中国证监会公布了最新IPO预披露名单，其中中国核能电力股份有限公司拟上交所上市，本次发行不超过36.51亿股，发行后总股本不超过146.0377 亿股，联席保荐机构(主承销商)：中信证券股份有限公司、瑞银证券有限责任公司，联席主承销商：中信建投证券股份有限公司。
      中国核能电力股份有限公司由中国核工业集团公司作为控股股东，联合中国长江三峡集团公司、中国远洋运输(集团)总公司和航天投资控股有限公司共同出资设立。
      投资者在评价公司本次发行的股票时，除本招股说明书提供的其他资料外，应特别认真地考虑以下各项风险因素。以下各项风险因素根据重要性原则或可能影响投资决策的程度大小排序。
一、政策风险
      (一)核电发展政策调整风险
      国家对核电发展的方针政策历经了“适度发展核电”、“积极推进核电建设”阶段。中共十七届五中全会提出“在确保安全的基础上高效发展核电”。日本福岛核事故发生后，2011年3月16日召开的国务院常务会议决定，严格审批新上核电项目，抓紧编制核安全规划，调整完善核电发展中长期规划，核安全规划批准前，暂停审批核电项目包括开展前期工作的项目。2012年3月，《2012年国务院政府工作报告》重申“安全高效发展核电”的方针政策。2012年3月，在首尔核安全峰会上，我国再次提出坚持科学理性的核安全理念，增强核能发展信心，正视核能安全风险，增强核能安全性和可靠性，推动核能安全、可持续发展等主张。2012年5月31日召开的国务院常务会议审议并原则通过《核安全与放射性污染防治“十二五”规划及2020年远景目标》。2012年10月24日，国务院常务会议正式讨论通过了《能源发展“十二五”规划》，再次讨论并通过《核电安全规划 (2011-2020年)》和《核电中长期发展规划(2011-2020年)》。2014年1月20日， 国家能源局印发《2014年能源工作指导意见》，对2014年能源工作进行部署，明确将适时启动核电重点项目审批。
      当国家核电政策调整时，将对本公司未来生产经营产生一定的影响。
      (二)税费政策变动风险
      本公司享受的主要税收优惠包括:
      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)规定，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: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%；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%；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%；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。2013年度、2012年度及2011年度，公司获得增值税返还分别为183，266.84 万元、180，973.24万元及169，230.02万元，占同期利润总额的比重分别为30.08%、34.51%及31.14% 。
      根据《关于公共基础设施项目和环境保护节能节水项目企业所得税优惠政策问题的通知》(财税〔2012〕10号)规定，于2007年12月31日前经国务院核准的核电站项目的投资经营所得，可在该项目取得第一笔生产经营收入所属纳税年度起，按新税法规定计算的企业所得税“三免三减半”优惠期间内，自2008年1月1 日起享受其剩余年限的减免企业所得税优惠。2013年度，江苏核电收回以前年度应减免的所得税优惠款161，179.58万元。2012年度，秦山二核、秦山三核完成相关备案手续，收回以前年度应减免的所得税优惠款20，713.90万元。2013年度，秦山二核3号、4号机组经营所得减半征收企业所得税。
      如未来政策到期或政策变化导致公司不能继续享受上述税收优惠，则公司的盈利水平将可能受到影响。
      此外，公司根据《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)的要求，对于2010年10月1日起投入商运满五年的压水堆核电机组按实际上网电量0.026元/千瓦时提取并上交乏燃料处理处置基金。秦山三核属重水堆核电机组，不适用《核电站乏燃料处理处置基金征收使用管理暂行办法》，公司暂按发电量提取乏燃料处理处置基金，提取标准为0.02元/千瓦时。如未来乏燃料处理处置基金提取比例发生变化，则公司的盈利水平将可能受到影响。
