北京中企华资产评估有限责任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》所涉及问题的回复深圳证券交易所于2025年6月25日出具《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》”），北京中企华资产评估有限责任公司（以下简称“评估机构”），对所涉及问题进行了认真分析与核查，现就相关事项回复如下。

如无特殊说明，本回复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。本回复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。

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1：以上总资产额和净资产额数据截至2025年6月30日，以上营业收入和净利润截至2025年1-6月。注2：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3：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映，不构成电投核能相关指标的来源，因此上表未予列示。注4：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

报告期和预测期的营业收入构成如下：

单位：万元

注：2031年以后详见评估说明。

各类收入占营业收入的比例如下：

注：2031年以后详见评估说明。

山东核电预测期的营业收入基本来自售电收入，与报告期情况一致。售电收入的占比呈现先波动上升后平稳的变化趋势，主要系随着二期3、4号机组分别于2027年4月、2028年1月投入商运，售电收入从2027年开始有所增长；除售电收入外，其他类型的收入预测水平从2025年开始保持不变。

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）-两个细则考核及其他费用

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；对于内部减载天数、外部减载天数，主要通过管理层访谈了解未来预计情况确定。根据上述预测思路，各机组发电利用小时预测结果如下：

1号机组发电利用小时数计算表

注：2031年以后详见评估说明。

2号机组发电利用小时数计算表

注：2031年以后详见评估说明。

3号机组发电利用小时数计算表

注1：2031年以后详见评估说明。注2：3号机组计划于2027年4月投入商运，4号机组计划于2028年1月投入商运。

4号机组发电利用小时数计算表

注1：2031年以后详见评估说明。注2：3号机组计划于2027年4月投入商运，4号机组计划于2028年1月投入商运。由上表可见，预测期各机组维修排期、内外部减载率变化影响预测期发电利用小时波动，其中维修排期对发电利用小时数影响最显著。维修天数与维修类型有关，其中：首次大修约33天，常规大修为20-26天，十年期大修约27-30天，不同类型的维修依据公司未来大修排期进行预测。两次维修的间隔时间约18个月。预测期内，发电利用小时数波动范围为7,453-8,586小时。未安排换料大修的年份，机组发电利用小时数更高，以1号机组为例，2025年、2028年无换料大修，因此发电利用小时数较高。此外，3号机组2027年度利用小时数偏低主要系2027年4月投入商运，运行不足一年所致。

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按2023年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综合确定。根据上述预测思路，各机组发电厂用电率和变电损失率预测结果如下：

单位：%

注1：2031年以后详见评估说明。

注2：3号机组计划于2027年4月投入商运，4号机组计划于2028年1月投入商运。预测期发电厂用电率和变电损失率波动的原因：2025年-2027年参考2023年水平预测；随着二期3、4号机组全部投入商运后，2028年起发电损失率小幅下降至6.60%，后续保持稳定。

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2024年1-9月计划电量和市场化交易电量占比情况进行预测，主要系1、2号机组于2023年11月开始参与市场化交易，且近年电力市场改革进程较快，2024年1-9月市场化平均电价进行预测更能反映当前趋势，具有合理性。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号机组上网电量分为优先消纳电量和参与市场交易电量，其中上网电量计划的70%优先消纳，其余电量参与电力市场交易。山东核电自参与市场交易至评估报告日，上网电量的70%均为优先消纳，本次评估在计算电费收入时按70%的计划电量(即优先消纳部分)和30%的市场电量分别计算。

根据上述预测思路，各机组上网电量预测结果如下：

单位：万千瓦时

注1：2031年以后详见评估说明。

注2：3号机组计划于2027年4月投入商运，4号机组计划于2028年1月投入商运。基于上述上网电量的计算公式，预测期上网电量波动与发电利用小时数、发电厂用电率和变电损失率等变化情况相关联。

②上网电价的确定

A.批复电价a.一期1、2号机组批复电价的确定：

根据《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），山东海阳一期核电项目试行价格按照每千瓦时0.4151元执行。试行价格从项目投产之日起至2021年底止；根据《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），海阳一期核电项目年度设计利用小时(机组平均可利用率93%，设计利用小时8146.8小时，对应发电量203,67亿千瓦时)以内上网电量部分执行政府定价，以外上网电量按照市场价格结算。有效期至2021年12月31日；

根据《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），“现阶段国家正研究完善核电价格形成机制,相关机制出台前，山东海阳一期核电项目上网电价暂继续按照《国家发展改革委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)、《山东省发展和改革委员会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)规定执行。”因此，本次评估山东核电一期核电项目批复电价仍假定按照上述规定的0.4151元/千瓦时（含税）确定，对应不含税电价为0.3673元/千瓦时。

b.二期3、4号机组无批复电价的确定：

截至本回复出具日，二期3、4号机组暂无批复电价，按照行业惯例，电价一般是在机组商运之后,由企业与国家相关部委及地方主管部门协商之后确定。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），对新建核电机组实行标杆上网电价政策，核定全国核电标杆上网电价为每千瓦时0.43元，全国核电标杆上网电价高于核电机组所在地燃

煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝加价，下同）的地区，新建核电机组投产后执行当地燃煤机组标杆上网电价），因此本次评估按山东省燃煤标杆电价0.3949元/千瓦时（含税）预测，对应不含税电价为0.3495元/千瓦时。B.市场电价本次评估，一期1、2号机组市场电价参照近期2024年1-9月的市场电价水平预测。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。根据上述预测思路，各机组上网电价在预测期内保持稳定，预测结果如下：

