问询函的答复
关于《关于工银瑞信蒙能清洁能源封闭式基础设施证券投资基金上市和工银瑞投-蒙能清洁能源第1期资产支持专项计划挂牌条件确认和申请文件的审核问询函》的答复
深圳证券交易所：
工银瑞信基金管理有限公司、工银瑞信投资管理有限公司已收到《关于工银瑞信蒙能清洁能源封闭式基础设施证券投资基金上市和工银瑞投-蒙能清洁能源第1期资产支持专项计划挂牌条件确认和申请文件的审核问询函》（审核函（基）〔2024〕007号），经认真研究相关问询问题，结合《公开募集基础设施证券投资基金指引（试行）》《证券公司及基金管理公司子公司资产证券化业务管理规定》《深圳证券交易所公开募集基础设施证券投资基金（REITs）业务办法（试行）》《深圳证券交易所资产证券化业务规则》等有关规定，答复如下：
一、关于项目资产
1.关于资产范围。根据申请文件，华晨风电项目拟将相关升压站、220kV送出线路1回、检修道路及相关土地使用权等资产剥离至原始权益人电力设计院，待资产重组完成后，将尽快与固阳县自然资源局就资产划转事宜沟通重新办理相关土地分宗及不动产权证等相关事宜；恒润一期风电项目拟将相关资产、负债及相关人员划转至恒泽公司，配套送出工程、检修道路、集电线路等资产仍由原始权益人恒润新能源持有。请基金管理人、资产支持证券管理人（以下合称管理人）：
（1）补充说明华晨风电项目升压站及 恒润一期风电项目集电线路未纳入入池资产的原因及合理性，充分揭示风险，设置风险缓释措施；
答复：
（一）华晨风电项目升压站
1、升压站由华晨公司出资建设，权属清晰，因历史原因未纳入入池资产范围
根据内蒙古新广为会计师事务所出具的《内蒙古华晨新能源有限责任公司固阳红泥井10万千瓦风电项目竣工财务决算报告》（编号：内新广为审字〔2018〕第44号），华晨风电项目由华晨公司自行筹措资金投资建设，建设内容包括安装50台2.0MW风力发电机组，总装机容量为100MW；配套建设220kV升压站，并网送至华电红泥井220kV升压站；该项目于2018年1月10日取得固阳县国土资源局颁发的“蒙（2018）不动产第0000027号”《不动产权证书》。华晨风电项目于2017年3月31日取得《内蒙古华晨新能源有限责任公司固阳红泥井10万千瓦风电项目工程竣工报告书》，该项目2016年12月8日升压站一次性授电成功，2016年12月10日首台风机并网发电。且该项目2018年2月8日通过包头市发展和改革委员会《关于内蒙古华晨新能源有限责任公司固阳红泥井10万千瓦风电项目竣工验收复核的意见》（包发改能源字〔2018〕55号），通过了综合验收。
华晨公司反馈并确认华晨风电项目升压站等配套建筑物不属于现有权机构施工许可证受理和发放范围1，但不动产权登记办理机构仍明确要求提供升压站等配套建筑的施工许可证2，从而华晨公司未能成功办理升压站等配套建筑的不动产权登记手续。为本次公募REITs发行之目的，考虑到华晨公司能够无障碍且持续使用升压站等资产，华晨公司按监管要求办理了土地分宗等一系列合法手续并将升压站等相关资产划转至华晨公司的全资股东内蒙古电力勘测设计院有限责任公司。根据华晨公司和电力设计院公司于2024年4月30日签署《资产划转协议书》的相关约定，本次划转完成后，划出方有权根据项目需要无偿使用本协议项下划转标的；双方同意，仍由华晨公司以无偿方式独家占有、使用，按照运营要求对划转标的进行修缮或技改，并由华晨公司直接支付运维成本，包括相关修缮或技改费 用。
综上，华晨风电项目升压站等未入池相关资产由华晨公司投资建设，资产权属清晰，不存在争议，且运营期间未出现安全、质量、环保等方面的重大问题。
2、华晨公司对升压站等相关资产拥有单独占用及无偿使用权
针对该情况，除了原始权益人电力设计院在《资产划转协议书》中承诺的无偿享有升压站使用权以外，发起人蒙能集团已于2024年2月7日出具承诺函，确认在资产划转完成后，华晨公司有权无偿单独使用划转标的、对划转标的进行修缮和技改并承担相应费用，并且确认：对于华晨风电项目中升压站等划转标的资产，若因前述资产合规性问题受到行政处罚或发生其他影响基础设施项目正常运营事件的，蒙能集团将承担因此给基础设施项目造成的损失。
3、存续期升压站等相关资产仍由华晨公司进行全权运维管理，不影响华晨风电项目整体运营生产
根据华晨公司和电力设计院公司于2024年4月30日签署《资产划转协议书》的相关约定，本次划转完成后，双方同意，仍由华晨公司以无偿方式独家占有、使用，按照运营要求对划转标的进行修缮或技改，并由华晨公司直接支付运维成本，包括相关修缮或技改费用。
升压站的维护费用已纳入评估模型考虑并在评估价值中体现，华晨公司承担维护费用不会损害投资人权益。同时，在运营过程中，由华晨公司承担维护费用，更有利于保证相关升压站设施的运营及维护。
4、升压站等未入池资产的风险揭示
针对上述情况，基金管理人已在本基金《招募说明书》“重要提示”及“第八部分风险揭示”之“三、基础设施项目相关的各项风险因素”之“第二十四条相关配套设施未纳入入池资产范围相关风险”中就相关风险进行了充分的风险披露：
“根据华晨公司与原始权益人电力设计院于2024年4月30日签署《资产划转协议书》，华晨公司将其出资建设并持有的升压站、220kV送出线路1回等建筑物无偿划转至原始权益人持有，上述资产未纳入本基金底层资产范围。后续根据《资产划转协议书》相关约定，电力设计院公司拥有上述划转标的资产的所有权，但仍由华晨公司以无偿租入方式独家占有、使用。华晨公司无需就上述资产的占用、使用向原始权益人支付任何费用，并按照运营要求对上述资产进行修缮或技改，相关运 维成本由华晨公司承担。
截至本招募说明书出具之日，上述资产已剥离划转至原始权益人电力设计院。基础设施基金存续期间，如华晨公司与原始权益人电力设计院就升压站、220kV送出线路1回等相关资产相关安排产生纠纷，可能影响华晨风电项目电力输送，进而对投资者收益产生不利影响。”
5、风险缓释措施
根据华晨公司和原始权益人电力设计院公司于2024年4月30日签署《资产划转协议书》的相关约定，本次划转完成后，双方同意，仍由华晨公司以无偿方式独家占有、使用，按照运营要求对划转标的进行修缮或技改，并由华晨公司直接支付运维成本，包括相关修缮或技改费用。
同时，发起人蒙能集团已于2024年2月7日出具承诺函，确认在资产划转完成后，华晨公司有权无偿使用划转标的、对划转标的进行修缮和技改并承担相应费用，并且确认：对于华晨风电项目中升压站等划转标的资产，若因前述资产合规性问题受到行政处罚或发生其他影响基础设施项目正常运营事件的，蒙能集团将承担因此给基础设施项目造成的损失。
综上，华晨风电项目升压站因政策历史遗留问题未纳入入池资产，但其由华晨公司投资建设，资产权属清晰，不存在争议。升压站作为华晨风电项目配套建筑，其主要作用为保障风电场的正常电力输送。通过华晨公司对升压站资产单独占用及无偿使用权利的设定，升压站未纳入入池资产范围并不影响华晨风电项目运营的稳定性以及正常电力输送。同时管理人在招募说明书中风险揭示相关章节进行了充分披露，并设置 了资产划转协议相关约定以及发起人出具承诺函等风险缓释措施，将有效保障华晨风电项目运营稳定性及投资者权益。
（二）恒润一期风电项目集电线路
1、集电线路由恒润新能源出资建设、权属清晰，因一二期集电线路一同建设共同使用无法准确拆分，未纳入入池资产范围。
根据内蒙古华方会计师事务所有限责任公司出具的《内蒙古恒润新能源有限责任公司大板梁风电场49.5MW风电项目一、二期工程竣工决算审核报告》（编号：内华方审字〔2012〕84号）（以下简称“《恒润一二期决算报告》”），恒润一期的集电线路是和二期项目的集电线路一同建设共同使用，且在《恒润一二期决算报告》中针对35kV集电线路工程也并未区分一二期电站，在资产重组时无法准确拆分。因此集电线路未纳入入池资产范围。
综上，恒润一期风电项目集电线路由恒润新能源投资建设，资产权属清晰，不存在争议，且运营期间未出现安全、质量、环保等方面的重大问题。
2、恒泽公司对集电线路拥有无偿使用权
根据恒润新能源和恒泽公司签署的《企业资产、负债及员工整体划转协议书》相关约定，资产重组后，作为资产划入方恒泽公司无偿使用集电线路，且承担集电线路相关运营维修费用。此外，发起人蒙能集团已于2024年2月7日出具承诺函，确认在资产重组完成后，恒泽公司有权根据恒润一期风电项目稳定运营的实际需求，无偿使用恒润新能源所持相关风电项目资产，并且确认：对于恒润一期风电项目中由恒润新能源继续持有的相关风电项目资产，若因前述资产合规性问题受到行政处罚或发生其他影响基础设施项目正常运营事件的，蒙能集团将承担因此给基础设施项目造成的损失。
3、存续期集电线路仍由恒泽公司进行全权运维管理，不影响恒润一期风电项目整体运营生产
根据恒润新能源和恒泽公司于2024年4月签署《企业资产、负债及员工整体划转协议书》的相关约定，资产重组后，恒泽公司承担恒润一期风电项目集电线路相关运营维修费用。
集电线路的维护费用已纳入评估模型考虑并在评估价值中体现，项目公司承担维护费用不会损害投资人权益。同时，在运营过程中，由恒泽公司承担维护费用，更有利于保证集电线路的运营及维护。
4、集电线路未入池资产的风险揭示
针对上述情况，基金管理人已在本基金《招募说明书》“重要提示”及“第八部分风险揭示”之“三、基础设施项目相关的各项风险因素”之“第二十四条相关配套设施未纳入入池资产范围相关风险”中就相关风险进行了充分的风险披露：
“原始权益人恒润新能源与恒泽公司于2024年4月份签署《企业资产、负债及员工整体划转协议书》，恒润新能源将其出资建设并持有的恒润一期风电项目以及相关部分实物资产等划转至恒泽公司持有，原恒润一期风电项目所属集电线路、220kV送出线路1回等资产未纳入本基金底层资产范围。后续根据已签署的《企业资产、负债及员工整体划转协议书》相关约定，恒润新能源及恒泽公司可根据恒润一期风电项目及察右中旗大板梁风电场二、三、四期项目稳定运营的实际需求，无偿使用对方所持有相关风电项目资产；针对恒润新能源及恒泽公司共用的集电线路、送出工程等资产，相关维修费及技改费用等运维成本由双方各自所持有的风电项目实际装机容量按比例承担。
截至本招募说明书出具之日，上述资产重组已完成。基础设施基金存续期间，如恒泽公司与原始权益人恒润新能源就集电线路、220kV送出线路1回等相关未入池资产相关安排产生纠纷，可能影响恒润一期风电项目电力输送，进而对投资者收益产生不利影响。”
5、风险缓释措施
原始权益人恒润新能源与恒泽公司于2024年4月份签署《企业资产、负债及员工整体划转协议书》中明确，资产重组后，作为资产划入方恒泽公司无偿使用集电线路，且承担集电线路相关运营维修费用。
同时，发起人蒙能集团已于2024年2月7日出具承诺函，确认在资产重组完成后，恒泽公司有权根据恒润一期风电项目稳定运营的实际需求，无偿使用恒润新能源所持相关风电项目资产，并且确认：对于恒润一期风电项目中由恒润新能源继续持有的相关风电项目资产，若因前述资产合规性问题受到行政处罚或发生其他影响基础设施项目正常运营事件的，蒙能集团将承担因此给基础设施项目造成的损失。
综上，集电线路因一二期一并建设无法准确拆分的原因未纳入入池资产范围，但系由恒润新能源投资建设，资产权属清晰，不存在争议。集电线路作为风电场配套设施，其主要作用为保障风电场的正常电力输送。通过恒泽公司对集电线路无偿使用权利的设定，集电线路未纳入入池资产范围并不影响风电场运营的稳定性以及正常电力输送。同时管理人在招募说明书中风险揭示相关章节进行了 充分披露，并设置了资产划转协议相关约定以及发起人出具承诺函等风险缓释措施，可有效保障恒润一期风电项目运营稳定性及投资者权益。
基金管理人已在《招募说明书》“第三部分基础设施基金整体架构”之“二、基础设施基金涉及的交易安排/（一）发行前相关安排”对华晨风电项目及恒润一期风电项目资产重组进展进行了披露。
（2）补充披露华晨风电项目资产重组的进展及后续时间安排；
答复：
截至本问询答复出具之日，华晨风电项目已完成资产重组，并于2024年7月24日取得固阳县自然资源局核发的编号为“蒙（2024）固阳县不动产权第0130626号”的《不动产权证书》，证载内容如下：
| 项目 | 产权证书编号 | 权利人 | 坐落 | 用途 | 宗地面积 | 房屋建筑面积 | 使用期限 | 权利类型 | 权利性质 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 华晨风电项目 | 蒙（2024）固阳县不动产权第0130626号 | 华晨公司 | 固阳县红泥井 | 工业用地 | 18,656.00㎡ | / | 2017年11月06日起2067年11月05日止 | 国有建设用地使用权 | 出让 |
基金管理人已在《招募说明书》“第十四部分基础设施项目基本情况”之“三、基础设施项目的合规情况/（三）项目权属及他项权利情况”对相关情况进行了补充披露 。
（3）补充披露华晨风电项目重新办理相关土地分宗及不动产权证的具体安排，包括但不限于预计办理时间、是否符合办理要求、完成土地分宗并重新办理不动产权证的确定性等，充分揭示风险，设置风险缓释措施。
答复：
截至本问询答复出具之日，华晨风电项目已于2024年7月24日取得固阳县自然资源局核发的编号为“蒙（2024）固阳县不动产权第0130626号”的《不动产权证书》，证载内容如下：
| 项目 | 产权证书编号 | 权利人 | 坐落 | 用途 | 宗地面积 | 房屋建筑面积 | 使用期限 | 权利类型 | 权利性质 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 华晨风电项目 | 蒙（2024）固阳县不动产权第0130626号 | 华晨公司 | 固阳县红泥井 | 工业用地 | 18,656.00㎡ | / | 2017年11月06日起2067年11月05日止 | 国有建设用地使用权 | 出让 |
基金管理人已在《招募说明书》“第十四部分基础设施项目基本情况”之“三、基础设施项目的合规情况/（三）项目权属及他项权利情况”对相关情况进行了补充披露。
2.关于送出线路。华晨风电项目经自建220kV送出线路1回（无偿使用）后仍需接入华电红泥井风电场升压站并由华电红泥井风电场升压站220kV井万线送出线路送出接入蒙西电网，华晨公司与内蒙古华电红泥井风力发电有限公司已就线路使用费签订相关合作协议。请管理人在招募说明书等申请文件中补充披露上述合作协议的具体内容，并结合合作协议有效期、续期安排等分析论证华晨风电项目未来电力送出的可持续性和稳定性，充分揭示风险，设置风险缓释措施。
答复：
（一）合作协议的具体内容
内蒙古华电红泥井风力发电有限公司（甲方）、内蒙古华晨新能源有限责任公司（乙方）及内蒙古电力勘测设计院有限责任公司（丙方）签署的《内蒙古华晨新能源有限责任公司华晨旧公中100MW风电项目接入华电固阳红泥井220kV升压站合作协议》主要合作内容如下：
（1）乙方已建华晨旧公中100MW风电场，送出线路接入甲方红泥井变电站，通过甲方220kV井万线送出线路送出。
（2）丙方为甲方项目的勘测设计单位，自乙方华晨旧公中100MW风电场并网后，乙方根据实际需要委托丙方对甲方红泥井风电场的风资源情况进行后评估。
（3）乙方在甲方升压站扩建的接入间隔的设备交由甲方运行、维护。包括日常消缺、定检、预防性试验，年运行维护费用为20万元/年。
（4）为补偿甲方送出工程的建设投资，乙方向甲方进行线路补偿，线路补偿金额=上网结算电量*0.01元/千瓦时。上网结算电量以电网公司每月数据为准。
（5）经友好协商，乙方每年补偿甲方的间隔维护费及线路补偿金额合计上限为320万元/年（含税）。即线路补偿金额上限为300万元（含税）/年。
（6）若出现乙方对甲方的年度间隔维护费及线路补偿金额合计不足320万元（含税）时，则由乙方委托丙方向甲方提供红泥井风电场风资源情况评估报告，以说明当年上网电量较低的原因。
协议有效期：自2020年1月1日起生效，有效期为2020年1月1日至使用寿命终止。若乙方风电场终止运行，则本协议终止。无续期相关约定。
合同金额的计算：该线路租赁费用包括间隔维护费及线路补偿两部分。其中，间隔维护费为20万元（含税）/年，该部分为固定费用；线路补偿金额=当年上网结算电量*0.01元/千瓦时，即线路补偿金额根据当期上网结算电量据实结算，上网结算电量以电网公司每月数据为准，线路补偿金额上限为300万元（含税）/年， 即间隔维护费及线路补偿金额合计上限为320万元（含税）/年。若出现因当年上网结算电量较低导致线路补偿金额不足300万元（含税）时，则由乙方委托丙方向甲方提供红泥井风电场风资源情况评估报告，以说明当年上网电量较低的原因。
表1送出线路租赁费用支出情况（含税）
单位：万元
| 年份 | 间隔维护费 | 线路补偿 | 合计 |
|---|---|---|---|
| 2020年 | 20 | 227 | 247 |
| 2021年 | 20 | 300 | 320 |
| 2022年 | 20 | 293 | 313 |
| 2023年 | 20 | 300 | 320 |
本项目估值模型中，2025年至预测期末，华晨风电项目完整年度上网电量预测为30,130.03万千瓦时，由此计算得出线路补偿金额为300万元（含税）/年（按照合作协议约定以0.01元/千瓦时计算已达到补偿上限金额），加上间隔维护费20万元/年，华晨风电项目送出线路租赁费为320万（含税）/年，该预测假设符合当前的相关协议约定。
（二）华晨风电项目未来电力送出的可持续性和稳定性
1、并网方案由蒙西电网审定
经管理 人及华晨公司核查，华电红泥井风电场升压站220kV井万线送出线路为华晨风电场、大唐万义隆风电场及华电固阳红泥井风电场共用，华晨风电场220kV线路、大唐万义隆风电场220kV线路均通过“兀”接的方式接入华电风电场升压站220kV配电装置，而后与蒙西电网系统变电站联络。该并网系统方案经由内蒙古电力（集团）有限责任公司审定，从而保障三个风电场剩余运营年限内平稳接入蒙西电网。
2、井万线送出线路设计使用年限覆盖华晨风电项目剩余运营年限
井万线送出线路自2010年底开始并网运营，其设计使用寿命为30年。截至2024年6月末，井万线送出线路剩余使用期限约为16.5年，华晨风电项目剩余运营期限约为12.75年。井万线送出线路设计使用期限可以完全覆盖华晨风电项目剩余运营年限，能够有效保障华晨风电项目未来电力外送的可持续性和稳定性。
3、蒙西电网统筹管理送出线路
《电网运行规则（试行）》（2024年修订）第三条规定：“电网运行实行统一调度、分级管理。电力调度应当公开、公平、公正。本规则所称电力调度，是指电力调度机构（以下简称调度机构）对电网运行进行的组织、指挥、指导和协调。”该规则第十八条规定：“并网双方或者互联双方应当根据平等互利、协商一致和确保电力系统安全运行的原则签订协议并严格执行。”该规则第十九条规定：“发电厂、电网不得擅自并网或者互联，不得擅自解网。”该规则第二十九条规定：“接入电网运行的设备调度管辖权，不受设备所有权或者资产管理权等的限制。”
根据上述规定，华电红泥井风电场220kV井万线送出线路由蒙西电网按照上述规定统一调度，蒙西电网公开、公平、公正地组织、指挥、指导和协调线路运行。华电红泥井风电场无法通过影响该送出线路进而影响华晨风电项目的电力外送，即华电红泥井风电场仅拥有该220kV井万线送出线路的所有权，但该送出线路的管理调度由蒙西电网负责。并网双方根据平等互利、协商一致和确保电力系统安全运行的原则签订协议并严格执行，相关机构不得擅自解网。
此外，经管理人核查，在上述合作协议签署后历史运营期间，华电红泥井风电场升压站220kV井万线送出线路每年均正常进行设备维护，从未发生因某方为保障自身风电场上网电量导致的限制另一方电量输送的情形。
综上，管理人认为未来经营期内至使用寿命终止或华晨风电场终止运行前，华电、大唐及华晨三方仍将共同使用华电红泥井风电场升压站220kV井万线送出线路，华晨风电项目电力送出具备长期的稳定性和可持续性。
针对上述问询，基金管理人已在本基金《招募说明书》“第十四部分基础设施项目基本情况”之“一、基础设施项目概况及运营数据/（一）基本情况”中补充披露。
（三）风险揭示
针对上述情况，基金管理人已在本基金《招募说明书》之“重要提示”及“第八部分风险揭示”之“三、基础设施项目相关的各项风险因素”之“第二十五条华晨风电项目送出线路共用风险”中就相关风险进行了充分的风险披露：
“华晨风电项目经自建220kV送出线路1回（无偿使用）后仍需接入华电红泥井风电场升压站并由华电红泥井风电场升压站220kV井万线送出线路送出接入蒙西电网。华电红泥井风电场升压站220kV井万线送出线路由内蒙古华电红泥井风力发电有限公司出资建设，并由蒙西电网按照相关规定统一调度。华晨公司与内蒙古华电红泥井风力发电有限公司已就相关送出线路使用费签订《内蒙古华晨新能源有限责任公司华晨旧公中100MW风电项目接入华电固阳红泥井220kV升压站合作协议》。合作协议有效期为2020年1月1日至使用寿命终止。基础设施基金存续期间，如上述220kV井万线送出线路发生变化，可能影响华晨公司电力外送，进而对投资者收益产生不利影响。”
缓释措施：
1、华晨公司与内蒙古华电红泥井风力发电有限公司已就相关送出线路使用费签订《内蒙古华晨新能源有限责任公司华晨旧公中100MW风电项目接入华电固阳红泥井220kV升压站合作协议》，协议有效期为2020年1月1日至使用寿命终止，有效覆盖华晨风电项目剩余运营期限。无需相关续期安排，不存在因无法续期导致相关送出线路无法使用的风险。根据《电网运行规则（试行）》（2024年修订）：第十八条并网双方或者互联双方应当根据平等互利、协商一致和确保电力系统安全运行的原则签订协议并严格执行。此外，内蒙古华电红泥井风力发电有限公司为华电新能源集团股份有限公司全资子公司，履约能力较强，上述协议无法履行的风险较低。
2、华晨风电场220kV线路、大唐万义隆风电场220kV线路均通过“π”接的方式接入华电风电场升压站220kV配电装置，而后与蒙西电网系统变电站联络。该并网系统方案经由内蒙古电力（集团）有限责任公司审定，从而保障三个风电场剩余运营年限内平稳接入蒙西电网。华电红泥井风电场220kV井万线送出线路的使用调度由蒙西电网统筹管理。根据现有的电力监管政策，按照公平、公正、公开的调度原则，华晨风电项目使用华电红泥井风电场220kV井万线送出线路具备较强的可持续性和长期稳定性。
3、发起人蒙能集团承诺若内蒙古华电红泥井风力发电有限公司违反合作协议约定或因其他人为原因致华晨风电项目无法正常使用送出线路，进而对基础设施基金造成直接或间接的经济损失时，蒙能集团将承担由此产生的一切损失赔偿责任。
二、关于项目运营
3.关于经营资质。入池项目与内蒙古电力集团签署的并网调度协议已于2024年2月29日到期，购售电合同将于2027年12月31日到期，且恒润一期风电项目购售电合同签署主体为原始权益人恒润新 能源，恒泽公司正在与内蒙古电力集团沟通恒润一期风电项目购售电合同的签署事宜。请管理人：
（1）补充披露入池项目与内蒙古电力集团签署新一期并网调度协议的最新进展、预计完成时间等情况，说明对项目的影响，充分揭示风险；
答复：
（一）华晨风电项目
截至本答复出具之日，华晨公司已与内蒙古电力集团签署新一期并网调度协议，即《内蒙古电力（集团）有限责任公司与内蒙古华晨新能源有限责任公司华晨旧公中风电场并网调度协议》（协议编号：FDXQ-2024-032），协议约定内蒙古电力集团同意华晨风电项目并入其电网运行，协议有效期至2028年12月31日止。
（二）恒润一期风电项目
截至本答复出具之日，恒泽公司已与内蒙古电力集团签署新一期并网调度协议，即《内蒙古电力（集团）有限责任公司与恒泽新能源（内蒙古自治区乌兰察布市察哈尔右翼中旗）有限责任公司恒润风电场一期并网调度协议》（协议编号：FDHR012024），协议约定内蒙古电力集团同意恒润一期风电项目并入其电网运行，协议有效期至2028年12月31日止。
基金管理人已在《招募说明书》“第十四部分基础设施项目基本情况”之“三、基础设施项目的合规情况/（三）项目权属及他项权利情况”对相关情况进行了披露。
（2）补充披露恒泽公司与内蒙古电力集团就恒润一期风电项目签署购售电合同的最新进展、预计完成时间等情况，充分揭示风险；
答复：
截至本答复出具之日，恒泽公司就恒润一期风电项目已与内蒙古电力集团签署新一期购售电合同，即《内蒙古电力（集团）有限责任公司与恒泽新能源（内蒙古自治区乌兰察布市察哈尔右翼中旗）有限责任公司（恒润风电场一期）购售电合同》（合同编号：ZB-FGKCG-2024-YX-0301-0317），约定由内蒙古电力集团购买恒润一期风电项目的电能。协议期限自2024年7月15日至2027年12月31日止。
基金管理人已在《招募说明书》“第十四部分基础设施项目基本情况”之“三、基础设施项目的合规情况/（三）项目权属及他项权利情况”对相关情况进行了披露。
（3）补充披露并网调度协议、购售电合同续期安排，包括但不限于续期条件、续期确定性等，充分揭示风险，设置风险缓释措施。
答复：
（一）关于《并网调度协议》
截至本答复出具之日，华晨公司已与内蒙古电力集团签署新一期并网调度协议，即《内蒙古电力（集团）有限责任公司与内蒙古华晨新能源有限责任公司华晨旧公中风电场并网调度协议》（协议编号：FDXQ-2024-032），协议约定内蒙古电力集团同意华晨风电项目并入其电网运行，协议有效期至2028年12月31日止。
截至本答复出具之日，恒泽公司已与内蒙古电力集团签署新一期并网调度协议，即《内蒙古电力（集团）有限责任公司与恒泽新能源（内蒙古自治区乌兰察布市察哈尔右翼中旗）有限责任公司恒润风电场一期并网调度协议》（协议编号：FDHR012024），协议约定内蒙古电力集团同意恒润一期风电项目并入其电网运行，协议有效期至2028年12月31日止。
根据内蒙古电力集团与华晨公司签署的《内蒙古电力（集团）有限责任公司与内蒙古华晨新能源有限责任公司华晨旧公中风电场并网调度协议》（协议编号：FDXQ-2024-032）第18.3 条约定“本协议期限届满前90日，若双方无异议，本协议到期后自动延期5年，延期次数不限；若任何一方存有异议，应在合同期限届满前90日书面通知对方，并在协议期限届满前进行协商，若协商不成，本协议期限届满后自动终止”及恒泽公司与内蒙古电力集团签署的《内蒙古电力（集团）有限责任公司与恒泽新能源（内蒙古自治区乌兰察布市察哈尔右翼中旗）有限责任公司恒润风电场一期并网调度协议》（协议编号：FDHR012024）第11.3条约定“本协议期限届满前90日，若双方无异议，本协议到期后自动延期5年，延期次数不限；若任何一方存有异议，应在合同期限届满前90日书面通知对方，并在协议期限届满前进行协商，若协商不成，本协议期限届满后自动终止”。
根据上述两份协议的约定，基础设施基金存续期间，华晨风电项目和恒润一期风电项目的《并网调度协议》在双方无异议的情况下可自动续期。管理人与运营管理机构将依法依规做好运营管理工作，并与内蒙古电力集团保持友好合作及沟通，以保障华晨风电项目和恒润一期风电项目并网调度协议的妥善履行。
（二）关于《购售电合同》
根据内蒙古电力集团与华晨公司签署的《内蒙古电力（集团）有限责任公司与内蒙古华晨新能源有限责任公司（华晨旧公中风电场）购售电合同》（合同编号：ZB-YBHT-2023-YX-0301-0859）第11.3条“在本合同期满前2个月，双方应就续签本合同的有关事宜进行商谈”，以及恒泽公司与内蒙古电力集团签署的《内蒙古电力（集团）有限责 任公司与恒泽新能源（内蒙古自治区乌兰察布市察哈尔右翼中旗）有限责任公司（恒润风电场一期）购售电合同》（合同编号：ZB-FGKCG-2024-YX-0301-0317）第11.4条“在本合同期满前2个月，双方应就续签本合同的有关事宜进行商谈”。
在电力行业中，《购售电合同》《并网调度协议》的到期续签属于比较常规的事项。基础设施存续期间，基金管理人与运营管理机构将依法依规做好运营管理工作，并与内蒙古电力集团保持友好合作及沟通，在合同期满前及时与内蒙古电力集团就续签事宜进行协商，以确保项目公司所持有的《购售电合同》可正常续期。
（三）风险提示及缓释措施
基础设施存续期间，基金管理人与运营管理机构将依法依规做好运营管理工作，并与内蒙古电力集团保持友好合作及沟通，在合同期满前及时与内蒙古电力集团就续签事宜进行协商，以确保项目公司所持有的《并网调度协议》《购售电合同》可正常续期。并且对于符合纳入全额保障性收购范围的可再生能源并网发电项目，根据《国家发展改革委关于印发〈可再生能源发电全额保障性收购管理办法〉的通知》第三条第一款3及《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》第十九条4、第二十条5，可再生能源发电全额保障层面对《购售电合同》《并网调度协议》的持续签署予以了政策保障，规定电网企业、电力调度机构、电力交易机构应按规定与可再生能源发电企业签订并网调度协议、购售电合同，若未按规定收购可再生能源电量造成可再生能源发电企业经济损失的，应承担赔偿责任，并由电力监管机构责令限期改正；拒不改正的，电力监管机构可处以罚款。
基金管理人已在《招募说明书》“第十四部分基础设施项目基本情况”之“三、基础设施项目的合规情况/（三）项目权属及他项权利情况”对相关情况进行了披露。并在“重要提示”和“第八部分风险揭示”之“三、与基础设施项目相关的各项风险因素”对相关风险进行了揭示。
4.关于经营模式。华晨风电项目和恒润一期风电项目均位于蒙西电网覆盖范围，上网电量由“保量保价”收购电量、市场交易电量组成，近三年，项目保障电量逐年下降，华晨风电项目市场交易电价逐年上升，恒润一期风电项目市场交易电价逐年下降。请管理人：
（1）补充披露电力市场化改革对入池项目的影响，包括但不限于保障电量、保障电价未来变化趋势等；
答复：
（一）电力市场化改革政策分析
国家层面：2016年3月，国家发改委印发《国家发展改革委关于印发〈可再生能源发电全额保障性收购管理办法〉的通知》，通知规定明确了可再 生能源发电项目的上网电量包括保障性收购电量（即保障电量）和市场交易电量两部分。2022年1月18日，《国家发展改革委国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）对全国统一电力市场深化建设阶段新能源参与电力市场化交易提出了指导意见，主要有：（1）到2025年，全国统一电力市场体系初步建成……（2）到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，……，新能源全面参与市场交易，（3）完善适应高比例新能源的市场机制，有序推动新能源参与电力市场交易，以市场化收益吸引社会资本，促进新能源可持续投资。
蒙西电网层面：2010年，内蒙古电力多边交易市场正式挂牌运行，蒙西电网启动了电力市场化改革探索。2017年8月，国家发展改革委、国家能源局联合下发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》（发改办能源〔2017〕1453号），确定蒙西为第一批八个现货市场试点地区之一。2019年6月26日，蒙西电力现货试点启动了以单日、多日及周为周期的模拟试运行。2022年6月1日，以“发电侧全电量集中竞价+用户侧分区域结算”为特点的蒙西电力现货市场进入连续结算试运行的新阶段。2024年4月内蒙古自治区能源局发布《内蒙古自治区能源局关于调整优化2024年蒙西电力市场交易机制的通知》，主要在调整中长期交易机制、优化现货市场结算、适度放宽结算考核等方面发生变化，进一步夯实中长期交易稳定预期的“压舱石”地位，确保蒙西电力市场统一开放、竞争有序、价格合理。
