财务公司开立存款账户，并本着存取自由的原则，将资金存入在财务公司开立的存款账户，存款形式可以是活期存款、定期存款、通知存款、协定存款等。报告期内，电投核能在财务公司开立的账户中仅涉及活期存款和7天通知存款业务。

报告期各期末，电投核能在财务公司的存款金额分别为322,428.96万元、352,165.55万元，占货币资金的比例分别为99.91%、99.92%，具体如下：

单位：万元

注：存放财务公司款项包括存放于财务公司的银行存款及应计利息。

2、财务公司存款利率的公允性分析

（1）存款利率情况对比

根据电投核能与财务公司签署的《金融服务协议》，财务公司为电投核能提供存款服务的存款利率在满足人民银行相关规定的基础上，不低于财务公司公布的挂牌利率和电投核能及其成员公司存放在国内商业银行的同类存款利率。

报告期内，电投核能在财务公司的存款类型主要为活期存款、七天通知存款，财务公司存款利率、商业银行存款利率及基准利率对比情况如下：

注1：商业银行存款利率来源于中国工商银行、中国农业银行、中国银行、中国建设银行公布的存款利率；注2：基准利率来源于中国人民银行货币政策司公布的金融机构人民币存款基准利率调整表。

由上表可见，报告期内财务公司的存款利率参考中国人民银行公布的人民币存款基准利率确定，略高于同期主要商业银行同类产品的利率情况，主要原因系财务公司和商业银行的功能定位不同，财务公司根据集团资金集中管理需要，为成员单位提供的资金归集服务，通过财务公司的金融协同支持成员单位业务发展，因此上浮一定基点开展存款业务，具备合理性。

（2）财务公司存款利息收入同存款情况的匹配性

报告期内，电投核能在财务公司的存款类型主要为活期存款、七天通知存款，利息收入同存款的匹配情况如下：

单位：万元

注1：平均存款余额以每日财务公司活期存款余额、7天通知存款本金余额之和为基础计算算术平均值；注2：利息收入为公司存放财务公司存款的利息收入；注3：平均利率水平=利息收入/平均存款余额。

报告期各期，电投核能在财务公司的平均利率水平分别为0.71%、0.73%，整体较为稳定，介于活期存款利率、七天通知存款之间，具备合理性。

3、财务公司贷款利率的公允性分析

根据电投核能与财务公司签署的《金融服务协议》，财务公司向电投核能提供的贷款等信贷业务的信贷利率及费率，在满足中国人民银行有关贷款利率相关规定的基础上，不高于电投核能在其它国内主要金融机构取得的同类同期同档次信贷利率及费率最高水平。

电投核能及其下属公司根据自身经营所需，与财务公司分别开展存款和贷款业务；报告期内，电投核能在财务公司的贷款情况如下：

单位：万元

由上表可见，报告期内，电投核能在财务公司贷款的主体均为山东核电。山东核电作为海阳核电站的运营主体，目前海阳核电站二期、三期工程均在建设过程中，建设所需的中长期资金量较大，仅依靠股东电投核能的货币资金难以满足，因此还需向财务公司进一步寻求资金支持；报告期各期末，山东核电（含建设分公司）在财务公司的存款余额分别为10,486.90万元、14,540.05万元，均为活期存款，主要为公司日常运营所需的流动资金，难以满足山东核电项目建设所需的资金需求。因此，山东核电在财务公司的账户，不存在“存贷双高”的情况，向财务公司贷款具有合理性、公允性。

报告期内，电投核能向财务公司的信用借款、自营贷款的利率范围为

2.10%-2.80%，参考电投核能向商业银行同类型借款利率及同期LPR水平制定。电投核能向财务公司的银团贷款利率为2.23%，参考牵头商业银行的贷款利率执行；因此，电投核能在财务公司的贷款利率具有合理性、公允性。

（二）对资金存放的内控制度及执行情况

电投核能严格按照集团《资金集中管理实施办法》的相关规定，建立关于资金存放、使用、监督等各环节的内控制度，具体包括资金存放的审批和核查机制，确保资金的存放符合规定，及时对异常情况进行处理和纠正。建立资金存放安全的防范机制，包括设立资金保管人、使用密码和授权限制措施等。报告期内，电投核能相关存款安排履行的审批核查程序及相关内控措施符合资金存放等相关

内控制度，内部控制有效运行。

（三）是否存在资金自动归集的情形

报告期内，电投核能作为国家电投集团下属企业，存在将资金自动归集至电投核能所开立在财务公司账户的情形。各商业银行在电投核能的授权范围内，将电投核能资金划转至电投核能开立在财务公司的账户，划转后的资金仍在电投核能名下。自动归集的资金不存在使用受限、实质性资金被占用的情形；报告期内，电投核能在财务公司的归集发生额已参照关联方交易予以披露。电投核能不存在将资金自动归集至控股股东、实际控制人及其关联方账户的情形。

（四）交易完成后相关存款安排以及是否符合《关于规范上市公司与企业集团财务公司业务往来的通知》的规定

报告期内，对照《关于规范上市公司与企业集团财务公司业务往来的通知》（证监发〔2022〕48号），电投核能与财务公司的金融服务业务往来情况具体如下：

财务公司具有合法有效的《金融许可证》和营业执照；本次交易完成后，电投核能将纳入上市公司体系，按照上市公司制度标准完善关联交易、资金运营等管理制度和内部控制制度，持续加强内部资金管理，根据自身业务及资金使用、存放需求，自主选择与包括财务公司在内的金融机构办理存贷款业务，同时根据上市公司《关联交易管理制度》有关规定与财务公司签订《金融服务协议》，严格按照《关于规范上市公司与企业集团财务公司业务往来的通知》《深圳证券交易所上市公司自律监管指引第7号——交易与关联交易》等法规要求规范经营行为和信息披露，定期取得并审阅财务公司的财务报告以及风险指标等必要信息，

制定以保障存放资金安全性为目标的风险处置预案，建立规范上市公司与财务公司业务往来的监管协作机制。国家电投集团已出具《关于保持上市公司独立性的承诺函》，承诺如下：

“1、本次交易完成前，上市公司的人员、资产、业务、机构、财务独立。本次交易不存在可能导致上市公司在人员、资产、业务、机构、财务等方面丧失独立性的潜在风险。

2、本次交易完成后，作为上市公司的控股股东，本公司将继续严格遵守有关法律、法规、规范性文件的要求，平等行使股东权利、履行股东义务，不利用控股股东地位谋取不当利益，做到本公司及本公司控制的其他企业与上市公司在人员、资产、业务、机构、财务方面完全独立，不从事任何影响上市公司人员独立、资产独立完整、业务独立、机构独立、财务独立的行为，不损害上市公司及其他股东的利益，切实保障上市公司在人员、资产、业务、机构和财务等方面的独立性。

3、如因本公司或本公司控制的其他企业违反本承诺函导致上市公司遭受损失的，本公司将对由此给上市公司造成的全部损失做出全面、及时和足额的赔偿，并保证积极消除由此造成的任何不利影响。”

十、补充说明本次交易完成后控股股东、实际控制人及上市公司为保证关联交易公允性拟采取的具体措施及有效性。

本次交易完成后，上市公司将继续严格依照有关法律、法规、规章、其他规范性文件和公司章程的规定，遵守《公司章程》等关于关联交易的规定，履行必要的法律程序，依照合法有效的协议进行关联交易，并在实际工作中充分发挥独立董事的作用，遵循公平、公正、公开原则，履行信息披露义务，保护中小股东利益。

为了减少和规范关联交易，维护上市公司及其社会公众股东的合法权益，电投核能实际控制人国家电投集团和控股股东国家核电出具了《关于减少与规范关联交易的承诺函》，承诺如下：

“1、本次交易完成后，本公司及本公司控制的企业与上市公司之间将尽量避免或减少关联交易。

2、在进行确有必要且无法规避的关联交易时，保证按市场化原则和公允价格进行公平交易，并按相关法律、法规、规章等规范性文件及上市公司章程、关联交易管理制度等制度履行关联交易程序及信息披露义务。在股东大会对涉及相关关联交易进行表决时，履行回避表决的义务。本公司保证不会通过关联交易损害上市公司及其股东的合法权益。

3、本公司承诺将按照《中华人民共和国公司法》等法律法规以及上市公司章程的有关规定行使股东权利；并承诺不利用上市公司控股股东地位，损害上市公司及其他股东的合法利益。

4、本承诺函一经正式签署，即对本公司构成有效的、合法的、具有约束力的承诺，如因本公司未履行上述所作承诺而给上市公司造成损失，本公司将依法承担相应赔偿责任。”

十一、补充披露情况

本次交易是否导致新增严重影响独立性或者显失公平的关联交易，是否符合《重组办法》第四十四条的相关规定的分析已在《重组报告书》“第十二章 同业竞争与关联交易”之“二、关联交易情况”之“（六）本次交易符合《重组管理办法》第四十四条的相关规定”中补充披露。

十二、独立财务顾问核查意见

经核查，独立财务顾问认为：

1、报告期内，电投核能的关联交易主要为向国核铀业采购核燃料组件、向上海核工院采购工程总承包服务，具有商业实质，关联交易具有必要性、合理性，履行了相关内部审批程序，定价机制与同行业可比公司不存在实质性差异，交易定价具有公允性；不存在关联方利益输送或资金占用等违法违规行为，对电投核能财务状况、经营成果不构成重大不利影响。

2、相关关联交易不会对电投核能的经营独立性产生重大影响，不会构成对控股股东或实际控制人的重大依赖，电投核能具备独立面向市场经营的能力，不存在通过关联交易调节电投核能收入利润或成本费用的情形，不存在利益输送的情形。随着相关核电工程建设项目陆续竣工投产，预计关联采购工程总承包服务的交易金额及占营业成本的比例将有所降低。本次交易不会导致新增严重影响独

立性或者显失公平的关联交易，符合《重组管理办法》第四十四条的相关规定。

3、报告期内，电投核能向关联方拆出资金具有合理的背景及原因，具有合理的用途及还款计划，均履行了必要的决策程序，电投核能使用从国家电投集团、财务公司拆入资金利率参考资金拆出方融资成本、资金状况及同类贷款基准利率或LPR，经双方商议确定，具备公允性。报告期期后，电投核能不存在新增的关联方资金拆借情况。

4、电投核能作为国家电投集团下属企业，存在将资金自动归集至电投核能所开立在财务公司账户的情形，资金仍在电投核能名下，电投核能在经营活动中能够独立支配；自动归集的资金不存在使用受限、实质性资金被占用的情形，不存在将资金自动归集至控股股东、实际控制人及其关联方账户的情形。电投核能与财务公司的存贷款交易定价具有公允性，不存在资金占用及利益输送的情况。交易完成后，电投核能在财务公司的相关存款安排符合《关于规范上市公司与企业集团财务公司业务往来的通知》的规定。

问题4、关于置入资产评估预测申请文件显示：（1）本次交易对电投核能采取资产基础法评估结果作为评估结论，评估值为571.23亿元，增值率105.88%。（2）电投核能长期股权投资评估值为559.39亿元，其中，对持有的控股子公司山东核电有限公司（以下简称山东核电）股权采用收益法进行评估，评估值为173.29亿元；对持有的合营企业红沿河核电股权采用收益法进行评估，评估值为115.78亿元；对持有的控股子公司上海禾曦能源投资有限公司（以下简称上海禾曦）股权采用资产基础法进行评估，评估值为217.61亿元；其中，上海禾曦长期股权投资的评估值为

216.92亿元，其持有的联营企业江苏核电股权收益法评估值为182.67亿元。（3）山东核电收益法评估后的股东全部权益价值高于资产基础法评估后的股东全部权益价值，差异金额为92.48亿元，差异率为56.12%；红沿河核电收益法评估后的股东全部权益价值高于资产基础法评估后的股东全部权益价值，差异金额为

76.87亿元，差异率为42.61%。

请上市公司：（1）列表补充披露构成电投核能总资产额、净资产额、营业收入或者净利润百分之二十以上的下属企业评估的基本情况，包括但不限于前述指标占比、评估值、评估值占比、评估方法。（2）按公司分别逐项补充说明采用收益法评估的核心资产山东核电、江苏核电、红沿河核电的重要参数的预测依据、计算过程及合理性，预测期数据与报告期数据、同行业可比公司数据的差异及原因，包括但不限于上网电量、电价、热价、供热量、两个细则及辅助服务等费用、核燃料费、乏燃料费、修理费、职工薪酬、折旧摊销等成本、销售费用、管理费用、研发费用、财务费用、增值税返还额、企业所得税减免情况、资本性支出、营运资金增加额、非经营性资产和负债、溢余资产等；采用敏感性分析的方式量化说明重要指标变动对评估结果的影响程度，并结合申请文件中的敏感性分析，对本次交易中存在的评估风险进行充分的风险提示。（3）补充说明折现率计算过程中各参数的预测依据及合理性，折现率及主要参数与可比交易案例的对比情况及差异原因。（4）分别补充说明山东核电、红沿河核电收益法评估值与资产基础法评估值差异率较大的原因及合理性；江苏核电只采用收益法一种评估方法的原因及合理性，并说明增值率较高的原因。（5）结合山东核电、江苏核电、红沿河核电的市盈率、市净率、评估增值率情况，综合考虑前述资产运营

