文章核心观点 公司发布2024年年报和2025年一季报，2024年营收增长但归母净利润下降，2025年Q1营收和归母净利润均增长；24年核电上网电量略降，Q1因机组检修减少和新机组投产电量增加；电价下滑和所得税费用增加影响业绩；在建机组持续推进，未来成长性较强；预计2025 - 2027年盈利增长，首次覆盖给予“强烈推荐”评级 [1][2][3] 业绩情况 - 2024年公司实现营收772.72亿元，同比+3.09%，归母净利润87.77亿元，同比-17.38% [1] - 2025年Q1公司实现营收202.73亿元，同比+12.70%，归母净利润31.37亿元，同比+2.55% [1] - 2025 - 2027年公司预计分别实现96/103/114亿元，同比分别变化+9.42%/+7.32%/+10.77% [3] 电量情况 - 2024年公司累计上网电量2039.23亿千瓦时，同比+3.28%，其中核电上网电量1712.60亿千瓦时，同比-1.83% [1] - 2025年Q1公司累计上网电量同比+17.17%，其中核电电量同比+13.41%，新能源电量同比+38.35% [1] 影响业绩因素 - 2024年核电/光伏/风电平均上网电价（含税）较2023年分别+0.4/-9/-3分钱，拉低对应业务营收增速 [2] - 2024年公司所得税费用为60.11亿元，同比大幅+68.34%，导致归母净利润跌幅扩大 [2] - 2025年Q1新能源板块因上年发行两期类REITS、市场化债转股稀释归母净利润，增资引战导致归母比例下降，使得Q1新能源归母净利润同比-51.32%，总业绩仅微增 [2] 机组建设情况 - 截至2024年12月31日，公司控股核电在建及待核准机组18台，装机容量2064.10万千瓦 [3] - 2025年1月1日，福建漳州核电站1号机组投入商运，控股在建及核准待建机组变为17台 [3] - 漳州核电2号机组已进入调试阶段，预计2025年商运 [3] - 2026年公司计划江苏核电田湾7号机组和海南核电小堆机组投运 [3] - 2027年公司计划辽宁核电徐大堡3号机组、田湾8号机组、三门核电3号和4号机组投运 [3] - 2025年4月28日，浙江三门核电项目5号、6号机组获得核准 [3] 估值情况 - 2025年4月30日股价对应PE分别为19.77/18.42/16.63倍 [3] - 首次覆盖，给予“强烈推荐”评级 [3]

中证报中证网讯(记者刘丽靓)国家电投4月29日消息，27日，第十六届中国国际核电工业展览会在北京 国家会议中心开幕。国家电投国核自仪和睿全系列产品亮相第十六届中国国际核电工业展览会。 在中国核学会副秘书长高克立，中国电机工程学会核能发电分会专家委主任周士荣，上海市核电办公室 党组书记、主任陆海宾及媒体的见证下，国家电投集团国家核电党委书记、董事长叶元伟，国家电投集 团国核自仪党委书记、董事长方舟，国家电投集团核能部副主任张鹏飞，国家电投集团电投核能党委副 书记、工会代主席刘志达，共同开启"和睿"品牌产品矩阵发布的高光时刻。这标志着"和睿"品牌布局三 大平台、八大产品体系战略已迈入成熟化产业应用全新阶段，不仅在核电站数字化仪控系统这一核心产 品领域高效落地，也已在大型火电机组、风能等多元能源产业领域完成了产品战略布局。 "自主可控、性能卓越、安全可靠"是"和睿"产品品牌的核心价值。此次发布的八大产品，已实现从核心 部件国产化到全面国产化的重大跨越。全球首个基于FPGA技术的高安全性、高可靠性、可验证性的核 电站反应堆保护系统平台(和睿保护)、首个内置商密技术的智能化控制系统(和睿控制)、国内首个应用 到三代非能 ...