单位：元/千瓦时

注：2031年以后详见评估说明。

上表中2024年市场电价为山东核电2024年全年实际发生的市场电价，其中10-12月为根据实际发生电价调整后的电价；2025年及以后年度市场电价预测依据为2024年1-9月平均电价。2024年市场电价略低于预测期市场电价，主要系2024年10-12月山东省市场电价小幅下降，使得全年平均市场电价低于1-9月平均市场电价导致。

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2024年1-9月费用水平确定，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）。

④售电收入的确定

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）-两个细则考核及其他费用根据上述预测思路，各机组售电收入预测结果如下：

单位：万千瓦时（电量）、元/千瓦时（电价）、万元（收入与费用）

注：2031年以后详见评估说明。

预测期售电收入主要受发电厂用电率和变电损失率、发电利用小时数波动影响；以及随着二期3、4号机组分别于2027年4月、2028年1月投入商运，售电收入从2027年开始有所增长。

2）供热收入

供热收入=热价（元/GJ）×总供热量（GJ）

①供热单价确定

根据山东核电与海阳市海发水务集团有限公司于2022年6月签订的《核能供热供应协议》，协议自双方签字并盖章后生效，有效期至2031年9月30日，协议有效期内，供热单价为35元/GJ（含税）。有效期后的供热单价双方暂未约定。本次评估供热单价按上述水平35元/GJ（含税）确定。

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31.5兆瓦核能供暖项目和二期202.5兆瓦核能供暖项目通过对1号机组进行改造实现供热；三期900兆瓦核能供热项目通过对2号机组进行改造实现供热。

山东核电1号机组主要面向山东省烟台市海阳市主城区居民供暖，2号机组现阶段主要面向山东省威海市乳山市和山东省烟台市海阳市扩容部分城市居民供暖。

1号机未来年度供热量根据其2024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2024年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。居民供热量与非居民供热量的占比根据2023-2024年供暖季的供热收入构成预测，其中居民供热量占比约为89%。

③供热收入的确定

供热收入=热价（元/GJ）×供热量（GJ）

根据上述预测思路，供热收入预测结果如下：

单位：万元

注1：2031年以后详见评估说明。

山东核电对居民及非居民的供热价格均为35元/GJ（含税），上表中热价差异主要受增值税政策差异影响。根据国家相关税收政策，供热企业向居民供热取得的采暖费收入免征增值税，因此向居民企业供热的不含税价格为35元/GJ；向非居民的不含税供热价格为32.11元/GJ。

3）其他业务收入的预测

其他业务收入未来主要为后勤服务、外培技术服务业务、能源销售、材料、废旧物资销售及其他等。其中：后勤服务包含租赁收入、物业费、及烟台基地经营收入等，外培技术服务业务包含提供的培训服务等，能源销售包含水电销售，材料、废旧物资销售包含零星材料及废旧物资销售。

对于后勤服务和外培技术服务收入，预测年度根据2022-2023年平均水平及企业规划进行预测，未来预测期间后勤服务、外培技术服务预测收入分别为3,507.30万元，4,221.95万元，与2022年-2023年水平基本一致；对于能源销售、材料、废旧物资销售及其他，考虑到发生额较小或存在不确定性无法长期持续产生收入，本次评估不再考虑相关的收入与成本。

（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

①核燃料组件装料数量

评估范围内，山东核电共4台机组，各台机组的换料周期约为18个月，每台机组每次换料更换约64个燃料组件。

②核燃料组件单价的预测

山东核电核燃料组件主要向国核铀业采购。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。

UxC为国际知名的核能、铀市场及相关能源领域的咨询公司。UxC与纽约商品交易所签署合作协议建立长期合作关系，UxC价格指数成为纽约商品交易所期货合约的结算依据，并通过期货市场影响国际铀价，在国际铀价定价体系中占据重要地位，因此本次评估在预测期内主要参考UxC对未来天然铀价格的预测。根据UxC 2024年第三季度报告，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指数按2022-2040年度天然铀价格指数的平均值进行预测，即2029年以后天然铀价格指数确定为87美元/磅U3O8。

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（一般需33天）、常规大修(频率为18个月，一般需20-26天)、十年期大修（一般需27-30天）。未来年度日常修理费的预测参考2022-2023年平均水平确定。大修费用根据大修理计划和国家电投集团有关规定来进行预测。根据上述预测思路，未来年度修理费的预测如下：

注：2031年以后详见评估说明。

如上表所示，存在大修的年份，因修理费增加且发电量较少导致度电修理费较高。2025年无机组大修，该年度度电修理费较低。2028年仅有3号机组大修，但因二期项目已投产发电量大幅增加，因此该年度度电修理费较低。其他存在大修的年度，度电修理费随着大修费和发电量水平有所波动，区间为0.0344元/千瓦时-0.0446元/千瓦时。

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2022-2023年平均水平，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进行预测。

7）核应急费的预测

核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）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=废物量×废物处理单价。未来年度产生的废物量根据2022-2023年的废物产生量与发电量的比例进行预测,废物处理单价根据现行价格进行预测。

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2022-2023年平均水平进行预测。根据上述预测思路，未来年度营业成本的预测如下：

单位：万元

注：2031年以后详见评估说明。

预测期营业成本波动的原因：

核燃料费：随着预测期天然铀价格指数波动以及3、4号机组计划分别于2027年和2028年陆续投入商运，预测期核燃料费呈现先上升后平稳的波动趋势。乏燃料处置费：随着预测期上网电量波动以及3、4号机组分别于2032年和2033年陆续达到计提年限，预测期乏燃料处置费呈现先上升后平稳的趋势。