2024年2月，国家发改委办公厅、国家能源局综合司印发《关于内蒙古电力市场绿色电力交易试点方案的复函》，正式同意《内蒙古电力市场绿色电力交易试点方案》。蒙西电网成为继国家电网、南方电网后，国家批复同意的第三个绿电交易试点。
我国电力市场化改革的目标为打破垄断，引入竞争，提高效率，降低成本，健全电价机制，优化资源配置，促进电力发展，推进全国联网，构建政府监管下的政企分开、公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系。电力市场化改革的进程经历了多个阶段，从最初的引入市场竞争机制，到构建电力市场体系，再到“双碳”目标的提出，每个阶段都为电力市场的健康发展奠定了基础。因此，管理人认为电力市场化改革将稳步推进，对入池基础设施项目影响在于三点：一是参与电力市场化改革的比例将进一步提高，保障电量将进一步下降；二是保障电价将稳定在一定水平，市场化电价机制将逐步确立；三是绿色价值将随着绿电交易、碳交易等配套体系进一步完善，体现到项目售电收入中。
（二）电力市场化改革对项目的影响
自《国家发展和改革委员会关于印发<可再生能源发电全额保障性收购管理办法>的通知》（发改能源〔2016〕625号）文发布之后，两项目的上网电量分为了保障性收购电量部分和市场交易电量两部分。下面从保障性收购电量（保障电量）、保障性收购电价（保障电价）进行论述。
1、保障电量的变动情况
（1）历史运营期间变动情况
根据《国家发展和改革委员会、国家能源局关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》（发改能源〔2016〕1150号），2016年内蒙古自治区除赤峰市、通辽市、兴安盟、呼伦贝尔市以外其他地区的保障性收购利用小时数为2000小时/年，即华晨风电项目所在地包头市和恒润一期风电项目所在地乌兰察布市的保障电量为机组容量×2000小时。随着电力市场化改革不断推进，自2019年起至2024年上半年，蒙西地区风电项目保障性收购利用小时数逐渐下调至300小时/年。
表2保障性收购利用小时变化情况
| 年度 | 文件名称 | 保障性收购利用小时 |
|---|---|---|
| 2019年 | 关于印发2019年度内蒙古西部电网发电量预期调控目标的通知（内工信经运字〔2019〕160号） | 1500小时/年 |
| 2020年 | 关于印发2020年度内蒙古西部电网发电量预期调控目标的通知（内工信经运字〔2020〕166号） | 1500小时/年 |
| 2021年 | 关于做好2021年内蒙古电力多边交易市场交易工作有关事宜的通知内工信经运字〔2020〕365号 | 1500小时/年 |
| 2022年 | 关于做好2022年内蒙古电力多边交易市场中长期交易有关事宜的通知内工信经运字〔2021〕472号 | 1100小时/年 |
| 2023年 | 关于做好2023年内蒙古电力多边交易市场中长期交易有关事宜的通知内工信经运字〔2022〕472号 | 550小时/年 |
| 2024年 | 关于做好2024年内蒙古电力多边交易市场中长期交易有关事宜的通知内能源电力字〔2024〕55号 | 300小时/年 |
电力市场化改革影响下，因上述电力交易政策调整，入池项目保障电量逐步降低。入池风电项目 保障性收购利用小时已自2016年的2000小时/年下降至2024年的300小时/年。
按照保障电量=保障性收购利用小时×机组容量的计算方式，两项目2021年-2024年6月的保障电量及总发电量情况如表3和表4所示：
表3华晨风电项目保障电量及总发电量情况
| 项目/年份 | 单位 | 2021年 | 2022年 | 2023年 | 2024年1-6月 |
|---|---|---|---|---|---|
| 总发电利用小时 | h | 3,328.10 | 2,968.46 | 3,221.55 | 1,358.13 |
| 保障性收购利用小时数 | h | 1,500.00 | 1,100.00 | 550.00 | 134.70 |
| 总上网电量 | 万kW·h | 33,281.00 | 29,684.63 | 32,215.51 | 13,581.32 |
| 保障电量 | 万kW·h | 15,000.00 | 11,000.00 | 5,500.00 | 1,347.03 |
| 保障电量占上网电量比例 | % | 45.07% | 37.06% | 17.07% | 9.92% |
表4恒润一期风电项目保障性收购电量及总发电量情况
| 项目/年份 | 单位 | 2021年 | 2022年 | 2023年 | 2024年1-6月 |
|---|---|---|---|---|---|
| 总发电利用小时 | h | 2,594.00 | 2,588.31 | 2,333.28 | 1,039.73 |
| 保障性收购利用小时数 | h | 1,500.00 | 1,100.00 | 550.00 | 135.94 |
| 总上网电量 | 万kW·h | 12,840.30 | 12,812.13 | 11,549.76 | 5,146.65 |
| 保障电量 | 万kW·h | 7,425.00 | 5,445.00 | 2,722.50 | 672.90 |
| 保障电量占上网电量比例 | % | 57.83% | 42.50% | 23.57% | 13.07% |
2021年-2024年6月，华晨风电项目、恒润一期风电项目的保障电量占上网电量比例呈现明显的下降趋势，至2024年6月末，两项目的保障电量占上半年总上网电量的比例约在10%左右。
（2）未来趋势判断
2022年1月18日国家发展改革委、国家能源局公布了《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号），提出到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成；到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置的总体目标。
根据两个项目历史年度保障电量的占比的变化情况、目前电力市场化改革的政策要求，管理人及评估机构认为，蒙西地区新能源发电项目保障电量的变化方向较为明确，整体将呈现逐年减少的趋势；审慎预测入池项目保障电量将随着相关政策调整阶梯式下降至0，即2024年—2026年保障性收购利用小时数为300，2027—2029年保障性收购利用小时数为150，2030年及之后保障性收购利用小时数为0。
2、保障电价变动情况
（1）历史运营期间变动情况
入池项目的保障电价，最初为燃煤标杆电价，后根据新能源风险防范补偿系数的变化，有所下调。可分为以下两个阶段：
一是保障电价等于燃煤标杆电价阶段。2022年之前，基础资产保障电价等于燃煤标杆电价阶段。根据《内蒙古自治区发展和改革委员会关于合理调整电价结构有关事项的通 知》（内发改价字〔2017〕954号）规定，入池项目保障电价确定为每千瓦时0.2829元（含税，含脱硫、脱硝和除尘）。该阶段入池项目保障电价均为每千瓦时0.2829元。
二是保障电价考虑新能源风险防范补偿系数阶段。自2022年开始，保障电价需考虑新能源风险防范补偿系数。根据《关于做好2022年内蒙古电力多边交易市场中长期交易有关事宜的通知》（内工信经运字〔2021〕472号）、《关于做好2023年内蒙古电力多边交易市场中长期交易有关事宜的通知》（内工信经运字〔2022〕472号）、《内蒙古自治区能源局关于做好2024年内蒙古电力多边交易市场中长期交易有关事宜的通知》（内能源电力字〔2024〕55号）、《内蒙古自治区能源局关于调整优化2024年蒙西电力市场交易机制的通知》（内能源电力字〔2024〕206号）等文件，保障电价需考虑新能源风险防范补偿系数，即保障电价=燃煤标杆电价*（1-新能源风险防范补偿系数），其中，上述政策分别规定，2022年新能源风险防范补偿系数为10%；2023年新能源风险防范补偿系数为15%；2024年1-3月，新能源风险防范补偿系数为25%；2024年4月，为进一步维护新能源发电价格在平稳区间运行，新能源风险防范补偿系数进一步调整为20%。该阶段入池项目保障电价如表5所示：
表5入池项目保障性收购电价情况
| 项目/年份 | 单位 | 2022年 | 2023年 | 2024年1-3月 | 2024年4-6月 |
|---|---|---|---|---|---|
| 燃煤标杆电价 | 元/kW·h | 0.2829 | 0.2829 | 0.2829 | 0.2829 |
| 新能源风险防范补偿系数 | % | 10% | 15% | 25% | 20% |
| 保障电价 | 元/kW·h | 0.2546 | 0.2405 | 0.2186 | 0.2263 |
（2）未来趋势判 断
保障电价因新能源风险防范补偿系数的调整，自2021年起至2024年3月逐步下降，2024年4月后因《内蒙古自治区能源局关于调整优化2024年蒙西电力市场交易机制的通知》（内能源电力字〔2024〕206号）对新能源风险防范补偿系数的调整而回升。内蒙古自治区能源局及内蒙古电力交易中心相关负责人在2024年4月7日的发布会上对前述《通知》进行了解读，蒙西电力市场此次优化调整是在国家和自治区相关要求的框架下进行的，主要目标是“保量”“平稳”。管理人及评估机构认为内蒙古自治区政府通过保障电价相关机制的优化调整，致力于引导新能源发电价格在合理区间运行，稳定新能源市场预期；结合上述政策变化调整导向，在评估测算中未来入池项目保障电价以2024年二季度保障电价的数值为基准预测期内保持不变。
3、与已上市新能源项目比较
截至2024年6月末，根据已公开信息查询，已上市新能源REITs项目保障电量、保障电价相关情况整理如下表6：
表6已上市新能源REITs项目保障电量及保障电价对比情况
| 项目名称 | 京能光伏REIT | 国电投新能源REIT | 明阳智能新能源REIT | 工银蒙能清洁能源REIT | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 陕西榆林 | 湖北晶泰 | 滨海北H1及H2 | 黄骅旧城 | 红土井子 | 华晨 | 恒润一期 | ||
| 保障电量占比 | 8% | 64% | 100% | 100% | 75% | 26% | 10% | 13% |
| 保障电价 | 燃煤标杆电价0.3345元/kW·h | 燃煤标杆电价0.4161元/kW·h | 燃煤标杆电价0.391元/kW·h | 燃煤标杆电价0.3035元/kW·h | 燃煤标杆电价0.3644元/kW·h | 燃煤标杆电价下浮20%0.2263元/kW·h |
注：特变电工新能源REIT售电结构中无保障电量部分。
通过上述数据横向对比，相较于已上市新能源REITs项目，电力市场化改革对本项目的影响已较为充分体现。一是保障电量方面，华晨风电项目及恒润一期风电项目保障电量占上网电量比例分别仅10%和13%；保障电量在项目的售电结构中占比较小，其可能的波动对整体售电收入影响有限；二是保障电价方面，根据蒙西地区电力交易相关政策，入池两项目的保障电价较当地燃煤标杆电价仍下浮20%，仅为0.2263元/度，为已上市新能源REITs项目中保障电价最低。在评估测算中，管理人出于审慎考虑，在保持相对较低的保障电价的同时，在基金存续期内2024年至2030年预测入池项目保障电量呈阶梯式下降至0，可在一定程度上缓解由于电力市场化改革对入池项目保障电量、保障电价可能出现波动的风险。
基金管理人已在《招募说明书》“第十四部分基础设施项目基本情况”之“一、基础设施项目概况及运营数据”对相关情况进行了披露。
（2）补充披露华晨风电项目、恒润一期风电项目的供电服务区域以及同一供电服务区域内的其他竞争性发电项目情况，说明对入池项目运营的影响，充分揭示风险，设置风险缓释措施；
答复：
其他竞争性发电项目主要为项目服务区域内其他风电装机。在国家支持风电发展政策的推动下，蒙西电网及项目所在地区近三年风电装机规模增长较快。但得益于内蒙古自治区新能源消纳能力的显著提升，风电装机的快速增长并未对入池项目运营产生明显的负面影响。
（一）服务区域内风电装机情况
1、内蒙古自治区风电装机及发电现状
装机容量方面，截至2024年6月底，自治区并网发电装机容量22,548.47万千瓦。其中，风电装机容量7,612.74万 千瓦，同比增加2,420.86万千瓦，增长46.63%，占全区装机容量的比例33.12%，同比上升4.74%。发电量方面，风电完成发电量856.73亿千瓦时，同比增加160.69亿千瓦时，增长23.09%，发电量占全区发电量的比例为21.52%，同比上升1.84%。自治区风电装机容量增长较快，且风力发电量占区域总发电量比重有所提升。
2、项目所在地区风电装机及发电现状
包头市（华晨风电项目所在区域）：装机容量方面，截至2024年6月底，包头市发电装机容量1,978.1万千瓦。其中，风电装机容量为578.89万千瓦，占地区装机容量比29.26%。发电量方面，2024年1-6月份，包头市累计发电量421.69亿千瓦时，同比增长0.59%。其中，风力发电56.59亿千瓦时，同比降低18.13%，风力发电占总发电量比重13.42%。
其中，华晨风电项目装机容量占包头市2024年6月末风电装机总容量的1.73%，项目2024年上半年实际发电量占包头市同期风电发电量2.40%。
乌兰察布市（恒润一期风电项目所在区域）：装机容量方面，截至2024年6月底，乌兰察布市发电装机容量2,443.36万千瓦，同比增长34.55%。其中风电装机容量为1,167.2万千瓦，同比增长76.27%，风电装机占区域发电总装机容量比重达47.77%。发电量方面，2024年1-6月份，全市发电量372.63亿千瓦时，同比增长18.61%。其中，风力发电126.67亿千瓦时，同比增长47.41%，风力发电占总发电量比重33.99%。
其中，恒润一期风电项目装机容量占乌兰察布市2024年6月末风电装机总容量的0.42%，项目2024年上半年实际发电量占乌兰察布市同期风电发电量0.41%。
3、项目所在地区未来竞品发电设施的修建情况
（1）固阳县主要在建的风电项目
经基金管理人及计划管理人通过公开市场信息不完全统计，固阳县（华晨风电项目所在区域）主要在建的风电项目为：
1）国家电投包头市固阳县西斗铺200MW风电+储能一体化项目，该项目已取得核准，计划2024年建成投产；
2）特变电工新特固阳县40万千瓦风电基地项目，该项目于2023年9月开工建设，预计2024年建成投产。
（2）乌兰察布市主要在建的风电项目
经基金管理人及计划管理人通过公开市场信息不完全统计，乌兰察布（恒润一期风电项目所在区域）主要在建的风电项目为：
1）乌兰察布风电基地一期600万千瓦示范项目中的首批120万千瓦就地消纳工程，该工程计划在2024年10月底前全部完成吊装。
2）国家第二批大基地“京能150万千瓦风光火储氢一体化大型风电光伏基地项目”，该项目于2023年4月开工，选址位于凉城县，所发电力经“岱海－万全-顺义”500千伏输电线路输送至京津冀地区消纳，预计2024年底全容量投产。
3）国家第三批大基地“京大150万千瓦风光火储一体化大型风电光伏基地”项目，该项目于2023年5月初取得批复，选址位于丰镇市，规划建设120万千瓦风电、30万千瓦光伏发电和储能电站，所发电力通过现有“京隆-大二－房山”500千伏外送输电线路送至北 京进行消纳，目前正在积极推进。
（二）竞争性发电装机情况对入池项目的影响分析
竞争性发电装机情况对入池项目的影响可以从电量及电价两方面进行分析。
1、对电量的影响
对电量的影响主要关注竞争性发电装机增多是否导致入池项目弃风限电率的提升。从历史消纳情况看，由于内蒙古经济社会快速发展、电力外送通道加快落地、储能建设提速、调峰能力逐步增强等原因，无论是在蒙西电网层面，还是入池项目的层面，近三年弃风限电率指标整体上均呈现逐步下降的趋势。2021—2023年，蒙西电网弃风限电率分别为8.90%、7.10%和6.80%；华晨风电项目弃风限电率分别为5.54%、2.29%和3.76%；恒润一期风电项目弃风限电率分别为1.64%、1.81%和0.64%，整体上呈向好趋势。因此，近年来入池项目所在地区风电装机容量实现快速增长，但并未对两个入池资产的消纳情况产生显著负面影响。
2、对市场交易电价的影响
对电价的影响主要关注竞争性发电装 机增多是否导致入池项目市场交易电价的下行。从历史数据来看，入池资产的市场交易电价并未出现明显的下降趋势。2021—2023年，2024年一季度及二季度，华晨风电项目交易电价（含税）分别为0.1184元/kW·h、0.1277元/kW·h、0.1312元/kW·h，0.1244元/kW·h及0.1438元/kW·h，整体稳中有升。2021—2023年，2024年一季度及二季度，恒润一期风电项目交易电价（含税）分别为0.1925元/kW·h、0.1498元/kW·h、0.1463元/kW·h、0.1291元/kW·h及0.1505元/kW·h，市场交易电价波动企稳。
图1报告期内入池两项目市场交易电价情况
综上，虽然区域内风电装机规模快速增长，但并未对入池资产上网电量及电价带来显著负面影响。
（三）相关风险揭示
蒙西电网近几年绿电消纳整体平稳向好的趋势，主要得益于自治区社会经济的快速发展以及自治区采取的系统性、针对性的绿电消纳举措。详见问题9（2）答复中“（四）电力消纳及弃风限电情况逐步向好”。本基金入池资产所在区域的风电消纳问题得到较好解决，并未因区域内风电装机容量的快速增长对项目运营带来显著负面影响。然而区域内其他竞争性项目装机规模的快速增长，未来仍可能对两项目的弃风限电率产生一定的影响，进而导致两项目的上网电量及市场交易电价产生波动。
管理人已在本基金《招募说明书》之“重要风险提示”和“第八部分风险揭示”之“三、与基础设施项目相关 的各项风险因素”进行了详细披露。
（四）相关缓释措施
一是积极做好电场运营工作。进一步强化安全运营管理，确保基础设施项目安全运行，维护全过程的人身、设备和电网安全；进一步提升风机检修业务能力，有效提升风机可利用率。
二是积极做好电力交易工作。持续加强电力交易政策规则研究，密切跟踪掌握政策调整情况，强化新能源电力交易研讨培训，积极探索现行交易模式下报价策略优化路径，提升主动电力交易能力，进一步挖掘蒙能集团火电新能源联营优势，提高入池资产盈利能力。
基金管理人已在《招募说明书》“第十四部分基础设施项目基本情况”之“二、基础设施项目所属行业、市场概况及所在地区宏观经济概况/（二）基础设施资产所处的市场情况”对相关情况进行了披露。
（3）补充披露市场交易电价确定依据，并结合项目历史市场交易电价、电量消纳所在区域社会用电供给及需求情况、用电消纳情况、市场竞争情况、未来竞品发电设施的修建情况等，分析说明项目市场交易电量、市场交易价格变化趋势；
答复：
（一）市场交易电价确定依据
蒙西电力市场交易机制与全国其他电力现货市场在结算机制以及市场出清价格等方面存在较大差异。蒙西区域新能源发电场站均参与中长期电量交易及现货交易，采用用户侧单边竞价、边际成交模式开展，用户侧报量报价、发电企业报量不报价，发电企业被动接受电力市场形成的成交价格（市场交易电价）。其中，市场交易电价包含电能量电费及绿色电力环境价值两部分。
1、蒙西电力市场交易机制
根据《关于做好2024年内蒙古电力多边交易市场中长 期交易有关事宜的通知》（内能源电力字〔2024〕55号）规定，“享受可再生能源补贴风电、享受可再生能源补贴光伏仅组织单边竞价交易，由用户侧报量报价、发电侧报量接受价格”。此外，该政策要求新能源发电场站月度中长期合约实际持有比例达到月度发电量90%。在中长期交易基础上，再通过现货市场对全部电量进行差价结算。
根据如上文件规定，蒙西电力市场“中长期曲线交易+现货市场差价结算”的交易模式，配套风险防范等调控措施，电力市场价格形成机制可以理解为：
第一步，市场撮合形成中长期签约价格。新能源发电场站参与中长期电量交易，发电企业报量不报价，用户侧单边报价，由低至高撮合成交，从而形成中长期签约价格。
第二步，现货市场全部电量差价结算。市场结算采用“日清月结”模式。发电企业的电能电费包括现货全电量电能电费、中长期差价合约电能电费。全天24小时以每15分钟为时间段进行现货交易出清，时间段内电能电费=时段上网电量*时段现货价格+时段中长期合约电量*（中长期合约价格-用户侧区域结算参考点电价）。
月度结算时，对全月每时间段电能电费进行累加再除以月度上网电量，进而得出月度现货交易出清价格。如时段内项目上网电量低于中长期合约电量且时段现货价格高于中长期合约价格，则该时段电能电费为负值。
第三步，新能源风险防范补偿。根据《关于做好2024年内蒙古电力多边交易市场中长期交易有关事宜的通知》（内能源电力字〔2024〕55号）、《蒙西电力市场结算指引（2023年试运行V3.0版）》，新能源风险防范区间为0.8-1.15倍。该机制触发条件为：
（1）当国补项目月度现货交易出清价格低于该场站当月中长期合约价格的0.8倍（或高 于1.15倍）时，触发新能源风险防范补偿，该国补项目本月月度现货交易结算价格为当月中长期合约价格的0.8倍（或1.15倍）；
（2）当月度现货交易出清价格介于0.8与1.15倍之间时，不触发该机制，按实结算，该国补项目本月月度现货交易出清价格即为现货交易结算价格。
2、绿色电力交易部分
2024年2月份，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司印发《关于内蒙古电力市场绿色电力交易试点方案的复函》（发改办体改〔2024〕82号），正式同意《内蒙古电力市场绿色电力交易试点方案》，明确提出“《方案》是贯彻落实《国务院关于推动内蒙古高质量发展奋力书写中国式现代化新篇章的意见》（国发〔2023〕16号）的具体举措，自治区各有关部门要以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的二十大和二十届二中全会精神，为经营主体提供功能健全、友好易用的绿色电力交易服务，全面反映绿色电力的环境价值，引导全社会形成主动消费绿色电力的共识，充分激发供需双方潜力加快绿色能源发展。”内蒙古自治区成为继国家电网、南方电网之后国家批复同意的第3个绿电交易试点。
2024年3月起，内蒙古电力多边交易市场首次启动绿色电力交易，根据《内蒙古电力多边交易市场绿色电力交易实施细则（试行）》（以下简称“《内蒙古绿电交易细则》”），将绿色电力交易（以下简称“绿电交易”）纳入中长期电力交易范畴。
绿电交易是以绿电为标的物的电力中长期交易，用以满足发电企业、售电企业、电 力用户等市场主体出售、购买、消费绿电需求，并提供相应的绿证。绿色电力环境价值（以下简称“环境价值”）是绿电交易中绿色电力的附加价值，市场主体应在绿电交易中分别明确电能量价格与环境价值。环境价值不纳入分时价格机制，环境价值费用单独核算。
（1）相关支持政策
2022年1月18日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号），要求探索开展绿色电力交易。创新体制机制，开展绿色电力交易试点，以市场化方式发现绿色电力的环境价值，体现绿色电力在交易组织、电网调度等方面的优先地位。引导有需求的用户直接购买绿色电力，推动电网企业优先执行绿色电力的直接交易结果。做好绿色电力交易与绿证交易、碳排放权交易的有效衔接。
2023年2月15日，国家发展和改革委员会、财政部、国家能源局下发《关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》（发改体改〔2023〕75号）明确提出，稳步推进享受国家可再生能源补贴的绿电项目参与绿电交易。
2023年8月，国家发展改革委、财政部、国家能源局联合发布《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》（发改能源〔2023〕1044号），提出“可通过参与绿证绿电交易等方式在发电企业和用户间有偿转让。”
2023年10月，国务院印发《关于推动内蒙古高质量发展奋力书写中国式现代化新篇章的意见》（国发〔2023〕16号），明确提出“（十七）加快构建现代能源经济体系。开展内蒙古电力市场绿色电力交易。”2024年3月，国家发展改革委等六部门印发《关于支持内蒙古绿色低碳高质量发展若干政策措施的通知》（发改环资〔2024〕379号），明确提出“支持内蒙古开展绿色电力交易试点，适时将内蒙古电力交易中心纳入国家绿色电力证书交易平台。”
2023年10月，国家发展改革委办公厅国家能源局综合司发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2023〕813号），明确提到“绿电交易纳入中长期交易范畴，交易合同电量部分按照市场规则，明确合同要素并按现货价格结算偏差电量。”
2024年7月24日，在《国家发展改革委国家能源局关于印发〈电力中长期交易基本规则—绿色电力交易专章〉的通知》，文件提到，国家能源局负责推动绿证核发全覆盖，拓展绿证应用场景，国家能源局及派出机构加强对绿色电力交易监管。地方政府主管部门要积极推动新能源参与电力市场，指导经营主体积极参与绿色电力交易，按照“省内为主、跨省区为辅”的原则，推动绿色电力交易有序开展，满足电力用户绿色电力购买需求。在交易方式中指出，绿色电力交易的组织方式主要包括双边协商、挂牌交易等。可根据市场需要进一步拓展交易方式，鼓励发用双方签订多年期绿色电力购买协议。常态化开展中长期分时段交易的地区应按照相关规则，开展分时段或带电力曲线的绿色电力交易。
从政策端看，开展绿电交易，建立完善绿色电力交易机制与市场体系，将绿电交易纳入中长期交易范畴，促进可再生能源发电参与绿电交易，全面反映绿色电力的电能价值和环境价值，是国家建设全国统一电力市场顶层设计和电力市场化改革推进的重要方向之一；内蒙古可以凭借充足的绿电为各类企业打造低碳、零碳产品提供有力支撑，以绿电为名片吸引更多高端型、外向型企业落户，扩大出口产业竞争力，推动全区产业结构快速转型升级，并且，开 展具备可追溯性的绿电交易是内蒙古从能耗双控向碳排放双控转变必不可少的重要举措。因此，国家及内蒙古自治区层面上述绿电交易相关政策的出台，标志着绿电交易顶层设计及执行方案已正式成型，入池项目绿电交易具有长期性、稳定性及可持续性。
根据《内蒙古电力多边交易市场绿色电力交易实施细则（试行）》，“绿电交易价格应满足国家、自治区绿电交易、新能源交易有关要求。市场初期，为引导绿电价格运行在合理区间水平，保障绿电交易平稳起步，暂定绿电交易环境价值不得低于1元/兆瓦时，不得高于31.5元/兆瓦时，后期根据市场运行情况适时调整”、“市场成熟后，绿电交易服务费按照国家相关规定收取”，从“市场初期”、“市场成熟后”等相关表述，可以看出，绿色电力相关机制设计也具备长期可持续性。
结合对全国统一电力市场体系建设推进等绿电交易相关政策研判以及入池两项目已实现绿电收入的运营数据分析，管理人认为绿电交易已可作为发电企业电力中长期交易的重要组成部分，在未来售电收入预测构成中合理体现绿电交易环境价值的相关收入具备长期稳定性。
（2）蒙西区域绿色电力的定义和交易模式
2024年3月起，内蒙古电力多边交易市场首次启动绿色电力交易，根据《内蒙古电力多边交易市场绿色电力交易实施细则（试行）》（以下简称“《交易细则》”），将绿电交易纳入中长期电力交易范畴。
1）相关定义
《交易细则》第三条明确规定，绿色电力交易相关定义如下：
①绿色电力（以下简称“绿电”）指符合国家有关政策要求的风电、光伏等可再生能源发电上网电量。根据市场建设发展需要，市场范围逐步扩大到符合条件的水电、生物质和光热等可 再生能源发电企业上网电量。
②绿色电力交易（以下简称“绿电交易”）是以绿电为标的物的电力中长期交易，用以满足发电企业、售电企业、电力用户等市场主体出售、购买、消费绿电需求，并提供相应的绿证。
③绿色电力环境价值是绿电交易中绿色电力的附加价值，市场主体应在绿电交易中分别明确电能量价格与环境价值。环境价值不纳入分时价格机制，环境价值费用单独核算。
2）交易模式
①绿电交易相关参与主体。
参与绿电交易的市场成员包括市场运营机构、电网企业和市场主体。市场运营机构包括电力交易机构和电力调度机构，其中电力交易机构指内蒙古电力交易中心有限公司，电力调度机构指内蒙古电力（集团）有限责任公司电力调度控制分公司。电网企业指内蒙古电力（集团）有限责任公司（即蒙西电网，本基础设施项目所有电力的购入主体）。市场主体包括发电企业、电力用户、售电公司等非自然人主体，未来根据市场发展情况可进一步扩大范围。发电企业包括风电（含分散式风电）、太阳能发电（含分布式光伏发电和光热发电）、常规水电、生物质发电、六类市场化项目等可再生能源发电项目。具有绿电消费及认证需求、愿意为环境价值付费的电力用户，可以直接参与绿电交易，或由售电公司代理参与。
②交易规则
对于电力用户而言，有绿电消费及认证需求、愿意为环境价值付费的电力用户，如高耗能企业，均会积极参与绿电交易，并付出绿色电力价值，购买绿色电力并获得相应凭证。2024年10月14日内蒙古自治区发展改革委、工信厅、能源局等3部门出台《关于建立高耗能企业可再生能源电力强制消费机制若干措施》（以下简称《强制消费机制》），明确要求压实 高耗能企业可再生能源电力消费责任，提高高耗能企业绿色竞争力。
根据《交易细则》相关规定，环境价值不纳入分时价格机制，环境价值费用单独核算。通俗讲，蒙西地区新能源发电企业与用电企业进行的中长期电力交易均含有绿电交易，并且同步由蒙西电网按月结算，但该部分环境价值的核算独立于电能量价格核算。以入池项目华晨风电项目为例，其6月份电费结算单中明确包括绿电结算相关收入，即绿色电力交易收入，如下图2所示。
在绿电交易结算机制方面，电力交易机构根据绿电交易成交和实际执行结果以月度为周期出具绿电交易结算凭证，分项列出涉及的各项量、价、费信息。电力交易机构于次月11日24:00前出具绿电交易结算凭证，并发布给市场主体查询确认。
图2华晨风电项目2024年6月电费结算单
（3）绿电交易价格及对估值影响
1）绿电价格
《交易细则》明确规定：“绿电交易价格应满足国家、自治区绿电交易、新能源交易有关要求。市场初期，为引导绿电价格运行在合理区间水平，保障绿电交易平稳起步，暂定绿电交易环境价值不得低于1元/兆瓦时，不得高于31.5元/兆瓦时，后期根据市场运行情况适时调整”、“市场成熟后，绿电交易服务费按照国家相关规定收取”，从“市场初期”、“市场成熟后”等相关表述，可以看出，绿色电力相关机制设计具备长期可持续性。
根据华晨风电项目、恒润一期风电项目提供的2024年度4月-6月《电费结算单》，绿电交易平均单价大约为28元/兆瓦时（即0.028元/kW·h）。经计算，相较于无绿电交易，每一度绿电交易提升入池项目实际月度电费结算价格约0.006元/kW·h。
在现行蒙西电网结算体系下，按照新能源风险补偿系数为20%计算，具体计算过程如下图3所示。