模式、业绩增长、同行业可比公司及可比交易定价情况等，补充说明评估定价是否公允。（6）补充说明是否存在可能影响评估结果的期后事项，如是，请说明具体情况。请独立财务顾问和评估师核查并发表明确意见。回复：

一、列表补充披露构成电投核能总资产额、净资产额、营业收入或者净利润百分之二十以上的下属企业评估的基本情况，包括但不限于前述指标占比、评估值、评估值占比、评估方法

构成电投核能总资产额、净资产额、营业收入或者净利润百分之二十以上的下属企业评估的基本情况及评估情况如下：

单位：万元

注：以上数据截至2024年12月31日。注：上述占比已考虑置入股权比例，江苏核电置入股权比例已考虑电投核能通过上海禾曦间接持股情况下的权益影响。注：由于参股公司江苏核电、红沿河核电的总资产额、营业收入不在电投核能合并报表中反应，不构成电投核能相关指标的来源，因此上表未予列示。注：上海禾曦评估值已包含其持有的江苏核电30%股权的评估价值。

二、按公司分别逐项补充说明采用收益法评估的核心资产山东核电、江苏核电、红沿河核电的重要参数的预测依据、计算过程及合理性，预测期数据与报告期数据、同行业可比公司数据的差异及原因，包括但不限于上网电量、电价、热价、供热量、两个细则及辅助服务等费用、核燃料费、乏燃料费、修理费、职工薪酬、折旧摊销等成本、销售费用、管理费用、研发费用、财务费用、增值税返还额、企业所得税减免情况、资本性支出、营运资金增加额、非经营性资产和负债、溢余资产等；采用敏感性分析的方式量化说明重要指标变动对评估结果的影响程度，并结合申请文件中的敏感性分析，对本次交易中存在的评估风险进行充分的风险提示

（一）按公司分别逐项补充说明采用收益法评估的核心资产山东核电、江苏核电、红沿河核电的重要参数的预测依据、计算过程及合理性

1、山东核电收益法评估计算与分析过程

（1）营业收入的预测

山东核电主要业务为核电和核电供热两部分，收入为售电收入和供热收入。

1）售电收入

根据现行政策及被评估单位历史经营情况判断，被评估单位上网电量分为计划电量和市场化交易电量。

售电收入=计划电量×批复电价（不含税）+市场交易电量×市场交易电价（不含税）

①上网电量的确定

上网电量主要与装机容量、发电利用小时、发电厂用电率和变电损失率有关。

上网电量=装机容量×发电利用小时×（1-发电厂用电率和变电损失率）

A.装机容量

截至评估基准日，已投入商运的为一期1、2号机组，装机容量为2×125万千瓦；二期3、4号机组预计于2027年4月、2028年1月分别投入商运，装机容量为2×125万千瓦。

B.发电利用小时的预测发电利用小时主要与机组大修天数、内部减载率、外部减载率等因素有关。对于未来大修天数，依据各机组排期计划确定；对于内部减载率、外部减载率，依据各年度内部减载、外部减载等效天数结合历史年度水平综合确定。评估预测中考虑了一期1、2号机组核能供热对发电小时数的影响，预测期一期1、2号机组发电利用小时数平均每年约7,817小时，二期3、4号机组发电利用小时数平均每年约7,967小时。

C.发电厂用电率和变电损失率的预测发电厂用电率和变电损失率主要结合历史年度的厂用电率和变电损失率以及预测年度的厂用电变化因素等确定。未来年度无重大耗电设施投资计划，参考评估基准日水平，2028年及之后，考虑到海阳核电4台机组全部投产后发电量大幅增加，厂用电率略有下降至约6.60%。

D.上网电量的确定综合上述数据分析后确定各机组的上网电量，上网电量分为计划电量和市场化交易电量，未来各年度计划电量和市场化交易电量主要按历史年度计划电量和市场化交易电量占比情况进行预测。根据山东省能源局《关于明确海阳核电1、2号机组参与市场交易有关事项的通知》，2023年11月起，海阳核电1、2号机组上网电量计划的70%优先消纳，其余电量参与电力市场交易。

②上网电价的确定

A.批复电价一期1、2号机组批复电价文件：《关于三代核电首批项目试行上网电价的通知》（发改价格[2019]535号）、《关于山东核电有限公司海阳一期核电项目上网电价有关事项的通知》（鲁发改价格[2019]544号）、《关于海阳核电一期工程上网电价有关事项的函》（鲁发改价格函[2021]151号），山东海阳一期核电项目上网电价按照0.4151元/千瓦时（含税）确定。

二期3、4号机组无批复电价，根据《国家发展改革委关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》（发改价格〔2013〕1130号），本次评估按山东省燃

煤标杆电价0.3949元/千瓦时（含税）预测。

B.市场电价本次评估，一期1、2号机组市场化电价参照历史年度市场电价水平预测，二期3、4号机组市场化电价参考一期1、2号机组市场化电价水平确定。

③两个细则考核及其他费用

根据《山东省电力并网运行管理实施细则》和《山东省电力辅助服务管理实施细则》，两个细则考核费用主要由运行考核费与辅助调峰服务费构成，运行考核费与机组的运行状况有关，不具有调峰能力的发电公司需根据相关考核指标支付或获得相关服务（违约赔偿）费用，辅助调峰服务费用同时也受到经济发展预期和当地电网消纳能力的影响。未来预测年度的两个细则及辅助服务费用按评估基准日的费用水平确定，即一期1号机组为0.0207元/千瓦时（含税），2号机组为0.0215元/千瓦时（含税），二期3、4号机组为0.0211元/千瓦时（含税）。

2）供热收入

热费收入=热价（元/GJ）×总供热量（GJ）

①供热单价确定

热价根据被评估单位与海阳市海发核能有限公司签订的长协确定，即执行35元/GJ（含税），居民供热部分免征增值税，非居民供热部分需缴纳9%的增值税。

②供热量的确定

“暖核一号”（国家能源核能供热商用示范工程）一期70万㎡核能供暖项目和二期450万㎡核能供暖项目通过对1号机组进行改造实现供热；三期900兆瓦核能供暖项目通过对2号机组进行改造实现供热。

山东核电1号机组主要面向海阳市主城区居民供暖，2号机组现阶段主要面向乳山市和海阳市扩容部分城市居民供暖，后续计划向烟台莱阳市供暖。

山东核电与海阳市海发核能有限公司签订了《供用热水合同》，山东核电向海阳市海发核能有限公司供热。

1号机供热量根据历史年度供热水平确定，预计供热量为200万GJ/年；2号机于2023年-2024年供暖季开始供热，其中2024年全年供热量约300万GJ，未来年度供热量参考历史年度供热水平并结合未来供热规划进行预测，预计供热量为350万GJ/年。

（2）营业成本的预测

营业成本主要包括核燃料费、乏燃料处置费、修理费、职工薪酬、折旧和摊销、材料费、核应急费、中低放处置费以及保险费及日常运维费等。

1）核燃料费的预测

当期装入堆芯的核燃料（装料成本）在本次装料与下次装料的周期内进行摊销，计算年度核燃料费用。每次换料的装料成本计算公式如下：

每次换料的装料成本=核燃料组件装料数量×核燃料组件单价

A.核燃料组件装料数量

山东核电CAP1000压水堆核电机组每个反应堆装料157组燃料组件，目前采用先进燃料管理模式，山东核电采用约18月换料模式，每个反应堆在换料时进行一次换料大修，每次每个反应堆更换约64组燃料组件。

B.核燃料组件单价的预测

参考与国核铀业签订的中长期换料核燃料组件供应服务合同，核燃料组件实行费用包干，主要以合同约定的核燃料组件价格进行结算。

核燃料组件价格=燃料组件单价×燃料组件数量

其中：核燃料组件单价=固定单价+基于国际天然铀现货市场指数和汇率变化的调整价

固定单价包含：天然铀、转化、分离功、组件加工、运输服务费、换料设计费等直至燃料组件在燃料厂房吊钩下的全部费用。

2025年至2028年天然铀价格参考核燃料行业知名咨询公司UxC2024年第三季度报告中预测的2025-2028年中长期天然铀价格指数，具体如下：

单位：美元/磅U3O8

2029年及以后的天然铀价格按2022-2040年度天然铀价格的平均值进行预测，即2029年以后天然铀价格指数确定为87美元/磅U3O8。其中2022-2024年为实际值，2025-2040年为UxC2024年第三季度报告中预测值。本次评估，核燃料组件单价在固定单价的基础上根据国际天然铀现货市场指数相对天然铀现货市场指数基准值的变化量以及汇率相对汇率基准值的变化量综合确定。由于无法准确预计上述汇率变化情况，本次评估预测不考虑基于汇率变化的调整价。天然铀指数变化的调整系数根据核燃料采购合同中约定的组件调整系数确定，被评估单位每次换料均需提前两年采购核燃料组件，采购价根据当年核燃料组件单价确定。2）乏燃料处置费的预测按照2010年7月，财政部、发改委、工信部联合印发的《核电站乏燃料处理处置基金征收使用管理暂行办法》（财综〔2010〕58号）的规定，已投入商业运行五年以上压水堆核电机组按实际上网销售电量征收，征收标准为0.026元/千瓦时。该办法出台生效时已经投入商业运行超过五年的机组，在办法颁布生效日起按照办法所规定的费用标准计提乏燃料处理处置费用；该办法出台生效时投入商业运行不足五年（含五年）及后续新建的机组，投产前五年不计提乏燃料处置费用，从第六年开始计提。3）职工薪酬的预测职工薪酬主要与职工数量及职工平均工资水平相关。职工数量根据公司业务发展需求预测，职工平均工资水平综合考虑当前薪酬水平、当地平均工资水平增长率、管理层计划等因素预测。4）折旧和摊销的预测山东核电固定资产折旧采用年限平均法或工作量法分类计提，根据固定资产类别、预计使用寿命和预计净残值率确定折旧率。对已计提减值准备的固定资产，未来期间按扣除减值准备后的账面价值及尚可使用年限确定折旧额。如固定资产

各组成部分的使用寿命不同或者以不同方式为企业提供经济利益，则选择不同折旧率或折旧方法，分别计提折旧。各类固定资产折旧方法、折旧年限、残值率和年折旧率如下：

专用机器设备按工作量法计提折旧的计算公式如下：

当期折旧率=当期实际发电量÷（当期实际发电量+剩余使用寿命预计发电量）当期折旧额=〔固定资产期末原值×（1-预计净残值率）-期初已计提的折旧额-计提的固定资产减值准备〕×当期折旧率摊销主要指无形资产摊销和长期待摊费用摊销。无形资产主要是土地使用权，按成本进行初始计量，自可供使用时起，对其原值在其预计使用寿命内采用直线法分期平均摊销。

长期待摊费用为已经发生但应由本期和以后各期负担的分摊期限在一年以上的各项费用。

5）修理费的预测

修理费指为保持固定资产的正常运转和使用，对其进行必要修理所发生的费用。修理费包括日常修理和大修，大修分为首次大修、十年期大修、大大修。未来年度日常修理费的预测参考历史年度日常维修水平；大修费用根据大修理计划和国家电力投资集团有限公司有关规定来进行预测。

6）材料费的预测

材料费指投产后运行、维护和事故处理等预计所耗用的各种原料、材料、备

品备件和低值易耗品等费用。未来年度参照历史年度度电材料费水平，结合预测年度发电量来进行预测。7）核应急费的预测核应急费指为加强核电厂核事故应急准备的专项费用。主要参考历史年度水平，结合2025年预算数据来进行预测，根据核应急费占用收入的比值来确定，预测年度核应急费占收入的比值约1.43%。

8）中低放处置费的预测中低放废物处理处置费指对使用过的中、低放射性核燃料、核废物进行处理和处置所发生的费用，中低放废物处理处置费=年发电量×单位发电量废物处理处置费。未来年度产生的废物量根据历史年度废物产生量与发电量的关系来进行预测，废物处理单价根据现行价格来进行预测。