行业背景与公司定位 - 核电作为清洁基荷能源在低碳化与能源安全背景下重回政策与资本焦点 [1] - 中国核电在清洁能源央企梯队中定位为"第二核心资产"，展现长期潜力 [1] - 行业进入新一轮集约化扩张周期，全国在运核电机组57台，总装机6,083万千瓦，占全国发电装机1.81% [6] 财务表现 - 2024年营业收入772.72亿元，同比增长3.09%，利润总额225.64亿元，同比微降1.82%，归母净利润87.77亿元，同比下降17.38% [2] - 营业成本441.16亿元，同比增长6.28%，毛利率43.37%，归母净利润率11.36% [4] - 经营性现金流净额407.21亿元，营业现金比52.70%，十年复合增长率9.5% [5][10] - 总资产6,597.39亿元，同比增长22.34%，资产负债率68.27%，净资产收益率9.44% [5][8] 核电业务进展 - 控股在运核电机组25台，总装机2,375万千瓦，年发电量1,831.22亿千瓦时，非计划停堆率0.04次/堆年，WANO综合指数平均99.13分 [6] - 控股在建及核准待建机组18台，总装机2,064.10万千瓦，较在运容量增长近90% [7] - 漳州1号2025年投运，漳州3/4号、徐大堡2号等进入建设关键阶段，预计2030年前集中释放产能 [7] 新能源业务发展 - 风电与光伏发电量332.27亿千瓦时，同比增长42.21%，占上网电量16% [12] - 控股新能源在运装机2,959.62万千瓦，同比增长59.84%，在建1,435.82万千瓦，光伏超2,000万千瓦，风电近1,000万千瓦 [12] - 阿拉尔2GW光伏项目全容量并网，推动新能源营收占比提升 [12] 资本市场与估值 - 2024年股价累计上涨超40%，总市值突破1,900亿元，纳入上证50与沪深300指数 [16] - 完成定向增发募资140亿元，引入社保基金等战略投资者 [16] - 市净率2.01倍，低于长江电力3.4倍，存在系统性重估空间 [14] - 2024年拟每10股派1.80元，分红比例41.92%，创上市新高，近三年累计分红超105亿元 [17] 战略展望 - 构建"核+风+光"多元增长曲线，从单一核电运营商向清洁能源平台转型 [12][18] - 估值逻辑从PB/PE向PEG、PB-ROE联动过渡，进入"增长兑现—估值重构"阶段 [15][18] - 未来5-10年或成能源央企最具成长想象空间的估值中枢型平台 [19]

报告公司投资评级 - 维持“强推”评级 [1] 报告的核心观点 - 25Q1 归母净利增长 3%，新项目再获核准保障远期成长空间 [1] 根据相关目录分别进行总结 主要财务指标 - 2024 - 2027 年营业总收入分别为 772.72 亿、848.65 亿、910.61 亿、960.37 亿元，同比增速分别为 3.1%、9.8%、7.3%、5.5% [2] - 2024 - 2027 年归母净利润分别为 87.77 亿、104.83 亿、114.97 亿、121.29 亿元，同比增速分别为 -17.4%、19.4%、9.7%、5.5% [2] - 2024 - 2027 年每股盈利分别为 0.43、0.51、0.56、0.59 元，市盈率分别为 22、18、17、16 倍，市净率分别为 1.7、1.6、1.5、1.4 倍 [2] 公司基本数据 - 总股本 2056800.21 万股，已上市流通股 1888328.49 万股，总市值 1918.99 亿元，流通市值 1761.81 亿元 [3] - 资产负债率 68.48%，每股净资产 5.48 元，12 个月内最高/最低价 12.22/8.99 元 [3] 公司公告 2024 年报及 2025 年一季报 业绩表现 - 2024 年归母净利 87.77 亿元，同比 -17.38%；24Q4 归母净利 -1.56 亿元，23Q4 为 13.0 亿元；25Q1 归母净利 31.37 亿元，同比 +2.55% [6] 营业收入 - 2024 年营收 772.72 亿元，同比 +3.09%；24Q4 营收 202.86 亿元，同比 +7.52%；25Q1 营收 