职工薪酬：2027年、2028年随着3、4号机组投产，当期计入成本的职工薪

酬有所上升，后续总体保持平稳。折旧和摊销：2027年、2028年随着3、4号机组投产，相关固定资产转固，当期折旧和摊销费有所上升；未来随着机组投入商运时间增加，按年限平均法计提折旧的资产的实际使用年限陆续超过折旧年限，其折旧金额逐渐下降。修理费：根据预测期各年企业的修理计划、大修排期计划、修理标准的不同，预测期修理费有所波动；2029、2030年度修理费偏高主要系2029年1、2号两台机组十年大修和4号机组首次大修、2030年4台机组均有常规大修所致。

材料费、中低放处置费：随着预测期发电量的波动，预测期材料费、中低放处置费有所波动；2027年、2028年随着3、4号机组投产，当期材料费有所上升，后续总体保持平稳。核应急费：预测期内核应急费随上网电量变化而变化。保险费及日常运维费：随着3、4号机组计划分别于2027年和2028年陆续投入商运，预测期保险费及日常运维费呈现先上升后平稳的波动趋势。

（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、资源税以及其他等。

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；

房产税、土地使用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；印花税根据预测年度各类购销合同的发生情况进行申报缴纳；资源税以及其他税费按照2023年发生额占营业收入的比例进行预测。

根据上述预测思路，未来年度税金及附加的预测如下：

单位：万元

注：2031年以后详见评估说明。

预测期营业税金及附加波动的原因主要系预测期营业收入、营业成本、期间费用变动导致各年度应缴增值税波动。2028年较2027年上升，因二期3、4号机组房产转固，房产税相应提高，后续总体保持平稳。

（4）销售费用的预测

销售费用参考2023年占营业收入的比例进行预测，未来年度销售费用的预测如下：

单位：万元

注：2031年以后详见评估说明。

公司的销售费用主要包括战略客户开发、营销体系建设、电力市场政策咨询等、业务研讨与交流等支出。预测期销售费用波动主要系预测期营业收入变动所致；2027年、2028年随着3、4号机组投产，营业收入增加，销售费用相应提高，后续总体保持平稳。

（5）管理费用的预测

管理费用主要包括职工薪酬、折旧费、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、折旧费的预测与营业成本中职工薪酬、折旧费的预测方式一致。

对于办公费、差旅费、党组织工作经费的预测参考2022-2023年平均费用金额进行预测；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2022-2023年占营业收入比例平均水平进行预测。根据上述预测思路，预测期管理费用较为平稳，未来年度管理费用的预测如下：

单位：万元

注：2031年以后详见评估说明。

2024年管理费用薪酬高于2025年及以后年度主要是在成本、期间费用分摊上有差异，2024年度总职工薪酬（成本、期间费用合计）为4.59亿元略低于2025年总职工薪酬（成本、期间费用合计）为4.61亿，整体薪酬预测合理。2025年-2030年，山东核电对一期、二期项目实行统一管理，管理人员数量和薪酬均不存在重大调整，每年金额变动区间为-0.65%至2.09%。

（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、其他费用。

职工薪酬的预测与营业成本中职工薪酬的预测方式一致。

委托外部研究开发费、其他费用参考2022-2023年占营业收入比例进行预测。

根据上述预测思路，未来年度研发费用的预测如下：

单位：万元

注：2031年以后详见评估说明。

预测期研发费用波动系预测期营业收入所致；2027年较2026年上升，主要系二期3号机组投产，当期计入的售电收入有所上升；2028年较2027年下降，

主要系随着机组国产化程度的不断加速，判断在2028年始委托外部研究开发费用相应下降，后续总体保持平稳。研发费用中委托外部研究开发费，根据企业实际需求，主要与上海核工院、国核自仪系统工程有限公司、国核运行、国核电力规划设计研究院、清华大学、北京大学等集团内外研究院所、高等院校、相关企业等合作，主要研究领域为核能综合利用、三代核电运维、备品备件国产化等关键技术应用研究领域问题。目前山东核电研发活动主要针对机组运维实践，随着三代核电引进消化吸收进程不断深入，相关研发需求呈下降趋势，研发支出降低，委外费用随之下降。

（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。

根据上述预测思路，未来年度财务费用的预测如下：

单位：万元

注：2031年以后详见评估说明。

预测期财务费用总体呈现先上升后下降的波动趋势，主要原因系:随着3、4号机组计划分别于2027年和2028年陆续投入商运，2027年和2028年的利息费用、核设施弃置费有所增加；此后，随着各台机组贷款本金逐年减少，利息费用相应逐年下降。

（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。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。

根据上述预测思路，未来年度其他收益的预测如下：

单位：万元

注：2031年以后详见评估说明。

预测期其他收益波动主要系各年各机组不同阶段适用的增值税返还比例不同所致。

（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。

根据《财政部 国家税务总局关于专项用途财政性资金企业所得税处理问题的通知》（财税［2011］70号），“二、上述不征税收入用于支出所形成的费用，不得在计算应纳税所得额时扣除；用于支出所形成的资产，其计算的折旧、摊销不得在计算应纳税所得额时扣除。”，结合2025年3月最新税收征管口径计算未来年度所得税。

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。

根据上述预测思路，未来年度所得税的预测如下：

单位：万元

注：2031年以后详见评估说明。

预测期所得税波动的原因主要系各年利润总额波动以及适用的所得税率不同。2027年、2028年随着3、4号机组投产，当期利润总额有所上升，后续总体保持平稳。2029年随着1、2号两台机组十年大修和4号机组首次大修，修理费有

所上升，收入有所下降，导致该年度所得税偏低。

（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。

根据上述预测思路，未来年度资本性支出的预测如下：

单位：万元

注：2031年以后详见评估说明。

预测期资本性支出总体呈现先上升后下降再平稳的波动趋势，主要原因系，3、4号机组计划分别于2027年和2028年陆续投入商运，资本性支出随之达到高峰；2030年及以后资本性支出主要系存量资产的更新，与各资产的经济寿命年限有关，相对保持稳定。2024年资本性支出较高主要系该年海阳核电二期工程核电设备采购金额及工程投入较大。