9）保险费及日常运维的预测保险费指责任保险和财产保险，日常运维费主要包括办公费、会议费、差旅费、物业管理费、咨询费等费用。预测年度参照历史年度水平来预测。

（3）税金及附加的预测

山东核电税金及附加包括：城建税、教育费附加、地方教育附加、房产税、土地使用税、印花税以及车船税等。销项税根据不同收入确定适用的增值税率，进项税根据未来年度的采购情况确定适用的增值税率；

城市维护建设税7%、教育费附加3%、地方教育附加2%，以当期缴纳的增值税为基数计算；

土地使用税、房产税与持有和使用情况有关，本次按照当地税务制定的税额标准计算缴纳；车船税参照年度水平进行预测；印花税根据历史年度各类购销合同的发生情况进行申报缴纳，本次评估按照营业收入的一定比率进行预测。

（4）销售费用的预测

销售费用参照历史年度水平，按营业收入的一定比率进行预测。

（5）管理费用的预测

管理费用主要包括职工薪酬、办公费、差旅费、业务招待费、物业管理费、车辆使用费、党组织工作经费、广告宣传费、其他等费用。职工薪酬的预测与营业成本中职工薪酬的预测方式一致。对于办公费、差旅费、党组织工作经费的预测参考历史年度水平进行预测；对于除上述费用外的业务招待费、物业管理费、车辆使用费、广告宣传费以及其他等费用参考历史年度收入比例情况进行预测。

（6）研发费用的预测

研发费用主要包括职工薪酬、委托外部研究开发费、材料费和设备费等费用。

职工薪酬的预测与营业成本中职工薪酬的预测方式一致。

除职工薪酬以外的其他研发费用参考历史年度收入比例情况进行预测。

（7）财务费用的预测

财务费用包括长短期借款利息、核设施弃置费、存款利息收入、手续费、汇兑损益等。

1）利息费用

长短期借款利息根据还款计划和借款合同进行预测。

2）核设施弃置费

核设施退役基金为非付现费用，系根据国家法律法规和国际公约等规定承担环境保护和生态恢复等义务的固定资产预计弃置费用，按现值确认计入固定资产成本，预计弃置费总额与其现值的差额作为融资费用，按实际利率法以财务费用形式计入各期成本费用。

固定资产弃置费的会计政策：核电机组的弃置费按项目转固金额的10%计取，折现期为机组的全部服役期，折现率为五年期以上贷款利率。未来预测根据测试的每年确认的融资费用计入各年财务费用。未来年度的核设施弃置费按照4个机组的各年度应计提的费用列示。

3）其他费用

财务费用中的存款利息收入，手续费、汇兑损益等费用，因发生金额较小，且发生额不确定，未来年度不再进行预测。

（8）其他收益的预测

根据《财政部、国家税务总局关于核电行业税收政策有关问题的通知》（财税[2008]38号），核力发电企业生产销售电力产品，自核电机组正式商业投产次月起15个年度内，统一实行增值税先征后退政策，返还比例分三个阶段逐级递减，企业取得的增值税退税款，专项用于还本付息，不征收企业所得税。具体返还比例为：（1）自正式商业投产次月起5个年度内，返还比例为已入库税款的75%；（2）自正式商业投产次月起的第6至第10个年度内，返还比例为已入库税款的70%；（3）自正式商业投产次月起的第11至第15个年度内，返还比例为已入库税款的55%；（4）自正式商业投产次月起满15个年度以后，不再实行增值税先征后退政策。

根据上述增值税返还比例，按每台机组分别计算增值税返还额，预测其他收益。

（9）所得税的预测

根据财政部、国家税务总局《关于执行公共基础设施项目企业所得税优惠目录有关问题的通知》（财税[2008]46号）、国家税务总局《国家税务总局关于实施国家重点支持的公共基础设施项目企业所得税优惠问题的通知》（国税发[2009]80号）和财政部、国家税务总局《关于公共基础设施项目享受企业所得税优惠政策问题的补充通知》（财税[2014]55号）的规定，公司符合从事国家重点支持的分批次的公共基础设施项目投资经营所得税收优惠的有关规定，1、2号核电机组所得税三免三减半从2018年至2023年，3号核电机组从2027年至2029年免缴企业所得税，2030年至2032年减半缴纳企业所得税，3号核电机组从2028年至2030年免缴企业所得税，2031年至2033年减半缴纳企业所得税。以后期间按照企业适用的所得税率进行计算。

山东核电于2022年12月12日取得高新技术企业证书（证书编号GR202237006194），有效期三年，本次预测2024年执行15%的税率，2025年及之后执行25%的税率。

各机组按照制定的分机组核算办法进行核算并计算缴纳所得税。未来年度所得税费用依据以上思路进行预测。

（10）资本性支出的预测

山东核电未来年度资本性支出包括在建核电项目的后续投资和运营期资产更新支出等。对于在建项目后续投资支出根据被评估单位提供的最新投资计划来测算建设期每年的支出；对于运营期资产更新支出根据核岛、常规岛、BOP资产中设备的经济寿命年限来进行预测每年的资本性支出，经济寿命年限分为5年、8年、10年、12年、15年、20年及30年，接近退役期进行适当调整。

因核设施退役后需封存处置，各机组在运行期末需考虑退役费支出。

（11）营运资金增加额的预测

根据核电行业的特点，核电站正常运营阶段，核燃料需要根据合同提前采购，存在大额的预付账款及存货，本次评估对每期支付的核燃料的采购款作为现金流出单独考虑，每期摊销的核燃料费作为现金流入单独考虑。营运资金不再考虑核燃料的资金占用。

营运资金通过对预测期流动资产和流动负债的预测计算当期营运资金。流动资产包括货币资金、应收账款、预付账款（不含预付的核燃料费）、存货（不含核燃料费）等；流动负债包括应付账款、应交税费、应付职工薪酬等。

对于流动资产和流动负债的确定，需要根据生产经营情况，分析各科目的业务内容，剔除非经营性资产负债，在此基础上，通过分析各项资产负债的占用情况，并考虑业务结构的变化，通过与收入成本的相关性等因素来确定未来年度的营运资金。

营运资金=流动资产-流动负债。

营运资金追加额=当年营运资金-上年营运资金。

（12）期末资产回收预测

相关核设施退役后需封存处置，期末资产回收主要为营运资金。

（13）企业自由现金流量的预测

企业自由现金流量=息税前利润×（1-所得税率）+折旧及摊销-资本性支出-营运资金追加额+其他=营业收入-营业成本-税金及附加-期间费用+其他收益-所得税费用+利息支出×（1-所得税率）+折旧及摊销（含退役费）+退役费（财务费用）-资本性支出-营运资金追加额-核燃料费的现金支出+核燃料费摊销+增值税待抵扣进项税+经营期末资产回收

收益法预测表如下：

单位：万元

注：2031年以后的自由现金流详见评估说明。

（14）折现率的确定

折现率的确定过程请参见本题之“三、补充说明折现率计算过程中各参数的预测依据及合理性，折现率及主要参数与可比交易案例的对比情况及差异原因”。

（15）测算过程和结果

预测期内各年自由现金流按年中发生考虑，将收益期内各年的自由现金流按加权资本成本折现，从而得出被评估单位的经营性资产价值，计算结果详见下表：

单位：万元

注：2031年以后的自由现金流详见评估说明。

根据上表测算，该项目经营性资产价值为7,898,787.37万元。

（16）其他资产和负债的评估

1）非经营性资产和非经营性负债的评估

非经营性资产、负债是指与被评估单位生产经营无关的，评估基准日后企业

自由现金流量预测不涉及的资产与负债。被评估单位的非经营性资产、负债净额为77,888.54万元。评估基准日企业非经营性资产负债金额如下：

单位：万元

2）溢余资产的评估溢余资产是指评估基准日超过企业生产经营所需，评估基准日后企业自由现金流量预测不涉及的资产。本次评估将被评估单位超过最低现金保有量的货币资金作为溢余资产考虑，被评估单位日常经营所必需的现金持有量需要考虑各种付现因素，此次参照历史年度企业经营情况及基准日货币资金的保有水平，以被评估单位1个月的付现成本作为最低现金保有量。

经计算，评估基准日被评估单位的溢余资产为53,300.07万元。3）长期股权投资的评估长期股权投资包括对零碳能源产业技术研究院（烟台）有限公司和国电投（山东）核环保有限公司的股权投资，长期股权投资评估结果为2,111.94万元。

（17）收益法评估结果

1）企业整体价值的计算企业整体价值=经营性资产价值+溢余资产价值+非经营性资产价值-非经营性负债价值+长期股权投资价值

=7,898,787.37+53,300.07+178,344.76-100,456.22+2,111.94=8,032,087.92万元2）付息债务价值的确定山东核电的付息债务包括短期借款、一年内到期的非流动负债、其他流动负债、长期借款、长期应付款，核实后账面价值为5,459,504.76万元。3）股东全部权益价值的计算根据以上评估工作，山东核电的股东全部权益价值为：

股东全部权益价值=企业整体价值-付息债务价值=8,032,087.92-5,459,504.76=2,572,583.16万元

2、红沿河核电收益法评估计算与分析过程

（1）营业收入的预测

1）售电收入被评估单位的主要业务为核电，收入为售电收入。根据现行政策及2024年1-9月电力交易市场结算情况结合与相关人员的访谈，预测期被评估单位1号机组上网电量为市场化交易电量，2-4号机组上网电量分为市场化交易电量和煤改电电量，5-6号机组上网电量分为计划电量、市场化交易电量和煤改电电量。

售电收入=计划电量×批复电价（不含税）+市场交易电量×市场交易电价（不含税）+煤改电电量×煤改电交易电价（不含税）

1号机组售电收入=市场交易电量×市场交易电价（不含税）

2-4号机组售电收入=市场交易电量×市场交易电价（不含税）+煤改电电量×

煤改电电价（不含税）5-6号机组售电收入=计划电量×批复电价（不含税）+市场交易电量×市场交易电价（不含税）+煤改电电量×煤改电电价（不含税）。

①上网电量的确定

上网电量主要与装机容量、发电利用小时、发电厂用电率和变电损失率有关。上网电量=装机容量×发电利用小时×（1-发电厂用电率和变电损失率）A.装机容量截至评估基准日，6台机组均已投入商运，装机容量为6×111.9万千瓦。B.发电利用小时的预测发电利用小时主要与机组大修天数、内部减载率、外部减载率等因素有关。对于未来大修天数，依据各机组排期计划确定；对于内部减载率、外部减载率，依据各年度内部减载、外部减载等效天数结合历史年度水平综合确定。预测期一期1、2、3、4号机组发电利用小时数平均每年约7,607小时，二期5、6号机组发电利用小时数平均每年约7,702小时。

C.发电厂用电率和变电损失率的预测发电厂用电率和变电损失率主要结合历史年度的厂用电率和变电损失率以及预测年度的厂用电变化因素等确定。未来年度无重大耗电设施投资计划，参考2021年—2024年1-9月平均水平为6.17%。

D.上网电量的确定综合上述数据分析后确定各机组的上网电量，上网电量分为计划电量、市场化交易电量和煤改电电量，本次评估每台机组对于计划电量、市场交易电量、煤改电电量在上网电量中的比例是按照历史年度水平进行预测。

②上网电价的确定

A.批复电价根据辽宁省发展和改革委员会文件辽发改价格[2019]352号文件《省发展改革委关于2019年第二次降低一般工商业电价、调整部分发电企业上网电价及简

化销售电价分类结构等有关事项的通知》，1、2、3、4号机组上网电价平均上网电价由0.3958元/千瓦时（含税）调整为0.3823元/千瓦时（含税），根据辽宁省发展和改革委员会文件辽发改价格字[2022]30号文件《省发展改革委关于红沿河核电5、6号机组上网电价的批复》，5、6号机组上网电价为0.3749元/千瓦时（含税）。未来年度预测期间的电价，按以上电价保持不变考虑。

B.市场电价对于市场交易电价，从历史电价数据看,市场交易电量的电价与计划电量电价基本相同,本次评估假设未来年度市场电价按计划电量的价格测算。

C.煤改电电价根据辽宁省工业和信息化厅国家能源局东北监管局文件辽工信电力[2018]212号文件《辽宁省工业和信息化厅国家能源局东北监管局关于组织开展2018-2019供暖期电供暖电力交易工作的通知》，对于交易电价按2017年成交价格水平挂牌，即核电按0.18元/千瓦时（含税）执行。未来年度预测期间的电价，按以上电价保持不变考虑。