202.73 亿元，同比 +12.70% [6] 毛利率 - 2024 年毛利率 42.91%，同比 -1.71pct；24Q4 毛利率 30.68%，同比 -3.22pct；25Q1 毛利率 47.86%，同比 -1.31pct [6] 经营数据 电量层面 - 2024 年累计上网电量 2039.23 亿千瓦时，同比增长 3.28%；25Q1 累计上网电量 564.49 亿千瓦时，同比增长 17.17% [6] - 核电方面，2024 年累计上网电量 1712.60 亿千瓦时，同比下降 1.83%；25Q1 累计上网电量 463.70 亿千瓦时，同比增长 13.41% [6] - 新能源方面，2024 年累计上网电量 326.63 亿千瓦时，同比增长 42.07%；25Q1 累计上网电量 100.79 亿千瓦时，同比增长 38.28% [6] 装机层面 - 核电方面，截至 2025 年 3 月 31 日，控股核电在运机组 26 台，装机容量 2496.20 万千瓦；在建及核准待建机组 17 台，装机容量 1942.90 万千瓦 [6] - 新能源方面，控股装机容量 3069.16 万千瓦，其中风电/光伏分别为 1001.32/2067.84 万千瓦；另控股独立储能电站 145.10 万千瓦；在建装机容量 1353.68 万千瓦，其中风电/光伏在建分别为 183.70/1169.98 万千瓦 [6] 业绩承压原因 - 24Q4 归母净利下滑显著，主要系计提增值税返还对应所得税费用所致，24Q4 所得税约为 24.86 亿元，同比提升 643.1%；若剔除所得税费用影响，24Q4 利润总额约为 27.26 亿元，同比下降 9.0% [6] 成长空间 - 2025 年 4 月 27 日，浙江三门核电项目 5 号、6 号机组获国务院核准，拟建设 2 台“华龙一号”压水堆核电机组，单台机组额定电功率 1215MW；正在开展前期准备工作的核电机组仍有超过 10 台，料将为未来成长性提供有力保障 [6] 投资建议 盈利预测 - 调整 2025 - 2026 年盈利预测至 105、115 亿（前值 121、131 亿元），新增 2027 年盈利预测为 121 亿元，对应 25 - 27 年 EPS 分别为 0.51、0.56、0.59 元，对应 PE 为 18、17、16 倍 [6] 估值 - 采用可比公司估值法，可比公司对应 25 年 PE 为 18x，考虑核电远期成长性较强，在可比公司基础上给予 20%估值溢价，给予公司 25 年 21x PE，对应 2201 亿目标市值，对应目标价 10.7 元，目标价较现价 15%空间 [6]

政策背景与核心目标 - 国家能源局发布《通知》支持能源领域民营经济高质量发展，推动其在绿色低碳转型和新型能源体系建设中发挥更大作用 [2] - 政策旨在破除民营企业面临的体制机制障碍，激发投资热情和创新活力，为现代能源体系注入动能 [2] 民营企业现存问题 准入门槛与竞争环境 - 能源行业传统领域（油气、电网、核电）由国企主导，民企面临高准入门槛和不公平竞争，资源获取难度大 [3] - 能源项目投标资质要求高，民企因规模小、资源受限难以达标，部分领域管理不规范影响经营秩序 [3] 融资困境 - 民企融资难、融资贵，银行倾向国企，能源项目周期长、风险高加剧金融机构审慎态度 [4] - 债券融资需担保增信，大额长周期项目筹资渠道受限 [4] 新业态适应不足 - 民企在新能源领域占比高（风电整机制造60%、光伏产业链70%、新型储能出货前十占9家），但分布式能源、虚拟电厂等新业态缺乏统一标准和政策支持 [5] - 产学研协同创新短板明显，高端技术和管理人才不足制约发展 [5] 国际化挑战 - 民企在光伏、风电、储能等国际市场领先，但面临国际壁垒增多和内部恶性竞争问题 [5][6] 政策支持措施 投资与融资支持 - 支持民企参股核电、投资油气储备、LNG接收站、油气管网及“沙戈荒”大基地项目 [7] - 拓宽融资渠道，利用超长期国债支持设备更新，鼓励绿色金融专项信贷产品 [7] 新业态布局 - 鼓励民企发展虚拟电厂、绿电直连、智能微电网、大功率充电等新业态，加速技术应用落地 [9] - 