      (三)划拨用地政策调整风险
      根据《划拨用地目录》(国土资源部令第9号)及国土资源部《关于改革土地估价结果确认和土地资产处置审批办法的通知》(国土资发〔2001〕44号)， 公司以划拨方式使用的生产经营土地符合保留划拨用地目录，可以继续以划拨方式使用。
      截至2013年12月31日，公司以划拨方式取得的土地共计98宗，面积为9，294，292.04平方米。不排除随着国家划拨用地政策的调整，原有划拨用地可能面临需要转为出让用地的风险。同时，公司亦无法保证现有在役及在建核电项目外的新建扩建核电项目能继续以划拨方式取得土地使用权，存在增加公司土地使用成本的可能。
      (四)电力体制改革风险
      公司主营业务为电力生产和销售，固定成本占营业总成本比重较大，上网电价和上网电量是影响公司盈利水平的重要因素。目前，我国发电企业上网电价受到政府的严格监管，上网电量受电力需求及调度影响。
      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)，2013年1月1日以后投产的核电机组实行标杆上网电价政策，根据目前核电社会平均成本与电力市场供需状况，全国核电标杆上网电价确定为0.43元/千瓦时；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)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；全国核电标杆上网电价低于核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价的地区，承接核电技术引进、自主创新、重大专项设备国产化任务的首台或首批核电机组或示范工程，其上网电价可在全国核电标杆电价基础上适当提高，具体由省级价格主管部门提出方案报国家发改委核批；全国核电标杆上网电价保持相对稳定，国家发改委将根据核电技术进步、成本变化、电力市场供需状况变化等情况对核电标杆电价进行评估并适时调整；2013年1月1日以前投产的核电机组的上网电价仍按原规定执行。上述核电标杆上网电价政策的实施将影响公司目前在建及未来新建的核电机组在投产后的实际收益。
      在《中共中央关于全面深化改革若干重大问题的决定》关于“完善主要由市场决定价格的机制”、“推进水、石油、天然气、电力、交通、电信等领域价格改革，放开竞争性环节价格”政策指引下，随着电力体制改革的深入，可能导致公司的上网电价和上网电量发生变化，并对公司经营状况产生一定影响。
      (五)国家环保要求变化风险
      公司须遵循《中华人民共和国放射性污染防治法》、《放射性废物安全管理条例》等环保相关法律法规的要求开展业务经营活动，环境保护部/国家核安全局等监管部门对公司环保情况实施监督管理。
      公司控股的核电机组满足现行环保监管要求。如果国家环保相关政策要求提高，公司可能加大环保方面投入，增加公司的经营成本。
二、业务与财务风险
      (一)运行风险
      核电站是一个高科技能源工程，系统构成复杂，安全和技术标准要求高，在核电站安全稳定运行方面，对系统/设备的可靠性、人员的技能水平、运行管理的体系和核安全文化意识等方面都有严格的要求。
      在核电站运行过程中，可能由于设备老化故障、程序缺陷和人员失误等原因， 影响核电站的安全稳定运行。同时，由于输出电网故障、强台风等原因，可能影响核电站的安全稳定运行，严重时可能导致事故。以上运行风险会对公司的盈利水平产生影响。
      (二)核电项目建设风险
      核电项目建设需要具有资质并富有经验的团队，其中包括基础科研、设计、施工建造队伍、总承包商及设备制造商。当遇到设计、建设力量不足、设备材料供应以及其他不可预见的问题时，将可能造成核电项目工期延误。
      与其他常规电厂相比，核电工程建设的安全和质量要求高、技术难度大、接口管理复杂，各方面都要遵循核安全法规和标准的要求，设计、采购、制造、施工和调试等领域的计划、协调、控制和接口产生偏差均可能导致质量隐患和工程延误。核电工程建设周期长，工程投资大，因不断提高技术水平的自身要求及核安全标准的提高，可能造成设计、设备制造等方面的工期延误，进而造成投资超概算。另外，经济环境改变、通货膨胀、汇率变化等因素也会造成核电工程面临很多不确定性，进而影响项目的盈利能力和收益水平，因此对工程进度控制和投资控制提出了很高的要求。