（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。

根据上述预测思路，未来年度营运资金增加额的预测如下：

单位：万元

注：2031年以后详见评估说明。

预测期营运资金增加额波动的主要受当期营运资金和上期营运资金的金额影响，各期营运资金预测主要是通过各资产、负债科目的周转率，预测出各资产、负债科目的需求额，进而计算得出各期营运资金的金额。未来营运资金增加额波动与未来收入、成本的变动保持一致。

（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+增值税返还+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。

上表中净利润后单独加回或扣减项的项目中，关于“退役费（财务费用）”，核电站的退役费基于预计负债在运营期内逐年计提财务费用，该财务费用为非现金项，因此在计算自由现金流时需在净利润基础上增加；“核燃料费的现金流出”为采购核燃料所需的现金流，未包含在净利润中，因此需要在计算自由现金流时扣减；核燃料在两次换料期间按产量法分摊入生产成本，“核燃料费摊销”为非现金项，在计算自由现金流时需在净利润基础上增加；关于“增值税返还”，主要系利润表确认其他收益的时间与实际收到税收返还时间的差异所致。

（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

量

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7,862,827.54万元。

（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48,266.59万元。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

=7,862,827.54+53,300.07+148,722.81-100,456.22+2,111.94=7,966,506.13万元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

=7,966,506.13-5,459,504.76=2,507,001.36万元

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

报告期和预测期的营业收入构成如下：

单位：万元

注：2031年以后详见评估说明。

各类收入占营业收入的比例如下：

注：2031年以后详见评估说明。

预测期红沿河核电的营业收入基本来自电力销售收入，与报告期情况一致。预测期电力销售收入的占比先小幅提高再保持稳定，主要系电力销售收入水平保持稳定，而其他业务收入先小幅下降再保持稳定所致。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）-两个细则考核及其他费用

1号机组售电收入=市场交易电量×市场交易电价（不含税）-两个细则考核及其他费用

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）-两个细则考核及其他费用

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）-两个细则考核及其他费用。

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；对于内部减载天数、外部减载天数，主要通过管理层访谈了解未来预计情况确定。根据上述预测思路，各机组发电利用小时预测结果如下：

1号机组发电利用小时数计算表

注：2031年以后详见评估说明。

2号机组发电利用小时数计算表

注：2031年以后详见评估说明。

3号机组发电利用小时数计算表

注：2031年以后详见评估说明。

4号机组发电利用小时数计算表

注：2031年以后详见评估说明。

5号机组发电利用小时数计算表

注：2031年以后详见评估说明。

6号机组发电利用小时数计算表

注：2031年以后详见评估说明。

由上表可见，预测期各机组维修排期、内外部减载率变化影响预测期发电利用小时波动，其中维修排期对发电利用小时数影响最显著。维修天数与维修类型有关，其中：短修天数在20天-24天之间、常规修天数在25天-35天之间、十年大修在36天-50天之间，不同类型的维修依据公司未来大修排期进行预测。两次维修的间隔时间约18个月。预测期内，发电利用小时数波动范围为7,127至8,423小时。未安排换料大修的年份，机组发电利用小时数更高，以1号机组为例，2027年、2030年无换料大修，因此发电利用小时数较高。

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按2021年至2024年1-9月的厂用电率和变电损失率平均水平确定。

根据上述预测思路，各机组发电厂用电率和变电损失率预测结果如下：

注：2031年以后详见评估说明。

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，上网电量主要由计划电量、市场化交易电量和煤改电电量构成。近年来，辽宁省每年发布关于保障性优先发电、市场化电量分配的有关通知，如《辽宁省工业和信息化厅关于印发2024年辽宁省保障性优先发电电力电量平衡方案的通知》（辽工信电力〔2023〕191号）。该通知明确，2024年核电优先发电上网电量暂计135亿千瓦时，均为上网电价最低的核电机组发电量。煤改电供暖14亿千瓦时,其中所需电量来源为核电7亿千瓦时。省内核电的优先发电量为333亿千瓦时参与电力市场交易(含绿电交易)。由于上述通知中的具体电量在不同年份之间略有差异，故预测期各机组上网电量的构成按照2024年1-9月份上网电量比例水平进行预测。1号机组上网电量为市场化交易电量，2022年至2024年1-9月市场化交易电量占上网电量的比例为100%，基于历史年度情况判断，本次评估1号机组未来上网电量均为市场化交易电量。

2号机组上网电量由市场化交易电量、煤改电电量构成，2022年市场化交易电量、煤改电电量占上网电量的比例分别为98.55%、1.45%，2023年市场化交易电量、煤改电电量占上网电量的比例分别为97.57%、2.43%，2024年1-9月份市场化交易电量、煤改电电量占上网电量的比例分别为99.68%、0.32%。本次评估2号机组未来市场化交易电量、煤改电电量在上网电量中的比例按照2024年1-9月份上网电量比例水平进行预测。3号机组上网电量由市场化交易电量、煤改电电量构成，2022年市场化交易电量、煤改电电量占上网电量的比例分别为98.21%、1.79%，2023年市场化交易电量占上网电量的比例为100%，2024年1-9月份市场化交易电量、煤改电电量

占上网电量的比例分别为99.65%、0.35%。本次评估3号机组未来市场化交易电量、煤改电电量在上网电量中的比例是按照2024年1-9月份上网电量比例水平进行预测。

4号机组上网电量由市场化交易电量、煤改电电量构成，2022年市场化交易电量、煤改电电量占上网电量的比例分别为98.39%、1.61%，2023年市场化交易电量占上网电量的比例分别为100%，2024年1-9月份市场化交易电量、煤改电电量占上网电量的比例分别为99.40%、0.60%。本次评估4号机组未来市场化交易电量、煤改电电量在上网电量中的比例是按照2024年1-9月份上网电量比例水平进行预测。