推动数字化改造（煤矿、电厂智能化）和“人工智能+”应用，提升风光电站运行效率 [10] 创新与人才 - 支持民企参与能源科技战略制定，与国家实验室协同攻关，加强产学研合作培养技术人才 [10][11] 市场公平竞争机制 - 推进油气管网运销分离，深化电力资质许可管理，开放电网建设民企参与 [12] - 公开技术标准、价格信息，强化公平竞争审查，整治垄断和不正当竞争行为 [12][13] 政策落实保障 - 优化能源项目审批流程，推行“一站式”服务和并联审批，提高配电网核准效率 [14] - 健全政企沟通机制，规范涉企检查与收费，完善信用评价体系保护企业权益 [14] - 地方政府需细化举措，协调解决民企发展困难，因地制宜推动政策落地 [15]

报告公司投资评级 - 维持“推荐”评级 [4] 报告的核心观点 - 2024年所得税费用增加影响业绩，2025Q1新能源利润下滑拉低业绩增速，核电业务表现较好 [1][2] - 漳州机组贡献核电发电增量，新能源装机增速明显，公司制定了2025年发电量目标 [3] - 核电装机成长性确定，2024年分红比例创新高，远期分红率有望提升 [4] - 预计2025/2026/2027年归母净利润为103.28/111.36/123.76亿元，各年度EPS分别为0.50/0.54/0.60元，对应4月29日收盘价PE分别为19/17/16倍 [4] 根据相关目录分别进行总结 财务数据 - 2024年营收772.72亿元，同比+3.09%；归母净利87.77亿元，同比-17.38%；基本每股收益0.463元。24Q4营收202.9亿元，同比+7.5%；归母净利润亏损1.56亿元，同比-112.0%。25Q1营收202.73亿元，同比+12.7%；归母净利31.37亿元，同比+2.55% [1] - 2024年公司所得税费用同比增加24.4亿元，25Q1新能源收入同比+24.64%，但归母净利润同比-51.32%；核电业务收入同比+10.46%，归母净利同比+11.52% [2] - 预计2025-2027年营业收入分别为844.19亿元、898.03亿元、982.67亿元，增长率分别为9.2%、6.4%、9.4%；归属母公司股东净利润分别为103.28亿元、11.136亿元、123.76亿元，增长率分别为17.7%、7.8%、11.1% [5] 发电量情况 - 2024年公司发电量2163.49亿千瓦时，同比+3.09%，其中核电发电量1831.22亿千瓦时，同比-1.80%；光伏180.69亿千瓦时，同比+44.81%；风力151.58亿千瓦时，同比+39.02% [3] - 2025Q1公司累计发电量597.42亿千瓦时，同比+16.93%，其中核电494.82亿千瓦时，同比+13.30%，新能源发电量102.60亿千瓦时，同比+38.35% [3] - 2025年公司全年计划发电量目标为2370亿千瓦时，同比+9.5%，其中核电计划发电量为1954亿千瓦时，拟同比+6.7%，新能源计划发电量为416亿千瓦时，拟同比+28.2% [3] 装机情况 - 截至2025Q1，公司新能源控股在运装机容量3069.16万千瓦，控股在建规模1353.68万千瓦，包括风电183.70万千瓦，光伏1169.98万千瓦 [3] - 截至2025年3月31日，公司核电控股在运26台，装机容量2496.20万千瓦；控股在建及核准待建17台，装机容量1942.90万千瓦，近日获批三门核电5、6号机组项目 [4] 分红情况 - 公司2024年分红比例41.8%，再创新高，远期发展阶段若属于成熟期且无重大资金支出安排的，分红比例可达80% [4]