图3蒙西区域绿电交易价格计算示意图
2）绿电交易价格对估值的敏感性分析
根据上述测算，在绿电交易平均单价大约为28元/兆瓦时（即0.028元/kW·h）的情况下，提升项目实际市场交易电价约0.006元/kW·h，而华晨项目预测期的预测电价合计为0.3624元/kW·h，恒润一期项目预测期的预测电价合计为0.3928元/kW·h，绿电交易价格占入池项目预测电价比例仅约为2%，其变动对于估值测算影响较小。
假设绿电交易价格下降50%、以及绿电交易价格为0等两种情形，分析对估值影响如下表所示。
| 变动因素 | 资产组组合合并评估值 | 估值变动比例 |
|---|---|---|
| 现有条件下估值 | 101,557.68 | |
| 绿电交易价格下降50% | 100,776.08 | -0.77% |
| 绿电交易价格为0 | 99,994.49 | -1.54% |
综上，绿电交易价值对入池项目估值产生了一定积极影响。假设绿电交易价格下降50%或者变为0，入池项目估值将相应下降约0.77%和1.54%，整体影响有限。考虑到近期国家及自治区出台大量对绿电交易的鼓励支持政策，管理人判断上述假设情形出现概率较低。此外，根据公开数据查询，我国南方区域电力市场2024年度绿电交易（即2023年底—2024年初购买2024年全年绿电）成交电量逾70亿千瓦时，同比增长超2.5倍，绿电交易价格处于0.005-0.02元/千瓦时区间。因此，管理人认为本项目评估测算中入池项目绿电交易价格预测值设为0.006元/kW·h具有合理性。
3、电费结算
在相关文件确定的电费结算框架下，华晨风电项目与恒润一期风电项目结算机制相同，其中以华晨风电项目为例其2024年6月实际结算单情况如上图2所示。
根据《结算指引V3.0》，当月实际结算电费=市场平衡类费用+市场调节类费用+不平衡资金+成本补偿费用+考核补偿+偏差补偿+调频电费+绿电结算+现货交易（即电能电费）。如果上述项中为负数，则相应进行扣减。
当月实际上网电量中，除保障电量外，其余电量直接按系统撮合的中长期电价作为签约价格，以此为基准计算发电侧电能量电费，再按照当月电费公式对各项费用进行累加或扣减后，得出月结电费总金额。
（三）市场交易电价变化趋势
（1）历史运营期间市场交易电价情况
入池项目的市场交易电价，根据蒙西电网相关电力交易政策变化而调整变化，大体可分为以下两个阶段：
1）2017年8月-2022年5月
2017年8月国家发展改革委和国家能源局印发了《关于开展电力 现货市场建设试点工作的通知》（发改办能源〔2017〕1453号），启动了8个地区的电力现货试点建设工作，蒙西地区为试点地区之一。
针对蒙西电力市场的独特性，蒙西电力市场确定了“中长期为主+现货交易为补充”的发展模式。蒙西电力市场规则体系总体架构充分适应内蒙古自治区资源经济禀赋和产业结构布局。在中长期交易物理执行基础上，通过中长期交易电量日分解机制实现中长期交易和现货交易的有效衔接，以“发电侧单边竞价，系统边际出清”模式实现系统优化运行。该阶段期间，入池项目市场交易电价较批复电价（燃煤标杆电价）已出现明显下降。
2）2022年6月以来
2022年，国家发改委、能源局下发了《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改﹝2022﹞129号）文件，蒙西地区作为国家第一批现货试点地区，正式开展电力现货结算试运行。同年6月1日，蒙西电力现货市场进入连续结算试运行阶段。此后，蒙西电网电力市场改革不断推进，其电力交易政策（如表2所述）随之调整。2024年2月，内蒙古自治区能源局出台《关于做好2024年内蒙古电力多边交易市场中长期交易有关事宜的通知》（内能源电力字〔2024〕55号）文件，规定“享受可再生能源补贴风电组织单边竞价交易，由用户侧报量报价、发电侧报量接受价格。即新能源发电场站参与中长期电量交易，在校核电站发电能力后，采用用户侧单边竞价、边际出清模式开展，发电企业报量不报价，作为出清价格接受者。”
入池项目2021年—2023年及2024年1-6月两项目平均市场交易电价情况如下图4所示：
图4报告期内入池两项目市场交易电价情况
单位：元/kW·h
上述图表及历史运营数据表明，入池项目市场交易电价随蒙西电网相关电力交易政策调整而发生明显变动，两项目市场交易电价差异逐步减小，整体趋势为波动企稳。其中，2024年二季度，平均市场交易电价同比其他年度出现了企稳回升。主要原因为：
一是按照蒙西电网2024年电力交易规则，一季度入池项目根据《内蒙古自治区能源局关于做好2024年内蒙古电力多边交易市场中长期交易有关事宜的通知》（内能源电力字〔2024〕55号）文，新能源风险防范比例按75%至120%执行，电价呈现下行趋势，因下行的电价给新能源发电企业带来较大的经营压力，根据重新修订后的本年度电力市场交易规则，即《内蒙古自治区能源局关于调整优化2024年蒙西电力市场交易机制的通知》（内能源电力字〔2024〕206号），二季度开始入池项目享受的新能源风险防范比例按照80%至115%执行。新能源风险防范系数下限的提升，对保障电价及市场交易电价均产生积极影响。
二是蒙西电网正式启动绿电交易试点，入池项目绿色价值开始在收入中体现。
（2）电量消纳所在区域相关情况
入池项目电力消纳所在区域全部位于蒙西地区。对项目市场交易电量、市场交易电价变化趋势的影响从以下四点进行论述。
1）社会用电供给及需求情况
内蒙古自治区区域经济社会的快速发展带动电力需求快速攀升。
2023年，内蒙古全区生产总值24,627亿元，按可 比价格计算，比上年增长7.3%。其中，第二产业增加值同比增长8.1%。2024年上半年地区生产总值实际同比增长6.2%，增幅全国第一。其中，第二产业增加值同比增长8.2%。全社会用电量方面，2023年，自治区全社会用电量4,823.2亿千瓦时，比上年增长12.4%；2024年上半年，全社会用电量完成2,561.57亿千瓦时，同比增加265.07亿千瓦时，增长11.54%；较全国增速平均数高出3.44%。蒙西电网服务区域，上网电量整体呈现增长趋势。2021年—2023年，蒙西电网上网电量分别为2,300.55亿千瓦时、2,383.28亿千瓦时和2,827.07亿千瓦时，其中2023年度同比增长18.62%，完成全年计划的107.49%。
同时，项目所在地用电量也呈现快速增长趋势。一是包头市，2023年，包头市全社会用电量累计1,020.35亿千瓦时，同比增长22.54%，其中，工业用电量962.33亿千瓦时，同比增长22.9%，占全社会用电量的94.31%。全市累计发电量854.97亿千瓦时，同比增长8.12%。其中，新能源累计发电量161.77亿千瓦时，占全市发电量18.92%，同比增长12.31%。二是乌兰察布市，2023年乌兰察布全市全社会用电量681.1亿千瓦时，同比增长12.5%。2023年，全市电力企业累计发电量667.3亿千瓦时，较2022年同期增长18.8%。其中风力发电量167.3亿千瓦时，同比增长15.9%。从公开披露的相关供需数据判断，2023年包头市及乌兰察布市电力处于紧平衡状态。
此外，项目所在地产业结构升级调整，经济活力强劲。一是，2023年包头市地区生产总值均增长10%以上、规上工业增加值均增长23%以上，连续40个月实现两位数增长；固定资产投资增长24.3%，正在全力建设“全国最大的稀土新材料基地和全球领先的稀土应用基地”，多晶硅、单晶硅产能达到全国第一，切片、电池片、组件产能分别达到45GW、16GW和17GW，产业配套率由32%提高到55%，晶硅光伏产业产值达到1200亿元，被全球绿色能源理事会授予“世界绿色硅都”称号，入围全国新能源产业集聚度最高城市50强。二是，2023年乌兰察布市合金材料、负极材料产业产能均居全国第1，战略性新兴产业、高新技术产业、装备制造业增加值同比分别增长40%、32.7%和25.7%，数字经济核心产业增加值增长22.5%，荣获国家“东数西算标杆”和“算力高质量发展先锋”称号。入池项目资产所属区域经济发展整体较为强劲，尤其是以高精硅、合金冶炼、数据中心等为代表的高耗能产业集聚发展，用电需求侧增长迅猛。同时数据显示，2023年全年蒙西电网全域内售电量排名前二的为旗下乌兰察布供电公司、包头供电公司两家分公司，售电量分别为702.83亿千瓦时、607.02亿千瓦时，分别同比增长35.89%、13.93%。
2）电量消纳所在区域用电消纳情况
根据全国新能源消纳监测预警中心相关数据，自2021年以来截至2024年6月末，蒙西地区弃风限电情况持续改善，其弃风限电率从8.90%降低至6.00%，表明蒙西区域风电消纳情况持续改善。具体数据如下图5所示：
图5蒙西地区弃风限电情况
除区域经济快速发展带动电力需求快速攀升以外，自治区正在实施一系列的提升新能源消纳的政策。
一是外送通道加快落地。根据2023年10月，内蒙古自治区人民政府办公厅发布《关于印发自治区新能源倍增行动实施方案的通知》，“十四五”期间，自治区将推动库布其一上海、腾格里一江西、乌兰布和一京津冀、锡林郭勒盟“绿电进京”4条输电通道尽快开工；推动蒙西一京津冀外送通道尽快投产。“十五五”期间，推 动库布其沙漠、乌兰布和沙漠、腾格里沙漠、巴丹吉林沙漠新建2—4条新能源基地外送通道。根据2023年12月，内蒙古自治区人民政府办公厅发布《内蒙古自治区人民政府办公厅关于促进新能源消纳若干举措的通知》，2025年底前，新能源外送电量每年新增100亿千瓦时左右。“十五五”期间，新增新能源外送电量1000亿千瓦时左右。
二是储能建设快速发展。《内蒙古自治区“十四五”电力发展规划》指出：大力推进电源侧储能发展，新建新能源电站按照不低于15%（2小时）配置储能装置，到2025年，新型储能装机力争达到500万千瓦以上。
2024年4月8日，内蒙古自治区能源局印发《第一批电网侧独立新型储能电站示范项目清单》，共计19个项目纳入内蒙古第一批电网侧独立新型储能电站示范项目清单，总规模1.87/7.56GWh，总投资约111亿元，2024年计划投产161万千瓦，2025年计划投产26万千瓦。2024年5月20日，内蒙古自治区能源局印发《关于第二批电网侧独立新型储能电站示范项目清单》，共11个项目，装机容量1.1GW/4.4GWh，总投资约81亿元，2024年计划投产900MW/3600MWh，2025年计划投产200MW/800MWh。其中共有8个采用长时储能技术，包括全钒液流电池、氢储能、锌铁液流电池、压缩空气储能等，规模累计达1.69GWh。
根据2022年3月2日内蒙古自治区能源局印发的《内蒙古自治区“十四五”可再生能源发展规划》中明确积极推进抽水蓄能电站开发建设。统筹电网安全稳定运行和新能源高效消纳需求，结合全国抽水蓄能中长期发展规划，按照投产一批、开工一批、谋划一批的思路，统筹做好自治区抽水蓄能电站规划建设。加快推进赤峰芝瑞120万千瓦抽水蓄能电站建设，做好安全管理，力争早日建成投产。早日开工乌海120万千瓦、包头120万千瓦抽水蓄 能电站，确保在“十四五”前期开工建设。因地制宜推动一批中小型抽水蓄能电站选点工作，就地提升局域电网调节支撑能力。
三是调峰能力逐步增强。一方面《内蒙古自治区新能源倍增行动实施方案》指出，加快火电灵活性改造进度，发挥火电支撑能力，推动存量火电机组有序实施火电灵活性改造，进一步提升系统灵活性和调节能力，力争“十四五”期间累计完成火电灵活性改造3000万千瓦，大幅提升火电机组深度调峰能力为新能源发电让出空间。另一方面，如蒙西地区储能项目建设快速发展所述，电化学储能、抽水蓄能等储能项目可有效地平抑大规模新能源发电接入电网带来的波动性，促进电力系统运行中电源和负荷的平衡，提高电网运行的安全性、经济性和灵活性。此外，蒙西地区正在加快推进提升电网优化配置可再生能源能力。充分发挥电网优化资源配置平台作用，加强可再生能源基地、调节性资源和输电通道的协同，强化送受端网架建设，支撑风光水火储等多能打捆送出。
综上，内蒙古自治区及蒙西电网经济发展态势良好，电力需求增速较快；自治区全力推动外送通道建设工作，且积极落地化学储能、抽水蓄能项目建设工作，持续提升调峰能力。多措并举，可有效促进内蒙古自治区新能源消纳问题，助力规模化、高质量发展，助力实现“双碳”目标。
（3）未来变动趋势判断
虽然项目所在区域的风电装机规模在一直增加，但入池资产的市场交易电价并未出现明显下降。今年二季度华晨风电项目、恒润一期风电项目的市场交易电价呈现明显回升态势，二季度华晨风电项目交易电价为0.1438元/千瓦时；恒润一期风电项目市场交易电价为0.1505元/千瓦时，已高于2023年两项目的市场交易电价。相较于未市场化改革时两项目标杆电价0.2829元/千瓦时，华晨风电项目已下降约49%，恒润一期风电项目已下降47%。同时，横向对比已上市新能源REITs项目，本项目市场交易电价明显低于其他项目，详见下表。在全国电力统一大市场体系建设的大背景下，相较于其他项目，未来本项目市场交易电价的下行空间相对更低。
表7新能源REITs项目市场交易电量及电价对比情况
| 项目 | 京能光伏REIT | 国电投新能源REIT | 明阳智能新能源REIT | 工银蒙能清洁能源REIT | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 陕西榆林 | 湖北晶泰 | 滨海北H1及H2 | 黄骅旧城 | 红土井子 | 华晨 | 恒润一期 | ||
| 市场交易电量占比 | 92% | 36% | 0% | 0% | 25% | 74% | 90% | 87% |
| 市场交易电价 | 0.7482元/度 | 0.7445元/度 | 无 | 0.3631元/度 | 0.2212元/度 | 0.1438元/度 | 0.1505元/度 |
市场化交易电量占比方面。2024年8月29日国务院新闻办公室发布《中国的能源转型》白皮书，指出“全国市场化交易电量占全社会用电量比重由2016年的17%提高到2023年的61.4%，2023年风电光伏市场化交易电量占风电光伏总发电量的47%”。入池项目市场交易电量占比大幅高于全国平均水平。
综上，蒙西电网新一轮的电力交易政策实施后，入池项目的市场交易电价已呈现上行态势。结合近年来蒙西电网电力市场改革趋势以及相关电力交易规 则调整逻辑，基于入池项目历史期间运营数据表现，管理人认为：一是蒙西电网电力交易政策已经进入稳定期，市场化定价机制基本确立，后续电力市场化改革对入池项目市场交易电价影响较为有限；二是入池项目的绿色电力环境价值将在未来绿电交易以及潜在的绿证交易、碳交易中进一步体现，相关环境价值的单独核算将对入池项目市场交易电价产生正向影响。
基金管理人已在《招募说明书》“第十四部分基础设施项目基本情况”之“一、基础设施项目概况及运营数据/（二）运营模式、收入模式”和“二、基础设施项目所属行业、市场概况及所在地区宏观经济概况/（二）基础设施资产所处的市场情况”对相关情况进行了披露。
（4）补充说明项目发电量是否存在无法全额上网的风险，充分揭示风险；
答复：
（一）政策保障
2024年3月18日，国家发改委发布的《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》（中华人民共和国国家发展和改革委员会令第15号）从保障性收购、市场交易、临时调度三个方面，详细规定了电网企业、电力调度机构、电力交易机构等电力市场成员在全额保障性收购可再生能源电量方面的具体责任；并明确了“电网企业、电力调度机构、电力交易机构等应按照国家相关政策要求，组织可再生能源发电企业、售电企业和电力用户等电力市场相关成员，按照相应的分工完成可再生能源电量全额保障性收购工作。”此外，电网企业、电力调度机构、电力交易机构未按规定收购可再生能源电量造成可再生能源发电企业经济损失的，应承担赔偿责任，并由电力监管机构责令限期改正；拒不改正的，电力监管机构可处以可再生能源发电企业经济损失额一倍以下的罚款。管理人认为该办法的出台，为入池项目发电量全额上网提供了强有力的政策保障，从一定程度上降低了其无法全额上网的风险。
（二）项目弃风限电率情况
入池项目上网电量=项目实际发电量-电厂自用电及线损电量=项目电场理论预测发电量-电网调度弃电量-电厂自用电及线损电量。
华晨公司、恒泽公司均接入蒙西电网，接受内蒙古电力（集团）有限责任公司（蒙西电网）的统一发电调度，在经营期由于调峰或其他原因影响，电场发电量存在一定的弃风限电情况。具体数据如下：
表8华晨风电项目弃风限电情况
| 年份 | 2017年 | 2018年 | 2019年 | 2020年 | 2021年 | 2022年 | 2023年 | 2024年1-6月 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 理论发电量（万kWh） | 25,496.06 | 37,063.46 | 34,283.16 | 31,577.32 | 36,378.02 | 32,001.80 | 34,156.85 | 15,338.91 |
| 限电量（万kWh） | 5,321.72 | 5,948.63 | 6,128.91 | 4,632.72 | 2,015.34 | 732.84 | 1,284.30 | 1,058.24 |
| 限电率 | 20.87% | 16.05% | 17.88% | 14.67% | 5.54% | 2.29% | 3.76% | 6.90% |
| 发电量（万kWh） | 20,174.34 | 31,114.83 | 28,154.25 | 26,944.60 | 34,362.68 | 31,268.96 | 32,872.55 | 14,280.67 |
表9恒润一期风电项目弃风限电情况
| 年份 | 2017年 | 2018年 | 2019年 | 2020年 | 2021年 | 2022年 | 2023年 | 2024年1-6月 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 理论发电量（万kWh） | 12,349.59 | 11,611.49 | 10,137.35 | 10,594.96 | 13,207.74 | 13,085.59 | 11,912.58 | 5,225.03 |
| 限电量（万kWh） | 949.70 | 265.33 | 533.52 | 171.55 | 239.06 | 83.75 | 153.67 | 23.59 |
| 限电率 | 7.69% | 2.29% | 5.26% | 1.62% | 1.81% | 0.64% | 1.29% | 0.45% |
| 发电量（万kWh） | 11,399.89 | 11,346.16 | 9,603.83 | 10,423.40 | 12,968.68 | 13,001.84 | 11,758.91 | 5,201.44 |
风资源存在客观上的波动性。风资源较多的年份，风电场可发电的小时数更多，理论发电能力较强。但由于风资源呈现地区性，这类年份通常会出现区域内风电企业同时集中出力的局面，此时，项目所在区域电网一般会下达限电指令控制风电场的实际发电量。故风电场历史风资源较高的年份，限电率较高，但实际上网电量仍然保持整体稳定，甚至较其他年份出现提升，未因当年限电率高导致上网电量大幅下降。
综上，政策层面入池项目作为可再生能 源，根据国家发改委及相关监管部门政策要求，项目发电量全额上网具有政策保障基础；实际运营过程中，华晨风电项目及恒润一期风电项目受蒙西电网统一调度等系统性因素以及电力市场交易未出清、厂用电、线损等市场因素影响存在一定的弃风限电情况。随着蒙西电网电力市场化改革的不断深入推进，全国统一电力市场加快建设，项目所在的蒙西地区特高压外送线路、抽水蓄能、电化学储能以及大范围煤电机组灵活性改造等项目陆续启动建设，可有效地平抑新能源发电波动性，进而推动蒙西地区新能源项目消纳水平的提高，促进入池项目“应发尽发”、稳定运营。
（5）补充披露项目历史沿革情况，包括但不限于项目所有权人变更、运营管理安排变化等。
答复：
（一）华晨风电项目历史沿革
1、项目所有权人变更情况
内蒙古华晨新能源有限责任公司由内蒙古凯富投资有限公司于2014年7月31日全资出资设立。
第一次所有权人变更：2015年3月，华晨公司股东通过决议，同意公司股东变更，内蒙古凯富投资有限公司将持有的华晨公司100%的股权转让给内蒙古华茂新能源有限责任公司，内蒙古华茂新能源有限责任公司成为华晨公司的全资控股股东。
第二次所有权人变更：2018年3月，华晨公司股东通过决议，同意公司股东变更，内蒙古华茂新能源有限责任公司将持有的华晨公司100%的股权转让给内蒙古能建资产管理有限公司，内蒙古能建资产管理有限公司成为华晨公司的全资控股股东。
第三次所有权人变更：2018年11月，华晨公司股东通过决议，同意公司股东变更，内蒙古能建资产管理有限公司将持有的华晨公司100%的股权转让给内蒙古电力勘测设计院有限责任公司，至此本项目原始权益人内蒙古电力勘测设计院有限责任公司成为华晨公司的全资控股股东。
2、华晨风电项目运营管理变更
自2017年3月并网发电至2022年6月，华晨风电项目均由华晨公司自主运营管理。
自2022年6月起，华晨公司不再负责电站现场的运行、维护工作，电站运维统一交由内蒙古智慧运维新能源有限公司负责，华晨公司仅负责华晨风电项目的财务管理以及电力交易等管理职能。
根据内蒙古华晨新能源有限责任公司（甲方）与内蒙古智慧运维新能源有 限公司（乙方）签订的《内蒙古华晨新能源有限责任公司运维委托服务合同》约定，内蒙古智慧运维新能源有限公司自2022年6月起负责华晨旧中公风电场的运行管理工作，工作内容包括但不限于日常值班倒班、设备巡视（巡盘）检查、设备缺陷查找、隐患排查治理，调度指令接收与执行、倒闸操作、两票管理、定值核算、技术监督、设备评级、电力生产管理系统使用、各类日志台账报表上报等工作，以及风电场设备运行维护工作包括但不限于风机、箱变、集电线路、站内一二次设备以及附属设备日常维护、检修、定检等工作。
根据双方于2024年6月签订的《补充协议》，华晨风电项目作为内蒙古能源集团有限公司发行清洁能源基础设施REITs拟入池项目，REITs发行后华晨旧公中风电场运维服务移交运营管理实施机构，运维服务移交后原《内蒙古华晨新能源有限责任公司运维委托服务合同》协议终止。
（二）恒润一期风电项目历史沿革
根据内蒙古自治区发展和改革委员会于2010年12月29日出具的《关于内蒙古送变电有限责任公司大板梁风电场4.95万千瓦风电项目核准的批复》（内发改能源字〔2010〕2934号），同意“在自治区风电发展规划内，由内蒙古送变电有限责任公司，建设乌兰察布市察右中旗大板梁风电场4.95万千瓦风力发电项目。该项目位于乌兰察布市察右中旗，建设规模为4.95万千瓦。”为便于恒润一期风电项目开发，内蒙古送变电有限责任公司于2010年12月9日设立全资子公司内蒙古恒 润新能源有限责任公司负责项目投资、建设、运营。
截至本答复出具之日，恒润一期风电项目自投资建设以来，一直由原始权益人内蒙古恒润新能源有限责任公司所有并持续稳定运营管理。
基金管理人已在《招募说明书》“第三部分基础设施基金整体架构”之“四、项目公司相关情况/（四）项目公司历史沿革情况”对相关情况进行了披露。
5.关于国补收入。最近三年，华晨风电项目国补收入占售电总收入的比例分别为51.82%、54.24%和58.02%，恒润一期风电项目国补收入占售电总收入的比例分别为48.13%、53.89%和57.41%未来预测期内，华晨风电项目预测累计国补总额占预测总收入的比重约为48.15%，恒润一期风电项目的比重约为58.06%。
（1）请管理人结合国补退坡对项目现金流的影响，对基础设施项目是否符合《公开募集基础设施证券投资基金指引（试行）（2023年修订）》第八条第（三）项、第（四）项的要求发表明确意见；
答复：
（一）基础设施项目符合基金指引第八条第（三）项相关要求
经管理人核查，基础设施项目符合《公开募集基础设施证券投资基金指引（试行）》第八条第（三）项规定：“原则上运营3年以上，已产生持续、稳定的现金流，投资回报良好，并具有持续经营能力、较好增长潜力。”
以下结合国补到期对项目现金流的影响，从基础设施项目的运营时间、经营情况、投资回报情况、持续经营能力及增长潜力角度进行分析：
1、华晨风电项目及恒润一期风电项目运营时间已满3年
华晨风电项目于2017年3月26日并网，装机容量100MW，截至2024年6月末，运营时间已超过6年。恒润一期风电项目于2011年7月31日并网，装机容量49.5MW，截至2024年6月末，运营时间已超过12年。
综上，截至2024年6月末，华晨风电项目及恒润一期风电项目已分别稳定运营超过6年及12年，满足基础设施项目运营时间原则上不低于3年的要求。
2、华晨风电项目及恒润一期风电项目已产生持 续、稳定的现金流项目自并网以来持续发电，发电量在一定范围内波动。风电项目发电量主要受风力资源和弃风限电率影响，本项目历史发电利用小时数如下图6所示：
图6基础设施项目历史发电利用小时数统计
2021年—2024年上半年，华晨风电项目售电收入分别为13,299.94万元、11,334.10万元、11,498.98万元、4,761.57万元；恒润一期风电项目售电收入分别为6,058.80万元、5,399.37万元、4,569.14万元、1,935.98万元。华晨风电项目市场交易收入占标杆收入比例相对较高，2024年上半年已达到84.89%，且市场交易电价逐年提升，售电收入韧性较强；恒润一期风电项目售电收入近三年出现一定程度的下降，主要由于保障电量占比下降所致，目前，恒润一期风电项目保障电量占比已降至13%左右，随着保障电量占比的逐步降低，未来该因素对收入的影响将逐步变小。整体来看，随着市场交易电量占比逐步提高，预计入池项目未来营业收入将更具韧性。
近三年受国补回款周期不确定性影响经营性净现金流有所波动，但存续期间保理机制安排将减少国补回款账期带来的波动性，降低经营性净现金流的波动。本项目近三年EBITDA相对稳定。鉴于基础设施基金可供分配金额以EBITDA作为测算基础，预计本项目能够为投资者提供较为稳定的分配金额。因此，华晨风电项目及恒润一期风电项目能够产生持续、稳定的现金流。
3、华晨风电项目及恒润一期风电项目投资回报良好
根据《有关工银瑞信蒙能清洁能源封闭式基础设施证券投资基金自2024年7月1日（假设基金成立日）至2024年12月31日止期间及2025年度的可供分配金额测算报告及审核报告》，可供分配金额的90%向投资者分配。在相关假设前提下，预计本基金自2024年7月1日（假设基金成立日）至2024年12月31日止期间和2025年的净现金流分派率（预计年度可供分配金额/公募基金拟募集规模）分别为14.52%和16.08%；均满足经营收益权类项目净现金流分配率的要求。因此，基础设施项目投资回报良好，符合作为基础设施基金底层资产的条件。
4、华晨风电项目及恒润一期风电项目具有持续经营能力、较好增长潜力
从电站发电寿命看，华晨风电项目与恒润一期风电项目设计寿命均为20年。根据华晨风电项目、恒润一期风电项目风力发电机组全容量并网投产日期2017年3月、2011年8月计算，分别可使用至2037年和2031年。
根据华晨公司及恒润一期风电项目模拟财务报表，近三年华晨公司经营状况良好，毛利率和净利率总体保持较高水平。其中，2021—2023年毛利率均保持50%以上，净利率均在10%以上。恒润一期风电项目2021—2023年经营状况良好，毛利率分别为51.78%、60.62%和53.74%，净利率分别为36.52%、45.17%和38.92%。入池项目历史期间经营状况总体较好，毛利率和净利率总体保持较高水平，能够为投资者带来良好的投资回报。
同时，根据基础设施项目的实际发电情况，华晨风电项目预计于2033年面临国补退坡，如无其他补充收入来源，预计年营业收入将会下降；恒润一期风电项目不存在国补退坡情况。但根据预测，国补退坡后华晨风电项目营业收入和基金可供分配金额仍维持较高水平，具体如下：
表10华晨风电项目国补到期后收入情况
单位：万元
| 2033年 | 2034年 | 2035年 | 2036年 | 2037年1-3月 |
|---|---|---|---|---|
| 6,744.23 | 3,833.68 | 3,833.68 | 3,833.68 | 958.42 |
基金管理人和运营管理机构将会通过积极参加绿证交易、碳交易等措施增加基础设施的运营收入，同时将积极通过扩募方式提高基金的 整体收入，缓释国补退坡对项目现金流的影响。
综上所述，入池项目具有持续经营能力和较好的增长潜力，符合《公开募集基础设施证券投资基金指引（试行）》第八条第（三）项的要求。
（二）基础设施项目符合基金指引第八条第（四）项相关要求
根据《公开募集基础设施证券投资基金指引（试行）》第八条第（四）项的要求，基础设施项目应当符合“现金流来源合理分散，且主要由市场化运营产生，不依赖第三方补贴等非经常性收入”。本项目满足以上要求，具体情况如下：
1、现金流来源合理分散
经管理人核查，根据蒙西地区电力交易规则，入池项目上网电量穿透后最终电力用户为蒙西电网服务区域内的各工商业用户、居民用户以及学校、社会福利机构、社区服务中心等用户，收入来源合理分散。
从收入结构来看，入池项目收入包括保障收入、市场交易收入和国补收入。其中，保障收入和市场交易收入均依照蒙西地区相关电力交易规则通过市场化运营依法依规取得的经营收入，符合“现金流来源合理分散，且主要由市场化运营产生，不依赖第三方补贴等非经常性收入”的相关要求。对于国补收入，根据财政部、发展改革委、能源局《可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法》（财综〔2011〕115号），作为可再生能源补贴来源的可再生能源发展基金，主要由国家财政公共预算安排的专项资金（以下简称可再生能源发展专项资金）和依法向电力用户征收的可再生能源电价附加收入构成。其中，可再生能源电价附加在除西藏自治区以外的全国范围内，对各省、自治区、直辖市扣除农业生产用电（含农业排灌用电）后的销售电量征收，穿透来看，可再生能源电价附加收入来自各电力用户。
综上，基础设施项目现金流主要源自众多终端电力用户，具有合理分散的特点。
2、国补收入不属于非经常性收入
关于非经常性收入的认定主要参考《公开发行证券的公司信息披露解释性公告第1号——非经常性损益（2023年修订）》（中国证券监督管理委员会公告〔2023〕65号）相关规定：“非经常性损益是指与公司正常经营业务无直接关系，以及虽与正常经营业务相关，但由于其性质特殊和偶发性，影响报表使用人对公司经营业绩和盈利能力做出正常判断的各项交易和事项产生的损益。但与公司正常经营业务密切相关、符合国家政策规定、按照确定的标准享有、对公司损益产生持续影响的政府补助不属于非经常性损益”。因此，按该认定标准，入池项目国补收入不属于非经常性收入，具体分析如下；
（1）国补与公司正常经营业务密切相关。《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4号）规定：已按规定核准（备案）、全部机组完成并网，同时经审核纳入补贴目录的可再生能源发电项目，按合理利用小时数核定中央财政补贴额度。因此，入池项目国补金额受项目发电量直接影响，与公司正常经营业务密切相关。