      (三)核电前期项目开发风险
      为进一步拓展市场、实现高效持续发展，公司积极开展包括湖南桃花江、辽宁徐大堡等项目在内的核电前期工作，储备厂址。但由于核电项目开发的特殊性， 从厂址普选、初步可行性研究、获得国家发改委同意开展前期工作的复函、可行性研究、直至国务院最终核准核电项目需要较长时间，公司需投入较多资金；根据《能源发展“十二五”规划》，国家将科学布局项目，对新建厂址进行全面复核，“十二五”时期只安排沿海厂址；《2014年能源工作指导意见》明确，适时启动核电重点项目审批，稳步推进沿海地区核电建设，做好内陆地区核电厂址保护；受国家核准政策变化、核电发展环境、区域电力需求等影响，公司无法保证所有的厂址前期开发结果均能满足核电站厂址要求或核电项目最终获得政府的核准。
      (四)运营成本增加风险
      随着外部经济形势的发展，核电厂运营成本也不断提高，如燃料成本、人力成本、材料及备品备件成本等持续攀升，其中燃料成本是营业成本的重要组成部分，其价格波动将影响公司的运行成本，进而影响公司经营业绩。
      2013年度、2012年度及2011年度，公司燃料成本分别为262，254.33万元、251，248.03万元及204，373.15万元，占营业总成本比重分别为17.38%、17.15%及16.68%。
      (五)利率及汇率风险
      因核电项目建设需要，公司自金融机构借入大量借款。截至2013年12月31 日，本公司全部银行借款为12，938，027.23万元，其中以美元列示的银行借款为美元471，996.23万元(折合人民币2，877，713.80万元)，以欧元列示的银行借款为欧元45，749.47万元(折合人民币385，160.23万元)，以瑞士法郎列示的银行借款为瑞士法郎3，158.79万元(折合人民币21，585.92万元)，占全部银行借款比重分别为22.24%、2.98%及0.17%。
      2013年度、2012年度及2011年度，公司费用化的利息支出分别为246，719.03 万元、256，371.49万元及225，809.30万元，占息税折旧摊销前利润的比重为19.15%、21.25%及19.32%；资本化的利息支出分别为401，814.66万元、321，100.51万元及229，116.59万元。2013年度、2012年度及2011年度，公司汇兑净收益分别为50，559.22万元、8，924.12万元及117，000.55万元，分别占利润总额比重为8.30%、1.70%及21.53%。
      贷款利率波动将直接对公司的盈利水平及项目建造成本造成影响。此外，公司存在较多以美元、欧元、瑞士法郎等外币结算的借款，人民币与外币间的汇率变动对公司的盈利水平造成影响。
      (六)弃置费计提不足风险
      核电站弃置费用是核电站经过经济寿命周期运行结束退役时的处置与治理费用，包括核设施封存、监护、设备拆除、清洗去污以及最终处置等费用。目前国内已投运核电机组一般按项目总投资或核电站竣工决算在线固定资产原值的10%计提核电站弃置费用，并按照现值计入固定资产。
      如未来已计提的弃置费不足以覆盖全部弃置费用时，公司的经营业绩将受到影响。
三、市场风险
      (一)宏观经济风险
      与大多数行业一样，电力行业发展及盈利水平与经济周期的相关性较为显著。当国民经济增速放缓时，工业生产及居民生活电力需求减少，用电的负荷减少使得电厂发电机组利用小时数下降，直接影响到电厂的生产经营以及盈利能力。
      虽然核电作为清洁新能源，目前国内政策支持核电优先上网，但若电力需求总量出现大幅度缩减，公司仍将面临上网电量下降的风险，对公司的生产经营产生不利影响。
      (二)市场竞争风险
      由于核电产业的特殊性，我国核电投资控股资质仍未放开，截至本招股说明书签署之日，我国只有中核集团、中广核集团和中电投集团可以作为国内核电建设(不含研究堆、示范工程)的控股投资方。2007年5月22日，国家核电技术有限公司揭牌成立，致力于专门引进、消化、吸收第三代核电技术；华能集团、大唐集团、华电集团等电力集团也大力开拓核电市场，纷纷以参股的形式参与核电项目建设，成为核电领域潜在的竞争者。
      如核电投资控股资质放开，新的投资方将进入核电市场，在项目选址、人才引进等领域对公司造成挑战，公司面临市场份额下降、人才流失等风险。