③两个细则考核及其他费用

根据《东北区域电力并网运行管理实施细则》《东北区域电力辅助服务管理实施细则》，两细则考核费用主要由运行考核费与辅助调峰服务费构成，运行考核费与企业机组的运行状况有关，不具有调峰能力的发电企业需根据相关考核指标支付或获得相关服务（违约赔偿）费用，辅助调峰服务费用同时也受到经济发展预期和当地电网消纳能力的影响。未来预测年度的两个细则及辅助服务费用参考历史年度水平及2025年度预测确定，即2025年度预计为0.0367元/千瓦时（含税）。随着辽宁省电网消纳能力的提升，2026年-2029年的两细则考核费用较2025年考虑一定幅度的下降，直至2029年保持平稳，为0.0299元/千瓦时（含税）。

（2）营业成本的预测

营业成本主要包括核燃料费、乏燃料处置费、生产物料费、日常运维与大修、职工薪酬、折旧和摊销、核应急准备金、环境保护费等。

1）核燃料费的预测

当期装入堆芯的核燃料（装料成本）在本次装料与下次装料的周期内按照当期实际电量进行摊销，计算年度核燃料费用。每次换料的装料成本计算公式如下：

每次换料的装料成本=核燃料组件装料数量×核燃料组件单价

①核燃料组件装料数量

目前企业采用先进燃料管理模式，6台机组均采用约18月换料模式，每个反应堆在换料时进行一次换料大修，1-6号机组每次每个反应堆更换约64组燃料组件。

②核燃料组件单价的预测

核燃料组件价格=燃料组件单价×燃料组件数量

2024年10-12月至2025年燃料组件价格根据被评估单位与国核铀业发展有限责任公司、中广核铀业发展有限公司签订的《红沿河核电厂长期换料燃料组件采购合同》确定。

2026年到2030年换料核燃料组件依据《关于批准签订红沿河十五五换料核燃料组件采购合同的议案》，核燃料组件单价=固定单价+基于国际天然铀现货市场指数和汇率变化的调整价、基于国际分离功市场指数变化的调整价和汇率变化的调整价。

固定单价包含：天然铀、转化、分离功、组件加工、运输服务费、换料设计费等直至燃料组件在燃料厂房吊钩下的全部费用。

本次评估，核燃料组件单价在固定单价的基础上根据国际天然铀和分离功现货市场指数相对天然铀、分离功现货市场指数基准值的变化量以及汇率相对汇率基准值的变化量综合确定。

2025年至2028年的天然铀价格参考核燃料行业知名咨询公司UxC2024年第三季度报告中预测的2025年至2028年中长期天然铀价格指数，具体如下：

单位：美元/磅U3O8

2029年及以后的天然铀价格按2022-2040年度天然铀价格的平均值进行预测，即2029年以后天然铀价格指数确定为87美元/磅U3O8。其中2022-2024年为实际值，2025-2040年为UxC2024年第三季度报告中预测值。

2026年至3031年的分离功价格参考核燃料行业知名咨询公司UxC2024年第三季度报告中预测的2026年至2031年中长期分离功价格指数，2032年及以后参考2031年价格指数确定，具体如下：

单位：美元/kgSWU

本次评估，核燃料组件单价在固定单价的基础上根据国际天然铀/分离功现货市场指数相对天然铀/分离功现货市场指数基准值的变化量以及汇率相对汇率基准值的变化量综合确定。由于无法准确预计上述汇率变化情况，本次评估预测不考虑基于汇率变化的调整价。企业每次换料均需提前两年采购核燃料组件，采购价根据当年核燃料组件单价确定。

2）乏燃料处置费的预测

按照2010年7月，财政部、发改委、工信部联合印发的《核电站乏燃料处理处置基金征收使用管理暂行办法》（财综〔2010〕58号）的规定，已投入商业运行五年以上压水堆核电机组按实际上网销售电量征收，征收标准为0.026元/千瓦时。该办法出台生效时已经投入商业运行超过五年的机组，在办法颁布生效日起按照办法所规定的费用标准计提乏燃料处理处置费用；该办法出台生效时投入商业运行不足五年（含五年）及后续新建的机组，投产前五年不计提乏燃料处置费用，从第六年开始计提。

3）职工薪酬的预测

职工薪酬主要与职工数量及职工平均工资水平相关。职工数量根据公司业务发展需求预测，职工平均工资水平综合考虑当前薪酬水平、当地平均工资水平增长率、管理层计划等因素预测。

4）折旧和摊销的预测

红沿河核电将固定资产分为核电设施和非核电设施。对于核电设施，除核电

设施退役费单列外，其他核电设施按照核岛、常规岛、辅助系统以及机械、电气、仪控、房屋、构筑物两个维度进行分类。核电设施从达到预定可使用状态的次月起，除房屋构筑物采用年限平均法计提折旧外，其他各类核电设施采用产量法计提折旧。常规岛及辅助系统机械类设备净残值率为5%，核电设施中其他固定资产净残值率为零。公司的核电设施预计使用寿命如下：

采用产量法计提折旧的计算公式如下：

当期折旧率=报告期实际上网电量÷(实际上网电量+剩余折旧期预计上网电量)

当期折旧额=[固定资产期末原值×(1-预计净残值率)－期初已计提的折旧额－计提的固定资产减值准备]×当期折旧率

对于非核电设施，从达到预定可使用状态的次月起，采用年限平均法在使用寿命内计提折旧。各类固定资产的使用寿命、预计净残值和年折旧率如下：

摊销主要指无形资产摊销和长期待摊费用摊销。无形资产主要是土地使用权，按成本进行初始计量，自可供使用时起，对其原值在其预计使用寿命内采用直线法分期平均摊销。

长期待摊费用为已经发生但应由本期和以后各期负担的分摊期限在一年以

上的各项费用。

5）日常运维与大修的预测日常运维与大修为保持固定资产的正常运转和使用，对其进行必要修理所发生的运行维护费用，根据修理制度，未来年度修理费根据大修理计划，日常运维与大修的标准按照企业的预算指标确定。6）生产物料费的预测生产物料费指日常运行、维护、机组大修等预计所耗用的各种原料、材料、备品备件和低值易耗品等费用，未来年度的生产物料费按照企业的预算指标结合历史年度水平确定。7）核应急准备金的预测核应急准备金根据财政部国防科工委关于印发《核电厂核事故应急准备专项收入管理规定》的通知（财防[2007]181号）核电企业在运行期按年度上网销售电量每千瓦时0.0002元人民币的标准预测。

8）生产管理性支出的预测生产管理性支出包括保险费、办公费、水费、会议费、业务招待费、差旅费、后勤服务费、交通运输费、咨询费、诉讼费、中介咨询费、协会会费、环境保护费等，未来年度生产管理性支出主要根据2022年到2024年1-9月的费用率水平、公司未来经营预算等资料进行预测。

（3）税金及附加的预测

被评估单位的税金及附加包括：城建税、教育费附加、地方教育附加、房产税、土地使用税以及印花税等。

核电售电收入销项税适用13%的增值税率，进项税根据未来年度的采购情况确定适用的增值税率；

城市维护建设税5%、教育费附加3%、地方教育附加2%，以当期缴纳的增值税为基数计算；

土地使用税、房产税与企业持有和使用情况有关，本次按照当地税务制定的

税额标准计算缴纳；印花税根据历史年度各类购销合同的发生情况进行申报缴纳，本次评估按照营业收入的一定比率和成本中需要缴纳印花税的项目的一定比率进行预测。

（4）销售费用的预测

销售费用主要包括租赁费、职工薪酬和其他销售费用等。职工薪酬的预测与营业成本中职工薪酬的预测方式一致；租赁费按照合同约定金额进行预测；其他销售费用参照历史年度的发生水平进行预测。

（5）管理费用的预测

管理费用主要是折旧及摊销费、职工薪酬、后勤服务费、交通运输费、其他管理费用等。折旧和摊销费用的预测与营业成本中折旧摊销预测方式一致，职工薪酬的预测与营业成本中职工薪酬的预测方式一致；对于后勤服务费、交通运输费、其他管理费用按照历史年度平均水平确定。

（6）研发费用的预测

研发费用指科研项目支出，未来的预测主要根据历史科研项目支出的平均水平预测。

（7）财务费用的预测

财务费用包括长短期借款利息、核设施弃置费、存款利息收入、手续费、汇兑损益等。

1）利息费用

长短期借款利息根据还款计划和借款合同进行预测。

2）核设施弃置费

核设施退役基金为非付现费用，系企业根据国家法律法规和国际公约等规定、企业承担环境保护和生态恢复等义务的固定资产预计弃置费用，按现值确认计入固定资产成本，预计弃置费总额与其现值的差额作为融资费用，按实际利率法以财务费用形式计入各期成本费用。

固定资产弃置费的会计政策：核电机组的弃置费按项目转固金额的10%计取，折现期为机组的全部服役期，折现率为五年期以上贷款利率。未来预测根据测试的每年确认的融资费用计入各年财务费用。未来年度的核设施弃置费按照6个机组的各年度应计提的费用列示。3）其他费用财务费用中的存款利息收入，手续费、汇兑损益等费用，因发生金额较小，且发生额不确定，未来年度不再进行预测。

（8）其他收益的预测

根据《财政部、国家税务总局关于核电行业税收政策有关问题的通知》（财税[2008]38号），核力发电企业生产销售电力产品，自核电机组正式商业投产次月起15个年度内，统一实行增值税先征后退政策，返还比例分三个阶段逐级递减，企业取得的增值税退税款，专项用于还本付息，不征收企业所得税。具体返还比例为：（1）自正式商业投产次月起5个年度内，返还比例为已入库税款的75%；（2）自正式商业投产次月起的第6至第10个年度内，返还比例为已入库税款的70%；（3）自正式商业投产次月起的第11至第15个年度内，返还比例为已入库税款的55%；（4）自正式商业投产次月起满15个年度以后，不再实行增值税先征后退政策。

红沿河核电1号机组于2013年6月投入商运，2号机组2014年5月投运，3号机组2015年8月投运，4号机组于2016年6月投运，5号机组于2021年7月投运，6号机组于2022年6月投运，根据政策，红沿河核电六台机组至2037年后不再享受增值税返还政策。

据此，根据预测的各机组每年应缴增值税额，按照上述增值税返还比例，预测其他收益。

（9）所得税的预测

根据财政部、国家税务总局《关于执行公共基础设施项目企业所得税优惠目录有关问题的通知》（财税[2008]46号）、国家税务总局《国家税务总局关于实施国家重点支持的公共基础设施项目企业所得税优惠问题的通知》（国税发[2009]80号）和财政部、国家税务总局《关于公共基础设施项目享受企业所得税

优惠政策问题的补充通知》（财税[2014]55号）的规定，公司符合从事国家重点支持的分批次的公共基础设施项目投资经营所得税收优惠的有关规定，1号、2号、3号、4号核电机组运营时间已超过所得税优惠政策年限，评估基准日及以后年度按照25%所得税进行计算，5号核电机组从2024年至2026年减半缴纳企业所得税，6号核电机组从2022年至2024年免缴企业所得税，2025年至2027年减半缴纳企业所得税，以后期间按照25%所得税率进行计算。各机组按照制定的分机组核算办法进行核算并计算缴纳所得税。未来年度所得税费用依据以上思路进行预测。

（10）资本性支出的预测

资本性支出主要包括1#-6#机组的后续投资、技改支出及更新支出，核电设施设计使用年限自正式运营后40年，为维持机组持续经营，需要对部分核岛、常规岛及相关辅助设备进行改造或更新。对于运营期资产更新支出根据核岛、常规岛、BOP资产中设备的经济寿命年限来进行预测每年的资本性支出，经济寿命年限分为5年、6年、7年、8年、10年、12年、15年、20年、30年及接近退役期进行适当调整。核燃料费的支出是6台机组在每个换料周期更换核燃料产生的支出，未来核燃料费的支出按换料计划进行预测。

因核设施退役后需封存处置，各机组在运行期末需考虑退役费支出。

（11）营运资金增加额的预测

根据核电行业的特点，核电站正常运营阶段，核燃料需要根据合同提前采购，存在大额的预付账款及存货，本次评估对每期支付的核燃料的采购款作为现金流出单独考虑，每期摊销的核燃料费作为现金流入单独考虑。营运资金不再考虑核燃料的资金占用。

营运资金通过对预测期流动资产和流动负债的预测计算当期营运资金。流动资产包括货币资金、应收账款、预付账款（不含预付的核燃料费）、存货（不含核燃料费）等；流动负债包括应付账款、应交税费、应付职工薪酬等。

对于流动资产和流动负债的确定，需要根据生产经营情况，分析各科目的业务内容，剔除非经营性资产负债，在此基础上，通过分析各项资产负债的占用情况，并考虑业务结构的变化，通过与收入成本的相关性等因素来确定未来年度的