（2）国补不属于偶发性收入
1）国补符合国家政策规定。根据国家发展改革委、财政部、国家能源局《关于公示第一批可再生能源发电补贴核查确认的合规项目清单的公告》，两个入池项目均在第一批可再生能源发电补贴核查确认的合规项目清单内，因此，两个入池项目符合可再生能源补贴政策。
2）国补具有确定的标准。根据《包头市发展和改革委员会关于核定内蒙古华晨新能源有限责任公司固阳红泥井风电场一期100MW风电项目上网电价的批复》（包发改价字﹝2016﹞581号），华晨风电项目批复电价为0.49元/千瓦时（含税），其中国补电价标准为0.2071元/千瓦时（含税），燃煤标杆电价为0.2829元/千瓦时（含税）。根据《关于核定内蒙古送变电有限责任公司察右中旗大板梁风电场一期49.5MW风电项目上网电价的批复》（内发改价字﹝2012﹞539号），恒润一期风电项目批复电价为0.51元/千瓦时（含税），其中国补电价标准为0.2271元/千瓦时（含税），燃煤标杆电价为0.2829元/千瓦时（含税）。因此，入池项目的国补具有确定的标准依据。
3）国补对公司损益具有持续影响。根据《关于〈关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见〉有关事项的补充通知》（财建〔2020〕426号），风电一类资源区项目全生命周期合理利用小时数为48,000小时；按照《可再生能源电价附加补助资金管理办法》（财建〔2020〕5号）的规定，纳入可再生能源发电补贴清单范围的项目，风电、光伏发电项目自并网之日起满20年后，无论项目是否达到全生命周期补贴电量，不再享受中央财政补贴资金，核发绿证准许参与绿证交易。根据预测，预计华晨风电项目可享受国补至2033年，预计恒润一期风电项目并网之日起20年先于48,000小时到期，在不考虑资产延寿的情况下，恒润一期风电项目可享受国补至项目结束。因此，国补对入池项目公司损益具有持续影响。
综上分析，基础设施项目符合《公开募集基础设施证券投资基金指引（试行）（2023年修订）》第八条第（四）项关于是否属于非经常性收入的要求，“现金流来源合理分散，且主要由市场化运营产生，不依赖第三方补贴等非经常性收入”。
（2）华晨风电项目将于2032年不再享受中央财政补贴资金，面临国补到期后收入下降的情况。请管理人评估说明国补退坡对基础设施基金的影响，针对国补退坡的风险制定完善的风险缓释措施，并进行充分信息披露。
答复：
根据《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4号）、《可再生能源电价附加补助资金管理办法》（财建〔2020〕5号）等文件的规定，预计华晨风电项目于2033年不再享受中央财政补贴资金，面临国补到期后收入下降的情况。现金流预测和估值中已充分考虑到该情况：
（一）估值中已考虑国补到期对收入的影响
本基金在基础设施现金流量预测中已考虑国补到期对收入的影响。若无其他新增收入，华晨风电项目国补到期后，营业收入将均为市场交易收入。因此，国补到期本身不会对资产组估值产生影响，国补到期对于收入的影响已于资产组估值中予以考虑。
（二）通过积极参加绿证交易、碳交易等增加基础设施项目的运营收益
一是绿色电力交易可作为新能源发电收益的有效补充。长期来看，国家也在推进新能源的环境价值通过绿色电力交易实现。绿电交易加速推进，可助力风电运营企业在电能量价值的基础上，更好实现风力发电的环境价值，通过“证电合一”的交易模式满足用户的电力消费和绿证需求，同时为风电运营企业带来额外收益。绿色电力交易价格包括电能量价格与绿证价格，绿证价格应由双方充分考虑可再生能源消纳责任权重、能耗双控、碳排放双控等因素通过市场化交易方式综合确定。根据2024年出台的《内蒙古电力多边交易市场绿色电力交易实施细则（试行）》，“暂定绿电交易环境价值不得低于1元/兆瓦时，不得高于31.5元/兆瓦时”；该政策从2024年3月开始实施。
二是国补到期后积极参加绿证交易。按照《关于〈关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见〉有关事项的补充通知》（财建〔2020〕426号）规定，未来当本基础设施项目不再享受中央财政补贴资金后，将会核发绿证准许参与绿证交易。风电等已建档立卡的可再生能源发电项目所生产的全部电量核发绿证，绿证是认定可再生能源电力生产、消费的凭证。项目公司预计未来国补到期后将参与绿证市场交易相关工作，通过绿证交易增加基础设施项目的运营收入。鉴于目前项目估值并未考虑国补到期后的绿证交易收入带来的收入增长，绿证交易收入有望为投资人带来额外的投资收益。
三是积极参加碳排放权交易。蒙西电力市场在全国电力市场中居于重要地位，目前内蒙古正在推进电力市场和碳市场协同发展。加快蒙西地区碳市场建设，发挥市场相互促进、协同互补作用，并试点开展碳排放权交易，该措施有利于提高清洁能 源市场竞争力，由用能企业承担碳排放成本，更好推动能源清洁低碳转型。“碳达峰、碳中和”驱动能源转型，清洁能源替代是长期趋势。
风电是重要的清洁能源之一，绿电交易、绿证交易、碳排放权交易在国家鼓励性政策的支持下，预计未来将对项目盈利产生积极影响。
（三）通过扩募的方式提高基金的整体收入
本项目计划在基金存续期内通过扩募方式装入新的基础设施项目，提高本基金整体收入，缓释本次发行的基础设施项目国补到期后收入下降的情况。在基金存续期内，本基金将通过扩募的方式继续装入优质同一类型的基础设施项目资产，以扩大本基金持有的基础设施项目规模、分散基础设施项目经营风险、提高基金的资产投资和运营收益。
（四）国补退坡风险已在《招募说明书》中充分披露
管理人已在本基金《招募说明书》“重要风险提示”和“第八部分风险揭示”中进行了详细披露。具体如下：
“根据《关于〈关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见〉有关事项的补充通知》（财建〔2020〕426号）的规定，风电一 类资源区项目全生命周期合理利用小时数为48,000小时；按照《可再生能源电价附加补助资金管理办法》（财建〔2020〕5号）的规定，纳入可再生能源发电补贴清单范围的项目，风电、光伏发电项目自并网之日起满20年后，无论项目是否达到全生命周期补贴电量，不再享受中央财政补贴资金，核发绿证准许参与绿证交易。
本基金拟投资风力发电项目分别位于包头市固阳县、乌兰察布市察哈尔右翼中旗，均属于我国第I类风能资源区。通过预测上网电量口径发电小时数，华晨风电项目自全容量并网发电以来到2024年6月末累计发电利用小时21,127.28小时，剩余国补发电利用小时为26,872.72小时；恒润一期风电项目自全容量并网发电以来2024年6月末累计发电小时29,429.08小时，剩余国补发电利用小时为18,570.92小时。因此，预计华晨风电项目于2033年7月份上网电量将不再享受中央财政补贴资金，基金存续期内面临国补到期后收入下降的情况；预计恒润一期风电项目并网之日起20年先于48,000小时到期，基金存续期内不存在国补退坡的情况。如国补到期后没有其他弥补措施，项目公司合计营业收入预计自2033年起出现明显下降，可能会导致项目公司未来收入及盈利能力下降的风险。”
风险缓释措施：一方面，管理人已在项目估值预测中审慎合理考虑国补退坡导致入池项目当年及以后年度现金流减少对资产组估值以及基础设施基金分派率的影响；另一方面，未来在国补退坡发生的当年及以后年度管理人将就国补退坡对基础设施基金相关影响通过定期报告及临时报告等形式加强国补退坡相关事项的信息披露。上述措施可一定程度上缓释国补退坡相关风险。
6.关于国补保理。项目公司已与银行签订保理合作协议，保理银行拟平价购买项目公司2023年及以后形成的账龄满2.5年的国补应收账款，蒙能集团对项目公司账龄满5.5年仍未回款的国补应收账款提供流动性支持，并收取资金占用费。请管理人：
（1）明确保理类型，并结合项目国补应收账款历史回收周期，补充说明保理合同关于2.5年账龄设置的原因及合理性：
答复：
项目公司拟采用有追索权（非买断型）保理。华晨风电项目及恒润一期风电项目手续齐备，在纳入国补目录前已经过相关部门的审核、审批，并已通过国家发改委、国家能源局、财政部2022年联合组织的国补合规核查，于2023年初纳入国家第一批可再生能源发电补贴核查确认的合规项目清单，国补资金回款正常。在此基础上，两项目公司通过有追保理和发起人蒙能集团流动性支持缓释国补回款不稳定的风险。项目公司通过有追保理将国补应收账款平价转让予保理银行，同时对于项目公司账龄满5.5年仍未回款的国补应收账款，发起人蒙能集团向项目公司提供流动性支持。
（一）华晨风电项目
自项目投产至2024年6月末，华晨风电项目累计应收可再生能源电价附加补助资金43,802.78万元，实际收到可再生能源电价附加补助资金19,037.11万元，到账比例为43.46%。
表11华晨风电项目历史年度国补收款比例相关情况
| 项目 | 应收补贴（万元） | 实收补贴（万元） | 收款比例 |
|---|---|---|---|
| 2017年 | 3,941.43 | 3,941.43 | 100.00% |
| 2018年 | 6,266.35 | 6,266.35 | 100.00% |
| 2019年 | 5,695.64 | 1,656.81 | 29.09% |
| 2020年 | 5,374.66 | 1,222.06 | 22.74% |
| 2021年 | 6,892.49 | - | 0.00% |
| 2022年 | 6,147.69 | 5,950.46 | 96.79% |
| 2023年 | 6,671.83 | - | 0.00% |
| 2024年1-6月 | 2,812.69 | - | 0.00% |
| 合计 | 43,802.78 | 19,037.11 | 43.46% |
注：收款比例计算公式为实收补贴/应收补贴×100%
表12华晨风电项目历史国补账龄相关情况
| 序号 | 收取时间 | 收款金额（万元） | 对应国补产生时间 | 账龄区间 | 加权平均账龄 |
|---|---|---|---|---|---|
| 1 | 2020年9月 | 381.63 | 2020年1月-3月 | 0.50-0.67 | 0.60 |
| 2 | 2021年3月 | 6,373.74 | 2017年1月-2018年12月、2020年1-3月 | 1.00-4.16 | 3.55 |
| 3 | 2023年2月 | 3,793.48 | 2018年4月-11月 | 4.25-4.84 | 4.56 |
| 4 | 2023年3月 | 2,537.81 | 2018年11月-2019年4月 | 3.92-4.33 | 4.14 |
| 5 | 2023年9月 | 2,875.25 | 2022年应付国补的46.77%，按照2022年国补总金额计算，国补时间应为2022年5月 | 1.17-1.06 | 1.52 |
| 6 | 2024年3月 | 3,450.50 | 2022—2023年所发电量对应的26.96%，按照2022年国补总金额计算，国补时间应为2022年6月-12月 | 0.75-1.25 | 1.54 |
华晨风电项目加权平均补贴账期约在3.1年左右，至2024年6月，应收未收的国补最长账期为2019年5月，至基准日为61个月，最长账龄约5年。
（二）恒润一期风 电项目
自项目投产至2024年6月，恒润一期风电项目累计应收可再生能源电价附加补助资金31,998.66万元，实际收到可再生能源电价附加补助资金20,073.45万元，到账比例为62.73%。
表13恒润一期风电项目历史年度国补收款比例相关情况
| 项目 | 应收补贴（万元） | 实收补贴（万元） | 收款比例 |
|---|---|---|---|
| 2011年 | 449.37 | 449.37 | 100.00% |
| 2012年 | 2,814.33 | 2,814.33 | 100.00% |
| 2013年 | 2,967.43 | 2,967.43 | 100.00% |
| 2014年 | 2,075.52 | 2,075.52 | 100.00% |
| 2015年 | 2,031.91 | 2,031.91 | 100.00% |
| 2016年 | 2,433.87 | 2,433.87 | 100.00% |
| 2017年 | 2,606.14 | 2,606.14 | 100.00% |
| 2018年 | 2,556.57 | 2,556.57 | 100.00% |
| 2019年 | 2,149.56 | 523.31 | 24.34% |
| 2020年 | 2,296.53 | 254.18 | 11.07% |
| 2021年 | 2,916.03 | - | 0.00% |
| 2022年 | 2,909.64 | 1360.824 | 46.77% |
| 2023年 | 2,622.95 | - | 0.00% |
| 2024年1-6月 | 1,168.81 | - | 0.00% |
| 合计 | 31,998.66 | 20,073.45 | 62.73% |
注：收款比例计算公式为实收补贴/应收补贴×100%
表14恒润一期风电项目历史国补账龄相关情况
| 序号 | 收取时间 | 收款金额（万元） | 对应国补产生时间 | 账龄区间 | 加权平均账龄 |
|---|---|---|---|---|---|
| 1 | 2015年4月 | 7,982.38 | 2011年12月-2014年12月 | 0.08-0.01 | 2.01 |
| 2 | 2015年6月 | 506.87 | 2015年1月-2015年3月 | 0.33-0.49 | 0.34 |
| 3 | 2015年9月 | 799.71 | 2015年4月-2015年7月 | 0.25-0.55 | 0.32 |
| 4 | 2015年12月 | 725.32 | 2015年8月-2015年12月 | 0.08-0.42 | 0.17 |
| 5 | 2016年2月 | 208.42 | 2016年1月 | 0.08 | 0.08 |
| 6 | 2016年3月 | 242.82 | 2016年2月 | 0.08 | 0.08 |
| 7 | 2016年4月 | 309.19 | 2016年3月 | 0.08 | 0.08 |
| 8 | 2016年5月 | 321.58 | 2016年4月 | 0.08 | 0.08 |
| 9 | 2016年8月 | 929.89 | 2016年5月-2016年7月 | 0.08-0.25 | 0.17 |
| 10 | 2016年9月 | 106.78 | 2016年8月 | 0.08 | 0.08 |
| 11 | 2016年10月 | 117.75 | 2016年9月 | 0.08 | 0.08 |
| 12 | 2016年11月 | 191.58 | 2016年10月 | 0.08 | 0.08 |
| 13 | 2016年12月 | 198.59 | 2016年11月 | 0.08 | 0.08 |
| 14 | 2017年1月 | 159.65 | 2016年12月 | 0.08 | 0.08 |
| 15 | 2017年2月 | 266.29 | 2017年1月 | 0.08 | 0.08 |
| 16 | 2017年3月 | 218.81 | 2017年2月 | 0.08 | 0.08 |
| 17 | 2017年7月 | 722.81 | 2017年3月-2017年5月 | 0.17-0.33 | 0.24 |
| 18 | 2017年9月 | 396.40 | 2017年6月-2017年8月 | 0.08-0.25 | 0.18 |
| 19 | 2017年10月 | 173.45 | 2017年9月 | 0.08 | 0.08 |
| 20 | 2017年12月 | 490.79 | 2017年10月-2017年11月 | 0.08-0.17 | 0.08 |
| 21 | 2018年1月 | 337.58 | 2017年12月 | 0.08 | 0.08 |
| 22 | 2018年9月 | 1,628.97 | 2018年1月-2018年7月 | 0.17-0.67 | 0.44 |
| 23 | 2019年7月 | 60.07 | 2018年8月 | 0.92 | 0.92 |
| 24 | 2019年8月 | 867.53 | 2018年9月-2018年12月 | 9.67-0.92 | 0.77 |
| 25 | 2020年4月 | 152.29 | 2019年1月 | 1.25 | 1.25 |
| 26 | 2020年9月 | 293.36 | 2020年1月-2020年2月 | 0.58-0.67 | 0.64 |
| 27 | 2021年3月 | 303.73 | 2020年2月-2020年3月 | 1.00-1.08 | 1.01 |
| 28 | 2023年3月 | 1,201.01 | 2019年1月-5月 | 3.67-4.16 | 4.01 |
| 29 | 2023年7月 | 2,192.58 | 2019年6月-2020年5月 | 3.08-4.00 | 3.69 |
| 30 | 2024年3月 | 1,360.82 | 2022-2023年所发电量对应的26.96%，按照2022年国补总金额计算，国补时间应为2022年1月-3月 | 2.00-2.16 | 2.08 |
由于历史年度恒润一期风电项目回款频繁，自2021年后与华晨风电项目的周期开始接近，因此以2023年后恒润一期风电项目的加权平均账龄为基础考虑未来预测期的回款周期。
恒润一期风电项目加权平均补贴账期约在3.3年左右。应收未收的国补最长账期为2019年2月至2024年6月末期间，共65个月，即最长账龄约5.5年。
根据项目公司已与中国工商银行股份有限公司呼和浩特分行签署的《保理业务合作协议》，保理最长期限为3年。基于最大限度保障基金份额持有人权益的原则，一方面，尽量避免触发发起人蒙能集团对上述保理安排的流动性支持，即触发保理安排的账龄加保理最长期限（3年）需不小于两项目国补回款账期的最长账龄5.5年；另一方面，尽可能减少触发开展保理业务，合理减少保理融资费用，即触发开展保理的国补账龄尽可能接近两项目最小的国补回款加权平均账期（3.06年）。因此，基于以上考量，本基金在《保理业务合作协议》中设置了国补应收账款账龄满2.5年开展保理业务的相关安排。
（2）在招募说明书中补充披露蒙能集团提供流动性支持收取的资金占用费水平，说明资金占用费与保理融资利率差异化安排的合理性。
答复：
根据项目公司已与中国工商银行股份有限公司呼和浩特分行签署的《保理业务合作协议》约定，本次基金项下保理融资利率以定价基准加/减浮动点数确定，原则上以保理发放前一工作日全国银行间同业拆借中心公布的1年期贷款市场报价利率（LPR）为基准，浮动点数为减70个基点（一个基点为0.01%）为融资利率计算基数。
根据蒙能集团于2024年6月向恒泽公司及华晨公司出具《流动性支持承诺函》，承诺对于恒泽公司及华晨公司账龄满5.5年仍未回款的国补应收账款部分，向恒泽公司及华晨公司启动流动性支持。蒙能集团履行前述流动性支持义务的时间为每笔应收账款账龄满5.5年届满日后的5个工作日内，且在蒙能集团向恒泽公司及华晨公司提供流动性支持后，国补回款后项目公司向蒙能集团归还流动性支持资金并支付资金占用费，资金占用费按照实际使用天数（按代偿资金到达项目公司账面之日起至项目公司偿还之日止）计算年化费率按照届时中国人民银行授权全国银行间同业拆借中心当月发布的LPR减80BP（如实际占用时间为5年（不含）以内的，则采用1年期LPR；如实际占用时间为5年（含）以上的，则采用5年期LPR）。
本基金发行后，蒙能集团及其关联方拟认购不低于34%的基金份额，拟对基础设施基金和底层资产项目公司做并表管理。上市发行后，穿透来看项目公司作为蒙能集团的控股子公司，蒙能集团对其提供流动性支持。根据蒙能集团相关财务管理制度要求，蒙能集团向全资子公司或控股子公司提供流动性支持，应收取合理资金占用费用。此为规范集团财务管理及内部风险控制管理的必要举措，以确保出借资金合理使用和有效回收。上述资金占用费略低于保理融资利率10BP主要系发起人蒙能集团出于支持项目公司发展及保护基金份额持有人利益的考量，在合理成本范围内减少项目公司可能支付的资金占用费，从而提振基金存续期内的可供分配金额表现。
基金管理人已在《招募说明书》“第三部分基础设施基金整体架构”之“五、对外借款安排/（二）保理安排”对相关内容进行了补充披露。
7.关于项目运营情况。根据项目备考报表，近三年，华晨公司的营业收入波动下降，营业成本波动上升，恒润一期风电项目营业收入持续下降，且项目备考报表营业收入与募集说明书披露的项目售电收入存在差异。请管理人：
（1）补充披露华晨公司、恒润一期风电项目报告期内收入及成本变动的原因，充分揭示风险；
答复：
（一）收入变动原因
根据毕马威华振会计师事务所（特殊普通合伙）审计的《内蒙古华晨新能源有限责任公司2021年度、2022年度、2023年度及截至2024年6月30日止6个月期间备考财务报表》以及《内蒙古恒润新能源有限责任公司持有的将用于公开募集基础设施证券投资基金的恒润风电场（一期）基础设施项目2021年度、2022年度、2023年度及截至2024年6月30日止6个月期间备考财务报表》，报告期内除华晨公司2021年度及2022年度分别存在约10.38万元及9.29万元技术服务收入外，其余收入均为电力收入即售电业务收入。
售电业务收入的计算公式如下：
售电收入=国补收入+保障收入+市场交易收入
其中，国补收入=上网电量*国补电价
保障收入=保障电量*保障电价
市场交易收入=市场交易电量*市场交易电价
基于上述公式，入池项目报告期内收入变动原因，主要为上网电量、售电结构及售电单价的变动。具体分析如下：
（1）上网结算电量变动情况
华晨风电项目和恒润一期风电项目自投入运营以来，历史各年度发电利用小时 数总体上呈波动上涨态势。2021—2023年及2024年1-6月，华晨风电项目实际发电量分别为34,362.68万千瓦时、31,268.96万千瓦时、32,872.55万千瓦时及14,280.67万千瓦时，上网电量分别为33,281.00万千瓦时、29,684.63万千瓦时、32,215.51万千瓦时及13,581.32万千瓦时。2021—2024年1-6月，恒润一期风电项目实际发电量分别为12,968.68万千瓦时、13,001.84万千瓦时、11,758.91万千瓦时及5,201.44万千瓦时，上网电量分别为12,840.30万千瓦时、12,812.13万千瓦时、11,549.76万千瓦时及5,146.66万千瓦时。两个基础设施项目近三年及一期上网电量整体在一定区间内波动。
图7基础设施项目历史发电利用小时数统计
（2）售电结构变动情况
最近三年及一期，基础设施项目上网电量由保障电量、市场交易电量组成。
保障电量随蒙西电网的政策调整而变动。电力市场化改革影响下，入池项目保障电量逐步降低。入池风电项目保障性收购利用小时已自2016年的2000小时/年下降至2024年的300小时/年。详见本反馈答复问题4（1）相关内容。
保障电量方面，华晨风电项目2021年—2024年1-6月保障电量占上网电量比重分别为45.07%、37.06%、17.07%和9.92%；恒润一期风电项目2021年—2024年1-6月保障电量占上网电量比重分别为57.83%、42.50%、23.57%和13.07%。
市场交易电量方面，华晨风电项目2021年—2024年1-6月交易电量占上网电量比重分别为54.93%、62.94%、82.93%和90.08%； 恒润一期风电项目2021年—2024年1-6月交易电量占上网电量比重分别为42.17%、57.50%、76.43%和86.93%。
由于报告期内保障电价高于市场交易电价，因此，保障电量占比的降低，对售电收入具有一定影响。
（3）售电电价变动情况
报告期内，两项目售电电价包括保障电价、市场交易电价及国补补贴电价三部分，其中国补补贴电价均保持不变。
1）保障电价
根据报告期内蒙古西地区电力市场化改革相关政策，2022年之前，基础资产保障电价等于燃煤标杆电价阶段，2022年后，保障电价=燃煤标杆电价*（1-新能源风险防范系数）。报告期内，燃煤标杆电价保持不变，因此，保障电价主要由新能源风险防范系数变化导致。入池项目保障电价变化情况详见问题4（1）相关答复。近期变动情况如下表15所示。
表15基础设施项目保障电价变化表
| 项目/年份 | 单位 | 2021年 | 2022年 | 2023年 | 2024年1-3月 | 2024年4-6月 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 燃煤标杆电价 | 元/kW·h | 0.2829 | 0.2829 | 0.2829 | 0.2829 | 0.2829 |
| 新能源风险防范补偿系数 | % | - | 10% | 15% | 25% | 20% |
| 保障电价 | 元/kW·h | 0.2829 | 0.2546 | 0.2405 | 0.2186 | 0.2263 |
因此，由于蒙西地区近年来新能源风险防范补偿系数的调整，保障电价随之变动。
2）市场交易电价
市场交易电价的形成机制及计算过程详见问题4（3）之答复。
2021年—2023年，2024年1-3月及4-6月，华晨风电项目交易电价（含税）分别为0.1184元/kW·h、0.1277元/kW·h、0.1312元/kW·h，0.1244元/kW·h及0.1438元/kW·h，市场交易电价除2024年1-3月外呈逐步上升趋势。2021年—2023年，2024年1-3月及4-6月，恒润一期风电项目交易电价（含税）分别为0.1925元/kW·h、0.1498元/kW·h、0.1463元/kW·h、0.1291元/kW·h及0.1505元/kW·h，市场交易电价波动企稳。
综上，近三年及一期华晨公司及恒润一期风电项目的售电收入变动主要由于蒙西地区电力交易政策调整导致保障电量占比以及保障电价降低导致。同时，华晨风电项目及恒润一期风电项目上网电量、市场交易电价等指标整体保持稳健；且市场交易收入占比逐年提高，表明项目所在蒙西地区电力市场化改革逐步深入，市场化电价形成机制已基本确立。
（二）成本变动原因
1、华晨风电项目
报告期近三个完整年度内（2021年—2023年），华晨公司付现成本分别为653.46万元、673.7万元、1,034.96万元，单位成本为0.0653元/瓦、0.0674元/瓦、0.1035元/瓦，呈波动上升趋势。2021年，华晨风电场为项目公司自有人员进行管理。2022年，根据内蒙古能源集团有限公司制度要求，内蒙古华晨新能源有限责任公司（甲方）与内蒙古智慧运维新能源有限公司（乙方）于2022年6月签订了《内蒙古华晨新能源有限责任公司运维委托服务合同》；根据约定，内蒙古智慧运维新能源有限公司自2022年6月起负责华晨旧中公风电场的运行管理工作；华晨公司不再负责风电场的现场管理工作，当年付现成本增加20万元。2023年10月31日，华晨风场风机质保到期，需提前进行设备维护检查工作，当年运维费用增加，同时自2023年起根据蒙能集团《企业安全生产费用提取和使用管理办法》要求，自2023年起，新能源发电企业需要以上年收入为基数，采用累进制计提安全生产费，2023年增加安全生产费165万元，导致2023年成本出现较大幅度上涨。
1、恒润一期风电项目
报告期近三个完整年度内（2021年—2023年），恒润风电项目付现成本分别为1,108.80万元（其中出质保相关的消缺、技改等费用817.42万元，其他成本291.38万元）、451.52万元、529.75万元，单位成本为0.2240元/瓦、0.0912元/瓦、0.1070元/瓦。如不考虑2021年出质保因素影响，付现成本整体呈波动上升趋势，其中2021年因当年风机出质保，需对风机进行额外的消缺及技改，发生相关的支出817.42万元，导致当年成本增加较多；2022年，风机出质保后，质保期内由风机厂商负责的零配件更换、设备维修等费用需项目公司自行承担，导致材料费、维修费增加较多，加上当年新增风机变频器的委托运行维护项目，2022年成本有较大增加；2023年成本略高于2022年，主要是自2023年起增加了安全生产费计提、当年风场整体启停机次数较多导致的电力购入费增加导致。
基金管理人已在《招募说明书》“第十五部分基础设施项目财务状况及经营业绩分析”之“三、基础设施项目经营业绩分析”对相关内容进行了披露。
（三）收入及成本变动相关风险披露
管理人已在招募说明书“重要提示”及“第八部分风险揭示”之“三、与基础设施项目相关的各项风险因素”之“（二十二）项目公司营业收入和成本波动风险”中进行了相关披露，具体如下：
“收入方面，陆上风电项目的发电量由风电场附近的风速、风功率密度决定。根据基础设施项目可行性研究报告，风速、风功率密度在不同年份、不同季节存在一定差异，通常春季的风速、风功率密度较大。因此，在不同年份、同一年度内的不同季节，基础设施项目的发电表现将有一定的差异，该差异将直接反映在项目公司不同年份和不同季度的预期营业收入中。成本方面，在风机运行过程中，材料费、维修费、安全生产费等成本费用根据设备状况在不同年份和季节发生金额也可能存在波动，因此，项目营业成本也存在波动的风险。”
（2）补充披露项目备考报表营业收入构成，说明与售电收入存在差异的原因及合理性。
答复：
基金管理人已在《招募说明书》“第十五部分基础设施项目财务状况及经营业绩分析”之“三、基础设施项目经营业绩分析”对项目备考报表营业收入构成进行披露。
（一）营业收入构成
1、营业收入分析
华晨公司2021—2024年1-6月主营业务收入分别为11,769.69万元、10,030.18万元、10,176.09万元及4,213.78万元。华晨公司营业收入绝大部分来自电力收入，2021年及2022年分别有10.38万元以及12.19万元来自技术服务收入。总体营业收入较为平稳，波动幅度较小。
表16华晨公司三年及一期收入及构成
单位：万元
| 类别名称 | 2024年度1-6月 | 2023年度 | 2022年度 | 2021年度 | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 营业收入 | 营业成本 | 营业收入 | 营业成本 | 营业收入 | 营业成本 | 营业收入 | 营业成本 | |
| 主营业务 | 4,213.78 | 2,177.60 | 10,176.09 | 4,547.69 | 10,030.18 | 4,271.97 | 11,769.69 | 4,277.95 |
| 其他业务 | 12.19 | 9.29 | 10.38 | 10.30 | ||||
| 合计 | 4,213.78 | 2,177.60 | 10,176.09 | 4,547.69 | 10,042.37 | 4,281.26 | 11,780.07 | 4,288.25 |
表17华晨公司三年及一期按收入类别的营业收入
单位：万元