5号机组上网电量由计划电量、市场化交易电量、煤改电电量构成，2022年计划电量占上网电量的比例分别为100%，2023年计划电量、市场化交易电量占上网电量的比例分别为87.98%、12.02%，2024年1-9月份计划电量、市场化交易电量、煤改电电量占上网电量的比例分别为86.10%、11.35%、2.55%。本次评估5号机组未来计划电量、市场化交易电量、煤改电电量在上网电量中的比例是按照2024年1-9月份上网电量比例水平进行预测。

6号机组上网电量由计划电量、市场化交易电量、煤改电电量构成，2022年计划电量、市场化交易电量占上网电量的比例分别为91.36%、8.64%，2023年计划电量、市场化交易电量占上网电量的比例分别为86.18%、13.82%，2024年1-9月份计划电量、市场化交易电量、煤改电电量占上网电量的比例分别为85.27%、

11.91%、2.82%。本次评估6号机组未来计划电量、市场化交易电量、煤改电电量在上网电量中的比例是按照2024年1-9月份上网电量比例水平进行预测。

根据上述预测思路，各机组上网电量预测结果如下：

单位：万千瓦时

注：2031年以后详见评估说明。

基于上述上网电量的计算公式，预测期上网电量波动与发电利用小时数、发电厂用电率和变电损失率等变化情况相关联。

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

电价为0.3823元/千瓦时（含税），于2019年7月1日开始执行，未约定电价截止时点。上述电价对应不含税口径电价为0.3383元/千瓦时。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），于5、6号机组投入商业运营起开始执行，未约定电价截止时点。上述电价对应不含税口径电价为0.3318元/千瓦时。因此未来年度预测期间的电价，假定按以上批复电价保持不变考虑。

B.市场电价a.1—4号机组市场电价的确定1号机组2022年至2024年1-9月平均市场电价分别为0.3383元/千瓦时、

0.3377元/千瓦时、0.3386元/千瓦时，1号机组2022年至2024年1-9月计划电价为0.3383元/千瓦时。

2号机组2022年至2024年1-9月平均市场电价分别为0.3383元/千瓦时、

0.3377元/千瓦时、0.3382元/千瓦时，2号机组2022年至2024年1-9月计划电价为0.3383元/千瓦时。

3号机组2022年至2024年1-9月平均市场电价分别为0.3383元/千瓦时、

0.3376元/千瓦时、0.3380元/千瓦时，3号机组2022年至2024年1-9月计划电价为0.3383元/千瓦时。

4号机组2022年至2024年1-9月平均市场电价分别为0.3383元/千瓦时、

0.3377元/千瓦时、0.3382元/千瓦时，4号机组2022年至2024年1-9月计划电价为0.3383元/千瓦时。

综上数据可以看出，各机组2022年至2024年1-9月平均市场电价与计划电价基本相同，存在差异的主要原因为各机组年度跨期调整导致，故本次评估1—4号机组市场化电价参考计划电价预测。b.5、6号机组市场电价的确定5号机组2022年无市场电价结算，2023、2024年1-9月平均市场电价分别为0.3288元/千瓦时、0.3344元/千瓦时，5号机组2023年至2024年1-9月计

划电价为0.3318元/千瓦时。

6号机组（2022年6月投入商运）2023年至2024年1-9月平均市场电价分别为0.3289元/千瓦时、0.3335元/千瓦时，6号机组2023年至2024年1-9月计划电价为0.3318元/千瓦时。

综上数据可以看出，各机组2022年至2024年1-9月平均市场电价与计划电价基本相同，存在差异的主要系各机组年度跨期调整结算电价所致，故本次评估5、6号机组市场化电价参考计划电价预测。

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，2024年1-9月份及以前年度均按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。

根据上述预测思路，各机组上网电价在预测期内保持稳定，预测结果如下：

单位：元/千瓦时

注：2031年以后详见评估说明。

上表中2024年市场电价为红沿河核电2024年全年实际发生的市场电价，其中10-12月为根据实际发生电价调整后的电价；2025年及以后年度市场电价预测依据为2024年1-9月平均电价。2024年市场电价略低于预测期市场电价，主要系2024年10-12月辽宁省市场电价小幅上涨，使得全年平均市场电价高于1-9月平均市场电价导致。

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2025年度预算确定，即2025年度预计为0.0390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）。

④售电收入的确定

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）-两个细则考核及其他费用

根据上述预测思路，各机组售电收入预测结果如下：

单位：万千瓦时（电量）、元/千瓦时（电价）、万元（收入与费用）

注：2031年以后详见评估说明。

预测期售电收入波动的主要原因包括受发电厂用电率和变电损失率、发电利用小时数波动影响，预测期各年营业收入整体较为稳定。

2）其他业务收入的预测

其他业务收入未来主要为材料销售收入、培训收入及其他收入，其中其他收入包括出租收入、技术服务收入等。

对于材料销售收入，主要为集团内部单位的材料销售，根据企业2024年至

2027年度的预算进行预测，2028年及以后年度，考虑业务重要性预计金额将保持稳定在1,500万元；对于培训收入，经与企业管理层访谈了解，现有培训合同期限至2024年底，未来年度培训业务暂不开展，故本次评估未考虑培训收入的预测，对于其他业务中的出租收入，本次评估对于出租资产作为非经营性资产考虑，故未来年度不预测，对于其他业务中的技术服务收入及其它收入根据企业2024年至2027年度的预算进行预测。