营运资金。营运资金=流动资产-流动负债。营运资金追加额=当年营运资金-上年营运资金。

（12）期末资产回收预测

本次预测期至最后投入商运的6#机组服役期满即2062年6月，收益期内各年预测自由现金流量按期中折现考虑，期末回收资产现金流按运行期末考虑，按照确定的折现率折现，红沿河核电主要经营性资产为核力发电资产，相关核设施退役后需封存处置，因此期末资产回收主要考虑期末营运资金的回收。

（13）企业自由现金流量的预测

企业自由现金流量=息税前利润×(1-所得税率)+折旧及摊销-资本性支出-营运资金追加额+其他

=营业收入-营业成本-税金及附加-期间费用+其他收益-所得税费用+利息支出×（1-所得税率）+折旧及摊销（含退役费）+退役费（财务费用）-资本性支出-营运资金追加额-核燃料费的现金支出+核燃料费摊销+增值税待抵扣进项税+经营期末资产回收

收益法预测表如下：

单位：万元

注：2031年以后的自由现金流详见评估说明。

（14）折现率的确定

折现率的确定过程请参见本题之“三、补充说明折现率计算过程中各参数的预测依据及合理性，折现率及主要参数与可比交易案例的对比情况及差异原因”。

（15）测算过程和结果

预测期内各年自由现金流按年中发生考虑，将收益期内各年的自由现金流按加权资本成本折现，从而得出被评估单位的经营性资产价值，计算结果详见下表：

单位：万元

注：2031年以后的自由现金流详见评估说明。

根据上表测算，该项目经营性资产价值为7,457,093.77万元

（16）其他资产和负债的评估

1）非经营性资产和非经营性负债的评估非经营性资产、非经营性负债是指与被评估单位生产经营无关的，评估基准日后企业自由现金流量预测不涉及的资产与负债。非经营性资产及负债采用成本法进行评估。非经营性资产净值评估结果如下：

单位：万元

企业非经营性资产和负债净额为-22,784.86万元。2）溢余资产的评估溢余资产是指评估基准日超过企业生产经营所需，评估基准日后企业自由现金流量预测不涉及的资产。本次评估将被评估单位超过最低现金保有量的货币资金作为溢余资产考虑，被评估单位日常经营所必需的现金持有量需要考虑各种付现因素，此次参照历史年度企业经营情况及基准日货币资金的保有水平，以被评估单位1个月的付现成本作为最低现金保有量。经计算，评估基准日被评估单位的溢余资产为172,024.86万元。3）长期股权投资的评估单独评估的长期股权投资价值为公司持有的非控股长期股权投资，由于不具备整体评估的条件，评估人员按照取得被投资单位评估基准日财务报表乘以持股比例确认评估值，长期股权投资评估结果为571.19万元。

（17）收益法评估结果

1）企业整体价值的计算企业整体价值=经营性资产价值+溢余资产价值+非经营性资产价值-非经营性负债价值+长期股权投资价值=7,457,093.77+172,024.86-22,784.86+571.19=7,606,904.95（万元）2）付息债务价值的确定红沿河核电的付息债务为短期借款、一年内到期的非流动负债和长期借款，核实后账面价值为5,033,985.32万元。3）股东全部权益价值的计算根据以上评估工作，红沿河核电的股东全部权益价值为：

股东全部权益价值=企业整体价值-付息债务价值=7,606,904.95-5,033,985.32=2,572,919.63（万元）

3、江苏核电收益法评估计算与分析过程

（1）营业收入的预测

江苏核电主要业务为核电，收入为售电收入和蒸汽供能收入。1）售电收入售电收入根据现行政策及历史经营情况判断，被评估单位上网电量分为计划电量和市场化交易电量。售电收入=计划电量×批复电价（不含税）+市场交易电量×市场交易电价（不含税）

①上网电量的确定

上网电量主要与装机容量、发电利用小时、发电厂用电率和变电损失率有关。上网电量=装机容量×发电利用小时×（1-发电厂用电率和变电损失率）A.装机容量截止评估基准日，6台机组均已投入商运，1、2号每台机组的装机容量为

106.00万千瓦，3、4号每台机组的装机容量为112.60万千瓦，5、6号每台机组的装机容量为111.80万千瓦，总装机容量为660.80万千瓦。B.发电利用小时的预测发电利用小时主要与机组大修天数、内部减载率、外部减载率等因素有关。对于未来大修天数，依据各机组排期计划确定；对于内部减载率、外部减载率，依据各年度内部减载、外部减载等效天数结合历史年度水平综合确定。预测期一期1、2号机组发电利用小时数平均每年约7,325小时，二期3、4号机组发电利用小时数平均每年约6,791小时，三期5、6号机组发电利用小时数平均每年约7,427小时。

C.发电厂用电率和变电损失率的预测

发电厂用电率和变电损失率主要结合历史年度的厂用电率和变电损失率以及预测年度的厂用电变化因素等确定。未来年度无重大耗电设施投资计划，参考评估基准日水平约6.60%。D.上网电量的确定综合上述数据分析后确定各机组的上网电量，上网电量分为计划电量和市场化交易电量，本次评估每台机组对于计划电量、市场交易电量在上网电量中的比例是按照历史年度水平进行预测。

②上网电价的确定

A.批复电价

根据江苏省发展和改革委员会文件苏发改工价[2019]499号文件《省发展改革委关于降低一般工商业电价有关事项的通知》，自2019年7月1日起，将田湾核电站1-2号机组和3-4号机组上网电价分别调整为每千瓦时0.439元（含税）、

0.391元（含税）；根据江苏省发展和改革委员会文件苏发改价格发[2020]1058号文件《省发展改革委关于田湾核电站5号机组上网电价的批复》，5号机组上网电价为0.391元/千瓦时（含税）；根据江苏省发展和改革委员会文件苏发改价格发[2021]573号文件《省发展改革委关于田湾核电站6号机组上网电价的批复》，6号机组上网电价为0.391元/千瓦时（含税）。未来年度预测期间的电价，按以上电价保持不变考虑。

A.市场电价

对于市场交易电价，每台机组未来年度各机组的市场交易电价按照2024年1-9月的平均市场交易电价进行预测，预测期保持不变。

③两个细则考核及其他费用

未来年度根据《江苏电力并网运行管理实施细则》《江苏电力辅助服务管理实施细则》，两细则考核费用主要由运行考核费与辅助调峰服务费构成，运行考核费与企业机组的运行状况有关，不具有调峰能力的发电公司需根据相关考核指标支付或获得相关服务（违约赔偿）费用，辅助调峰服务费用同时也受到经济发展预期和当地电网消纳能力的影响；未来预测年度的两个细则及辅助服务费用参

考历史年度水平及2024年度预算确定，即为0.011元/千瓦时（含税）。2）蒸汽供能收入江苏核电于2024年上半年开始供蒸汽业务，根据与被评估单位访谈2025年及以后每年预计销售蒸汽量在480万吨。2024年上半年一直处于调试运行状态，故2024年销售量较少，根据现有客户江苏方洋集团有限公司的需求，以后每年的蒸汽需求量在480万吨。未来年度供蒸汽单价的预测按企业与江苏方洋集团有限公司合同约定的单价确定，2025年及以后的销售蒸汽量根据现有客户江苏方洋集团有限公司每年的蒸汽需要量确定。

蒸汽供能收入=单价×预计销售蒸汽量

（2）营业成本的预测

营业成本主要包括生产物料费、核燃料费、职工薪酬、乏燃料处置费、场外应急费、折旧摊销费、日常运维与大修及其他费用等。

1）核燃料费的预测

当期装入堆芯的核燃料（装料成本）在本次装料与下次装料的周期内按照当期实际电量进行摊销，计算年度核燃料费用。每次换料的装料成本计算公式如下：

每次换料的装料成本=核燃料组件装料数量×核燃料组件单价

①核燃料组件装料数量

江苏核电6台机组均采用约18月换料模式，每个反应堆在换料时进行一次换料大修，1号机组、2号机组、3号机组、4号机组每次每个反应堆更换约64组至67组燃料组件，5号机组和6号机组每次每个反应堆更换约68组燃料组件。

②核燃料组件单价的预测

核燃料组件单价由天然铀价格、纯化转化价格、浓缩价格和核燃料组件加工费用组成，具体计算公式如下：

核燃料组件单价=天然铀价格+纯化转化价格+浓缩价格+核燃料组件加工费用。

2025年至2028年天然铀价格参考核燃料行业知名咨询公司UxC2024年第三

季度报告中预测的2025-2028年中长期天然铀价格指数，具体如下：

单位：美元/磅U3O8

2029年及以后的天然铀价格按2022-2040年度天然铀价格的平均值进行预测，即2029年以后天然铀价格指数确定为87美元/磅U3O8。其中2022-2024年为实际值，2025-2040年为UxC2024年第三季度报告中预测值。

根据上述指数换算（天然铀价格=中长期天然铀价格指数×2.6×评估基准日汇率/10）得出2025年至2028年的天然铀价格，2029年及以后的天然铀价格参考2029年的天然铀价格指数确定。具体如下：

单位：万元/吨

纯化转化价格、浓缩价格、核燃料组件加工费用等依据中国核能电力股份有限公司与中国原子能工业有限公司签署的《核燃料采购供应协议（2021-2030年）》协议确定。

2）乏燃料处置费的预测

按照2010年7月，财政部、发改委、工信部联合印发的《核电站乏燃料处理处置基金征收使用管理暂行办法》（财综〔2010〕58号）的规定，已投入商业运行五年以上压水堆核电机组按实际上网销售电量征收，征收标准为0.026元/千瓦时。该办法出台生效时已经投入商业运行超过五年的机组，在办法颁布生效日起按照办法所规定的费用标准计提乏燃料处理处置费用；该办法出台生效时投入商业运行不足五年（含五年）及后续新建的机组，投产前五年不计提乏燃料处置费用，从第六年开始计提。

3）职工薪酬的预测

职工薪酬主要与职工数量及职工平均工资水平相关。职工数量根据公司业务发展需求预测，职工平均工资水平综合考虑当前薪酬水平、当地平均工资水平增长率、管理层计划等因素预测。

4）折旧和摊销的预测江苏核电固定资产折旧采用年限平均法和工作量法分类计提，根据固定资产类别、预计使用寿命和预计净残值率确定折旧率。对已计提减值准备的固定资产，未来期间按扣除减值准备后的账面价值及尚可使用年限确定折旧额。如固定资产各组成部分的使用寿命不同或者以不同方式为企业提供经济利益则选择不同折旧率或折旧方法，分别计提折旧。

各类固定资产折旧方法、折旧年限、残值率和年折旧率如下:

专用设备按工作量法计提折旧的计算公式如下:

核电机组预计总工作量=∑（机组功率×24小时×365天×预计使用年限×负荷因子）当月单位工作量折旧额=（固定资产原值×（1-残值率）-已计提折旧）/（预计总工作量-截至上月己完成工作量）当月应计提折旧额=当月单位工作量折旧额×当月实际发电量摊销主要指无形资产摊销和长期待摊费用摊销。无形资产主要是土地使用权、专利和软件，按成本进行初始计量，自可供使用时起，对其原值在其预计使用寿命内采用直线法分期平均摊销。

长期待摊费用为已经发生但应由本期和以后各期负担的分摊期限在一年以上的各项费用。

5）日常运维与大修的预测

日常运维与大修为保持固定资产的正常运转和使用，对其进行必要修理所发生的运行维护费用，依据修理制度，未来年度修理费依据大修理计划，日常运维与大修的标准按照企业的预算指标确定。

6）生产物料费的预测

生产物料费指日常运行、维护、机组大修等预计所耗用的各种原料、材料、备品备件和低值易耗品等费用。未来年度的生产物料费预测按照公司预算及历史年度水平确定。

7）场外应急费的预测

场外应急费根据财政部国防科工委关于印发《核电厂核事故应急准备专项收入管理规定》的通知（财防[2007]181号）核电企业在运行期按年度上网销售电量每千瓦时0.0002元人民币的标准预测。

8）其他费用包括核保险费、核安全工作费、核电站环境保护费、动力费、办公费、差旅费、交通运输费、技术服务费、软件维护费、警卫消防费、质量保证费、采购储运费等，主要根据2022年到2024年1-9月的费用率水平、公司未来经营预算等资料进行预测。