| 项目 | 2024年度1-6月 | 2023年度 | 2022年度 | 2021年度 |
|---|---|---|---|---|
| 电力收入 | 4,213.78 | 10,176.09 | 10,030.18 | 11,769.69 |
| 技术服务收入 | 12.19 | 10.38 | ||
| 合计 | 4,213.78 | 10,176.09 | 10,042.37 | 11,780.07 |
恒润一期风电项目2021—2024年1-6月营业收入分别为5,361.77万元、4,778.20万元、4,043.49万元及1,713.25万元。恒润一期风电项目营业收入均为电力收入。收入及成本总体变化平稳。
表18恒润一期风电项目三年及一期收入及构成
单位：万元
| 类别名称 | 2024年1-6月 | 2023年末 | 2022年末 | 2021年末 | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 营业收入 | 营业成本 | 营业收入 | 营业成本 | 营业收入 | 营业成本 | 营业收入 | 营业成本 | |
| 主营业务 | 1,713.25 | 924.41 | 4,043.49 | 1,870.42 | 4,778.20 | 1,881.79 | 5,361.77 | 2,585.62 |
| 合计 | 1,713.25 | 924.41 | 4,043.49 | 1,870.42 | 4,778.20 | 1,881.79 | 5,361.77 | 2,585.62 |
2、营业收入与售电收入存在差异的原因及合理性
营业收入通常指的是企业在一定时期内从其主营业务中获得的全部收入，在相关模拟报表中为非含税金额。管理人在《招募说明书》中所述售电收入指的是售电公司向用户销售电力所获得的全部收入，为含税金额。根据税法规定，电力产品的销售需要缴纳增值税，税率为13%。因此，项目备考报表营业收入与招募说明书中所述售电收入之间的差额为增值税金额，即营业收入=售电收入/（1+13%）。
8．根据申请文件，华晨公司已为项目投保风电企业运营期一切险，恒润新能源已为项目投保风电企业运营期一切险、安全生产责任险。请管理人就项目上述投保安排是否符合《公开募集基础设施证券投资基金指引（试行）（2023年修订）》第三十八条关于为基础设施项目购买足够的财产保险和公众责任保险要求发表明确意见，并补充披露基金存续期内的保险投保续保安排，包括保险金额是否足额覆盖项目评估价值。
答复：
《公开募集基础设施证券投资基金指引（试行）》第三十八条要求基金管理人为基础设施项目购买足够的财产保险和公众责任保险。
目前，两个项目公司已完成2024年保险续保工作，投保详情如下：
表19入池两项目投保情况
| 项目 | 华晨风电项目 | 恒润一期风电项目 | ||
|---|---|---|---|---|
| 保险金额（元） | 期限 | 保险金额（元） | 期限 | |
| 财产一切险 | 694,244,119.22 | 2024年4月1日至2025年3月31日 | 301,244,752.61 | 2024年4月1日至2025年3月31日 |
| 机器损坏险 | 694,244,119.22 | 2024年4月1日至2025年3月31日 | 286,765,060.75 | 2024年4月1日至2025年3月31日 |
目前，基础设施项目按照固定资产原值进行投保，华晨公司及恒润新能源分别与中国人民财产保险股份有限公司内蒙古自治区分公司（主承保人）、中国大地财产保险股份有限公司内蒙古分公司（第一共保人）以及中国平安财产保险股份有限公司内蒙古分公司（第二共保人）签订《2024—2025年财产保险合同》。财产保险方面，两项目公司为基础设施资产购买了风电项目财产一切险和机器损坏险，保险受益人为华晨公司及恒润新能源。其中华晨风电项目财产一切险保险金额为6.94亿元，机器损坏险保险金额为6.94亿元；恒润一期风电项目和恒润二期项目共同投保财产一切险保险金额为5.73亿元，机器损坏险保险金额为5.59亿元；其中恒润一期项目财产一切险保险金额为3.01亿元，机器损坏险保险金额为2.87亿元。
目前，基金管理人认为基础设施项目已经投保了足额的财产保险，财产一切险及机器损坏险可覆盖入池资产估值，保额充足、符合商业惯例。
华晨公司、恒润新能源暂未购买公众责任险，但已发起公众责任险内部采购流程。华晨风电项目拟投保金额为10,000,000元人民币，恒润一期项目也为10,000,000元人民币，拟在本基金发行上市前，完成采购，并签署相关保险合同。
基金管理人已在《招募说明书》“第十四部分基础设施项目基本情况”之“三、基础设施项目的合规情况/（五）基础设施项目的投保情况”对保险投保情况进行了披露。
三、关于项目估值
9.关于上网电量。上网电量即售电量，华晨风电项目2021年至2023年上网电量分别为33,281.00万千瓦时、29,684.63万千瓦时及32,215.51万千瓦时，2018年至2020年上网电量逐年下降：2020年上网电量仅25,952.02万千瓦时，恒润一期风电项目2021年至2023年上网电量逐年下降，评估机构根据项目2021至2023年度三年平均实际上网电量均值预测未来年度上网电量。
（1）请管理人补充披露项目所在地风力资源的稳定性、历史运营期内是否存在影响发电量的极端情况，补充说明项目历史上网电量波动的原因；
答复：
风力发电项目发电量主要受风力资源、弃风限电两因素影响。前者主要影响理论发电量，后者主要影响上网电量。两项目运营期风力资源情况、上网电量波动情况如表18、表19所示。
（一）风力资源对发电量的影响
根据项目风电场记录数据 ，华晨风电项目2017年—2024年6月70m高度平均风速在6.14m/s-6.72m/s之间波动，近7年年均风速为6.44m/s；恒润一期风电项目2020年—2024年6月70m高度平均风速在6.31m/s-7.96m/s之间波动，近4年年均风速为7.08m/s。其中，2022年、2023年风资源相对一般，两项目理论发电量属于正常水平；2021年风资源相对较好，两项目理论发电量均相对较高。
（二）弃风限电率对上网电量的影响
华晨风电项目2017年—2020年弃风限电率均在10%以上，对上网电量带来一定影响；2021—2023年期间弃风限电率明显改善，平均弃风限电率约为3.9%，上网电量得到有效保障。恒润一期风电项目2017年以来弃风限电率均处于较低水平；2020年后，弃风限电率进一步下降，各年弃风限电率均在3%以下。同时得益于较好的风资源条件，两项目历史上网电量表现整体相对较为平稳。
表20华晨风电项目风量资源及上网电量波动情况
单位：万kW·h
| 年份 | 2017年 | 2018年 | 2019年 | 2020年 | 2021年 | 2022年 | 2023年 | 2024年1-6月 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 风速（m/s） | 6.72 | 6.6 | 6.28 | 6.14 | 6.69 | 6.14 | 6.5 | 6.53 |
| 理论发电量 | 25,496.06 | 37,063.46 | 34,283.16 | 31,577.32 | 36,378.02 | 32,001.80 | 34,156.85 | 15,338.91 |
| 限电量 | 5,321.72 | 5,948.63 | 6,128.91 | 4,632.72 | 2,015.34 | 732.84 | 1,284.30 | 1,058.24 |
| 限电率 | 20.87% | 16.05% | 17.88% | 14.67% | 5.54% | 2.29% | 3.76% | 6.90% |
| 实际发电量 | 20,174.34 | 31,114.83 | 28,154.25 | 26,944.60 | 34,362.68 | 31,268.96 | 32,872.55 | 14,280.67 |
| 厂用及线损电量 | 1,375.52 | 857.22 | 652.39 | 992.58 | 1,081.68 | 1,584.33 | 657.04 | 699.35 |
| 厂用及线损率 | 6.82% | 2.76% | 2.32% | 3.68% | 3.15% | 5.07% | 2.00% | 4.90% |
| 上网电量 | 18,798.82 | 30,257.61 | 27,501.86 | 25,952.02 | 33,281.00 | 29,684.63 | 32,215.51 | 13,581.32 |
表21恒润一期风电项目风量资源及上网电量波动情况
单位：万kW·h
| 年份 | 2017年 | 2018年 | 2019年 | 2020年 | 2021年 | 2022年 | 2023年 | 2024年1-6月 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 风速（m/s） | 7.2 | 7.4 | 6.8 | 6.31 | 7.96 | 7.00 | 7.04 | 6.45 |
| 理论发电量 | 12,349.59 | 11,611.49 | 10,137.35 | 10,594.96 | 13,207.74 | 13,085.59 | 11,912.58 | 5,225.03 |
| 限电量 | 949.70 | 265.33 | 533.52 | 171.55 | 239.06 | 83.75 | 153.67 | 23.59 |
| 限电率 | 7.69% | 2.29% | 5.26% | 1.62% | 1.81% | 0.64% | 1.29% | 0.45% |
| 实际发电量 | 11,399.89 | 11,346.16 | 9,603.83 | 10,423.40 | 12,968.68 | 13,001.84 | 11,758.91 | 5,201.44 |
| 厂用及线损电量 | 75.50 | 88.70 | 138.56 | 311.00 | 128.38 | 189.71 | 209.15 | 54.78 |
| 厂用及线损率 | 0.66% | 0.78% | 1.44% | 2.98% | 0.99% | 1.46% | 1.78% | 1.05% |
| 上网电量 | 11,324.38 | 11,257.46 | 9,465.27 | 10,112.41 | 12,840.30 | 12,812.13 | 11,549.76 | 5,146.65 |
（三）两项目所在区域风力资源稳定性分析
1、华晨风电项目
根据华晨风电项目的《内蒙古华晨新能源有限责任公司固阳红泥井100MW风电项目可行性研究报告》以及固阳县气象站1984～2013年地面10m高度风速资料，项目所在区域固阳县项目建设前30年历史风速变化总体较为平稳，固阳县地面10m高度平均风速年际变化在1.9～2.5m/s之间；1984～2013年近30年平均风速约2.3m/s，1994～2013近20年平均风速约2.2m/s，2004～2013年近10年平均风速为2.1m/s。1984—2013年历史观测数据（详见图8）显示，固阳县风速年际变化较小，风力资源稳定性较好。
图8固阳县气象站1984—2013年10m高度平均风速年际变化直方图
2、恒润一期风电项目
根据恒润一期风电项目《内蒙古送变电察右中旗风电场49.5MW工程可行性研究报告》以及项目所在区域察右中旗气象站1959～2008年的地面10m高度年平均风速统计数据（如下图8所示），在1989～2008年时间段内地面10m高度年平均风速趋于平稳，表明1989—2008年历史期间察右中旗整体风力资源较为稳定。
图9察右中旗气象站1959—2008年10m高度平均风速年际变化直方图
综上，项目并网发电以来历史运营数据以及项目所在区域气象站年平均风速观测数据显示，两项目所在旗县区域历年风速整体变动平稳，年际风速变化幅度不大。基础设施项目所在地风力资源相对稳定，弃风限电情况逐步改善，且历史运营期未发生影响发电量的极端情况。
基金管理人已在《招募说明书》“第十四部分基础设施项目基本情况”之“一、基础设施项目概况及运营数据/（三）基础设施项目运营数据”对相关情况进行了补充披露。
（2）请管理人和评估机构结合项目历史售电情况、极端天气情况（如有）、区域用电供需及消纳情况、弃风限电率、电力市场化改革推进情况等，说明上网电量预测指标设置合理性，充分揭示风险。
答复：
综合考虑项目历史发电量、极端天气情况、区域消纳情况、弃风限电情况及电力市场化改革情况，在本次评估测算中上网电量按如下原则进行预测设置：
1、两项目历史运营数据显示，入池项目上半年上网电量占全年上网电量的比例较为稳定，预测华晨风电项目2024年下半年上网电量11,806.19万千瓦时；恒润一期风电项目2024年下半年上网电量4,055.79万千瓦时。计算公式为：
2024年下半年上网电量=2024年上半年上网电量/（2020-2023年四年m的平均值）-2024年上半年实际上网电量
注：m为当年上半年上网电量占全年上网电量的比例
2、2025年至经营期末，华晨风电项目、恒润一期风电项目年度上网电量预测分别为30,130.03万千瓦时、11,618.18万千瓦时。计算公式为：
预测期内基准上网电量=（2021-2024年发电量平均值）-（2021-2024年厂用电量及线损电量平均值）
具体上网电量预测指标设置合理性分析如下。
（一）历史发电量虽有波动但整体平稳
根据项目所在区域历史气象站风速观测数据以及运营期内发电量数据，具体详见本答复问题9第（1）小问的相关内容，两个项目均位于第I类风能资源区，整体呈现出风向稳定、连续性强、无破坏性台风和飓风影响等特点。虽然两项目运营期内发电量存在一定的年际变化和波动，但总体呈平稳状态。因此，取近四年（含2024年）上网电量的算术平均值作为评估测算预测期内上网电量基准值具有较好的历史数据支撑以及合理性。
（二）运营以来未发生影响风机正常运行的极端天气
根据公开信息查询及项目并网发电以来运营数据显示，固阳县（华晨风电项目所在地）以及乌兰察布（恒润一期风电项目所在地）未有因高温、低温、暴雪、沙尘、飓风等极端天气影响风机正常运行的相关信息或数据记录。
（三）蒙西电网市场化程度较高
2017年8月，国家发展改革委、国家能源局联合下发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》（发改办能源〔2017〕1453号），确定蒙西为第一批八个现货市场试点地区之一。支持和引导新能源发展是内蒙古自治区电力市场化改革的重要内容。国家发展改革委等部门《关于支持内蒙古绿色低碳高质量发展若干政策措施的通知》（发改环资〔2024〕379号）强调，推动完善内蒙古地区电力市场建设，以市场化方式促进新能源的健康发展和高效消纳。内蒙古自治区能源局《关于做好2024年内蒙古电力多边交易市场中长期交易有关事宜的通知》（内能源电力字〔2024〕55号）规定，电力交易安排中，年度及月度中长期交易，优先开展新能源交易。目前，蒙西地区电力市场化改革进展较为深入，入池项目市场交易电量占总上网电量比例约90%，大幅领先全国平均水平。蒙西电网成熟稳定的电力交易市场建设，为入池项目电量消纳提供了政策以及体制机制保障。
（四）区域用电供需情况
详见问题4第（3）小问答复中“（2）电量消纳所在区域相关情况”之“1）社会用电供给及需求情况”相关内容。
（五）电力消纳及弃风限电情况逐步向好
全国新能源消纳监测预警中心数据显示，2021—2023年及2024年上半年，蒙西地区风电利用率分别为91.1%、92.9%、93.2%及94.0%，呈逐步向好趋势。
一是社会经 济快速发展。经济发展方面，2023年，内蒙古全区生产总值24627亿元，按可比价格计算，比上年增长7.3%。其中，第二产业增加值同比增长8.1%。2024年上半年地区生产总值实际同比增长6.2%，增幅全国第一。其中，第二产业增加值同比增长8.2%。全社会用电量方面，2023年，自治区全社会用电量4823.2亿千瓦时，比上年增长12.4%。2024年上半年全社会用电量完成2561.57亿千瓦时，同比增加265.07亿千瓦时，增长11.54%。较全国增速平均数高出3.44%。同时，项目所在地用电量也呈现快速增长趋势，包头市2024年上半年全社会用电量552.17亿千瓦时，同比增长14.77%；乌兰察布市2024年上半年全社会用电量369.68亿千瓦时，同比增长14.48%。社会经济的快速发展为入池项目就地消纳提供了根本保障。
二是外送通道加快落地。公开资料显示，“十四五”期间，自治区将推动库布其一上海、腾格里一江西、乌兰布和一京津冀、锡林郭勒盟“绿电进京”4条输电通道尽快开工。并推动蒙西一京津冀外送通道尽快投产。“十五五”期间，推动库布其沙漠、乌兰布和沙漠、腾格里沙漠、巴丹吉林沙漠新建2—4条新能源基地外送通道。2025年底前，新能源外送电量每年新增100亿千瓦时左右。“十五五”期间，新增新能源外送电量1000亿千瓦时左右。
三是储能建设快速发展。《内蒙古自治区“十四五”电力发展规划》指出：大力推进电源侧储能发展，新建新能源电站按照不低于15%（2小时）配置储能装置，到2025年，新型储能装机力争达到500万千瓦以上。根据2022年3月2日内蒙古自治区能源局印发的《内蒙古自治区“十四五”可再生能源发展规划》明确积极推进抽水蓄能电站开发建设。2024年5月20日，根据内蒙古自治区能源局印发《内蒙古自治区2024—2025年新型储能发展专项 行动方案》，内蒙古将在2024年建成投产6.5GW/29GWh，2025年建成投产14.5GW/65GWh。
四是火电机组深度调峰能力逐步增强。火电机组灵活性改造以及深度调峰运行能够在新能源出力大时“让路”，出力小时“顶上”，从而在一定程度上消纳新能源波动带来的不利影响，保障电网稳定运行，是促进新能源消纳的重要举措。2023年，内蒙古能源局组织编制了《内蒙古自治区火电灵活性改造消纳新能源实施细则2023年修订版（试行）》，旨在促进煤电与新能源联营，规模化集约化开发新能源，推动燃煤电厂火电灵活性制造改造实施，加快新型电力系统建设，提升新能源消纳能力。截至2024年初，蒙西地区火力发电装机规模约为5153万千瓦。《内蒙古自治区新能源倍增行动实施方案》指出，加快火电灵活性改造进度，发挥火电支撑能力，推动存量火电机组有序实施火电灵活性改造，进一步提升系统灵活性和调节能力，力争“十四五”期间累计完成火电灵活性改造3000万千瓦。
通过对影响发电量的因素进行分析，考虑到风能资源历史期间较为平稳，且内蒙古自治区多措并举，有利于未来蒙西地区新能源消纳情况的进一步改善。故在评估测算中，以2021年—2024年项目发电量平均值作为运营期内未来年度的实际发电量，扣减2021年—2024年厂用电量及线损电量的四年平均值，进而得出未来每年的上网电量且预测期内保持不变，管理人及评估机构认为具有较好的数据支撑及一定的合理性。
（六）风险揭示
未来项目运营期内上网电量仍可能出现包括但不限于蒙西地区电力市场化改 革对项目保障电量、保障电价造成消极影响；或项目所在区域出现极端天气；或区域用电供需因新能源装机规模增加速度超过预期出现供大于求；或区域消纳出现恶化等不利情形，导致项目弃风限电率高于资产评估的预测值，项目上网电量、售电收入等指标不及预期的相关风险发生，进而造成基础设施运营业绩及基础设施基金收益不及预期。
针对上述情况，基金管理人已在本基金《招募说明书》“重要提示”及“第八部分风险揭示”之“三、基础设施项目相关的各项风险因素”之“第十三条基础设施基金现金流预测相关风险”中就相关风险进行了充分的风险披露，具体内容如下：
“本基金现金流预测是基于基础设施项目未来现金流的合理假设，影响基础设施项目未来现金流的因素主要包括基础设施项目的运营情况、外部管理机构的管理能力及宏观经济增长情况等。在基础设施证券投资基金运行期内，若蒙西地区电力市场化改革对项目保障电量、保障电价造成消极影响；或项目所在区域出现极端天气；或区域用电供需因新能源装机规模增加速度超过预期出现供大于求；或区域消纳出现恶化等不利情形，导致项目弃风限电率高于资产评估的预测值，发电量、售电收入等不达预期，或除不可抗力之外的其他因素导致基础设施项目无法正常运营等情况，可能会对本基金现金流产生不利影响。同时，基金可供分配金额测算报告是在相关假设基础上编制的，相关假设存在一定不确定性，本基金的可供分配金额预测值不代表对基金运行期间实际分配金额的保证。因此本基金对基础设施项目未来现金流的预测可能会出现一定程度的偏差，投资人可能面临因现金流预测偏差导致投资收益不及预期的相关风险。”
10.关于电价。上网电价为平均标杆电价以及补贴电价之和：其中平均标杆电价为保量保价电价以及市场交易电价的加权平均数，预测平均标杆电价采取基准日时点平均标杆电价。近三年，华晨风电项目以及恒润一期风电项目的保障电量、保量保价电价，平均标杆电价均逐年下降。请管理人和评估机构结合当地电力市场化交易的竞争情况、项目适用的保障小时数与电价政策、电力市场化改革推进情况等补充说明采用2023年平均标杆电价作为评估期内预测标杆电价的合理性，充分揭示风险，设置风险缓释措施。
答复：
关于当地电力市场化交易的竞争情况分析，详见问题4第（3）小问相关答复内容。自《国家发展和改革委员会关于印发〈可再生能源发电全额保障性收购管理办法〉的通知》（发改能源〔2016〕625号）发布之后，两项目的发电上网电量分为保障电量部分和市场交易电量两部分。而平均标杆电价为保量保价电价以及市场交易电价的加权平均数。因此，平均标杆电价的高低取决于上网电量结构（即保障电量和市场交易电量构成比例）、保量保价电价（保障电价）和市场交易电价三个因素。以下从上述三个 因素补充说明本次评估测算对相关电价参数的调整情况。
（一）上网电量结构
上网电量=保障电量+市场交易电量。近年来，随着保障电量逐步减少，市场交易电量占上网电量比例逐渐增加。至2024年上半年末，华晨风电项目和恒润一期风电项目保障电量占上网电量比例降至9.92%和13.07%，即市场交易电量占上网电量比例增加至90.08%和86.93%。
根据保障电量占比历史数据，结合电力市场化改革的政策导向，管理人及评估机构认为，蒙西地区新能源发电项目保障电量整体将呈现逐年减少的趋势，并在此判断基础上设置评估参数假设。即2024年至2026年两项目保障电量维持300小时不变，2027年—2029年下降为150小时并保持不变，2030年及以后进一步下降为0，即至2030年，上网电量中市场交易电量占比为100%。详见问题4第（1）小问相关答复内容。
（二）保量保价电价（保障电价）
现有政策规定，保障电价=燃煤标杆电价*（1-新能源风险防范补偿系数），其中，新能源风险防范补偿系数，2022年为10%，2023年调整为15%；2024年1月调整为25%；2024年4月，为进一步维护新能源发电价格在平稳区间运行，新能源风险防范补偿系数进一步调整为20%。因此，新能源风险防范补偿系数是政府主管部门调节新能源电价的有效方式，通过对该系数的优化调整，引导新能源发电价格在合理区间运行，稳定新能源市场预期。通过过去几年的改革进程和探索测试，新能源风险防范补偿系数和新能源发电价格已经初步形成一个相对稳定的运行区间，以当前的系数值作为预测基准符合未来的政策导向，具备合理性。详细情况可参见问题4第（1）小问的相关答复内容。
（三）市场交易电价形成机制
详见本答复第4个问题第（3）小问“（一）市场化交易电价确定依据”。
（四）项目历史市场交易电价情况
2021年—2023年、2024年1-6月两项目电量、电价情况详见问题4第（3）小问中关于项目历史市场交易电价情况的相关答复内容。
2021年—2023年，2024年1-3月及4-6月，华晨风电项目交易电价（含税）分别为0.1184元/kW·h、0.1277元/kW·h、0.1312元/kW·h，0.1244元/kW·h及0.1438元/kW·h，市场交易电价除2024年1-3月外呈逐步上升趋势。2021年—2023年，2024年1-3月及4-6月，恒润一期风电项目交易电价（含税）分别为0.1925元/kW·h、0.1498元/kW·h、0.1463元/kW·h、0.1291元/kW·h及0.1505元/kW·h，市场交易电价波动企稳。
（1）2024年2季度，市场交易电价企稳回升
2024年1-3月、4-6月，华晨风电项目市场交易电价分别为0.1244元/kW·h、0.1438元/kW·h，恒润一期风电项目市场交易电价分别为0.1291元/kW·h、0.1505元/kW·h，一季度、二季度的平均市场交易电价出现了明显的差异，二季度电价有了明显上升，甚至高于去年同期水平。主要原因为今年一季度内蒙古能源局对电力市场政策调整后，电价运行区间较2023年进一步下探，导致投产时间较早、初期投资成本较高但享受可再生能源补贴的新能源企业普遍面临较大运营压力。在此背景下，内蒙古能源局于2024年4月对蒙西地区电力市场交易政策进行了修订，并落地实施了绿电交易相关支持性政策。
1）一季度政策对保障电量及风险防范比例进行下调
2023年，根据《关于做好2023年内蒙古电力多边交易市场中长期交易有关事宜的通知》（内工信经运字〔2022〕472号）：“2023年，初步安排常规风电“保量保价”优先发电计划小时数550小时”。根据《关于明确2022年蒙西电力现货市场连续结算试运行有关事宜的复函》，“将新能源风险防范系数由10%调至15%”，因此，2023年风险防范比例为按照85%—115%执行。
根据《内蒙古自治区能源局关于做好2024年内蒙古电力多边交易市场中长期交易有关事宜的通知》（内能源电力字〔2024〕55号）：“自2024年起，初步安排常规风电“保量保价”优先发电电量53亿千瓦时（折算利用小时数300小时）”“月度中长期合约实际持有比例达到月度发电量90%的新能源场站参与现货市场时风险防范比例按75%至120%执行”。
根据公式保障电价=燃煤标杆电价*（1-新能 源风险防范补偿系数）=燃煤标杆电价*风险防范比例，各月电价相对较高的保量保价发电收入因“保量保价”优先发电量的下降而下降，且市场交易电量部分所执行的风险防范补偿比例由85%下降至75%，导致一季度两项目的平均标杆电价出现了明显下降。
2）二季度对绿电交易、市场交易机制进行优化调整，电价明显回升至去年水平
电力市场交易在第一季度的运行之后，下行的电价给企业带来较大的经营压力。蒙西地区适时落地绿色电力交易相关支持性政策，并对本年度电力市场交易规则进行修订，具体如下：
2024年3月起，内蒙古电力多边交易市场首次启动绿色电力交易，根据《内蒙古电力多边交易市场绿色电力交易实施细则（试行）》，将绿电交易纳入中长期电力交易范畴。根据《细则》第五章第二十二条：“暂定绿电交易环境价值不得低于1元/兆瓦时，不得高于31.5元/兆瓦时，后期根据市场运行情况适时调整。”根据企业提供的《电费结算单》，绿电交易平均单价大约为28元/兆瓦时，提高了企业发电收入。
同时，蒙西电力市场交易机制也进行了优化调整。2024年4月2日，根据内蒙古自治区能源局发布《内蒙古自治区能源局关于调整优化2024年蒙西电力市场交易机制的通知》“九、分类执行新能源风险防范机制按照享受可再生能源补贴新能源项目和不享受可再生能源补贴新能源项目进行分类：享受可再生能源补贴项目风险防范比例按照80%至115%，执行不享受可再生能源补贴新能源项目风险防范比例按照70%至125%执行。后期视市场运行情况可再次调整。”
入池项目均为享受可再生能源补贴项目，故该文件将风险防范比例调整为按“80%至115%”执行。2024年起，虽然“保量保价”优先发电量的下降影响了项目发 电收入中价格较高的“保量保价”优先发电收入，但绿电交易的加入、市场交易机制的优化调整，又重新对项目电价施加了明显的正向影响。上述两个政策落地后，今年二季度华晨风电项目、恒润一期风电项目的市场交易电价较今年一季度呈现明显企稳回升态势，且已高于2023年两项目同期的市场交易电价。
（五）未来电价走势
根据历史走势信息，项目交易电价已企稳进入上行区间；此外，国家层面也在大力推动绿色电力环境价值的加速落地。
（1）政策支持，绿色环境价值逐步凸显
绿色电力的实际价值，由电能量价值与绿色环境价值两部分组成。在电力市场化改革持续推进的进程中，电能量价值大概率将因体现时空价值、合理反映新能源成本而降低；但其绿色环境价值属性的绿色电力、绿证、碳交易等价值逐步提升。
在能耗双控逐步转向碳排放双控的背景下，绿电、绿证和碳排放收益机制与电力市场的衔接正在加速落地。内蒙古2024年首次给予绿电不高于31.5元/兆瓦时的环境价值，考虑近期强制高耗能企业使用可再生能源电力的机制密集出台，后续绿色电力相关价值有望进一步提高，对本项目未来的电价，将起到明显提振作用。近期出台的部分节能降碳及绿色电力支持的相关 政策文件整理如下：
表22近期出台的部分节能降碳及绿色电力支持政策
| 日期 | 文件 | 内容 |
|---|---|---|
| 2023年7月11日 | 《关于建设更高水平开放型经济新体制促进构建新发展格局的意见》《关于推动能耗双控逐步转向碳排放双控的意见》 | 从能耗双控逐步转向碳排放双控，要坚持先立后破，完善能耗双控制度，优化完善调控方式，加强碳排放双控基础能力建设，健全碳排放双控各项配套制度，为建立和实施碳排放双控制度积极创造条件。 |
| 2023年8月3日 | 《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》 | 绿证核发范围新增海上风电、分布式光伏、市场化水电等，实现可再生能源全覆盖。1个绿证对应1000千瓦时可再生能源电量。研究推进绿证与全国碳排放权交易机制、CCER交易机制衔接协调；加强绿证核发、计量、交易等国际标准研究制定。 |
| 2023年9月1日 | 国家能源局《关于政协第十四届全国委员会第一次会议第01806号（工交邮电类256号）提案答复的函》 | 国家能源局会同有关部门持续深化电力市场建设，通过竞争形成体现时空价值的市场价格，合理反映新能源成本，加快构建适应新能源和分布式发电、微电网、储能等新兴主体参与的电力市场机制，推动分布式发电市场化交易。下一步，国家能源局将会同有关部门继续推动相关政策落地，完善市场体系，做好绿色电力交易与碳交易、碳排放权交易的有效衔接。 |
| 2024年2月2日 | 《关于加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接大力促进非化石能源消费》 | 突出重点控制化石能源消费导向，非化石能源不纳入能源消耗总量和强度调控。要求完 善绿证与碳核算和碳市场管理衔接机制，明确绿证与节能降碳政策衔接的具体路径，通过“物理电量+跨省绿证交易”的方式，实现了绿证对应可再生能源消费量统计核算的全覆盖。同时，推动绿证纳入地方、行业企业、公共机构、重点产品碳排放核算的制度规则，推动研究核算不同应用场景中扣除绿证的修正电网排放因子，加快研究绿证与全国碳排放权交易机制、温室气体自愿减排机制的功能边界和衔接机制。 |
| 2024年3月5日 | 《2024年政府工作报告》 | 提出单位GDP能耗下降2.5%的具体目标。政策大方向坚持双碳目标与能源安全趋势不变，要求深入推进能源革命，控制化石能源消费，加快建设新型能源体系。新能源方面，强调大型风电光伏基地和外送通道建设，兼顾分布式能源开发利用、发展新型储能。同时，注重绿色收益认可。 |