（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

红沿河核电共6台机组，各台机组换料周期均为约18个月，每台机组每次换料更换约64个燃料组件。

②核燃料组件单价的预测

红沿河核电核燃料组件主要向国核铀业、中广核铀业采购。中广核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、中广核铀业2019年签订的《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》，结算方式为固定价+调整因素。

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、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（指核燃料循环中描述铀同位素分离效率的核心物理量，用于量化将天然铀通过浓缩工艺提升至目标丰度所需的能量和技术投入）、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。根据UxC 2024年第三季度报告，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指数按2022-2040年度天然铀价格指数的平均值进行预测，即2029年以后天然铀价格指数确定为87美元/磅U3O8。

根据UxC 2024年第三季度报告，2026年至2031年中长期分离功价格指数具体如下：

单位：美元/千克分离功

2032年及以后的分离功价格参考2031年价格指数确定。

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，根据上述预测思路，未来年度修理费的预测如下：

存在大修的年份，因修理费增加且发电量较少导致度电修理费较高。部分大修为跨年实施，因此维修费在两个年度中均有体现，例如3号机组常规修的维修期为2024年12月-2025年1月，总体来看，由于红沿河核电机组数量较多，各机组发生大修的年份分布较为平均，度电修理费分布在0.0369元/千瓦时-

0.0452元/千瓦时的区间，波动较小。

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。

根据上述预测思路，未来年度营业成本的预测如下：

单位：万元

注：2031年以后详见评估说明。

预测期营业成本波动的原因：

核燃料费：随着预测期天然铀价格指数波动，预测期核燃料费呈现先上升后平稳的波动趋势。乏燃料处置费：预测期乏燃料处置费随上网电量变化而变化。职工薪酬：预测期职工薪酬呈现小幅增长后平稳的波动趋势。

折旧和摊销：随着机组投入商运时间增加，按年限平均法计提折旧的资产的实际使用年限陆续超过折旧年限，其折旧金额逐渐下降；随着当期上网电量和剩余折旧期预计上网电量发生变化，按产量法计提折旧资产的折旧金额有所波动。因此，折旧和摊销预测期总体呈现波动中逐渐下降的趋势。日常运维与大修、生产物料费：根据预测期各年企业的修理计划、大修排期计划、修理标准的不同，预测期日常运维与大修、生产物料费有所波动。

核应急准备金：预测期内核应急准备金随上网电量变化而变化。

生产管理性支出预测期各年保持平稳。

（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；

房产税、土地使用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；印花税根据预测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例和成本中需要缴纳印花税的项目的一定比例进行预测。

根据上述预测思路，未来年度税金及附加的预测如下：

单位：万元

注：2031年以后详见评估说明。

预测期营业税金及附加波动的原因主要系预测期营业收入、营业成本、期间费用变动导致各年度应缴增值税波动。

（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；其他销售费用按照2025年—2029年预算进行预测。

根据上述预测思路，预测期销售费用变化较为平稳，未来年度销售费用的预测如下：

单位：万元

注：2031年以后详见评估说明。

（5）管理费用的预测

管理费用主要是职工薪酬、折旧及摊销费、其他管理费用等。

职工薪酬的预测与营业成本中职工薪酬的预测方式一致，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；其他管理费用包括后勤服务费、交通运输费，对于后勤服务费、交通运输费按照2024、2025年预算数据进行预测，未来年度考虑小幅增长。

根据上述预测思路，预测期管理费用整体较为平稳，未来每年管理费用在

0.06%-4.17%范围内变动，未来年度管理费用的预测如下：

单位：万元

注：2031年以后详见评估说明。

（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公司科研项目支出计划进行预测。根据上述预测思路，未来年度研发费用的预测如下：

单位：万元

注：2031年以后详见评估说明。

预测期研发费用的波动原因：2025年因新增两个科研项目而有所提高，2026年及以后科研项目支出保持稳定。

（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。根据上述预测思路，未来年度财务费用的预测如下：

单位：万元

注：2031年以后详见评估说明。

预测期财务费用总体呈现下降的波动趋势，主要系随着各台机组贷款本金逐年减少，利息费用相应逐年下降。

（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。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。

根据上述预测思路，未来年度其他收益的预测如下：

单位：万元

注：2031年以后详见评估说明。

预测期其他收益波动主要系各年各机组不同阶段适用的增值税返还比例不同所致。

（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。

根据《财政部 国家税务总局关于专项用途财政性资金企业所得税处理问题的通知》（财税［2011］70号），“二、上述不征税收入用于支出所形成的费用，不得在计算应纳税所得额时扣除；用于支出所形成的资产，其计算的折旧、摊销不得在计算应纳税所得额时扣除。”，并结合2025年3月最新税收征管口径计算未来年度所得税。

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。

根据上述预测思路，未来年度所得税的预测如下：

单位：万元

注：2031年以后详见评估说明。

预测期所得税波动的主要原因系各年利润总额波动以及适用的所得税率不同。

（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。

根据上述预测思路，未来年度资本性支出的预测如下：

单位：万元

注：2031年以后详见评估说明。

由于红沿河核电所有机组均已投产，未来主要资本性开支均为现有机组的更新改造支出。预测期资本性支出波动的原因：2025年度资本性支出根据《辽宁红沿河核电有限公司2025年预算(草案)》有所调增，调增内容为二期5、6号机组的相关改造支出；2026年以后每年预测的增量资产资本性支出一部分为评估基准日账面在建工程的剩余支出按规划年限分年考虑支出，一部分为现有固定资产根据其经济寿命进行更新的资本性支出，部分年份（如2028年1、2号机组）因资产批量达到经济寿命进行更新，因此资本性支出较大。

（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）、其他流动资产等；流动负债包括应付账款、应交税费、应付职工薪酬、其他应付款等。