（3）税金及附加的预测

江苏核电税金及附加包括：城建税、教育费附加、地方教育附加、房产税、土地使用税以及印花税等。

核电售电收入销项税适用13%的增值税率，进项税根据未来年度的采购情况确定适用的增值税率；

城市维护建设税7%、教育费附加3%、地方教育附加2%，以当期缴纳的增值税为基数计算；

土地使用税、房产税与企业持有和使用情况有关，本次按照当地税务制定的税额标准计算缴纳；印花税依据历史年度各类购销合同的发生情况进行申报缴纳，本次评估按照营业收入的一定比率和成本中需要缴纳印花税的项目的一定比率进行预测。

（4）管理费用的预测

管理费用主要是职工薪酬、折旧摊销费、协会会费、修理费、宣传费、聘请中介机构费、其他管理费用等。折旧摊销费用的预测与营业成本中折旧摊销预测思路一致；职工薪酬的预测与营业成本中职工薪酬的预测方式一致。协会会费、修理费、宣传费、聘请中介机构费以及其他管理费用的预测参考历史年度水平进行确定。

（5）研发费用的预测

研发费用主要是职工薪酬、材料、燃料和动力费、无形资产摊销、其它相关支出、委托研发、集中研发等。

职工薪酬的预测与营业成本中职工薪酬的预测方式一致。材料、燃料和动力费、其它相关支出、委托研发、集中研发按照2024年1-9月的费用率水平、2025年预算及相关资料进行预测。

（6）财务费用的预测

财务费用包括长短期借款利息、核设施弃置费、存款利息收入、手续费、汇兑损益等。

1）利息费用

长短期借款利息根据还款计划和借款合同进行预测。

2）核设施弃置费

核设施退役基金为非付现费用，系企业根据国家法律法规和国际公约等规定、企业承担环境保护和生态恢复等义务的固定资产预计弃置费用，按现值确认计入固定资产成本，预计弃置费总额与其现值的差额作为融资费用，按实际利率法以财务费用形式计入各期成本费用。

固定资产弃置费的会计政策：核电机组的弃置费按项目转固金额的10%计取，折现期为机组的全部服役期，折现率为五年期以上贷款利率。未来预测根据测试的每年确认的融资费用计入各年财务费用。未来年度的核设施弃置费按照6个机组的各年度应计提的费用列示。

3）其他费用财务费用中的存款利息收入，手续费、汇兑损益等费用，因发生金额较小，且发生额不确定，未来年度不再进行预测。

（7）其他收益的预测

根据《财政部、国家税务总局关于核电行业税收政策有关问题的通知》（财税[2008]38号），核力发电公司生产销售电力产品，自核电机组正式商业投产次月起15个年度内，统一实行增值税先征后退政策，返还比例分三个阶段逐级递减，企业取得的增值税退税款，专项用于还本付息，不征收企业所得税。具体返还比例为：（1）自正式商业投产次月起5个年度内，返还比例为已入库税款的75%；（2）自正式商业投产次月起的第6至第10个年度内，返还比例为已入库税款的70%；（3）自正式商业投产次月起的第11至第15个年度内，返还比例为已入库税款的55%；（4）自正式商业投产次月起满15个年度以后，不再实行增值税先征后退政策。

江苏核电1号机组于2007年5月投入商运运营，2号机组2007年8月投运，3号机组2018年2月投运，4号机组于2018年12月投运，5号机组于2020年9月投运，6号机组于2021年6月投运，根据政策，企业六台机组至2036年后不再享受增值税返还政策。

据此，根据预测的各机组每年应缴增值税额，按照上述增值税返还比例，预测其他收益。

（8）所得税的预测

根据财政部、国家税务总局《关于执行公共基础设施项目企业所得税优惠目录有关问题的通知》（财税[2008]46号）、国家税务总局《国家税务总局关于实施国家重点支持的公共基础设施项目企业所得税优惠问题的通知》（国税发[2009]80号）和财政部、国家税务总局《关于公共基础设施项目享受企业所得税优惠政策问题的补充通知》（财税[2014]55号）的规定，公司符合从事国家重点支持的分批次的公共基础设施项目投资经营所得税收优惠的有关规定，1号、2号、3号、4号核电机组运营时间已超过所得税优惠政策年限，评估基准日及以后年度按照25%所得税进行计算，5号核电机组从2023年至2025年减半缴纳企

业所得税，6号核电机组从2024年至2026年减半缴纳企业所得税，以后期间按照25%所得税率进行计算。各机组按照企业制定的分机组核算办法进行核算并计算缴纳所得税。未来年度所得税费用依据以上思路进行预测。

（9）资本性支出的预测

资本性支出主要包括1#-6#机组的后续投资、技改支出及更新支出，核电设施设计使用年限自正式运营后40年，为维持机组持续经营，需要对部分核岛、常规岛及相关辅助设备进行改造或更新。对于运营期资产更新支出根据核岛、常规岛、BOP资产中设备的经济寿命年限来进行预测每年的资本性支出，经济寿命年限分为5年、6年、7年、8年、10年、12年、15年、20年及30年及接近退役期进行适当调整。核燃料费的支出是6台机组在每个换料周期更换核燃料产生的支出，未来核燃料费的支出按企业换料计划进行预测。

因核设施退役后需封存处置，各机组在运行期末需考虑退役费支出。

（10）营运资金增加额的预测

根据核电行业的特点，核电站正常运营阶段，核燃料需要根据合同提前采购，存在大额的预付账款及存货，本次评估对每期支付的核燃料的采购款作为现金流出单独考虑，每期摊销的核燃料费作为现金流入单独考虑。营运资金不再考虑核燃料的资金占用。

营运资金通过对预测期流动资产和流动负债的预测计算当期营运资金。流动资产包括货币资金、应收账款、预付账款（不含预付的核燃料费）、其他应收款、存货（不含核燃料费）等；流动负债包括应付账款、合同负债、应交税费、应付职工薪酬、其他应付款、其他流动负债等。

对于流动资产和流动负债的确定，需要根据企业生产经营情况，分析各科目的业务内容，剔除非经营性资产负债，在此基础上，通过分析各项资产负债的占用情况，并考虑业务结构的变化，通过与收入成本的相关性等因素来确定未来年度的营运资金。

营运资金=流动资产-流动负债。

营运资金追加额=当年营运资金-上年营运资金。

（11）期末资产回收预测

本次预测期至最后投入商运的6#机组服役期满即2061年6月，收益期内各年预测自由现金流量按期中折现考虑，期末回收资产现金流按运行期末考虑，按照确定的折现率折现，江苏核电主要经营性资产为核力发电资产，相关核设施退役后需封存处置，因此企业资产回收主要考虑期末营运资金的回收。

（12）企业自由现金流量的预测

企业自由现金流量=息税前利润×（1-所得税率）+折旧及摊销-资本性支出-营运资金追加额+其他

=营业收入-营业成本-税金及附加-期间费用+其他收益-所得税费用+利息支出×（1-所得税率）+折旧及摊销（含退役费）+退役费（财务费用）-资本性支出-营运资金追加额-核燃料费的现金支出+核燃料费摊销+增值税待抵扣进项税+经营期末资产回收

收益法预测表如下：

单位：万元

注：2031年以后的自由现金流详见评估说明。

（13）折现率的确定

折现率的确定过程请参见本题之“三、补充说明折现率计算过程中各参数的预测依据及合理性，折现率及主要参数与可比交易案例的对比情况及差异原因”。

（14）测算过程和结果

预测期内各年自由现金流按年中流出考虑，将收益期内各年的自由现金流按加权资本成本折现，从而得出被评估单位的经营性资产价值，计算结果详见下表：

单位：万元

注：2031年以后的自由现金流详见评估说明。

根据上表测算，该项目经营性资产价值为9,931,248.50万元。

（15）其他资产和负债的评估

1）非经营性资产和非经营性负债的评估非经营性资产、非经营性负债是指与被评估单位生产经营无关的，评估基准日后企业自由现金流量预测不涉及的资产与负债。非经营性资产及负债采用成本法进行评估。非经营性资产净值评估结果如下：

评估基准日企业非经营性资产负债金额如下：

单位：万元

企业非经营性资产和负债净额为51,616.73万元。2）溢余资产的评估溢余资产是指评估基准日超过企业生产经营所需，评估基准日后企业自由现金流量预测不涉及的资产。由于江苏核电的货币资金规模低于经测算的最低现金保有量的货币资金规模，且不涉及与现金流预测相关的其他溢余资产。因此，江苏核电无溢余资产。

3）长期股权投资的评估评估基准日，江苏核电持有的长期股权投资主要包括控股、非控股长期股权投资及其他非流动金融资产。其中，对控股的长期股权投资评估值按评估基准日账面净资产乘以持股比例确认，对于非控股的长期股权投资以及其他非流动金融资产，由于未取得评估基准日财务报表，故本次按照账面价值确认评估。

（16）收益法评估结果

1）企业整体价值的计算企业整体价值=经营性资产价值+非经营性资产和负债净额+溢余资产价值+长期股权投资价值

=9,931,248.50+51,616.73+0.00+32,250.93=10,015,116.15（万元）2）付息债务价值的确定江苏核电的付息债务为短期借款、一年内到期的非流动负债和长期借款，核实后账面价值为3,825,958.34万元。3）股东全部权益价值的计算根据以上评估工作，江苏核电的股东全部权益价值为：

股东全部权益价值=企业整体价值-付息债务价值=10,015,116.15-3,825,958.34

=6,189,157.81（万元）4）永续债价值的确定对于江苏核电的永续债本次采用成本法评估，核实后的账面价值为100,000.00万元。

5）扣除永续债后的股东全部权益价值的计算根据以上评估工作，江苏核电扣除永续债后的股东全部权益价值为：

扣除永续债后的股东全部权益价值=股东全部权益价值－永续债价值=6,189,157.81-100,000.00=6,089,157.81（万元）

（二）预测期数据与报告期数据、同行业可比公司数据的差异及原因，包括但不限于上网电量、电价、热价、供热量、两个细则及辅助服务等费用、核燃料费、乏燃料费、修理费、职工薪酬、折旧摊销等成本、销售费用、管理费用、研发费用、财务费用、增值税返还额、企业所得税减免情况、资本性支出、营运资金增加额、非经营性资产和负债、溢余资产等

1、报告期上网电量与预测期以及同行业可比公司数据对比

为方便与可比公司数据进行对比，本次将上网电量折算为发电小时数指标进行对比，具体如下：

（1）山东核电、红沿河核电、江苏核电报告期发电小时数与预测期对比

注：2022年至2024年9月为实际数，2024年10月及以后为预测数。注：预测期末非整年发电小时数已剔除。

（2）可比公司发电小时

注：可比公司数据来源为可比公司年度报告等，下同。

通过上述数据对比，各公司报告期与预测期发电小时数据均随大修排期而变动，趋势保持一致，与可比公司发电小时无显著差异，上网电量预测总体较平稳。综上，本次评估对于电量的预测依据合理。

2、报告期不含税电价与预测期以及同行业可比公司数据对比

（1）山东核电、红沿河核电、江苏核电报告期电价与预测期对比

单位：元/千瓦时

注：2022年至2024年9月为实际数，2024年10月及以后为预测数。

（2）可比公司电价

单位：元/千瓦时

通过上述数据对比，各公司报告期与预测期电价数据无显著差异；山东核电、红沿河核电电价低于可比公司电价平均值，主要因为核电电价受区域电价政策的影响较大，山东核电和红沿河核电分别位于山东省和辽宁省，而中国核电和中国广核的电站多位于江苏、浙江和广东等地，相关省份平均电价更高；此外，辽宁省两个细则及辅助服务等费用较高，导致红沿河核电的电价水平偏低；江苏核电电价基本与可比公司电价水平保持一致。综上，本次评估对于电价的预测依据合理。

3、报告期热价与预测期以及同行业可比公司数据对比

单位：元/GJ

注：2022年至2024年9月为实际数，2024年10月及以后为预测数。

通过上述数据对比，山东核电报告期与预测期热价数据保持一致，热价根据被评估单位与海阳市海发核能有限公司签订的长协确定，即执行35元/GJ（含税）。红沿河核电、江苏核电、可比公司不涉及供热业务。综上，本次评估对于热价的预测依据合理。

4、报告期供热量与预测期以及同行业可比公司数据对比

单位：GJ

注：2022年至2024年9月为实际数，2024年10月及以后为预测数。

山东核电1号机组于2019-2020年采暖季开工供热，2号机组于2023年下半年采暖季开始供热，导致报告期供热量逐年递增，2024年采暖季供热量达到稳定，未来对于供热量的预测参考历史年度供热量水平及未来供热规划进行预测，预计供热量为550万GJ/年，红沿河核电、江苏核电、可比公司不涉及供热业务。综上，本次评估对于供热量的预测依据合理。