| 2024年3月18日 | 《2024年能源工作指导意见》 | 提出坚持积极有力推进能源绿色低碳转型（2023年为“积极稳妥”），要求提高区域协同保障能力，科学优化新能源利用率目标，印发2024年可再生能源电力消纳责任权重并落实到重点行业企业，以消纳责任权重为底线，以合理利用率为上限，推动风电光伏高质量发展。 |
| 2024年5月28日 | 《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》 | 优化省间电力交易机制，根据合同约定，允许送电方在受端省份电价较低时段，通过采购受端省份新能源电量完成送电计划。加快电力现货市场建设，进一步推动新能源参与电力市场。打破省间壁垒，不得限制跨省新能源交易。探索分布式新能源通过聚合代理等方式有序公平参与市场交易。建立健全区域电力市场，优化区域内省间错峰互济空间和资源共享能力。要求加快配套电网建设、提升系统调节能力、发挥市场化配置作用、优化消纳目标与监测统计工作。 |
| 2024年7月18日 | 《中共中央关于进一步全面深化改革、推进中国式现代化的决定》 | 构建全国统一电力市场，优化油气管网运行调度机制，推进能源等领域价格改革，优化居民电价、气价制度，推进能源等行业自然垄断环节独立运营和竞争性环节市场化改革，健全监管体制机制。绿色低碳发展机制方面，全会强调要健全绿色低碳发展机制，加速规划建设新型能源体系，完善新能源消纳和调控政策措施，建立能耗双控向碳排放双控全面转型新机制，积极稳妥推进碳达峰碳中和。 |
| 2024年7月24日 | 《电力中长期交易基本规则——绿色电力交易专章》 | 对绿色电力交易的定义和绿电交易机制进行明确。按照“省内为主、跨省区为辅”的原则，推动绿色电力交易有序开展，满足电力用户绿色电力购买需求。绿色电力交易中，电能量价格与绿证价格应分别明确。 |
| 2024年7月31日 | 《中共中央国务院关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》 | 完善绿色转型价格政策。深化电力价格改革，完善鼓励灵活性电源参与系统调节的价格机制，实行煤电容量电价机制，研究建立健全新型储能价格形成机制，健全阶梯电价制度和分时电价政策，完善高耗能行业阶梯电价制度。 |
| 2024年8月2日 | 《关于2024年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》 | 2024年，总量、非水消纳责任权重分别在20%～70%、8%～30%，要求权重落实到承担消纳责任的主体，各省完成情况以实际消纳的物理量核算，当年未完成的转移至次年。冀北/蒙西/青海/甘肃等要切实采取措施提升消纳能力； 电解铝绿电消费比例在21%～70%，完成情况以绿证核算，2024年只监测不考核。 |
| 2024年8月27日 | 《内蒙古自治区出台绿电消费自愿认定管理暂行办法》 | 一是为建立绿色电力消费认证机制提供实践基础。自愿认定工作既发挥了政府引导职能，也调动了用能主体积极性，合力探索绿电消费认定，可为绿电消费认证机制建设提供宝贵的试点经验。二是《办法》的实施可拓展绿证应用场景，引导绿电绿证规范管理。 |
上述绿电交易、绿证交易及CCER等利好政策密集出台，入池项目未来绿色环境价值将进一步凸显，并在项目收入结构中合理兑现。
（2）绿色电力交易价值具有长期性、稳定性及可持续性。相关内容详见问题4第（3）小问“2、绿色电力交易部分”相关答复内容。
综上，基金管理人和评估机构认为，结合2024年一、二季度的价格走势，两项目的市场交易电价已呈企稳回升趋势。考虑近期落地较为频繁的绿色电力利好促进政策，未来绿色电力价值大概率将持续提升，本项目的市场交易电价运行区间有望进一步 上行。
在本次评估测算中，一是市场交易电价；预测期内市场交易电价以两项目2024年4-6月平均市场交易电价为预测基准，充分、审慎考虑电力市场化改革对入池风电项目平均标杆电价的影响趋势；在目前上行趋势形成的基础上，假设存续期两风电项目其市场交易电价一直不变。二是上网电量结构，充分、审慎考虑电力市场化改革对入池风电项目保障电量及市场交易电量的变化趋势，即2024年至2026年两项目保障电量维持300小时不变，2027年—2029年下降为150小时并维持不变，2030年及以后进一步下降为0，即2030年上网电量全部为市场交易电量；三是保障电价，根据蒙西地区电力交易相关政策，2024年二季度入池两项目的保障电价较当地燃煤标杆电价已下浮20%，仅为0.2263元/度，预测期内以此为基准并保持不变。因此，管理人及评估机构认为本次评估测算中调整后的相关电价参数假设具备较强的支撑以及一定的合理性。
（六）电价相关风险揭示与风险缓释措施
（1）风险揭示
管理人已在招募说明书“重要提示”及“第八部分风险揭示”之“三、与基础设施项目相关的风险”之“（十）蒙西电网电力市场化交易导致标的项目上网电价波动风险”中进行了相关披露。具体内容如下：
“我国近年来不断推进 电力市场化交易深化改革，电力市场交易的政策、规则的不断调整可能导致基础设施项目参与市场化交易的电量产生变动。此外，我国宏观经济环境的变动、区域内相关竞争项目可能影响基础设施项目所在地区的电力供需形势，进而导致基础设施项目参与市场化交易的电价发生波动。因此，基础设施项目参与电力市场化交易的电量和电价存在波动风险，可能导致项目公司发电收入存在不确定性。运营管理机构负责基础设施项目参与电力市场化交易的现场工作，其运营管理水平将对基础设施项目参与市场化交易的电价水平产生影响。随着内蒙古自治区新能源项目投资建设对区域新能源消纳的影响以及蒙西电力市场改革不断深入，蒙西地区电力交易市场价格可能面临进一步调整，未来拟投资基础设施项目上网电价存在波动风险。”
（2）缓释措施
针对未来电价可能的市场化调整或政策变动，一方面，基金管理人将积极履行主动运营管理职责，依托发起人蒙能集团在新能源领域的专业电力营销体系与能源服务体系，联合外部管理机构持续加强电力交易政策规则研究，密切跟踪掌握政策调整情况，强化新能源电力交易研讨培训，积极探索现行交易模式下报价策略优化路径，提升主动电力交易能力，进一步挖掘蒙能集团火电新能源联营优势，提高入池资产盈利能力。另一方面，在运营管理安排上，通过设置合理的奖惩措施，以项目公司预测期年度内实际净收入（息税折旧摊销前利润）与目标净收入的差值作为激励管理费（正值为奖励，负值为惩罚扣减），激励外部管理机 构在电力交易等运营管理工作中主动作为、勤勉尽责。以上措施在一定程度上可以有效缓释上网电价波动的相关风险。
11.关于成本。华晨风电项目设备年限成新率为66.5%，风电机组质保于2023年到期，原始权益人电力设计院与整机厂商明阳智能于2024年2月签署补充协议，延长服务期限，恒润一期风电项目设备年限成新率为37.92%，风电机组质保于2017年到期；电站拟采取委托统一运维的方式进行运营，预测委托运行维护费每3年上升5%，预测期内不考虑资本性支出。
（1）请管理人补充披露原始权益人电力设计院与整机厂商明阳智能于2024年2月签署补充协议的主要内容及对项目运营的影响
答复：
（一）补充协议的主要内容
根据内蒙古电力勘测设计院有限责任公司（甲方）与明阳智慧能源集团股份公司2024年2月签订的《〈内蒙古华晨新能源有限责任公司固阳红泥井100MW风电项目风力发电机组设备采购合同〉补充协议》约定：
内蒙古固阳华晨红泥井 风电场项目100MW工程（以下简称“固阳华晨红泥井风电场”）共装机50台MY2.0MW风力发电机组（以下简称“风机”），于2018年10月31日完成预验收进入5年质保期，2023年10月31日质保期满。
一：出质保服务内容
本协议生效之日起，乙方应向甲方提供如下服务内容。
1、关于质保期内主齿轮箱故障率高的问题
双方达成：双方按照合同11.12条约定：“在质量保证期内，本合同项下相同厂家及同一型号的主要部件叶片、轮毂、变桨轴承发电机、齿轮箱、主轴、主轴承、偏航轴承（含齿圈）、底座、累计出现20%及以上的损坏或失效（含已修复的），则在该主要部件最后一次更换或维修完成之日起重新计算该主要部件的5年质量保证期”。即双方达成一致意见：该合同下全部风机齿轮箱本体质保期顺延至2028年10月24日。乙方需在现场储备一台齿轮箱，在延保期间发生齿轮箱故障时，乙方及时安排更换。同时由甲方在原质保金中继续预留450万元质保金作为延保齿轮箱的质保金。
2、针对齿轮箱问题导致的发电量损失及合同不达标相关事宜
双方达成：由乙方负责在2024年6月30日前完成50台机组桨叶互锁技改（87.5万元）、50台机组应急偏航技改（112.5万元）、50台机组滑环精维护（62.5万元）、25台机组高电压穿越技改（250万元）服务，乙方不再承担其他相关损失，同时甲方预留512.5万元质保金，待技改完成后支付。乙方承诺甲方另行采购的剩余25台机组高电压穿越技改服务不高于250万元。
二、最终验收证书签订及质保金支付事宜
1、依据双方合同9.5条：“全部风电机组的责任期满后，且已满足所有技术规范要求，买方签署最终验收的全部文件”。双方秉承长期合作的基础，达成于2023年10月31日签订固阳红泥井项目50台机组最终验收证书。
2、基于达成如上共识，甲方于2024年04月30日前支付乙方质保金1384.25万元。
3、质保金512.5万元按本协议第一.2条约定的现场技改工作完成后支付。
4、450万元齿轮箱质保金待齿轮箱本体质保期延顺至2028年10月24日结束后进行支付。
根据上述合同约定内容，自2023年11月起，华晨风电项目除风机齿轮箱外，其他主要部件均已出质保期，50台风机齿轮箱本体质保期顺延至2028年10月24日；明阳智能还负责对风机的机组桨叶互锁、应急偏航、滑环等进行技改，相关技改服务于2024年6月30日之前完成。
（二）补充协议对项目运营的影响
管理人认为，以上《补充协议》的签订，风机齿轮箱质保期的延长可使得项目公司继续享有风机厂商明阳智能对齿轮箱设备的质保维护工作，其中补充协议明确约定：全部风机齿轮箱本体质保期顺延至2028年10月24日，并在华晨风电项目现场储备一台齿轮箱，在延保期间发生齿轮箱故障时，华晨公司可及时安排更换。以上权责的约定能够有效减少华晨风电项目机电设备出质保期后因设备故障或其他原因导致的额外费用支出；其他设备的技术改造对于提升风机发电效率、延长使用寿命、保障运行安全均有着积极影响，能够更好地保障未来华晨风电项目的长期安全生产运营。
基金管理人已在《招募说明书》“第十四部分基础设施项目基本情况”之“一、基础设施项目概况及运营数据”之“（四）设备情况”对相关情况进行了披露。
（2）请管理人补充披露项目委托运维的具体安排，包括但不限于运维服务提供商资质、相关委托运维合同签署情况、运行维护费用确定依据等；
答复：
（一）相关运维合同签署情况
本基金发行后，管理 人拟委托蒙能集团作为运营管理统筹机构，委托恒润新能源作为运营管理实施机构，其中恒润新能源对华晨风电项目及恒润一期风电项目进行统一运维管理。2024年6月，基金管理人工银瑞信、计划管理人工银瑞投、拟聘任外部管理机构（蒙能集团、恒润新能源）以及项目公司（华晨公司、恒泽公司）共同签署了《工银瑞信蒙能清洁能源封闭式基础设施证券投资基金运营管理服务协议》，详细约定了项目运营期内相关各方的权责利安排。在此基础上，2024年10月，上述各方又共同签署了《工银瑞信蒙能清洁能源封闭式基础设施证券投资基金运营管理服务补充协议》，对上述运营管理服务协议中运营服务报酬部分进行了调整和补充。
运营管理机构向本基金提供运营管理服务，由运营管理实施机构恒润新能源按照《运营管理服务协议》及相关补充协议的约定收取运营管理服务报酬，具体详见招募说明书“第十八部分四、运营管理安排/（三）外部管理机构的管理职责”及“（四）外部管理费”。
（二）运维服务相关资质
运营管理统筹机构蒙能集团具有丰富的风力发电、光伏发电等新能源项目的运营管理经验，为内蒙古自治区重要的能源投资及运营管理企业。截至2024年6月末，蒙能集团参与运营管理新能源项目超40个，合计装机规模超655万千瓦，其中风力发电项目装机规模合计约610万千瓦，光伏45万千瓦。
运营管理实施机构恒润新能源成立于2010年12月9日，注册资金2.16亿元。已投资建成并自主运营容量为198.5MW的风力发电场和四子王旗电供热项目（供热项目为四期风机配套项目）。主营风电的生产和销售，风电系统的运行、维护和检修，风电技术咨询，热力生产和供热服务等。
恒润新能源是较早的专业化新能源运营商。自设立以来，在风电运营管理领域积累了丰富的运营管理经验，在风电机组检测维修、安全运营、系统优化及效率提升等方面积累了扎实的基础，培养了一支能力过硬、专业素养较高的人才队伍并具备对外输出电厂运营管理能力，承担部分乌兰察布市其他清洁能源项目的运营管理，为客户提供高质量的运营管理服务。
恒润新能源职工总人数33人。恒润新能源自聘职工中有研究生学历1人，本科员工27人，专科学历5人；职称方面，副高级职称1人；中级职称9人，初级职称23人。恒润新能源职工在风电场运维服务上具有下述相关资质：特种作业操作证、登高作业证、高压电工作业证、低压电工作业证。
恒润新能源在具备如下专业优势：
（1）安全运营能力强。截至2024年7月31日，恒润新能源所运营风电场安全稳定运行超4700天。
（2）风机检修业务能力强。出质保后由恒润风场运检人员自行检修维护，风机可利用率96%以上，在同级风场里处于较高水平。
（3）备品备件消耗量小。随着运行时间增加，风机故障率逐年增高，为了提高备品备件利用率，恒润风电场通过不断地进行坏件维修降低成本，备品备件消耗量远低于同级风场。
（4）专业技术及应用能力扎实。恒润新能源专业团队除了日常运营维护之外，也注重技术、应用等方面的专业经验积累及提升，近年来也获取了一定工艺技术上的成果及相关奖励。
恒润新能源自2011年以来一直负责自主运营恒润一期、二期、三期及四期风电项目，在风电资 产运营管理领域积累了丰富的运营管理经验。未来本基金上市发行后，恒润新能源拟对本基金并表管理，将在现有的运营管理团队的基础上进一步扩编，受管理人委托作为运营管理实施机构对华晨风电项目及恒润一期风电项目统一运营管理，保障入池项目健康平稳运营。
综上，经管理人核查，外部管理统筹机构内蒙古能源集团有限公司、外部管理实施机构恒润新能源治理及财务状况良好，具备丰富的基础设施项目运营管理经验，内蒙古能源集团有限公司及恒润新能源具备《基础设施基金指引》第四十条第一款及《深交所审核指引（试行）》第九条规定的担任基础设施基金目标基础设施项目的运营管理机构的资质及权限。
（三）运行维护费用确定依据
本基金未来存续期内华晨公司及恒泽公司的运营成本包括基础管理费和项目公司其他运营成本。其中，基础管理费由外部管理机构收取，对应运营成本的确定依据主要为入池项目历史年度相关费用发生情况、蒙能集团2024年度预算以及项目公司2024年上半年运营成本实际发生情况。
1、评估基准值的确定
（1）华晨风电项目
2021年-2022年上半年，劳务费用、材料费、维修费、低值易耗品摊销等费用均有发生。自2022年下半年起，根据内蒙古华晨新能源有限责任 公司（甲方）与内蒙古智慧运维新能源有限公司（乙方）于2022年6月签订的《内蒙古华晨新能源有限责任公司运维委托服务合同》约定，内蒙古智慧运维新能源有限公司自2022年6月起负责华晨旧中公风电场的运行管理工作；华晨公司不再负责风电场的现场运营工作，劳务费用、材料费、维修费、低值易耗品摊销等并入现场运维费中不再单独列支。2022年仅下半年有现场运维费用发生；2023年因风机开始出保，所以金额在2022年的基础上有所增加。2024年下半年现场运维费以338.67万元进行预测。
材料费、维修费：2021年-2022年上半年，因华晨项目风机处于质保期内，材料费、维修费的支出金额较低，2022年下半年起材料费、维修费并入现场运维费中不再单独列支。考虑到华晨风电项目除风机齿轮箱外的其他主设备已于2023年底出质保期，2024年上半年，风机厂商明阳智能对风机机组进行技改，并继续提供风机修理服务，该项服务已于2024年6月30日结束。质保服务结束后材料费、维修费将由项目公司自行承担，故根据2024年全年预算的材料费80.00万元、维修费96.92万元，计算下半年出质保期后增加的材料费支出40.00万元、修理费48.46万元，即取两科目全年预算金额的半数。
燃料及电力购入费历史年度为波动上升趋势，变动幅度较大，2024年下半年预测以全年预算26.55万元为基础。
保险费：保险费的预测结合项目公司历史年度保险情况及合规性需求，电站应投保的保险包括风电运营期一切险、机器损坏险、公众责任险等相应险种，预计2024年保险合同金额为33.02万元/年（不含税）。
线路租赁费：根据华晨公司（乙方）与内蒙古华电红泥井风力发电有限公司（甲方）、内蒙古电力勘测设计院有限责任公司（丙方）签订的《内蒙古华 晨新能源有限责任公司华晨旧公中100MW风电项目接入华电固阳红泥井220kW升压站合作协议》，华晨公司向甲方支付租赁费用，历史年度发生额较为稳定，预测期以283.19万元/年为基础进行预测。
安全生产费：2023年起，根据《企业安全生产费用提取和使用管理办法》要求，以上一年营业收入金额为基础采取超额累退方式确定本年度应计提金额。2024年全年安全生产费为166.76万元。
另外，针对可能发生的技术迭代或技术改造等运维事项提前预留维护性资本性支出费用，自2024年起按50万元/年进行预测。
2025年起根据项目公司2024年预算为基础进行预测。另外，除线路租赁费、安全生产费、维护性资本性支出外，其他的项目运营成本按照每年2%的增长幅度计算运营成本的增长。
（2）恒润一期风电项目
自投产以来，恒润一期风电项目一直由内蒙古恒润新能源有限责任公司管理运营。2021年—2024年6月，恒润一期运营成本分别为291.38万元（不包括因出质保期导致的额外费用817.42万元）、451.52万元、529.75万元、269.60万元。其中2021年因当年风机出质保，需对风机进行额外的消缺及技改，发生相关的支出817.42万元，导致当年成本增加较多；2022年，风机出质保后，质保期内由风机厂商负责的零配件更换、设备维修等费用需项目公司自行承担，导致材料费、维修费增加较多，加上当年新增风机变频器的委托运行维护项目，2022年成本有较大增加；2023年成本略高于2022年，主要是自2023年起适用新的安全生产费用提取办法导致安全生产费计提标准提升。本基金发行后，恒润一期风电项目将由内蒙古恒润新能源有限责任公司按原模式进行委托运营，故未来预测期的委托运营费参考历史年度及2024年上半年实际发生情况、参考2024年企业 预算值进行计算。
燃料及电力购入费：燃料及电力购入费近三年发生额基本保持稳定，2024年参考企业预算10.62万元进行预测。
生产人员工资：生产人员工资近三年发生额基本保持稳定，2024年参考企业预算96.94万元进行预测。
材料费、修理费：2021年风机机组出质保后，2022年材料费及修理费支出增加，2023年略有增长，2024年参考企业预算61.84万元进行预测。
低值易耗品摊销：低值易耗品支出2021年-2022年支出金额较低，2023年未发生，2024年参考企业预算0.18万元进行预测。
风机变频器维护费：风机变频器维护费根据目前执行的《变频器维护合同》合同金额进行预测，2024年预计维护费金额31.56万元。
其他运营费用：历史年度其他运营费主要包括办公费、车辆使用费、租赁费、中介费、差旅费、外部劳务费等日常运营费用；检验检测费、研究开发费、气象服务费等专项费用。预测时将其他运营费和专项费用分别进行预测。
其他运营费因上半年风场设备维护需要发生部分外部劳务费用，其他运营费增加较多，下半年设备维护结束后该部分费用不再发生，2024年参考企业预算143.39万元进行预测，因上半年风场设备维护需要发生部分外部劳务费用，其他运营费增加较多，下半年设备维护结束后该部分费用不再发生，下半年预计其他运营费金额36.07万元。
检验检测费、研究开发费、气象服务费等专项费用，2024年参考企业预算96.58万元进行预测。
管理费：外部管理机构管理费历史年度为管理费用，主要为管理人员工资、办公费、差旅费等费用支出，2021年—2023年波动增长，考虑项目发行后转换为用于外部管理机构的成本支出，因此参考2024年管理费用预算金额125.76万元进行预测。
保险费：保险费的预测结合项目公司历史年度保险情况及合规性需求，电站应投保的保险包括风电运营期一切险、机器损坏险、公众责任险等相应险种，预计2024年保险合同金额为28.30万元/年。
安全生产费：2023年起，根据《企业安全生产费用提取和使用管理办法》要求，以上一年营业收入金额为基础采取超额累退方式确定本年度应计提金额。2024年全年安全生产费为75.65万元。
另外，针对不可预见的运维事项提前预留相关费用，自2024年起按50万元/年进行预测。
2025年起根据项目公司2024年预算为基础进行预测。另外，除安全生产费、维护性资本性支出外，其他的项目运营成本按照每年2%的增长幅度计算运营成本的增长。
2、相关增长率的设定
按照《运营管理服务协议》及相关补充协议的约定，委托运维的相关费用可分为基础管理费及激励管理费（或有）两部分。其中：关于基础管理费，主要包括劳务费用、材料费、修理费、低值易耗品、燃料及电力购入费、其他运营费用、外部劳务费、现场运维费及管理费等。在风电场正常运行期内，设备日常维护检修等相关费用可能随着设备运行年限而增加的情况。基于谨慎考虑，在评估测算中按照每年2%的增长幅度计算预测期项目公司各项运营成本的增长。对比2021年—2023年内蒙古自治区CPI，为0.90%、1.80%、0.60%，均值为1.10%，管理人认为在评估测算中基础管理费每年2%的增长幅度较为审慎且充分。
基金管理人已在《招募说明书》“第十八部分基础设施项目运营管理安排”之“一、外部管理统筹机构情况”“二、外部管理实施机构：恒润新能源”“四、运营管理安排”对相关情况进行了披露。
（3）请管理人和评估机构结合项目质保安排、历史运维安排运维成本、大修支出和设备成新率等情况，补充说明委托运行维护费预测指标设置及不考虑资本性支出安排的合理性，充分揭示风险，设置风险缓释措施；
答复：
根据目前基础设施项目历史运营成本数据及设备成新率情况，在本次评估测算中，两项目公司运营成本每年分别增加了维护性资本性支出50万元，直到各项目运营期结束。
（一）维护费用相关安排及增加维护性资本性支出的说明
1、行业规程对陆上风电项目资本性支出未作明确要求
陆上风电机组的运维工作主要执行依据为中华人民共和国电力行业标准《DL/T797-2012风力发电厂检修规程》，该规程第六条检修基本管理指出：“6.4检修费用管理明确，风力发电场检修应实行预算管理、成本控制。风力发电场检修预算项目主要包括：风电机组日常检修和定期维护项目、大型部件检修项目、输变电设备维护和试验项目等”。因此，该《检修规程》对风电项目检修费用的安排，重点是对检修项目的全面覆盖，而对于是否设置大修资本性支出预算并无相关规定。同时，在检修周期方面，《检修规程》对于故障检修、定期维护、状态检修等方面进行了规定，对于大修项目、大修周期等事项并未进行明确要求，主要强调风电机组要“达到质量目标，保证机组安全、稳定、经济运行”。
2、评估测算中材料修理费预测合理审慎
综合考虑行业规程、企业制度、质保期限及历史情况，并参照《内蒙古能源集团有限公司新能源事业部可控生产费用定额标准》（内蒙古能源〔2022〕1137号），评估机构对项目公司对未来运营期内相关材料费、修理费进行了合理的预测与安排。
（1）材料费、修理费相关安排
1）华晨风电项目
表23华晨风电项目历史及预测期材料费、修理费
单位：万元
| 项目/年份 | 2021年 | 2022年 | 2023年 | 2024年（预测） | 2025年（预测） |
|---|---|---|---|---|---|
| 材料费 | 2.87 | 3.39 | 4.34 | 40.00 | 81.60 |
| 修理费 | 1.29 | 3.51 | / | 48.46 | 98.86 |
华晨风电项目2023年之前风机未出质保期，历史年度的材料费、修理费发生情况相对稳定，且支出金额较低。自2022年下半年起，华晨公司不再负责电站现场的运行、维护工作，电站运维统一交由内蒙古智慧运维新能源有限公司负责进行，部分材料费、修理费列入当年的现场运维费中。
未来预测期，考虑到华晨风电项目已于2023年底出质保且自2024年下半年起，厂家不再提供现场服务，因此，预测期内，质保期内由风机厂商负责的零配件更换、设备维修等费用将由运营管理机构及项目公司自行承担，相应的材料费、修理费将出现增加。因此根据蒙能集团对华晨公司批复的2024年年度预算（自2024年下半年开始由项目公司承担材料费、修理费相关成本）进行预测，预计材料支出为40万元/半年（不含税），修理费支出48.46万元/年（不含税）；并依据2024年下半年的运营成本预测数对2025年年度进行预测即对应数额*2*（1+2%），预计材料费支出为81.6万元/年（不含税），修理费支出98.6万元/年（不含税）。
2）恒润一期风电项目
表24恒润一期风电项目历史及预测期材料费、修理费
单位：万元
| 项目/年份 | 2021年 | 2022年 | 2023年 | 2024年（预测值） | 2025年（预测值） |
|---|---|---|---|---|---|
| 材料费 | 1.35 | 37.62 | 24.85 | 61.84 | 63.08 |
| 修理费 | 2.50 | 19.41 | 34.53 |
自投产以来，恒润一期风电项目一直由内蒙古恒润新能源有限责任公司管理运营。恒润一期项目于2022年正式出质保，风机出质保后，质保期内由风机厂商负责的零配件更换、设备维修等费用需项目公司自行承担，导致材料费、维修费出现较大增长。未来预测期内，参考企业历史年度材料费、修理费实际支出情况、2024年年度预算进行预测。预测期材料费、修理费支出为61.8万元/年（不含税）。在风电场正常运行期内，设备日常维护检修等相关费用可能随着设备运行年限而增加的情况。基于谨慎考虑，按照每年2%的增长幅度计算预测期材料费、修理费的增长。
同时，对比已发行的同类陆上风电基础设施REITs项目和同类型上市公司并购相关案例，入池资产预测期内2024年度的单位运营成本处于合理水平，详见本答复第16问相关答复。
3、预测运营成本中合理增加维护性资本性支出
管理人与评估机构认为，未来风力发电行业存在技术更新迭代的可能，基础设施项目现有设备面临升级换代的可能性。随着新型电力系统的不断完善，电网公司会不定期地提出新的技术要求与措施，基础设施项目为满足电网提出的新要求与措施，需要进行技术改造工作。出于审慎考虑，为进一步缓释可能发生资本性支出的风险，充分应对未来设备更新换代、技术更新升级改造等支出可能对项目现金流量产生的影响，在评估测算中各项目公司运营成本每年分别增加了维护性资本性支出50万元，直到各项目运营期满。
（二）风险揭示及缓释措施
虽然在评估中充分考虑行业规程要求、企业制度规定、产品质保期限及历史费用情况，并对修理费、材料费等支出进行了调增，但依然存在由于极端恶劣天气、自然灾害、技术迭代或其他不可预见事件影响风电机组正常运行，进而出现维护性资本性支出、材料修理费用等预留不足的风险。
管理人已在《招募说明书》“重要提示”及“第八部分风险揭示”之“三、与基础设施项目相关的风险”之“（十九）基础设施项目未来大修的风险”中进行了充分披露。具体内容如下：
“陆上风电机组需要进行日常监测、维护、检修等，未来存在由于极端恶劣天气、自然灾害、技术迭代或其他不可预见事件导致大部件损坏或风电机组呈现较大故障等情形，进而风电机组设备需进行非周期性大修或维护性资本性支出不足的风险。如因上述 原因导致基础设施项目无法正常运营，或评估测算中维护性资本性支出以及相关修理费用预留不足等，可能对基础设施项目的经营业绩预期产生重大不利影响，进而导致对投资者预期收益产生不利影响。”
风险缓释措施：一是要求外部运营管理机构按照相关行业规定、协议约定及公司制度按照月度、季度及年度预算，严格执行资金使用计划，尽量避免预算外支出，扎实做好项目公司财务管理；二是基金管理人及外部管理机构勤勉尽责、安全高效做好资产现场运营管理工作；采用风机预防性维修策略确保外部管理机构提高检修效率、缩短停机检修时间，高效达到质量目标，提高风机可利用率；三是规范做好零配件、备品备件等库房管理及物资管理，尽可能减少不必要的损耗浪费。以上措施在一定程度上可缓释预测期内基础设施项目可能发生维修相关费用及维护性资本性支出预留不足的风险。
12.关于折现率。请管理人和评估机构结合可比基础设施REITs项目和同类型资产上市公司收购案例等充分论证折现率指标选取的合理性，做好风险提示，
答复：
华晨风电项目、恒润一期风电项目折现率计算过程如下：
先计算出税后折现率，根据上述计算得到资产组WACCBT=WACC/（1-T），各项计算参数如下所示：
表25华晨风电项目折现率计算相关参数
| 项目 | 所得税税率-15% 2024年—2030年 | 所得税税率-25% 2031年－经营期末 |
|---|---|---|
| 长期付息债务利率 | 3.95% | 3.95% |
| 所得税 | 15.00% | 25.00% |
| 权益价值比例We=E/(D+E) | 56.58% | 56.58% |
| 付息债务价值比例Wd=D/(D+E) | 43.42% | 43.42% |
| WACC折现率R=Re×We+Rd×(1-T)×Wd | 7.00% | 6.80% |
| 税前折现率 | 8.24% | 9.07% |
表26恒润一期风电项目折现率计算相关参数
| 项目 | 所得税税率-15% 2024年—2030年 | 所得税税率-25% 2031年－经营期末 |
|---|---|---|
| 长期付息债务利率 | 3.95% | 3.95% |
| 所得税 | 15.00% | 25.00% |
| 权益价值比例We=E/(D+E) | 56.58% | 56.58% |
| 付息债务价值比例Wd=D/(D+E) | 43.42% | 43.42% |
| WACC折现率R=Re×We+Rd×(1-T)×Wd | 7.30% | 7.00% |
| 税前折现率 | 8.59% | 9.33% |
华晨风电项目、恒润一期风电项目、可比基础设施REITs项目、同类型上市公司（风电项目）的并购案例折现率情况如下：
表27同类新能源项目收购交易税前折现率情况
| 序号 | 项目规模（MW） | 地域 | 评估基准日 | 25%税前折现率 |
|---|---|---|---|---|
| 1 | 705.30 | 广东 | 2022/8/31 | 9.27% |
| 2 | 55.00 | 大同 | 2022/5/31 | 9.44% |
| 3 | 100.00 | 运城 | 2022/5/31 | 9.44% |
| 4 | 50.00 | 利辛县 | 2022/5/31 | 9.44% |
| 5 | 250.00 | 江苏大丰 | 2021/12/31 | 9.17% |