报告公司投资评级 - 维持“推荐”评级 [4] 报告的核心观点 - 所得税费用影响24Q4业绩，新能源利润下滑拉低25Q1业绩增速；漳州机组贡献核电发电增量，新能源装机增速明显；核电装机成长性确定，24年分红比例再创新高，远期分红率有望提升 [2][3][4] - 漳州两台机组投产后贡献今明两年发电量，预计25/26/27年归母净利润为103.28/111.36/123.76亿元，各年度EPS分别为0.50/0.54/0.60元，对应4月29日收盘价PE分别为19/17/16倍 [4] 根据相关目录分别进行总结 财务数据 - 2024年营收772.72亿元，同比+3.09%；归母净利87.77亿元，同比-17.38%；基本每股收益0.463元；24Q4营收202.9亿元，同比+7.5%，归母净利润亏损1.56亿元，同比-112.0%；25Q1营收202.73亿元，同比+12.7%，归母净利31.37亿元，同比+2.55% [1] - 2024年公司所得税费用同比增加24.4亿元，主要系计提增值税返还对应所得税费用所致；25Q1新能源收入同比+24.64%，但归母净利润同比-51.32%，核电业务收入同比+10.46%，归母净利同比+11.52% [2] 发电量情况 - 2024年公司发电量2163.49亿千瓦时，同比+3.09%，其中核电发电量1831.22亿千瓦时，同比-1.80%，光伏180.69亿千瓦时，同比+44.81%，风力151.58亿千瓦时，同比+39.02% [3] - 2025Q1公司累计发电量597.42亿千瓦时，同比+16.93%，其中核电494.82亿千瓦时，同比+13.30%，新能源发电量102.60亿千瓦时，同比+38.35% [3] - 2025年公司全年计划发电量目标为2370亿千瓦时，同比+9.5%，其中核电计划发电量为1954亿千瓦时，拟同比+6.7%，新能源计划发电量为416亿千瓦时，拟同比+28.2% [3] 装机情况 - 截至2025Q1，公司新能源控股在运装机容量3069.16万千瓦，控股在建规模1353.68万千瓦，包括风电183.70万千瓦，光伏1169.98万千瓦 [3] - 截至2025年3月31日，公司核电控股在运26台，装机容量2496.20万千瓦；控股在建及核准待建17台，装机容量1942.90万千瓦，近日获批三门核电5、6号机组项目 [4] 分红情况 - 公司2024年分红比例41.8%，再创新高，远期发展阶段若属于成熟期且无重大资金支出安排的，分红比例可达80% [4] 盈利预测与财务指标 | 项目/年度 | 2024A | 2025E | 2026E | 2027E | | --- | --- | --- | --- | --- | | 营业收入（百万元） | 77,272 | 84,419 | 89,803 | 98,267 | | 增长率（%） | 3.1 | 9.2 | 6.4 | 9.4 | | 归属母公司股东净利润（百万元） | 8,777 | 10,328 | 11,136 | 12,376 | | 增长率（%） | -17.4 | 17.7 | 7.8 | 11.1 | | 每股收益（元） | 0.43 | 0.50 | 0.54 | 0.60 | | PE | 22 | 19 | 17 | 16 | | PB | 1.7 | 1.6 | 1.6 | 1.5 | [5]

核心观点 - 国家能源局发布《通知》促进能源领域民营经济发展，引导民营经济在能源绿色低碳转型和新型能源体系建设中发挥更大作用 [3] - 民营经济在新能源、储能、氢能等新兴领域表现突出，风电整机制造领域民营企业占比达60%，光伏设备制造企业绝大部分为民营企业 [4] - 2024年中国企业全球储能系统解决方案提供商出货量前十名中8家为民营企业，新能源汽车、锂电池、光伏产品出口中民营企业贡献超一半 [4] - 《通知》通过破除市场准入壁垒、深化混合所有制改革、完善要素获取机制等措施，为能源高质量发展注入新动能 [6] 稳基础：能源领域民营经济重要性凸显 - 我国能源行业从计划经济演变而来，国有经济在初创期发挥主力军作用，改革开放后民营经济逐步参与能源产业链部分环节 [4] - "双碳"目标推进下，新型能源体系建设需要打造多元协同的能源生态链，能源行业边界和品种边界更加模糊 [4] - 民营经济在新兴领域投资中崭露头角，风电整机制造领域民营企业占比60%，光伏设备制造企业绝大部分为民营企业 [4] - 国有企业聚焦科技创新、产业控制和安全支撑，民营企业则在技术创新、商业模式创新和"蓝海"市场开拓方面发挥优势 [4] 强动能：发挥优势推进行业高质量发展 - 民营企业具有决策灵活高效、创新动力充足、市场敏感性强、资金利用效率高和激励机制有效等独特优势 [5][6] - 《通知》破除市场准入壁垒，放宽油气管网等领域准入条件，为民营企业开辟多元参与渠道 [6] - 深化混合所有制改革，支持国有能源企业引入民营资本，允许民营企业参股投资核电项目 [6] - 完善要素获取机制，拓展电力、油气等领域信息公开渠道，建立健全服务能源领域民营经济的融资体系 [6] 添活力：充分释放民营经济生态活力 - 增强法治保障，健全能源领域政企沟通协商制度，完善民营企业权益维护机制，推动构建以《能源法》为基础的能源法治体系 [6] - 加强行业指导，支持能源民企创新投入，鼓励参与国家科技专项攻关，构建技术创新公共服务平台 [6] - 提升政策引领，鼓励民营企业高质量参与"一带一路"建设，在风电、光伏、氢能、储能等领域开展国际合作 [6]

核电行业政策支持与项目核准 - 2025年4月27日国务院常务会议核准5个核电项目共计10台新机组包括广西防城港核电三期(5、6号机组)广东台山核电二期(3、4号机组)浙江三门核电三期(5、6号机组)山东海阳核电三期(5、6号机组)福建霞浦核电一期(1、2号机组) [1][2] - 新项目均采用自主三代核电技术含8台华龙一号机组预计拉动超2000亿投资按单台百万千瓦机组200亿元计算 [1][2] - 四大核电集团均有收获项目中广核集团获批项目最多包括广西防城港和广东台山项目 [2] 核电技术发展与产业链影响 - 此次审批彰显中国核电技术自主创新能力华龙一号等技术已进入批量化建设阶段安全性经济性得到保障 [2] - 下游核电站建设进度加快将推升上游设备制造及核燃料需求利好上游铀资源开发公司和核电设备制造公司 [1] - 核电设备标的包括东方电气(01072)上海电气(02727)核电运营标的中广核电力(01816)天然铀标的中广核矿业(01164) [1] 核电装机规模与市场前景 - 截至2024年末中国商运核电机组58台装机容量6096万千瓦核准+在建机组44台装机容量5235万千瓦在运在建规模全球第一 [3] - 2024年核电装机容量占比约2%发电量占比约5%未来提升空间大 [3] - 中国已连续四年每年核准10台及以上核电机组保持常态化审批节奏2024年核电工程建设投资完成额1469亿元较上年增长520亿元创历史新高 [4] 全球铀资源供需格局 - 2022年全球天然铀产量49,355吨铀需求65,651吨铀产量与需求缺口依赖二次供应弥补未来缺口或进一步扩大 [5] - 哈萨克斯坦是全球最大铀矿生产国产量21,227吨铀占比43%铀生产国与需求国存在互补需求 [5] - 铀资源缺口扩大将推升国际铀矿价格利好上游铀资源开发公司 [1][5]

纪要涉及的公司 中国核电 纪要提到的核心观点和论据 1. **业绩表现** - 2025年第一季度累计发电597亿度，同比增长16.93%，营业收入202亿元，同比增长12.7%，归母净利润31亿元，同比增长2.55%，其中核电业务收入167亿元，同比增长10.46%，新能源业务收入35亿元，同比增长24.64%，核电贡献归母净利润29亿元，同比增11.52%，新能源贡献2亿元，同比下降51%[2][6] - 2024年累计发电2163亿千瓦时，同比增长3.09%，营业收入772亿元，同比增长3.09%，归母净利润87.77亿元[4][5] 2. **非核清洁能源进展** - 截至2025年3月底，控股非核清洁能源装机容量达3069万千瓦，提前完成十四五规划目标[2][7] - 积极发展风能和光伏项目，推动钙钛矿产业取得阶段性成果，小型组件效率达行业领先水平，探索新型储能及相关产业协同开发[2][7] 3. **多用途利用进展** - 2024年4月全球首批碳14靶件在秦山顺利出堆，实现碳14工艺全面国产化；5月在线辐照生产医用同位素装置具备生产多种紧缺短半衰期医用同位素能力；6月田湾蒸汽供能项目投产并供气超140万吨[8][9] 4. **电价情况** - 2025年一季度核电综合电价与2024年同比略有下降，幅度约一分，整体维持在每度电0.4元左右[2][12] - 