5、报告期两个细则及辅助服务等费用与预测期以及同行业可比公司数据对比

注：2022年至2024年9月为实际数，2024年10月及以后为预测数。

通过上述数据对比，各公司报告期与预测期度电两细则及辅助费用无显著差异，本次对于两个细则及辅助服务的预测主要参考各电站历史年度变动情况分析预测；因可比公司未披露两个细则及辅助服务等费用指标，暂无法与可比公司进行对比。不同地区两个细则考核制度存在差异，辽宁省两个细则及辅助服务等费

用相对偏高，因此红沿河两个细则及辅助服务等费用较高。综上，本次评估对于两个细则及辅助服务等费用的预测依据合理。

6、报告期核燃料与预测期以及同行业可比公司数据对比

（1）山东核电、红沿河核电、江苏核电报告期核燃料与预测期对比

注：2022年至2024年9月为实际数，2024年10月及以后为预测数。

（2）可比公司核燃料

注：中国核电2022年年度报告披露的内容为“燃料及其他材料成本”，包含核燃料成本与其他材料成本。通过上述数据对比，各核电站预测期相较报告期核燃料成本呈上涨趋势，主要系预测未来天然铀价格呈上涨趋势。报告期内，山东核电、红沿河核电、江苏核电核燃料占上网电量的比例与可比公司平均值无显著差异。综上，本次评估对于核燃料费的预测依据合理。

7、报告期修理费与预测期以及同行业可比公司数据对比

注：2022年至2024年9月为实际数，2024年10月及以后为预测数。注：预测期末非整年修理费已剔除。通过上述数据对比，各公司预测期内各年修理费有一定波动，主要与各机组的大小修排期相关。本次评估，修理费的预测依据公司的修理制度，修理计划，日常运维与大修的标准等并参考历史年度水平确定；因可比公司未披露修理费指标，暂无法与可比公司进行对比。综上，本次评估对于修理费的预测依据合理。

8、报告期职工薪酬与预测期以及同行业可比公司数据对比

注：2022年至2024年9月为实际数，2024年10月及以后为预测数。

通过上述数据对比，山东核电、红沿河核电预测期较报告期度电薪酬有所增长，主要是根据未来年度职工人数需求、平均工资水平以及未来工资增长因素进行预测；江苏核电因处于经济发达地区，预测期数据与报告期无显著差异；因可比公司未披露职工薪酬指标，暂无法与可比公司进行对比。综上，本次评估对于

职工薪酬的预测依据合理。

9、报告期折旧摊销等成本与预测期以及同行业可比公司数据对比

（1）山东核电、红沿河核电、江苏核电报告期折旧摊销与预测期对比

注：2022年至2024年9月为实际数，2024年10月及以后为预测数。

（2）可比公司折旧摊销

注：中国核电年度报告未披露核电业务折旧摊销，因此度电折旧摊销按年度全口径折旧摊销

除以全口径上网电量计算。

通过上述数据对比，各公司报告期与预测期度电折旧摊销数据无显著差异，本次评估，折旧摊销的预测根据企业会计政策规定的年限、残值率、计提折旧摊销方法进行预测；山东核电、江苏核电核度电折旧摊销略高于可比公司平均值，红沿河核电度电折旧摊销略低于可比公司平均值，主要是因为标的公司与可比公司计提折旧摊销的会计政策和电站造价水平产生的差异。综上，本次评估对于折旧摊销成本预测依据合理。

10、报告期销售费用与预测期以及同行业可比公司数据对比

（1）山东核电、红沿河核电、江苏核电报告期销售费用与预测期对比

注：2022年至2024年9月为实际数，2024年10月及以后为预测数。注：江苏核电报告期及预测期销售费用均为0。

（2）可比公司销售费用

通过上述数据对比，各公司报告期与销售费用占收入的比例数据无显著差异。

可比公司与被评估单位的销售费用占营业收入的比例均较低，各公司销售费用的小幅区别主要来源为销售费用项下的细分明细存在差异。山东核电销售费用占收入的比例略高于可比公司平均值，主要系销售服务费差异导致。本次销售费用的预测主要是基于各公司自身特点、经营方式进行确定。综上，本次评估对于销售费用预测依据合理。

11、报告期管理费用与预测期以及同行业可比公司数据对比

（1）山东核电、红沿河核电、江苏核电报告期管理费用与预测期对比

注：2022年至2024年9月为实际数，2024年10月及以后为预测数。

（2）可比公司管理费用

通过上述数据对比，各公司报告期与预测期管理费用占收入的比例数据无显著差异，各公司管理费用占收入的比例均低于可比公司平均值，主要原因为可比公司中国核电和中国广核下属子公司较多，管理费用较高，其披露的管理费用系采用集团整体口径进行核算，涵盖了更广泛的费用项目；中国核电和中国广核为上市公司，较非上市公司合规与信息披露成本较高。本次评估中，各核电公司在核算管理费用时，其范围限定于各独立电站为组织运营活动所产生的具体支出。综上，被评估单位的管理费用占收入的比例低于可比公司存在合理性，本次评估对于管理费用预测依据合理。

12、报告期研发费用与预测期以及同行业可比公司数据对比

（1）山东核电、红沿河核电、江苏核电报告期研发费用与预测期对比

注：2022年至2024年9月为实际数，2024年10月及以后为预测数。

（2）可比公司研发费用

通过上述数据对比，山东核电预测期研发费用相比报告期呈下降趋势，且从研发费用占收入比例高于可比公司逐步下降至低于可比公司平均值，主要是因为随着山东核电机组国产化率不断提高，公司研发投入及承担的研发费用相应下降；红沿河核电报告期与预测期研发费用占收入比例无显著差异，红沿河核电研发费用占收入比例低于可比公司平均值，主要与承担的科研项目相对较少、研发投入相对较少等有关。江苏核电研发费用占收入比例高于可比公司平均值，主要原因为江苏核电承担着较多的科研项目以及自身机组的国产化任务。本次研发费用的预测主要是基于各公司自身特点、经营方式、研发方向预测。综上，本次评估对于研发费用预测依据合理。

13、报告期财务费用与预测期以及同行业可比公司数据对比

（1）山东核电、红沿河核电、江苏核电报告期财务费用与预测期对比

注：2022年至2024年9月为实际数，2024年10月及以后为预测数。

（2）可比公司财务费用

通过上述数据对比，各公司预测期财务费用相比报告期为逐年下降的趋势，主要因为财务费用-利息支出的预测依据公司的资本结构、融资计划、贷款利率等思路计算。本次收益法评估仅对已投运及在建存量项目进行预测，预测期存量项目贷款本金随不断减少，利息支出随之逐年下降，因此长期来看各公司的财务费用率逐渐下降至低于可比公司近年平均值。可比公司近年来的资产负债率保持在60%-70%的水平。山东核电二期工程处于在建阶段，资产负债率较高，截至2024年末山东核电资产负债率为74.38%红沿河核电财务费用占收入的比例较可比公司水平相对略高，主要系其6台机组投产时间相对较晚，资产负债率水平仍保持在相对偏高的水平，截至2024年末红沿河核电资产负债率为73.57%。江苏核电财务费用占收入的比例处于可比公司区间范围。综上，本次评估对于财务费用预测依据合理。

14、报告期资本性支出与预测期以及同行业可比公司数据对比

（1）山东核电、红沿河核电、江苏核电报告期资本性支出与预测期对比

注：2022年至2024年9月为实际数，2024年10月及以后为预测数。

通过上述数据对比，山东核电报告期资本性支出金额较大主要是因为3、4号机组正处于建设阶段，未来年度3、4号机组资本性支出的预测参考工程合同、工程预决算资料以及工程施工计划进行预测；红沿河核电、江苏核电报告期不存在新建机组的支出，预测期资本性支出主要包括机组的技改支出、更新支出，为维持机组持续经营，需要对部分核岛、常规岛及相关辅助设备进行改造或更新。对于存量资产更新支出根据核岛、常规岛、BOP资产中设备的经济寿命年限测算每年的资本性支出，经济寿命年限分为5年、6年、7年、8年、10年、12年、15年、20年及30年及接近退役期进行适当调整。因可比公司披露的报表信息有限，暂无法准确计算出与标的公司可比的资本性支出数据。综上，本次评估对于资本性支出预测依据合理。

15、报告期营运资金增加额与预测期以及同行业可比公司数据对比

资金追加额=当年营运资金-上年营运资金，为方便数据分析，本次以营运资金占收入比例的口径进行对比，具体如下：

（1）山东核电、红沿河核电、江苏核电报告期营运资金与预测期对比

注：预测期末非整年发电小时数已剔除。通过上述数据对比，各公司报告期与预测期营运资金变动趋势基本一致，核电项目投产稳定运行之后，在没有在建机组的情况下，运营资金和收入规模一般保持稳定，变动相对较小。山东核电2082年的营运资金占收入比例为10.84%相对较高，主要系当年1、2号机组已过设计寿命，不再预测其收入，同时3、4号机组存在大修计划，发电利用小时数下降，导致营业收入较低所致。山东核电、红沿河核电、江苏核电在计算营运资金时需将非经营性资产、负债以及溢余资产剔除，如预付账款中的核燃料费、存货中的核燃料费、应付账款中的工程款、设备费等，因可比公司披露的报表信息有限，暂无法准确计算出与标的公司可比的营运资金。综上，本次评估对于营运资金的预测依据合理。

16、报告期、预测期以及同行业可比公司对于乏燃料处置费、企业所得税减免、非经营性资产和负债、溢余资产情况对比

（1）乏燃料处置费

山东核电、红沿河核电、江苏核电与可比公司对于乏燃料处置费的计提均按

照2010年7月，财政部、发改委、工信部联合印发的《核电站乏燃料处理处置基金征收使用管理暂行办法》（财综〔2010〕58号）的规定，已投入商业运行五年以上压水堆核电机组按实际上网销售电量征收，征收标准为0.026元/千瓦时，投产前五年不计提乏燃料处置费用，从第六年开始计提。本次对于乏燃料处置费的预测依据上述政策进行预测，综上，本次评估对于乏燃料处置费预测依据合理。

（2）增值税返还额

山东核电、红沿河核电、江苏核电与可比公司政策依据一致，增值税返还的预测按照《财政部、国家税务总局关于核电行业税收政策有关问题的通知》（财税[2008]38号），核力发电企业生产销售电力产品，自核电机组正式商业投产次月起15个年度内，统一实行增值税先征后退政策，返还比例分三个阶段逐级递减，企业取得的增值税退税款，专项用于还本付息，不征收企业所得税。具体返还比例为：（1）自正式商业投产次月起5个年度内，返还比例为已入库税款的75%；（2）自正式商业投产次月起的第6至第10个年度内，返还比例为已入库税款的70%；（3）自正式商业投产次月起的第11至第15个年度内，返还比例为已入库税款的55%；（4）自正式商业投产次月起满15个年度以后，不再实行增值税先征后退政策。本次对于增值税返还的预测依据上述政策进行预测，综上，本次评估对于增值税返还预测依据合理。

（3）企业所得税减免

山东核电、红沿河核电、江苏核电与可比公司适用的所得税减免政策一致，主要政策包括：①三免三减半政策，根据《国家税务总局关于实施国家重点扶持的公共基础设施项目企业所得税优惠问题的通知》（国税发〔2009〕80号），经有关部门批准，从事符合《公共基础设施项目企业所得税优惠目录》规定范围、条件和标准的居民企业，其投资经营所得，自该项目取得第一笔生产经营收入所属纳税年度起，第一年至第三年免征企业所得税，第四年至第六年减半征收企业所得税；②研发费加计扣除，根据《财政部国家税务总局科技部关于完善研究开发费用税前加计扣除政策的通知》（财税〔2015〕119号）、《财政部税务总局科技部关于提高研究开发费用税前加计扣除比例的通知》（财税〔2018〕99号）、《财政部税务总局科技部关于加大支持科技创新税前扣除力度的公告》（财政部税务总局科技部公告2022年第28号）等政策规定，本次企业所得税的预测依据

上述政策进行预测。综上，本次评估对于企业所得税预测依据合理。

（4）非经营性资产和负债、溢余资产

非经营性资产、非经营性负债是指与被评估单位生产经营无关的，评估基准日后企业自由现金流量预测不涉及的资产与负债；溢余资产是指评估基准日超过企业生产经营所需，评估基准日后企业自由现金流量预测不涉及的资产。各公司非经营性资产和非经营性负债、溢余资产的评估情况请参见本题之“（一）按公司分别逐项补充说明采用收益法评估的核心资产山东核电、江苏核电、红沿河核电的重要参数的预测依据、计算过程及合理性”相关内容。