| 6 | 80.00 | 纯阳山 | 2021/12/31 | 9.27% |
| 7 | 50.00 | 内蒙古 | 2021/12/31 | 9.41% |
| 8 | 50.00 | 海林市 | 2021/12/31 | 9.36% |
| 9 | 800.00 | 酒泉 | 2021/12/31 | 9.35% |
| 10 | 50.00 | 海林市 | 2021/12/31 | 9.35% |
| 11 | 120.50 | 酒泉 | 2021/12/31 | 9.28% |
| 12 | 150.00 | 酒泉 | 2021/12/31 | 9.47% |
| 13 | 99.50 | 张家口 | 2023/8/31 | 8.96% |
| 14 | 119.50 | 忻州 | 2023/3/31 | 9.24% |
表28已上市新能源REITs项目税前折现率情况
| 京能光伏REIT | 国电投新能源REIT | 明阳智能新能源REIT | 特变电工REIT | |||
|---|---|---|---|---|---|---|
| 项目 | 陕西榆林 | 湖北晶泰 | 滨海北H1及H2 | 黄骅旧城 | 红土井子 | 哈密 |
| 25%税前折现率 | 9.23% | 10.03% | 9.45% | 9.77% | 10.16% | 10.36% |
根据上市公司风电并购数据以及已上市新能源基础设施REITs项目的折现率选取情况，在25%所得税率下新能源行业整体税前折现率区间为8.96%—10.36%。综合考虑到目前资本市场无风险报酬率进一步下行，保险资金、银行理财等资产配置端承 压，以及REITs资产二级市场表现稳健等因素，管理人及评估机构认为本项目在评估测算中选取的税前折现率属于合理水平。
13.关于压力测试。请评估机构对发电量、上网电量下降，电价下降及成本上升等不利情形进行压力测试。
答复：
更新估值数据后发电量下降、电价下降、成本上升各项因素的压力测试数据如下：
表29本项目估值压力测试情况
单位：万元
| 变动因素 | 资产组组合合并评估值 | 估值结果变动 | 增值率 |
|---|---|---|---|
| 现有条件下估值 | 101,557.68 | 4.34% | |
| 交易电价下降5% | 99,667.48 | -1,890.20 | 2.40% |
| 交易电价下降10% | 97,777.27 | -3,780.41 | 0.46% |
| 发电量下降5% | 98,586.51 | -2,971.17 | 1.29% |
| 发电量下降10% | 95,692.30 | -5,865.38 | -1.69% |
| 付现成本上升5% | 100,866.64 | -691.04 | 3.63% |
| 付现成本上升10% | 100,175.62 | -1,382.06 | 2.92% |
14.请基金管理人、财务顾问结合同区域项目、同行业上市公司重大资产重组及大宗交易的估值参数选取情况，对评估参数和评估方法的选取进行独立核查，并对参数选取合理性发表明确意见，进行充分信息披露。
答复：
结合同区域项目、同行业上市公司重大资产重组及大宗交易的估值参数选取情况，基金管理人及财务顾问对评估参数和评估方法的选取分别进行了独立核查，一致认为本项目评估测算所选取的上网电量、保障电价、市场交易电价、折现率等参数及评估方法具备合理性。
根据当前市场环境以及相关政策要求，评估机构在新一期评估基准日（2024年6月30日）对相关参数进行了更为审慎的调整，估值结果及参数调整情况如下表所示：
表30估值结果及参数调整情况
| 调整内容 | 申报版 | 反馈修改版 | 估值影响 | 调整原因 | |
|---|---|---|---|---|---|
| 上网电量 | 保障电量（“保量保价”收购电量） | 保障电量按照550小时/年进行计算 | 2024年至2026年两项目保障性收购小时维持300小时不变，2027年—2029年下降为150小时，2030年及以后进一步下降为0。 | 电量、电价假设调整导致估值减少约0.89亿元 | 根据保障电量占比历史数据，结合电力市场化改革的政策导向，蒙西地区新能源发电项目保障电量整体将呈现逐年减少的趋势，并在此判断基础上设置评估参数假设，即2024年至2026年两项目保障电量维持300小时不变，2027年—2029年下降为150小时，2030年及以后进一步下降为0，即至2030年，上网电量中市场交易电量占比为100%。 |
| 市场交易电量 | 市场交易电量为预测上网电量减去保障电量 | 随着保障电量的阶梯式下降，预测市场交易电量相应阶梯式调增 | |||
| 2024年上网电量 | 华晨项目31,716.89万千瓦时 恒润一期项目12,423.03万千瓦时 | 华晨项目25,387.51万千瓦时 恒润一期项目9,202.45万千瓦时 | 根据2024年上半年实际发电量下降的情况，经与企业生产部门沟通，重新进行调整，2024年下半年上网电量测算逻辑为：以2020年至2023年项目公司自1月1日至6月30日止期间（以下简称“上半年”）上网电量分别占2020至2023年全年上网电量的比例的算术平均数和2024年上半年项目公司实际上网电量为基准以此来预测 | ||
| 2025年及以后上网电量 | 取2021-2023年近三年实际发电量平均值计算 | 取2021-2024年近四年实际发电量平均值计算 | 预测基准上网电量=近四年实际发 电量平均值-近四年厂用线损平均值，其中2024年下半年的实际发电量为预测值。 | ||
| 上网电价 | 保障电价 | 0.2405元/千瓦时 | 0.2263元/千瓦时 | 相关部门对电力市场交易政策进行了修订，新能源风险防范补偿系数1季度为25%，自2季度起调整为20%，同时落地了绿电相关支持性政策。 | |
| 市场交易电价 | 华晨风电项目0.1312元/千瓦时 恒润一期项目0.1463元/千瓦时 | 华晨风电项目0.1438元/千瓦时 恒润一期项目0.1505元/千瓦时 | |||
| 主营业务成本 | 预测基准值 | 华晨项目1251万元 | 华晨项目约1262万元 | 估值减少约0.13亿元 | 根据2024年上半年实际发生数据，对2024年下半年预测值进行适量调整。 |
| 恒润一期项目约620万元 | 恒润一期项目约721万元 | ||||
| 增长率 | 材料费、保险费、其他费用参考内蒙古地区2021—2023年平均CPI指数1.10%，维修费、委托运行费按照每3年5%增长。 | 除线路租赁费、安全生产费、维护性资本性支出外，其他的项目运营成本按照每年2%的增长幅度计算运营成本的增长。 | 运行期内，设备日常维护检修等相关费用可能随着设备运行年限而增加的情况。基于谨慎考虑，按照每年2%的增长幅度计算预测期运营成本的增长。2025年及以后以2024年运营成本为基准每年增长2% | ||
| 资本性支出 | 未考虑 | 两项目分别增加50万元维护性资本性支出用支出 | 出于审慎考虑，为进一步缓释可能发生资本性支出的风险，充分应对未来设备更新换代、技术更新升级改造等支出可能对项目成本的影响，在评估测算中各项目公司运营成本每年分别 增加了维护性资本性支出50万元，直到各项目运营期满。 | ||
| 国补回款周期调整华晨风电项目 | 华晨项目2024年—2028年国补收款3.5年为周转期进行测算，自2029年起国补收款周期变为3年恒润一期2024年—2028年国补收款4年为周转期进行测算，自2029年起国补收款周期变为3年 | 两项目回款周期统一调整，2024年—2026年国补收款4年为周转期进行测算，自2027年起国补收款周期变为3年 | 估值增加约0.02亿元 | 根据2024年上半年实际收款情况进行调整，2024年上半年国补收款金额略低于2023年同期，基于谨慎考虑，对两项目预测期前三年国补回款账期统一按照4年账期进行调整。 | |
| 评估范围调整 | 调整加入华晨资金池中的补贴款4404.41万元 | 估值增加0.44亿元 | 根据与原始权益人沟通，将资金池中的补贴款0.44亿元调整纳入评估范围内 | ||
| 基准日调整 | 2023年12月31日 | 2024年6月30日 | 基准日调整导致估值下降约0.31亿元 | 评估报告基准日为2023年12月31日，距今已超过6个月。 | |
| 拟募集资金规模 | 11.02亿元 | 10.16亿元 | 下降约0.86亿元 |
（一）历史年度上网电量的分析及未来预测
历史年度两项目发电量分析过程详见问题9（1）之答复。
基于以上对影响发电量的因素进行分析，考虑到风能资源在一定的区间波动，且内蒙古自 治区多措并举改善新能源消纳，基金管理人及评估机构在评估测算时，分为两个阶段进行预测：
1、关于2024年下半年上网电量
2024年下半年上网电量=2024年上半年实际上网电量/（2020-2023年四年m的平均值）-2024年上半年实际上网电量
注：m为当年上半年上网电量占全年上网电量的比例
2、关于2025年及之后年度上网电量
预测期内上网电量=（2021-2024年发电量平均值）-（2021-2024年厂用电量及线损电量平均值）
根据两项目预测的上网电量，华晨风电项目自全容量并网发电以来到2024年6月末累计发电利用小时21,127.28小时，剩余国补发电利用小时为26,872.72小时；恒润一期风电项目自全容量并网发电以来2024年6月末累计发电小时29,429.08小时，剩余国补发电利用小时为18,570.92小时。预计华晨风电项目2033年7月份上网电量将不再享受中央财政补贴资金，2034年及之后年度发电收入将不再包括补贴收入；预计恒润一期风电项目并网之日起20年先于48,000小时到期，至经营期末仍可取得补贴收入。
（二）历史年度上网电价分析及未来预测
项目上网电价分为补贴电价、保障电价以及市场交易电价三部分。
1、补贴电价
补贴电价根据政策文件确定，分别为华晨风电项目0.2071元/千瓦时，恒润一期风电项目0.2271元/千瓦时。经营期补贴发电收入=项目上网电量×补贴电价。
2、保障电价及市场交易电价
历史年度电价变动过程详见问题10之答复相关内容。
在电力市场化交易进程中，保障电量逐渐降低、市场化交易电量比例日益提高，导致本项目近年来的市场化交易电价出现了一定幅度的下降，这也是新能源“竞争形成体现时空价值的市场价格”的影响。本项目的市场交易电价已处于历史较低位置，2024年第二季度已较之2023年有所回升。此外，根据现有政策展望未来电力市场将加速与绿色电力交易与碳交易等机制进行有效衔接，有望进一步提升项目的市场交易电价及售电收入。
（1）保障电价预测
保障电价因新能源风险防范补偿系数的调整，自2021年起至2024年3月逐步下降，2024年4月后因《内蒙古自治区能源局关于调整优化2024年蒙西电力市场交易机制的通知》对新能源风险防范补偿系数的调整而回升。内蒙古自治区能源局及内蒙古电力交易中心相关负责人 在4月7日的发布会上对《通知》进行了解读，蒙西电力市场此次优化调整是在国家和自治区相关要求的框架下进行的，主要目标是“保量”“平稳”。管理人及评估机构认为内蒙古自治区政府通过保障电价相关机制的优化调整，致力于引导新能源发电价格在合理区间运行，稳定新能源市场预期；结合上述政策变化调整导向，在评估测算中未来入池项目保障电价以2024年二季度保障电价的数值（0.2263元/每千瓦时-含税）为基准预测期内保持不变。
（2）市场交易电价预测
结合蒙西电力市场改革持续推进以及基础设施项目2024年一、二季度的价格走势，两项目的市场交易电价已呈企稳回升趋势。在本次评估测算中，预测期内市场交易电价以两项目2024年4-6月平均市场交易电价为预测基准，充分、审慎考虑电力市场化改革对入池风电项目平均标杆电价的影响趋势；在目前上行趋势形成的基础上，假设存续期两风电项目其市场交易电价一直不变。其中，预测期内市场交易电价华晨风电项目为0.1438元/千瓦时，恒润一期项目为0.1505元/千瓦时。
（三）历史年度成本分析及未来预测
在评估测算中，成本端扣除折旧、摊销等非付现成本后，项目公司层面的运营成本（付现成本）主要为支付给外部运营管理机构基础管理费，以及项目公司其他运营成本。按照可比口径，相对于2021—2023年的历史运营成本，两个入池资产2024年的运营成本已设定合理增幅，同时，预测期内的资产估值也对运营成 本设定了相对合理的增长率。
其中，2024年，华晨风电项目预测运营成本1,262.68万元（不含税），较2023年实际运营成本增幅22.00%。考虑到华晨风电项目除风机齿轮箱外其他机电设备均于2024年质保期到期，按照蒙能集团2024年预算编制规则以及历史运维数据情况，与2023年相比，评估机构在基础管理费中材料费增加35.66万元、修理费增加48.46万元，其他运营费用增加30.12万元，现场运维费增加26.13万元；同时预留50万元维护性资本性支出。
2024年，恒润一期风电项目预测运营成本720.82万元（不含税），较2023年实际运营成本增幅36.07%。其中，其他运营费用增加30.24万元，专项费用增加96.58万元，同时，预留50万元维护性资本性支出。已充分考虑了未来经营期可能发生的成本费用。
对比已上市陆上风电基础设施REITs项目以及上市公司陆上风电并购数据，陆上风电项目单瓦运营成本区间为0.072元/瓦-0.145元/瓦（不含税），平均成本为0.115元/瓦。2024年预测华晨风电项目运营成本为0.1263元/瓦；恒润一期风电项目运营成本为0.1456元/瓦。两个项目平均运营成本均高于可比项目平均运营成本。
（四）折现率的分析预测
折现率的分析比较过程详见本答复问题12之相关答复内容。
（五）同行业风电项目的并购公告数据、同类型REITs的数据
基金管理人、财务顾问整理了近几年同行业风电项目的并购公告数据、同类型REITs的数据进行了比较分析，交易案例数据情况如下表所示：
表31同类型项目交易案例数据
| 序号 | 项目规模（MW） | 地域 | 估值（亿元） | 单MW估值（亿元） | 上网电价（元） | 评估基准日 | 定价方法 | 25%税率税后折现率 | 合理利用小时数 | 单瓦运维 | 度电运维 | 剩余收益期（年） | 度电净收入 | 机组年净收入（每千瓦） |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 1 | 99 | 哈密 | 7.78 | 0.08 | 0.69 | 2022/6/30 | 收益法 | 7.33% | 2,383.98 | 0.1017 | 0.043 | 13 | 0.64 | 1,534.92 |
| 2 | 99 | 哈密 | 8.18 | 0.08 | 0.52 | 2022/6/30 | 收益法 | 7.33% | 2,739.75 | 0.0897 | 0.033 | 13 | 0.49 | 1,345.63 |
| 3 | 55 | 大同 | 4.80 | 0.09 | 0.50 | 2022/5/31 | 收益法 | 7.08% | 2,561.26 | 0.1083 | 0.042 | 20 | 0.46 | 1,170.01 |
| 4 | 100 | 运城 | 11.13 | 0.11 | 0.50 | 2022/5/31 | 收益法 | 7.08% | 2,937.13 | 0.0537 | 0.018 | 18 | 0.48 | 1,409.86 |
| 5 | 300 | 民勤 | 17.56 | 0.06 | 0.66 | 2022/5/31 | 收益法 | 7.53% | 1,709.25 | 0.0752 | 0.044 | 14 | 0.62 | 1,058.36 |
| 6 | 50 | 利辛县 | 4.17 | 0.08 | 0.38 | 2022/5/31 | 收益法 | 7.08% | 2,620.00 | 0.1069 | 0.041 | 20 | 0.34 | 900.21 |
| 7 | 49.9 | 沂水 | 3.83 | 0.08 | 0.39 | 2022/5/31 | 收益法 | 7.21% | 2,186.00 | 0.0990 | 0.045 | 20 | 0.35 | 764.30 |
| 8 | 250 | 江苏大丰 | 13.25 | 0.05 | 0.61 | 2021/12/31 | 收益法 | 6.88% | 1,978.00 | 0.1054 | 0.053 | 19 | 0.56 | 1,101.14 |
| 9 | 800 | 酒泉 | 48.04 | 0.06 | 0.39 | 2021/12/31 | 收益法 | 7.01% | 2,018.11 | 0.0768 | 0.038 | 13 | 0.35 | 706.63 |
| 10 | 120.5 | 酒泉 | 6.27 | 0.05 | 0.39 | 2021/12/31 | 收益法 | 6.96% | 2,448.00 | 0.1147 | 0.047 | 11 | 0.35 | 848.05 |
| 11 | 150 | 酒泉 | 5.05 | 0.03 | 0.44 | 2021/12/31 | 收益法 | 7.10% | 1,632.96 | 0.1402 | 0.086 | 7 | 0.35 | 576.44 |
| 12 | 99.5 | 张家口 | 3.38 | 0.03 | 0.41 | 2023/8/31 | 收益法 | 6.72% | 2,307.00 | 0.0735 | 0.032 | 20 | 0.37 | 862.25 |
| 13 | 119.5 | 忻州 | 4.04 | 0.03 | 0.46 | 2023/3/31 | 收益法 | 6.93% | 2,242.24 | 0.0443 | 0.020 | 20 | 0.44 | 987.12 |
| 克旗项目 | 50 | 赤峰市 | 4.27 | 0.09 | 0.46 | 2023/12/31 | 收益法 | 7.33% | 3,404.71 | 0.1442 | 0.042 | 16 | 0.42 | 1,419.66 |
| 黄骅洁源 | 100 | 黄骅市 | 8.05 | 0.08 | 0.60 | 2023/12/31 | 收益法 | 7.33% | 2,347.78 | 0.1215 | 0.052 | 15 | 0.55 | 1,287.11 |
| 华晨风电项目 | 100 | 包头市 | 7.73 | 0.0773 | 0.36 | 2024/6/30 | 收益法 | 6.80% | 3,171.69 | 0.1263 | 0.040 | 13 | 0.32 | 1,013.92 |
| 恒润一期风电项目 | 49.5 | 乌兰察布市 | 2.88 | 0.0582 | 0.39 | 2024/6/30 | 收益法 | 7.00% | 509.71 | 0.1456 | 0.054 | 8 | 0.34 | 850.25 |
从项目估值方法来看，本项目与可比案例采用的估值方法相同，均采用了收益法作为资产组或股权交易的定价方法。虽然各项目所处区域不同，在并网时间、装机规模、批复电价等方面有一定差异，但总体来看，本项目采用的折现率、预测单位成本、预测单位净收入均处于同类型项目的相关参数选取的合理区间内。综上，基金管理人及财务顾问对本次评估参数和评估方法的选取进行了独立核查，均认为评估参数选取较为合理。
四、基于基金治理机制
15.基金管理人设立公募REITs投决会及运营管理委员会公募REITs投决会委员单位包括工银瑞投，运营管理 委员会专业委员由秘书处从名单库中抽取并报请主任委员同意。请基金管理人补充披露公募REITs投决会及运营管理委员会人员构成，明确是否存在由非基金管理人员工担任委员情况。
答复：
（一）公募REITs投决会
根据管理人《公开募集基础设施证券投资基金投资决策委员会管理办法（2024年版）》，公募REITs投资决策委员会由主任委员和委员构成。主任委员由公司总经理担任，副主任委员由分管基础设施基金业务的管理层成员、分管风险管理 工作的管理层成员担任，委员单位包括公司基础设施基金投资管理团队、风险管理部、法律合规部、工银瑞投。上述部门、工银瑞投可选聘在公募REITs业务、风控、法律合规、财务等方面具备丰富专业知识或经验的人员作为委员。委员名单由主任委员报公司执行委员会审议后决定。
目前，根据管理人已召开过的投资决策委员会相关情况，参会委员除主任委员、副主任委员以外，委员单位（公司基础设施基金投资管理团队、风险管理部、法律合规部、工银瑞投）都是其主要负责人参会。
（二）公募REITs运营管理委员会
根据管理人《公开募集基础设施证券投资基金运营管理委员会管理办法（试行）》，REITs运营管理委员会主任委员由分管基础设施基金业务的管理层成员担任，委员包括部门委员和专业委员，部门委员包括公司创新业务团队负责人、工银瑞投负责人、工银瑞投分管投行业务及风控合规工作的管理层成员四人，专业委员由在基础设施基金、风控、法律合规、财务、行业研究等领域具备丰富专业知识或经验的人员担任。REITs运营管理委员会全部委员名单库由主任委员报公司投资决策委员会审议后决定。
根据基金管理人投资决策委员会于2024年5月做出的决议，经工银瑞投、运作部、风险管理部等部门推荐，公募REITs运营管理委员会委员名单共包括主任委员一名、部门委员四名，以及专业委员共二十名，均是基金管理人及其子公司工银瑞投在职员工。
综上，根据上述公司制度要求 及人员设置安排，除计划管理人工银瑞投相关人员外，不存在非基金管理人员工担任投决会或运营管理委员会委员的情况。
基金管理人已在《招募说明书》“第四部分基础设施基金治理”之“二、基金层面治理安排/（三）基金管理人基础设施基金治理机制”和“第五部分基金管理人”之“三、主要人员情况/（三）基础设施基金投资决策委员会”对相关情况进行了披露。
16.关于运营管理费用安排。项目拟采取委托统一运维的方式进行运营，并支付外部机构委托运行费；同时，基金管理人拟委托外部管理机构负责基础设施项目的部分运营管理职责，并支付基础运维费、运维服务费和激励管理费，其中激励管理费为非对称奖惩设置。请基金管理人结合项目历史成本情况、委托统一运维安排、同类试点项目情况等详细论证外部运营管理机构收取基础运维费、运维服务费水平的合理性，进一步完善对外部运营管理机构的激励约束和奖惩机制，有效保护基金份额持有人利益。
答复：
2024年10月，基金管理人、计划管理人、蒙能集团、恒润公司及华晨公司、恒泽公司共同签订《工银瑞信蒙能清洁能源封闭式基础设施证 券投资基金运营管理服务补充协议》，就相关运营服务报酬包括基础运维费（对应原《运营管理服务协议》中的外部管理机构运营成本）、运维服务费（对应原《运营管理服务协议》中的运营管理服务报酬I部分）和激励管理费三部分调整为“基础管理费和激励管理费”两部分，其中激励管理费已调整为对称奖惩设置。
（一）外部运营管理机构收取基础管理费的合理性
1、预测运营成本基于历史数据，出于审慎考虑设定合理增幅。
扣除折旧、摊销等非付现成本后，项目公司层面的运营成本（付现成本）主要为支付给外部运营管理机构的基础管理费以及项目公司其他运营成本。考虑到华晨风电项目于2024年正式出保，相关运营成本需合理调增，因此，按照可比口径，根据2021—2023年的历史运营成本，对入池资产2024年的运营成本设定了合理增幅。同时，在评估测算中，评估机构对预测期内运营成本设定了相对合理的增长率即每年增长2%。
其中，2024年，华晨风电项目预测运营成本1,262.68万元（不含税），较2023年实际运营成本增幅22.00%，主要原因为除风机齿轮箱外其他设备于2024年质保期到期。因此，基础管理费中，与2023年相比，材料费增加35.66万元、修理费增加48.46万元，其他运营费用增加30.12万元，现场运维费增加26.13万元，同时，额外预留50万元维护性资本性支出。
2024年，恒润一期风电项目预测运营成本720.82万元（不含税），较2023年实际运营成本增幅36.07%，其中，其他运营费用增加30.24万元，专项费用增加96.58万元。同时，预留50万元维护性资本性支出，已充分考虑了未来经营期可能发生的成本费用。
表32华晨公司2021年—2024年运营成本（不含税）
单位：万元
| 费用类型 | 项目/年份 | 2021年 | 2022年 | 2023年 | 2024年 | 备注 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 基础管理费 | 劳务费用 | 200.77 | 78.72 | 2022年起华晨公司转为外部运维，并入现场运维费中不再发生 | ||
| 材料费 | 2.87 | 3.39 | 4.34 | 40 | 2022年起华晨公司转为外部运维，并入现场运维费中不再发生，2023年10月起华晨风机质保到期，2024年下半年起，厂家不再提供现场支持服务，预测期材料费增加 | |
| 修理费 | 1.29 | 3.51 | 48.46 | 2022年起华晨公司转为外部运维，并入现场运维费中不再发生，2023年10月起华晨风机质保到期，2024年下半年起，厂家不再提供现场支持服务，预测期维修费增加 | ||
| 低值易耗品摊销 | 15.43 | 3.32 | 0 | 2022年起华晨公司转为外部运维，并入现场运维费中不再发生 | ||
| 燃料及电力购入费 | 14.85 | 22.01 | 17.87 | 26.55 | ||
| 其他运营费用 | 81.61 | 43.49 | 52.63 | 82.74 | 主要包括办公费、差旅费、修缮费、专项费用及其他相关费用，其中专项费用包括主要为检验检测费、研究开发费、气象服务费、信息系统维护费、技术监督服务费。 | |
| 外部劳务费 | 43.78 | 31.56 | 0 | 2022年起华晨公司转为外部运维，并入现场运维费中不再发生 | ||
| 现场运维费 | 185.79 | 505.84 | 531.97 | 指向智慧运维公司支付的现场运维费用。自2022年下半年起，所以2022年仅有下半年有现场运费用；进入2023年考虑到风机开始出保，所以金额在2022年的基础上有所调增。 | ||
| 项目公司其他运营成本 | 保险费 | 9.69 | 24.67 | 5.68 | 33.02 | |
| 线路租赁费 | 283.19 | 277.29 | 283.19 | 283.19 | ||
| 安全生产费 | 165.42 | 166.76 | 2022年及以前年度安全生产费计入其他运营费用 | |||
| 维护性资本性支出 | 50 | 针对不可预见的运维事项提前预留相关费用 | ||||
| 合计 | 653.46 | 673.75 | 1,034.96 | 1262.68 | 华晨项目于2023年10月出质保。在质保期内，制造商负责大部分维修服务，而超过质保期后，运维费用需要自行承担，导致修理及现场运维等运营成本导致其较以往年度运营成本大幅增加。 | |
| 单位成本（元/瓦） | 0.0653 | 0.0674 | 0.1035 | 0.1263 |
表33恒泽公司2021年—2024年运营成本（不含税）
单位：万元
| 费用类型 | 项目/年份 | 2021年 | 2022年 | 2023年 | 2024年 | 备注 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 基础管理费 | 燃料及电力购入费 | 10.21 | 8.82 | 7.90 | 10.62 | |
| 生产人员工资 | 91.27 | 84.03 | 87.54 | 96.94 | 评估基准日前为项目公司生产人员工资；评估基准日后，该部分费用包含在支付给外部管理机构的基础管理费中 | |
| 材料费 | 1.35 | 37.62 | 59.38 | 61.84 | ||
| 修理费 | 2.50 | 19.41 | ||||
| 低值易耗品摊销 | 1.36 | 1.69 | 0.18 | |||
| 风机变频器维护费 | 63.98 | 40.51 | 31.56 | |||
| 其他运营费用 | 81.80 | 130.45 | 113.15 | 143.39 | ||
| 管理费 | 102.90 | 93.26 | 112.11 | 125.76 | 2024年后主要用于外部管理机构的管理人员工资、办公费、差旅费、修缮费等费用 | |
| 项目公司其他运营成本 | 保险费 | 12.26 | 12.81 | 28.31 | ||
| 安全生产费 | 21.77 | 75.66 | 2022年及以前年度安全生产费计入其他运营费用 | |||
| 专项费用 | 96.58 | 主要包括检验检测费、研究开发费、气象服务费、信息系统维护费、技术监督服务费，历史年度包含在其他运营费用中 | ||||
| 维护性资本性支出 | 50.00 | 针对不可预见的运维事项提前预留相关费用 | ||||
| 其他 | 其他偶然发生的费用 | 817.42 | - | 2021年风机出质保所发生的检修、维护费用，预计未来年度不再发生 | ||
| 合计 | 1,108.80 | 451.52 | 529.75 | 720.82 | ||
| 单位成本（元/瓦） | 0.2240 | 0.0912 | 0.1070 | 0.1456 |
2、对比同类项目，预测期内的运营成本已处于合理水平
对比近期已上市的陆上风电基础设施REITs项目和同类型上市公司并购相关案例，入池资产预测期内单位运营成本处于合理水平。
图10同类型项目单位运营成本对比情况
单位：元/瓦
已上市陆上风电基础设施REITs项目以及上市公司陆上风电并购数据，单瓦运营成本主要在0.072元/瓦-0.1442元/瓦（不含税）区间。2024年预测华晨风电项目运营成本为0.1263元/瓦、恒润一期风电项目运营成本为0.1456元/瓦。与同类项目相比，入池项目平均运营成本处于相对合理的区间。
（二）优化外部运营管理机构的激励约束和奖惩机制
激励约束和奖惩机制方面，在原有奖惩机制基础上，进一步优化运营管理机构激励管理费的相关安排。
调整后的激励管理费计算方法如下：
激励管理费=（S-R）*10%*考核系数
| 序号 | 情形 | 考核系数 |
|---|---|---|
| 1 | S/R>110% | 1.30 |
| 2 | 105%<S/R≤110% | 1.15 |
| 3 | 95%<S/R≤105% | 1.00 |
| 4 | 90%<S/R≤95% | 1.15 |
| 5 | S/R≤90% | 1.30 |
其中：
S为当年实际净收入，即根据项目公司当年年度审计报告计算的项目公司年度净收入（息税折旧摊销前利润）。
R为当年目标净收入，即根据基金初始发行的基础设施资产组资产评估报告计算的项目公司年度净收入（息税折旧摊销前利润）。
其中：
当项目公司年度实际净收入低于项目公司目标净收入时，激励管理费为负数，即按照上述激励管理费计算方法对基础管理费进行扣减。扣减金额上限为当年基础管理费金额的10%。当项目公司年度净收入高于项目公司目标净收入时，激励管理费为正数，即按照上述激励管理费计算方法进行计算。激励金额上限为当年基础管理费金额的10%。