2025年江苏省市场电定价为每度300亿度，长协签订一半左右，剩余通过月度竞价上网，电价约0.4元，约10%电量参与现货交易，价格波动大，核电电价相对平稳；福建核电和漳州核电执行市场化情况良好，综合电价稳定在每度四毛钱左右，2025年一季度略有下降至三毛九分多[20][27] - 2025年一季度新能源综合电价从2024年一季度约0.42元/度降至约0.38元/度，主要受市场电部分影响，新增平价项目比例高拉低综合电价[32] 5. **大修计划** - 2025年计划17次大修，已发布详细公告，每台机组投运后约18个月换一次料即进行一次大修，随着投运机组增加，大修次数逐年增长，2024年18次，2025年计划16次（3次10年大修、2次五年大修、11次日常大修），二季度完成5次，三季度1次，四季度10次[2][11][14] 6. **资本开支** - 2024年固定资产投资超1200亿元，2025年预计保持在1400亿元左右，主要投入核电在建项目，新能源总体投资计划与去年相当[15] 7. **所得税情况** - 因国家税务总局对核电增值税退税政策新解释，2025年需缴纳约18.9亿元所得税，增值税返还政策不征收企业所得税，但用于构建资产对应折旧需从企业所得税中调减支出，预计影响金额约两亿[4][16][26] 8. **新能源业务** - 2025年一季度新能源业务规模经营量下滑，部分原因是股权比例下降，电价保持稳定，限电影响已考虑进年度经营计划，在建项目按计划推进[28] - 根据136号文对新能源领域布局和策略调整，暂停西北地区限电率高的收购项目，继续推进现有在建项目，向风电方向转移，重点放在沿海省份[31] 9. **机组情况** - 秦山二核和三核、三门净利率降幅大，可能因运行年份长受增值税影响大，需进一步分析财务状况确定具体原因；秦2、秦3及三门机组经济性表现好，因前期造价低折旧费用占比低、运行时间长财务费用占比下降、所在地区电价有优势[34][36] - 金山二期、三期竞争力低受税收口径、运行时间长和整体体量小因素影响[37] - 单台机组业绩波动可能与税收和大修安排有关，大修年份业绩可能下滑，高电价机组大修对当年业绩影响更大[38][39] 10. **其他情况** - 2024年面对福清4号机组小修、海南核电220回检修影响降功率运行及核电和新能源市场电价下行等不利因素，全力稳经营、挖潜能、增效益、降负债，经济效益总体平稳[4] - 随着国家利率下降，预计融资成本降低，但降幅未明确；内蒙古光伏项目综合电价0.077元，与其他区域有差距，受当地市场环境及政策影响，暂无明确改进计划[18] - 江苏地区市场用电量从271度提升至310度，反映当地经济发展用电需求增长[2][19] - 公司财务费用自2023 - 2024年持续下降，2025年将采取高级置换、争取最优利率等措施持续降低财务费用[21] - 内蒙古地区年报统计口径问题因收入除以电量计算有差异，正在重新核算[22] - 燃料成本计算口径调整，仅含核燃料成本，度电燃料费用约0.04元，各省份核电参与现货市场比例不高，对收入和利润影响较小[23] - 2024年资产减值损失增加因库存优化专项行动对长期未使用物资分类处理和检测准备[24] - 公司章程承诺分红比例不低于30%，近年来实际不低于35%，因资本开支大、资本金需求高，目前分红比例不能过高，未来发展稳定时可能达百分之八九十；辅助服务费用因市场化改革每年略有上升，2024年因检修多略有下降，长期来看国家政策将其向用户侧转移，未来不会大幅上升并可能下降[33] - 公司承担的辅助服务费用比广核低[35] 其他重要但是可能被忽略的内容 - 24年度福建省电竞价提升是因福清五六号机组原来正式电竞价未批复，初步结算电竞价低，最终定价补回差额，整体电竞价仍平稳；25年度分区域长协签订情况复杂，各省策略不同，江苏省去年长协270度，今年提升至310度，其余省份基本按核准电竞价执行，约每度4毛钱[10] - 新能源136号文发布后，公司采取降低成本、降本增效措施应对市场变化，在场址开发、核电建设、场站运维和数字化改造等方面降低成本[40] - 中国核电发展新能源是为补充单一业务结构、减少受国家政策影响，投资旨在盈利，十四五已实现3000万千瓦目标，在建1400多万千瓦项目继续推进，十五五根据国家政策调整光伏比例，增加海上风电开发[41]