（三）采用敏感性分析的方式量化说明重要指标变动对评估结果的影响程度，并结合申请文件中的敏感性分析，对本次交易中存在的评估风险进行充分的风险提示

1、敏感性分析参数选择

核电企业收益法评估中主要参数是电价、核燃料费和折现率，本次对上述参数进行敏感性分析。

2、敏感性分析测算结果

（1）对电价变动的敏感性分析

根据收益法测算的数据，以评估的未来各期使用收益法的长期股权投资企业电价为基准，假设未来各年度电价均按同比例变动额进行变化，其他因素、数据均不变动，置入资产评估值对电价变动的敏感性分析如下：

由上述分析可见，电价与基准日评估值存在正向变动关系。

（2）对核燃料组件单价变动的敏感性分析

根据收益法测算的数据，以评估的未来各期使用收益法的长期股权投资企业核燃料组件单价为基准，假设未来各年度核燃料组件单价均按同比例变动额进行变化，其他因素、数据均不变动，置入资产评估值对核燃料组件单价变动的敏感

性分析如下：

由上述分析可见，核燃料组件单价与基准日评估值存在反向变动关系。

（3）对折现率变动的敏感性分析

根据收益法测算的数据，以评估的未来各期使用收益法的长期股权投资企业折现率为基准，假设未来各年度折现率均按同比例进行变化，其他因素、数据均不变动，置入资产评估值对折现率变动的敏感性分析如下：

由上述分析可见，折现率与基准日评估值存在反向变动关系。

3、敏感性分析结论

通过对各指标敏感性分析可以发现电价的变动对评估值影响最大，其次是折现率、核燃料组件单价的变动。各核电公司电价主要分批复电价和市场化电价两种，对于批复电价的预测主要依据的是电价批复文件，对于市场化电价的预测主要参考的历史年度电价水平预测；折现率数据主要来源于市场数据；核燃料组件单价主要是长期协议价，相对稳定；因此上述主要参数预测依据合理。

三、补充说明折现率计算过程中各参数的预测依据及合理性，折现率及主要参数与可比交易案例的对比情况及差异原因

（一）补充说明折现率计算过程中各参数的预测依据及合理性

本次置入标的及其子公司、参股公司采用收益法进行评估共有11家公司，按公司经营业务划分，核电业务有6家、核电相关业务有4家，平台管理公司1家。

本次以山东核电、红沿河核电、江苏核电为例分析折现率计算过程中主要参数的取值依据及合理性。

1、折现率计算模型

本次评估所采用的折现率为加权平均资本成本（WACC）。

WACC=K

e×

EE+D

+K

d

×(1?t)×

DE+D

其中：K

e

：权益资本成本；K

d

：付息债务资本成本；E：权益的市场价值；D：付息债务的市场价值；t：所得税率。其中，权益资本成本采用资本资产定价模型（CAPM）计算。计算公式如下：

Ke=rf+βL

×MRP+r

c

其中：r

f：无风险收益率；MRP：市场风险溢价；βL

：权益的系统风险系数；r

c

：企业特定风险调整系数。

2、折现率相关参数的选取及计算过程

（1）无风险收益法的确定

国债收益率通常被认为是无风险的，因为持有该债权到期不能兑付的风险很小，可以忽略不计。本次评估以评估基准日时点10年期国债到期年收益率2.1518%作为无风险收益率。

（2）权益系统风险系数的确定

被评估单位的权益系统风险系数计算公式如下：

βL=(1+(1?t)×

DE

)×β

U

式中：

β

L

：有财务杠杆的权益的系统风险系数；βU：无财务杠杆的权益的系统风险系数；t：被评估企业的所得税税率；D/E：被评估企业的目标资本结构。根据被评估单位的业务特点，评估人员通过WIND资讯系统查询了6家主业为核电、水电且与被评估单位规模相近的A股央企电力上市公司2024年9月30日的β

L

值，并依据所得税率、资本结构等换算成无财务杠杆原始β值。折现率系用于将未来的预期收益折现，因此折现率及β系数应与未来预期情况相匹配。在上述原始β值的基础上，本次评估参照Bloomberg公布的反映未来预期的调整后β值计算方式进行调整，即调整后β值=原始β值×67%+1×33%。

按上述公式计算了6家电力行业公司的调整后β值并取其平均值0.4528作为被评估单位的β值，具体数据见下表：

根据被评估单位的经营特点分析，本次评估目标资本结构取6家电力行业上市公司资本结构平均D/E，为63.60%。

将上述确定的参数代入权益系统风险系数计算公式，计算得出被评估单位的权益系统风险系数。

注：计算βL涉及的企业所得税率按照预测期内被评估单位每年预测所得税预测。

（3）市场风险溢价的确定

市场风险溢价是市场投资报酬率与无风险报酬率之差。评估基准日市场投资报酬率以上海证券交易所和深圳证券交易所股票交易价格指数为基础，选取1992年至2023年的年化周收益率加权平均值综合分析确定。经测算，市场投资报酬率为9.37%，无风险报酬率取评估基准日10年期国债的到期收益率2.1518%，市场风险溢价为7.22%。

（4）企业特定风险调整系数的确定

企业特定风险调整系数是根据被评估单位与所选择的对比企业在企业特殊经营环境、企业成立时间、企业规模、经营管理、抗风险能力、特殊因素所形成的优劣势等方面的差异进行的调整系数。综合考虑现有的治理结构、管理水平和抗行业风险等方面的情况，确定山东核电特定风险调整系数为2.0%；红沿河核电特定风险调整系数为1.50%；江苏核电特定风险调整系数为1.50%。

（5）预测期折现率的确定

1）计算权益资本成本

K

e

=r

f

+β

L

×MRP+r

c

将上述确定的参数代入权益资本成本计算公式，计算得出被评估单位的权益资本成本。

2）计算加权平均资本成本

WACC=K

e

×

EE+D

+K

d

×(1?t)×

DE+D

根据被评估单位评估基准日平均贷款利率，确定山东核电、红沿河核电、江苏核电付息债务资本成本为2.56%、2.95%、3.36%；将上述确定的参数代入加权平均资本成本计算公式，计算得出被评估单位的加权平均资本成本。

（二）折现率及主要参数与可比交易案例的对比情况及差异原因因核电行业没有可比交易，所以选择同属于清洁能源、发电稳定、项目投资额较大等特点的水电业务作为可比交易案例，具体可比交易案例折现率指标如下：

注：上述折现率指标均以标的公司所得税率为25%基础下计算的结果。

由上表可知，可比交易案例采用收益法评估的折现率位于6.79%-7.97%之间，以山东核电为例，本次收益法评估的折现率为6.24%，本次交易收益法评估的折现率略低于可比交易案例折现率，主要系部分可比交易案例评估基准日较早，近年来我国利率整体呈下降趋势，本次交易评估基准日无风险收益率、债务成本低于前期可比交易，因此折现率有所下降。

四、分别补充说明山东核电、红沿河核电收益法评估值与资产基础法评估值差异率较大的原因及合理性；江苏核电只采用收益法一种评估方法的原因及合理性，并说明增值率较高的原因

（一）分别补充说明山东核电、红沿河核电收益法评估值与资产基础法评估值差异率较大的原因及合理性

山东核电采用收益法评估后的股东全部权益价值为2,572,583.16万元，资产基础法评估后的股东全部权益价值为1,647,778.16万元，两者相差924,805.00万元，差异率为56.12%。

红沿河核电采用收益法评估后的股东全部权益价值为2,572,919.63万元，资产基础法评估后的股东全部权益价值为1,804,197.15万元，两者相差768,722.48万元，差异率为42.61%。

两种方法评估结果差异的主要原因是：两种评估方法考虑的角度不同，资产基础法是从资产的再取得途径考虑的，反映的是企业现有资产的重置价值。收益法是从企业的获利能力角度考虑的，反映了企业各项资产的综合获利能力。

山东核电、红沿河核电主要经营核电发电业务。核电在新型电力系统中发挥基荷能源的作用。核电企业在能源的清洁性、稳定性等方面具备明显的优势，其发电过程受季节、环境等自然状况影响较小，核电年平均利用小时数近8,000小时，以接近满负荷状态运行。电力调度方面，核电通常按照优先保障顺序安排发电，上网电价相对较高，且具有变动成本低、现金流充沛、运营期限长等特点，上述经营优势导致核电企业具有较强的综合获利能力，因此收益法评估结果较高。

资产基础法从再取得角度确定评估对象的价值。山东核电1、2号机组为AP1000首台套机组，红沿河核电一期工程（1-4号机组）作为CPR1000技术路线的首批应用，首堆效应显著，造价较高，前期论证、设计、建设周期长，资本化利息较高等情况。红沿河5、6号机组受福岛核电站事故影响，前期审批、准备时间较长，同样建设周期较长，资本化利息较高。近年来随着我国核电及相关产业链持续发展，国产化水平提高，相关设备及配套设施价格有所下降，因此从重置成本角度，山东核电、红沿河核电的评估值相对较低。此外核电站的发电过程不受季节、环境等自然状况的影响，供电没有随机性、间歇性和波动性等问题，

使得核电的利用小时数较高，近乎以满负荷的状态运行，与此同时在电力调度上，核电通常按照优先保障顺序安排发电，上网电价相对较高，采用资产基础法无法体现上述经营优势。

综上所述，收益法评估值与资产基础法评估值差异较大。

（二）江苏核电只采用收益法一种评估方法的原因及合理性，并说明增值率较高的原因

1、江苏核电只采用收益法一种评估方法的原因及合理性

资产评估基本方法包括资产基础法（成本法）、收益法和市场法。进行资产评估时，应根据评估目的、评估对象、价值类型、资料收集等情况，分析三种基本方法的适用性，恰当选择评估方法。

（1）未采用市场法评估的原因

考虑我国资本市场存在的与被评估单位可比的同行业上市公司仅有中国核电和中国广核，数量少，同时也没有同行业市场交易案例，故本次评估未采用市场法。

（2）未采用资产基础法评估的原因

本次评估对于江苏核电、秦山联营、秦山三核、三门核电等四家核电公司，均仅采用收益法一种方法评估，主要系上述公司为电投核能联营企业，电投核能持股比例较低。资产基础法需被评估单位提供的资料较多，配合的工作量较大，如非实物资产需逐项申报明细并提供对应证明材料等；建筑物需逐项申报明细，填报工程信息并提供工程决算等；设备需逐项申报明细，填报生产厂家规格型号并提供典型设备购置合同等，且需企业工程技术人员配合完成评估现场工作。上述四家核电公司为中核集团控股公司，评估工作开展需遵循核电行业监管要求、被评估单位及其控股股东方相关制度要求，经与各被评估单位及控股股东方沟通，无法按照资产基础法相关要求提供资料及开展评估工作。因此，本次评估对上述联营企业无法采用资产基础法评估。同时资产基础法也难以反映核电选址、核电审批以及核电运营各项经营优势。本次交易中山东核电、红沿河核电采用收益法和资产基础法两种方法评估，最终选取的评估方法为收益法。综上所述，本次评估对江苏核电未采用资产基础法。

2、采用收益法评估增值较高的原因

截至评估基准日2024年9月30日，江苏核电总资产账面价值为6,775,058.22万元，总负债账面价值为4,332,681.59万元，净资产账面价值为2,442,376.63万元，评估价值为6,089,157.81万元，增值额为3,646,781.18万元，增值率为149.31%。

江苏核电评估增值率较高原因分析如下：江苏省的经济、工业发达，电力需求量居全国前列，电力供求长期处于紧平衡状态。江苏核电年发电小时数稳定，常年保持较高水平，且江苏核电实现的平均上网电价相对较高，约为0.39元/千瓦时，高于中国核电的0.37元/千瓦时与中国广核的0.37元/千瓦时。此外，江苏核电机组运行时间长，6台核电机组分别于2007年、2018年、2020年左右投产，累计折旧摊销金额大，评估基准日账面净资产较低，进一步影响评估增值率。

五、结合山东核电、江苏核电、红沿河核电的市盈率、市净率、评估增值率情况，综合考虑前述资产运营模式、业绩增长、同行业可比公司及可比交易定价情况等，补充说明评估定价是否公允

（一）山东核电、江苏核电、红沿河核电的评估情况

山东核电、江苏核电、红沿河核电的市盈率、市净率、评估增值率情况如下：

单位：万元、倍

注：归母净利润取2023年度数据，归母净资产值取2024年9月30日数据。

（二）同行业可比上市公司情况

为分析本次交易定价的合理性，选取从事核能发电业务的同行业上市公司作为可比公司，评估基准日2024年9月30日同行业可比上市公司的估值情况具体如下表所示：