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。根据上述预测思路，未来年度营运资金增加额的预测如下：

单位：万元

注：2031年以后详见评估说明。

预测期营运资金增加额波动的主要受当期营运资金和上期营运资金的金额影响，各期营运资金预测主要是通过各资产、负债科目的周转率，预测出各资产、负债科目的需求额，进而计算得出各期营运资金的金额。未来营运资金增加额波

动与未来收入、成本的变动保持一致。

（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。

上表中净利润后单独加回或扣减项的项目中，“核燃料费的现金流出”为采购核燃料所需的现金流，未包含在净利润中，因此需要在计算自由现金流时扣减。核燃料在两次换料期间按产量法分摊入生产成本，“核燃料费摊销”为非现金项，在计算自由现金流时需在净利润基础上增加；关于“退役费（财务费用）”，核电站的退役费基于预计负债在运营期内逐年计提财务费用，该财务费用为非现金项，因此在计算自由现金流时需在净利润基础上增加。

（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7,368,978.50万元

（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

=7,368,978.50+172,024.86-22,784.86+571.19=7,518,789.69（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

=7,518,789.69-5,033,985.32

=2,484,804.36（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

报告期和预测期的营业收入构成如下：

单位：万元

注：2031年以后详见评估说明。

各类收入占营业收入的比例如下：

注：2031年以后详见评估说明。

预测期江苏核电的营业收入基本来自电力销售收入，与报告期情况一致。预测期，电力销售业务收入占比总体保持稳定，蒸汽供热业务收入占比小幅提高后保持稳定。其他业务收入呈先下降后保持稳定的趋势。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）-两个细则考核及其他费用

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，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；对于内部减载天数、外部减载天数，通过管理层访谈了解未来预计情况确定。根据上述预测思路，各机组发电利用小时预测结果如下：

1号机组发电利用小时数计算表

注：2031年以后详见评估说明。

2号机组发电利用小时数计算表

注：2031年以后详见评估说明。

3号机组发电利用小时数计算表

注：2031年以后详见评估说明。

4号机组发电利用小时数计算表

注：2031年以后详见评估说明。

5号机组发电利用小时数计算表

注：2031年以后详见评估说明。

6号机组发电利用小时数计算表

注：2031年以后详见评估说明。

由上表可见，预测期各机组维修排期、内外部减载率变化影响预测期发电利用小时波动，其中维修排期对发电利用小时数影响最显著。维修天数与维修类型有关，其中：常规大修天数为22-30天、中大修天数为35天、十年大修为45天，不同类型的维修依据公司未来大修排期进行预测。两次维修的间隔时间约18个月。预测期内，发电利用小时数波动范围为6,673-8,392小时。未安排换料大修的年份，机组发电利用小时数更高，以1号机组为例，2025年、2028年无换料大修，因此发电利用小时数较高。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按2024年1-9月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综合确定。根据上述预测思路，各机组发电厂用电率和变电损失率预测结果如下：

注：2031年以后详见评估说明。预测期发电厂用电率和变电损失率保持稳定。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。近年来，江苏省每年发布关于开展电力市场交易工作的通知，如《关于开展2024年电力市场交易工作的通知》。该通知明确，江苏核电2024年市场交易电量270亿千瓦时左右，其中江苏核电1、2号机组市场交易电量不低于70亿千瓦时，除此以外上网电量均为保量保价电量。由于上述通知中的具体电量在不同年份之间略有差异，故未来各年度计划电量和市场化交易电量主要按2024年1-9月计划电量和市场化交易电量占比情况进行预测。鉴于近年电力市场改革进程较快，计划电量与市场化电量占比选取较近期间的均值进行预测更能反映当前趋势，具有合理性。根据上述预测思路，各机组上网电量预测结果如下：

单位：万千瓦时

注：2031年以后详见评估说明。基于上述上网电量的计算公式，预测期上网电量波动与发电利用小时数、发电厂用电率和变电损失率等变化情况相关联。

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），未明确电价执行期限；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），未明确电价执行期限；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），未明确电价执行期限。上述电价对应1-2号机组、3-6号机组不含税口径电价分别为0.3885元/千瓦时、0.3460元/千瓦时。因此未来年度预测期间的电价，假定按以上批复电价保持不变考虑。

B.市场电价截至评估基准日，2022至2024年1-9月市场电价如下表：

单位：元/千瓦时

由上表可知，各机组历史年度2022年至2024年1-9月市场化电价有所波动，其中2023年相较于2024年有所上升，2024年以来总体呈下降趋势，下降原因主要系电力市场化改革背景下参与市场化交易的电量有所增加，同时火电价格受煤价宽松等因素的影响，2024年以来持续走低，带动其他电源价格有所下降。

综合考虑江苏省电力市场供需关系、电价政策调整及市场调节等多方面因素后，尽管近两年江苏省市场化电价呈下降趋势，但未来持续下降至较低水平的风险较小，主要原因如下：江苏省的经济发展水平高，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。需求方面，在当前人工智能、半导体等新质生产力高速发展，新能源汽车保有量逐步提高，经济发展稳定向好的背景下，江苏省未来预计用电需求将维持较高水平，2024年，江苏省全社会用电量达到8,487亿千瓦时，同比增长8.4%，首次突破8000亿千瓦时的大关，相较于2014年增长近70%；供给方面，核电作为可靠清洁的基荷能源，是新型电力系统的关键支撑，在电力系统中承担压舱石的作用，尤其是目前新能源电力装机占比逐渐提升将导致出力波动扩大，进一步要求核电发挥支撑和互补作用，同时进一步提升基荷能源的市场价值。受供需多重因素影响，江苏省未来核电市场电价尚无法