当激励管理费为正数时，运营管理机构需将每年实际收到的激励管理费的20%作为团队业绩激励。相关激励岗位及激励方案由运营管理统筹机构根据其内部薪酬管理办法制订并作为下一年度预算的一部分进行列示并提交本基金管理人。基金管理人有权根据运营管理机构的内部激励制度履行相应的监督责任。
上述调整，基金管理人已在《招募说明书》“第十八部分基础设施项目运营管理安排”之“四、运营管理安排/（四）外部管理 费”以及《基金合同》之“基金费用与税收”等相关章节进行了详细披露。
17.请基金管理人就基本账户开立在非托管行的原因、必要性进行充分论述，并就后续如何实现资金闭环和监管进行充分说明。
答复：
（一）两项目公司基本户开立在非托管行的原因及必要性
1、恒泽公司
在办理恒泽公司注册时，经原始权益人与察右中旗工商、税务相关部门沟通反馈，恒泽公司基本户所在地需与公司注册地保持一致。经核查，托管行中国光大银行股份有限公司在 恒泽公司注册地察哈尔右翼中旗未设立分支行，无法满足基本户所在地与公司注册地一致的相关要求。因此，综合考虑到后续基金存续期间账户管理的沟通效率及资金闭环监管等合规落实要求，原始权益人将恒泽公司的基本户开立在中国工商银行股份有限公司察哈尔右翼中旗科布尔支行（简称为“工行科布尔支行”）。
2、华晨公司
目前华晨风电项目存量贷款银行为工行石羊桥东路支行，根据华晨公司与工行石羊桥东路支行签订的《固定资产借款合同》（编号：0060200005-2022年（石东）字00077号）第4.1款，华晨公司应在工行石羊桥东路支行指定专门资金回笼账户，用于收取华晨风电项目收入或计划还款资金。同时考虑到，为与恒泽公司基本户设置保持一致并对项目公司基本账户进行统筹管理，华晨公司拟在工行石羊桥东路支行开立基本户，除用于接受华晨风电项目运营收入外也便于向工行石羊桥路支行支付借款本息。
此外，中国工商银行股份有限公司呼和浩特分行（简称为工行呼和浩特分行）作为保理银行，两项目公司拟对华晨风电项目和恒润一期风电项目的2023年及以后形成的账龄满2.5年的国补应收账款转让于工行呼和浩特分行开展保理业务合作。未来基金发行后，华晨公司和恒泽公司应按照已签署的《保理业务合作协议》相关约定，在工商银行内蒙古分行或其分支行开立公司基本户，用于接收工行呼和浩特分行发放的相关保理款项。
基于以上原因，华晨公司和恒泽公司的基本户分别开立在工行石羊桥东路支行和工行科布尔支行，而非托管行。
（二）资金闭环和监管安排设置说明
在基金运作期内，基金管理人及托管人将严格落实基本户内资金的归集要求，限制基本户的支出范围，强化对基本户划款的监督，从而实现对基本户的闭环管理。
1、项目公司收入直接归集到基本户
根据两项目公司分别签署的《基本户账户管理协议》，项目公司以基本户接收项目公司运营收入及其他合法收入。项目公司运营收入包括但不限于：（1）项目公司收取的标的基础设施项目售电收入；（2）通过提供电力相关服务收取的技术服务收入；（3）其他因标的基础设施项目的合法运营、管理和处置以及其他合法经营业务而产生的收入、补贴等。其他合法收入包括但不限于：（1）项目公司获得的股东借款；（2）项目公司获得的保险理赔收入；（3）项目公司合法取得的项目公司运营收入以外的其他收入、补贴。
根据上述安排，两项目公司运营收入及其他合法收入将实时并直接归集到基本户。
2、基本户的支出范围受到严格的限制
根据两项目公司分别签署的《基本户账户管理协议》，监管期限内，基本户内的资金的使用仅限于以下用途：
1）项目公司的职工工资薪酬；
2）项目公司需缴纳的基础设施项目相关各项税费（如有，增值税、城建税、教育费附加、地方教育费附加、房产税、土地使用税、印花税、企业所得税、车船使用税、残保金、政府要求的其他相关费用等）；
3）根据《运营管理服务协议》《股东借款协议》《股权转让协议》以及经基金管理人批准的月度资金计划等，按月向项目公司运营收支账户转付月度资金计划内的支出和费用，包括但不限于偿还标的债权本息、项目公司股权的股利分配、支付项目公司股东减资款、《运营管理服务协议》第7条约定的外部管理机构运营成本、运营管理服务报酬I部分与运营管理服务报酬II部分以及项目公司运营成本a保险费等非生产经营的其他费用；b年度重大专项修理、技术改造费用、安全生产费用和专项费用；c按照项目公司支出审批流程批准的其他合理的费用；d根据基金管理人对预算外支出的批准，向项目公司运营收支账户转付未纳入月度资金计划的项目公司运营支出和费用，但项目公司的职工工资薪酬由基本户直接支付；
4）基金管理人批准同意后进行基本户合格投资；
5）基金管理人批准同意的其他款项收支。
根据上述安排，项目公司基本户只能用于上述1）至5）项所列示的用途。并且，除职工工资、合格投资以及基金管理人批准同意的其他款项收支由基本户直接支出外，项目公司只能根据基金管理人批准的月度资金计划，按月向在托管人处开立的项目公司运营收支账户转付资金 。
3、基本户的对外划款流程受到基金管理人、托管人的严格监督
基本户开户行为基本户开通企业网银支付权限，企业网银支付所用的U盾证书需配置四枚：其中两枚具有发起权限和复核权限的U盾证书由基金管理人保管，对应的操作员由基金管理人指定，另外两枚U盾证书均具有审核权限，由托管人保管，对应的操作员由托管人指定。
基本户在通过企业网银对外支付时，必须同时经基金管理人、托管人持有的U盾证书共同操作方能完成，具体流程为：项目公司向基金管理人提出付款申请，基金管理人通过其持有的具有发起权限的U盾证书发出电子划款指令并通过其持有的具有复核权限的U盾证书进行复核，基金管理人复核完成后及时通过电话与托管人进行确认，托管人通过其持有的具有审核权限的U盾证书，依据《基本户管理协议》的约定对电子划款指令进行审核，通过后进行相关资金划付。
4、项目公司基本户按月向运营收支账户转付，运营收支账户在专项计划每个兑付日前7个工作日向专项计划托管账户进行转付
项目公司基本户按月向项目公司运营收支账户转付月度资金计划内的支出和费用，包括但不限于项目公司股权的股利分配、偿还标的债权本息、支付项目公司股东减资款、《运营管理服务协议》第7条约定的外部管理机构运营成本、运营管理服务报酬I部分与运营管理服务报酬II部分以及项目公司运营成本（1）保险费等非生产经营的其他费用；（2）年度重大专项修理、技术改造费用、安全生产费用和专项费用；（3）按照项目公司支出审批流程批准的其他合理的费用。
项目公司在每个项目公司分配日，即每个专项计划兑付日前7个工作日的12:00时之前向运营收支账户开户行发起符合《运营收支账户管理协议》约定的划款操作流程，指令运营收支账户开户行将运营收支账户内的相应资金支付至专项计划账户。
基金管理人已在《招募说明书》“第十三部分基金的财产”之“三、基金财产的账户”对相关情况进行了披露。
18.基金管理人拟委任蒙能集团作为外部管理统筹机构，恒润新能源作为外部管理实施机构，恒润新能源持有察右中旗大板梁风电场一、二、三、四期共计四个风电项目，本次入池资产为其中恒润一期风电项目。
（1）请基金管理人和外部管理机构评估是否存在同业竞争情况，若存在，请补充披露竞争性项目对基础设施项目运营的影响：充分揭示风险，设置风险缓释措施；
答复：
（一）同业竞争情况
经基金管理人核查：截至2024年6月末，蒙能集团作为外部管理统筹机构，其新能源项目装机规模超660万千瓦，除华晨风电项目及恒润一期风电项目外，其他在运新能源项目有42个；同时恒润新能源作为外部管理实施机构，除负责运营管理恒润一期风电项目外，同时负责运营管理恒润二、三、四期风电项目。经基金管理人和外部管理机构评估，上述情况构成同业竞争。
（二）竞争性项目对基础设施项目运营的影响
蒙能集团在运风电项目均接受蒙西电网统一调度，根据《中华人民共和国电力法》《电网调度管理条例》《电力调度公开公平公正细则》等相关规定，电力公开、公平、公正调度是指电力调度机构遵循国家法律法规，在满足电力系统安全、稳定、经济运行的前提下，按照公平、透明的原则，在调度运行管理、信息披露等方面，平等对待各市场主体。外部管理统筹机构及外部管理实施机构均无法人为影响其管理的风电项目的调度情况，各项目均接受蒙西电网的统一调度结果。同时，经管理人核查，蒙能集团在运风电项目均采用相同 的报价策略，公平参与市场交易，均为市场价格的被动接收者。外部管理统筹机构及外部管理实施机构不存在差异化对待不同风电项目的情况。
（三）风险揭示及缓释措施
基金管理人已在《招募说明书》“第十九部分利益冲突与关联交易”之“一、利益冲突的情形/（三）原始权益人、运营管理机构相关业务与项目公司的同业竞争”和“二、利益冲突的防范措施、披露方式、披露内容及披露频率/（二）与运营管理机构之间利益冲突的防范措施”对相关情况进行了披露。具体如下：
（1）外部管理机构出具相关承诺
为保证基础设施基金份额持有人的合法权益，规范与减少运营管理机构及其控制的企业与基础设施基金的关联交易，保证基础设施基金份额持有人的合法权益，外部管理机构就避免在本次发行完成后与基础设施基金的同业竞争事宜分别出具了《关于避免同业竞争的承诺函》。
《内蒙古能源集团有限公司关于避免同业竞争的承诺函》：“1.除华晨风电项目及恒润一期风电项目外，本公司和/或一控制下的关联方投资、持有或管理的在华晨风电项目及恒润一期风电项目所在同一县级行政区划（包括市辖区，县级市，县，自治县，旗，自治旗，特区，林区）范围内与华晨风电项目及恒润一期风电项目存在潜在竞争关系的其他风电项目，为竞争性项目（以下简称“竞品项目”）。2.对于上述竞品项目以及在本公司作为基础设施基金的运营管理机构期间及本公司和/或本公司同一控制下的关联方直接或间接持有基础设施基金份额期间直接或通过其他任何方式间接投资、持有或管理的其他竞品项目，本公司将采取充分、适当的措施，公平对待华晨风电项目及恒润一期风电项目和该等竞品项目，避免可能出现的利益冲突。本公司不会将所取得或可能取得的业务机会优先授予或提供给任何其他竞品项目，亦不会利用本公司的地位或利用该地位获得的信息作出不利于基础设施基金而有利于其他竞品项目的决定或判断，并将避免该种客观结果的发生。如因华晨风电项目及恒润一期风电项目与竞品项目的同业竞争而发生争议，且基金管理人认为可能严重影响基金投资者利益的，本公司承诺将与基金管理人积极协商解决措施。3.本公司将制定或完善与同业竞争相关联的制度、规定。4.本公司为基础设施项目服务的现场运营团队独立于本公司内部其他团队，并将确保华晨风电项目及恒润一期风电项目的账务与其他风电项目相互独立，以降低或有的同业竞争与利益冲突风险；本公司承诺并保证基础设施项目的运营团队的独立性。5.本公司将根据自身针对华晨风电项目及恒润一期风电项目同类资产的既有管理规范和标准以及运营管理服务协议生效后针对同类资产制定的新的管理规范和标准，严格按照诚实信用、勤勉尽责、公平公正的原则，以不低于本公司管理的其他同类资产的运营管理水平为华晨风电项目及恒润一期风电项目提供运营管理服务，在管理运营其他同类资产时，将公平公正对待不同的基础设施项目，采取适当措施避免可能出现的利益冲突，充分保护基础设施基金的基金份额持有人的利益。”
《内蒙古恒润新能源有限责任公司关于避免同业竞争的承诺函》：“1.除华晨风电项目及恒润一期风电项目外，本公司和/或同一控制下的关联方投资、持有或管理的在华晨风电项目及恒润一期风电项目所在同一县级行政区划（包括市辖区，县级市，县，自治县，旗，自治旗，特区，林区）范围内与华晨风电项目及恒润一期风电项目存在潜在竞争关系的其他风电项目，为竞争性项目（以下简称“竞品项目”）。2.对于上述竞品项目以及在本公司作为基础设施基金的运营管理机构期间及本公司和/或本公司同一控制下的关联方直接或间接持有基础设施基金份额期间直接或通过其他任何方式间接投资、持有或管理的其他竞品项目，本公司将采取充分、适当的措施，公平对待华晨风电项目及恒润一期风电项目和该等竞品项目，避免可能出现的利益冲突。本公司不会将所取得或可能取得的业务机会优先授予或提供给任何其他竞品项目，亦不会利用本公司的地位或利用该地位获得的信息作出不利于基础设施基金而有利于其他竞品项目的决定或判断，并将避免该种客观结果的发生。如因华晨风电项目及恒润一期风电项目与竞品项目的同业竞争而发生争议，且基金管理人认为可能严重影响基础设施基金投资者利益的，本公司承诺将与基金管理人积极协商解决措施。3.本公司将平等对待华晨风电项目及恒润一期风电项目与竞品项目，不会故意降低基础设施基金项下华晨风电项目及恒润一期风电项目的市场竞争能力；对于可能构成实质竞争的业务机会，华晨风电项目及恒润一期风电项目享有平等获得该业务机会的权利。4.公司为基础设施项目服务的现场运营团队独立于本公司内部其他团队，并将确保华晨风电项目及恒润一期风电项目的账务与其他风电项目相互独立，以降低或有的同业竞争与利益冲突风险；本公司承诺并保证基础设施项目的运营团队的独立性。5.本公司将根据自身针对华晨风电项目及恒润一期风电项目同类资产的既有管理规范和标准以及运营管理服务协议生效后针对同类资产制定的新的管理规范和标准，严格按照诚实信用、勤勉尽责、公平公正的原则，以不低于本公司管理的其他同类资产的运营管理水平为华晨风电项目及恒润一期风电项目提供运营管理服务，在管理运营其他同类资产时，将公平公正对待不同的基础设施项目，采取适当措施避免可能出现的利益冲突，充分保护基金份额持有人的利益。本公司不会将所取得或可能取得的业务机会优先授予或提供给任何其他竞品项目，亦不会利用本公司的地位或利用该地位获得的信息作出不利于基础设施基金而有利于其他竞品项目的决定或判断，并将避免该种客观结果的发生。”
（2）运营管理协议及补充协议强力约束同业竞争行为
在外部管理机构分别出具上述《关于避免同业竞争的承诺函》的基础上，运营管理协议及补充协议也对同业竞争行为进行强力约束。具体如下：
“基金管理人对外部管理机构以负面清单的形式进行考核，补充约定绩效考核内容，增加“如外部管理机构未能公平对待华晨风电项目及恒泽风电项目使得与其他竞品项目出现利益冲突；或将所取得或可能取得的业务机会优先授予或提供给任何其他竞品项目；或利用其地位或利用该地位获得的信息作出不利于基础设施基金而有利于其他竞品项目的决定；或故意降低基础设施基金项下华晨风电项目及恒泽风电项目的市场竞争能力；或针对华晨风电项目及恒泽风电项目既有管理规范和标准低于其他竞品项目，基金管理人将视具体情况扣减外部管理机构基础管理费。”
综上，运营管理协议及补充协议明确约定了外部管理机构关于避免同业竞争的义务且设置了相关惩罚机制，外部管理机构需严格遵守并履行所承诺的避免同业竞争之义务，结合上述事项，基金管理人、外部管理机构已对同业竞争行为设置了充分有效的防范措施。
（2）关于华晨风电项目，请基金管理人结合外部管理机构对同类风电项目的运营管理经验，补充说明恒润新能源对华晨风电项目的运营管理能力及胜任情况。
答复：
（一）恒润新能源的运营管理经验
内蒙古恒润新能源有限责任公司（“恒润新能源”）成立于2010年12月9日，注册资金2.16亿元。已投资建成并自主运营容量为198.5MW的风力发电场和四子王旗电供热项目（供热项目为四期风机配套项目）。主营风电的生产和销售，风电系统的运行、维护和检修，风电技术咨询，热力生产和供热服务等。
恒润新能源是内蒙古送变电有限责任公司（“送变电公司”）的全资子公司。送变电公司成立于1958年，是国家电力工程施工总承包壹级企业，同时拥有多项壹级、甲级等资质。公司旗下拥有14个工程处和2个全资子公司，主要从事输变电施工、机场助航灯光施工、角钢塔、钢管塔加工、风力发电、陆地风电场建设及运维检修、光伏电站建设。作为电网建设的主力军，送变电公司在自治区和国家电网建设事业的高速发展进程中，积累了丰富的经验，也锻炼了优质的团队。
恒润新能源是较早的专业化新能源运营商。自设立以来，在风电运营管理领域积累了丰富的运营管理 经验，在风电机组检测维修、安全运营、系统优化及效率提升等方面积累了扎实的基础，培养了一支能力过硬、专业素养较高的人才队伍。依托送变电公司扎实的工程技术基础，恒润新能源有如下特别优势：
1、重视人才培养，专业技术水平较强
除了本次基础设施REIT入池的内蒙古恒润风电场一期49.5MW项目（恒润一期风电项目）以外，恒润新能源运营的资产包括内蒙古恒润风电场二期、三期和四期项目，每期分别安装25台湘电风能XE2000型永磁直驱风机，总装机容量为198.5MW，设计年发电量为5.4亿千瓦时，发电小时约为2700小时，配套220kV升压站+18.2kM220kV送出线路+12条35kV集电线路。恒润一期风电项目于2010年8月15日开工，2011年7月完成并网发电；二期项目装机容量为49.5MW，于2011年4月15日开工，2011年8月完成并网发电；三、四期项目于2012年4月15日开工，其中三期装机容量为49.5MW，于2012年12月完成并网发电；四期装机容量为50MW，于2018年5月完成并网发电。前述四期项目及配套工程均由恒润新能源自建团队、自主运营。
恒润新能源自2010年设立以来，秉承智慧运维、科学运维的管理理念，在风电运营管理领域积累了丰富的运营管理经验，培养了一支能力过硬、专业素养较高的人才队伍，并具备对外输出电厂运营管理能力，承担部分乌兰察布市其他清洁能源项目的运营管理，为客户提供高质量的运营管理服务。恒润新能源职工总人数33人。学历方面，研究生学历1人，本科员工27人，专科学历5人；职称方面，副高级职称1人；中级职称9人，初级职称23人。专业的运维人才是电站高质量、安全、可靠发电的有力保障，恒润新能源始终坚持以自有员工为运维检修主体的路线不动摇，着力培养和提高员工的实践业务水平，已安全运行近13年。现有运维人员具备完成220kV及以下变电站、输电线路、风机的运维技术能力，并依托现有的运维能力，已形成集风电场的前期设备选型，变电站、线路施工，安装调试，运维管理的一条龙服务输出模式。近年来，恒润新能源曾经为区域内风电场、变电站等提供过技术支持及委托运维相关服务，有如下服务输出案例：
（1）2016年，承揽四子王旗国家电投席边河200MW风电场和达茂旗申能格日乐敖都100MW风电场，合同总价为750万元。
（2）2018年，在四子王旗建成供热面积为10万㎡的电供热站，并对项目平稳、安全运行至今。
（3）深入乌兰察布草原云谷大数据中心，基于恒润自聘员工团队，由母公司送变电公司于2020年获委任，与苹果科技服务（乌兰察布）有限公司签署协议，为苹果乌兰察布数据中心配套的110kV变电站提供运行维护服务；其后，与快手智能云（乌兰察布）科技有限公司签订协议，为其数据中心配套变电站提供运维服务；苹果与快手合同总价值达1732万元，进一步锻炼了恒润新能源员工团队技术水平，为实现公司做强运维市场的战略目标积累了成功经验。
2、母公司送变电的有力支撑
风机大部件的更换工作主要包括叶片、齿轮箱、电机、电 控柜等大型设备的更换，一般都需要大型、专业的吊装设备，具体工作需要具备相关资质的公司和专业人员进行，如安装资质等，而恒润新能源的母公司送变电公司有足够的经验和相应的资质，能够应对各项大型风机的检修工作。
送变电公司不仅有一支专业的运维队伍，下设的各个分公司还可以承揽风电场各种电压等级线路维护、风电机组大件更换以及升压站设备的预试等各项工作，可以在需要时与恒润新能源在运维工作层面进行对接，有效保证机组高质量运行。以设备为例，送变电在风机、输变电施工检修设备方面，有92台意大利进口大型牵张机、9台不同型号大型吊车、落地式双平臂组合抱杆1套、六旋翼飞行器2架等电力施工设备，可同时满足2条1000千伏和2条±800千伏特高压输电工程以及11项500千伏（750千伏）超高压等输变电工程施工的需要。电力调试设备可同时承担5个500kV变电站和10个220kV变电站的调试任务。上述设备中的部分（包括大型吊车）即摆放在恒润新能源厂区旁边，在需要抢修时即可使用。
因此，得益于送变电公司的全面支持，选择恒润新能源作为外部管理实施机构，一定程度上具备了较为完整的产业链保障。无论是风电场、升压站还是外送线路部分，恒润新能源都有较丰富的运维经验，且其母公司送变电公司有实力在相关风电场发生故障时在最短时间内制定行之有效的专业故障解决处理方案，且可以快速响应，跨区调动专业人员赴现场进行抢修、保电工作。
3、精细化管理，过往业绩优秀
恒润新能源具备如下专业优势：
（1）安全运营能力强。截至2024年7月31日，恒润新能源所运营风电场安全稳定运行超4700天。
（2）风机检修业务能力强。出质保后由恒润风场运检人员自行检修维护，风机可利用率96%以上，在同级风场里处于较高水平。
（3）备品备件消耗量小。随着运行时间增加，风机故障率逐年增高，为了提高备品备件利用率，恒润风电场通过不断地进行坏件维修降低成本，备品备件消耗量远低于同级风场。
（4）专业技术及应用能力扎实。恒润新能源专业团队除了日常运营维护之外，也注重技术、应用等方面的专业经验积累及提升，近年来也获取了数十项工艺技术上的成果及相关科研奖励。
（二）华晨风电项目过往运营管理安排
如问题4第（5）小问的答复所述，自并网发电2017年3月至2022年6月，华晨风电项目均由华晨公司自主运营管理。自2022年6月起，华晨公司不再负责电站现场的运行、维护工作，电站运维统一交由内蒙古智慧运维新能源有限公司负责，华晨公司仅负责华晨风电项目的财务管理以及电力交易等管理职能。
关于内蒙古智慧运维新能源有限公司（“智慧运维”）的有关情况介绍。智慧运维于2022年4月注册成立，由内蒙古能源集团有限公司（持股51%）和内蒙古电力（集团）有限责任公司（持股49%）共同出资设立，注册资本金为50000万元。智慧运维的成立是内蒙古自治区推动新能源全产业链发展、实现国家“双碳”目标的重要举措。公司的经营范围主要为：建设工程施工、输电、供电、受电电力设施安装、维修和试验，以及风力、太阳能发电技术服务等。内蒙古智慧运维新能源有限公司采用区域联检模式，依托集控中心的运营模式，对运检资源进行整合，实现统一集中监控运行、区域联检、工作协同、规范高效的运营体系。公司致力于服务自治区风、光、储、氢四大产业，推动碳交易、能源数字化、生态环境综合治理，运用大数据、人工智能等信息技术，建立现代企业制度，打造数字化、智慧化新能源运维服务企业。
自2022年以来，蒙能集团在运新能源项目，均已逐渐由智慧运维作为第三方运维机构接管，但恒润新能源所自主运营的恒润风电项目（共四期），因为其自有团队的较强技术实力，以及管理、运营的较高水平，现为集团内仅有的没有纳入智慧运维接管范围的新能源电站。从定位上来看，智慧运维作为第三方运维公司，主要负责新能源场站的现场管理和生产运维，目前并没有配置电力交易、财务等相关专业人员，亦不具备提供电力销售及财务等核心运营管理服务的能力。因此，智慧运维并不适合作为本项目的外部管理机构。
（三）运营管理安排
为最大程度保持现有经营管理团队的延续性，尽可能提高运营管理效率，经基金管理人工银瑞信与发起人蒙能集团充分论证，蒙能集团在《内蒙古能源集团有限公司董事会关于加快推进清洁能源基础设施公募REITs事项的决议（第12728号）》（2024年1月16日）及相关议案中予以明确 ，集团同意恒润新能源作为蒙能清洁能源REITs项目的运营管理实施机构，在REITs发行上市后，对恒润一期风电项目及华晨风电项目进行统一运营管理。
2024年7月，恒润新能源已就接管华晨风电项目运营相关工作形成方案，就组织机构设置、接管方案及时间节点、交接内容、工作清单等问题进行详细梳理并逐一明确，落实到项、落实到人，确保于本基金发行前接管全部运维的相关工作。综上，管理人认为恒润新能源具备扎实可靠的运营管理能力，足以胜任运营管理实施机构相关职责，且蒙能集团可为恒润新能源提供强大的股东支持，确保华晨风电项目在交接期间及基金存续期内的长期、稳定、健康运营。
五、其他
19.华晨风电项目风电机组设计寿命将于2037年3月31日届满，恒润一期风电项目风电机组设计寿命将于2031年7月31日届满。请管理人补充说明专项计划期限设置为15年的原因及合理性。
答复：
截至本项目最新评估报告基准日为2024年6月30日，华晨风电项目风电机组设计寿命剩余年限为12.75年，恒润一期风电项目风电机组设计寿命剩余年限为7.08年。根据《深圳证券交易所公开募集基础设施证券投资基金业务指引第1号---审核关注事项（试行）（2023年修订）》第二十六条的规定，结合基础设施项目土地使用权剩余期限、主要固定资产的使用寿命等，将本项目专项计划期限变更设置为14年。
上述调整已在招募说明书、专项计划标准条款等相关文件中同步更新。
20.基础设施项目及原始权益人最近一期财务报告截止日为2023年12月31日，评估报告基准日为2023年12月31日，距今已超过6个月。请基金管理人补充提供基础设施项目最新一期的财务报告和评估报告，并更新全套申报文件。
答复：
基金管理人已补充提供基础设施项目最新一期财务报告以及以2024年6月30日作为基准日的评估报告，并更新了全套申报文件。
21.请基金管理人和律师就基金管理人是否符合《公开募集证券投资基金运作管理办法》第六条的要求发表明确意见。
答复：
按照《公开募集证券投资基金运作管理办法》第六条的要求，基金管理人及项目律师就工银瑞信基金申请募集本基础设施基金并作为基金管理人的主体资格及条件出具意见如下：
（1）根据工银瑞信基金现行有效的《营业执照》，工银瑞信基金成立于2005年6月21日。工银瑞信基金已取得中国证监会核发的《关于同意设立工银瑞信基金管理有限公司的批复》（证监基金字〔2005〕93号）以及 《经营证券期货业务许可证》（流水号：000000047336），证券期货业务范围为公开募集证券投资基金管理、基金销售、特定客户资产管理。中国证监会网站（http://www.csrc.gov.cn/）公示的《公募基金管理机构名录（2024年8月）》包括工银瑞信基金。
（2）工银瑞信基金重视建立完善的公司治理结构与内部控制体系，已根据其章程的规定设置了相关公司组织机构，公司治理健全；工银瑞信基金资产管理经验丰富，工银瑞信基金已依据《运作办法》和其他中国法律以及基金行业的一般实践，建立了完善的内控制度，具备健全有效的基础设施基金投资管理、项目运营、内部控制与风险管理制度和流程，不存在治理结构不健全、经营管理混乱、内部控制和风险管理制度无法得到有效执行、财务状况恶化等重大经营风险。
（3）工银瑞信基金将任命符合届时法律法规、自律规则，具备基础设施基金经理任职资格条件的人员担任本基金的基金经理；工银瑞信基金已设置独立的基础设施基金业务主办部门，即基础设施基金投资管理团队，并配备了充足的具有基础设施项目运营或基础设施项目投资管理经验的人员。基金管理人工银瑞信基金具有丰富的基础设施及不动产投资研究经验，专业研究人员充足；具有丰富的清洁能源、交通设施、生态环保、数据中心、产业园等基础设施行业研究经验、投资管理及投后管理经验。本项目拟担任基金经理等业务人员简历请查阅“《招募说明书》/第五部分基金管理人/三、主要人员情况”。
（4）工银瑞信基金自成立以来没有因重大违法违规行为、重大失信行为受到行政处罚或者刑事处罚，并且没有因违法违规行为、失信行为正在被监管机构立案调查、司法机关立案侦查或者正处于整改期 间；工银瑞信基金具有良好的社会声誉。根据项目律师于2024年9月11日（最后核查日）在中国证监会证券期货市场失信记录查询平台（网址：http://neris.csrc.gov.cn/shixinchaxun/）、中国证监会网站（网址：http://www.csrc.gov.cn/）、国家税务总局网站（网址：http://www.chinatax.gov.cn/）、国家税务总局北京市税务局网站（网址：http://beijing.chinatax.gov.cn/bjswj/）、信用中国网站（网址：http://www.creditchina.gov.cn/）和国家企业信用信息公示系统（网址：http://www.gsxt.gov.cn）查询，工银瑞信基金在金融监管、工商、税务等方面不存在重大不良记录。
（5）工银瑞信基金自成立以来向中国证监会提交的注册基金申请材料不存在虚假记载、误导性陈述或者重大遗漏。
（6）工银瑞信基金确认并经项目律师适当核查，截至本答复出具之日，工银瑞信基金不存在对基金运作已经造成或者可能造成不良影响的重大变更事项，或者诉讼、仲裁等其他重大事项。
综上，基金管理人及项目律师认为，工银瑞信基金符合《公开募集证券投资基金运作管理办法》第六条规定的相关要求。
Footnotes
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固阳县住建局于2023年3月29日出具《固阳具住房和城乡建设局关于支持蒙能集团参与基础设施领域不动产投资信托基金(REITs)试点项目的复函》，明确“华晨风电项目220kV升压站系风电项目配套建筑，因此华晨风电项目不属我局施工许可证受理和发放范围。” ↩
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经华晨公司咨询固阳县不动产权办理机构，房屋所有权首次登记需要提供：“2002年1月1日后竣工的房屋还应当提交建设工程规划核验合格证明（自然资源局）；单体建筑面积300平方米以上或者投资额30万元以上的房屋，应当提交建筑工程施工许可证（园区项目可不提供）等一系列文件。” ↩
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《国家发展改革委关于印发<可再生能源发电全额保障性收购管理办法>的通知》第三条可再生能源发电全额保障性收购是指电网企业（含电力调度机构）根据国家确定的上网标杆电价和保障性收购利用小时数，结合市场竞争机制，通过落实优先发电制度，在确保供电安全的前提下，全额收购规划范围内的可再生能源发电项目的上网电量。 ↩
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《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》第十九条可再生能源发电并网双方达不成协议，影响可再生能源电力正常消纳的，电力监管机构应进行协调；经协调仍不能达成协议的，由电力监管机构按照有关规定予以裁决。电网企业、电力调度机构、电力交易机构和可再生能源发电企业因履行合同或协议发生争议，可向电力监管机构申请调解。电力监管机构对电网企业、电力调度机构、电力交易机构、可再生能源发电企业违反本办法，损害公共利益的行为及其处理情况，可定期向社会公布。电力监管机构工作人员未依照本办法履行监管职责的，依法追究其责任。 ↩
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《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》第二十条电网企业、电力调度机构、电力交易机构有下列行为之一，未按规定收购可再生能源电量造成可再生能源发电企业经济损失的，应承担赔偿责任，并由电力监管机构责令限期改正；拒不改正的，电力监管机构可处以可再生能源发电企业经济损失额一倍以下的罚款：（一）未按有关规定建设或者未及时完成建设可再生能源发电项目接入工程的；（二）拒绝或者阻碍与可再生能源发电企业签订购售电合同、并网调度协议和电力交易合同的；（三）未提供或者未及时提供可再生能源发电并网服务的；（四）未优先调度可再生能源发电的；（五）因电网企业、电力调度机构或者电力交易机构原因造成未能全额保障性收购可再生能源电量的其他情形。 ↩