明确上升或下降趋势，市场电价变动趋势存在一定不确定性。但基于核电作为基荷能源的稀缺性以及自身特性，本次评估基于最新市场电价水平进行预测，即各机组未来市场化电价参考2024年1-9月水平预测更能反映当前趋势，因此具有合理性。根据上述预测思路，各机组上网电价在预测期内保持稳定，预测结果如下：

单位：元/千瓦时

注：2031年以后详见评估说明。

上表中2024年市场电价为江苏核电2024年全年实际发生的市场电价，其中10-12月为根据实际发生电价调整后的电价；2025年及以后年度市场电价预测依据为2024年1-9月平均电价。2024年市场电价略低于预测期市场电价，主要系2024年10-12月江苏省市场电价小幅下行，使得全年平均市场电价低于1-9月平均市场电价导致。

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2024年度预算水平确定，即为0.011元/千瓦时（含税）。

④售电收入的确定

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）-两个细则考核及其他费用

根据上述预测思路，各机组售电收入预测结果如下：

单位：万千瓦时（电量）、元/千瓦时（电价）、万元（收入与费用）

考核及其他费用小

计

注：2031年以后详见评估说明。

预测期售电收入波动的主要原因包括受发电厂用电率和变电损失率、发电利用小时数波动影响。

2）蒸汽供能收入

①蒸汽量的确定

江苏核电于2024年正式开展核能蒸汽供应业务，评估机构根据访谈江苏核电管理层及对现有客户需求的分析判断，预计自2025年起，未来年度蒸汽销售量将维持在约480万吨的水平。

②蒸汽单价的确定

根据江苏核电与江苏方洋集团有限公司签订《田湾核电站核能蒸汽供用合同》，蒸汽不含增值税单价为107.87元/吨，合同执行截止日期为2025年12月31日。约定下一个合同期的单价根据终端销售价格上浮或下调进行等比例浮动协商确定，本次评估假设未来年度供蒸汽单价保持不变，按107.87元/吨。

蒸汽供能收入=单价×预计销售蒸汽量

3）其他业务收入的预测

其他业务收入未来主要为委托服务业务、经营租赁及其他收入等，其中其他收入包括废料销售收入、技术服务收入等。

对于委托服务业务收入，主要为7、8号机组的代建服务收入，根据企业未来3年的预算情况进行预测，截至2026年4月代建机组竣工后代建服务收入不再预测；对于经营租赁收入，本次评估对于出租资产作为非经营性资产考虑，故未来年度不预测；对于其他业务中的废料销售收入、技术服务收入根据企业2024年至2027年度预算水平进行预测。

（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

江苏核电共6台机组，各台机组的换料周期约为18个月，1、2、3、4号机组每次换料更换约64个燃料组件，5、6号机组每次换料更换约68个燃料组件。

②核燃料组件单价的预测

江苏核电主要通过中国铀业股份有限公司、原子能公司采购及加工核燃料组件。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。

根据UxC 2024年第三季度报告，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指数按2022-2040年度天然铀价格指数的平均值进行预测，即2029年以后天然铀价格指数确定为87美元/磅U3O8。

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-截至上月已完成工作量）

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，根据上述预测思路，未来年度修理费的预测如下：

存在大修的年份，因修理费增加且发电量较少导致度电修理费较高。总体来看，由于江苏核电机组数量较多，各机组发生大修的年份分布较为平均，度电修理费分布在0.0149元/千瓦时-0.0213元/千瓦时的区间，波动较小。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指标确定。

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。

根据上述预测思路，未来年度营业成本的预测如下：

单位：万元

注：2031年以后详见评估说明。

预测期营业成本波动的原因：

核燃料费：随着预测期天然铀价格指数波动，预测期核燃料费呈现先上升

后平稳的波动趋势。乏燃料处置费：预测期乏燃料处置费随上网电量变化而变化。职工薪酬：预测期职工薪酬保持稳定。折旧和摊销：随着机组投入商运时间增加，按年限平均法计提折旧的资产的实际使用年限陆续超过折旧年限，其折旧金额逐渐下降；随着当期上网电量和剩余折旧期预计上网电量发生变化，按产量法计提折旧资产的折旧金额有所波动。因此，折旧和摊销预测期总体呈现波动中逐渐下降的趋势。

日常运维与大修、生产物料费：根据预测期各年企业的修理计划、大修排期计划、修理标准的不同，预测期日常运维与大修、生产物料费有所波动。

场外应急费：预测期内核应急费随上网电量变化而变化。

（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；

房产税、土地使用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；印花税依据预测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例和成本中需要缴纳印花税的项目的一定比例进行预测。

根据上述预测思路，未来年度税金及附加的预测如下：

单位：万元

注：2031年以后详见评估说明。

预测期营业税金及附加波动的原因主要系预测期营业收入、营业成本、期间费用变动导致各年度应缴增值税波动，预测期内营业税金及附加整体较为稳定。

（4）管理费用的预测

管理费用主要是职工薪酬、折旧和摊销费、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。

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2024预算费用金额确定。

根据上述预测思路，未来年度管理费用的预测如下：

单位：万元

注：2031年以后详见评估说明。

预测期管理费用呈现下降趋势，主要原因为随着机组服役时间增加，按年限平均法折旧及摊销的固定资产、无形资产逐渐到期，因此折旧摊销费用逐渐下降。管理费用各年度变动的区间为-15.13%至-0.05%。

（5）研发费用的预测

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

职工薪酬的预测与营业成本中职工薪酬的预测方式一致；无形资产摊销的预测与营业成本中无形资产摊销的预测方式一致；燃料动力费、委托研发、集中研发、其它相关支出按照2024年1-9月的费用率水平、2025年预算及相关资料进行预测。

根据上述预测思路，预测期内研发费用波动较平稳，未来年度研发费用的预测如下：

单位：万元