近日，交易所对中信建投明阳智能新能源封闭式基础设施证券投资基金上市及中信建投-明阳智能新能源发电1期资产支持专项计划资产支持证券挂牌转让申请文件进行了审核，并形成如下审核问询问题：

一、主要反馈问题

（一）关于运营模式

根据申报材料，可再生能源电量分为保障性电量和市场性电量两部分，通过不同的方式进行消纳。黄骅项目售电结构包括中长期交易-优先发电交易、中长期交易-市场化交易、现货交易；

红土井子风电场项目售电结构包括保量保价收购、中长期交易、外送交易及现货交易。两个项目上述售电结构下不同方式的各年度发电量存在较大变化。请管理人补充披露或说明以下内容：

1.补充披露两个项目售电结构的划分标准是否一致，并说明售电结构存在较大差异的原因。

2.关于优先发电交易及保量保价收购。

（1）补充披露上述两种售电模式的差异，包括法律法规依据、展业流程、定价逻辑、保量及保价差异等。

（2）结合历史优先发电及保量保价收购情况、市场化改革的影响、法律法规要求，对该类模式项下售电价格和售电量的稳定性发表明确意见。

3.关于中长期交易模式。

（1）补充披露中长期交易的界定标准，并补充披露各类中长期市场化交易的定价逻辑、售电协议签署情况、协议期限、客户获取渠道、直接或穿透（如存在电力销售机构）前十大客户情况（如有）、重要客户历史合作情况（如有）、市场竞争情况等展业情况。

（2）根据申报材料，中长期交易-电力直接交易中包含绿色电力交易、电网代理购电交易、其他电力直接交易三种，中长期交易-合同转让交易中包含优先发电转让交易、其他转让交易两种，请披露各类中长期交易模式的具体差异，包括消纳方式、售电价格、主要客户类型等。

（3）根据申报材料，红土井子风电场项目2020年中长期交易部分的年度实际结算总电量约为-24,311.00兆瓦时，请管理人补充披露上述实际结算电量为负数的原因。

（4）根据申报材料，黄骅项目2023年开始中长期交易-市场化交易，交易价格为438.39元/兆瓦时；红土井子风电场项目最近三年一期中长期交易电量分别为-24,311兆瓦时、66,540兆瓦时、67,190兆瓦时、47,068兆瓦时，交易电价分别为175.89元/兆瓦时、200.13元/兆瓦时、218.91元/兆瓦时、232.71元/兆瓦时，波动较大。请结合前述问题与历史经营情况对该类模式项下售电价格和售电量的稳定性发表明确意见。

4.关于外送交易。根据申报材料，红土井子风电场2021年-2023年前三季度外送交易部分各期实际结算总电量分别为-20,477.00兆瓦时、37,565.00兆瓦时和35,231.00兆瓦时，交易电价分别为194.79元/兆瓦时、303.64元/兆瓦时和315.10元/兆瓦时。

（1）请补充披露外送交易的展业情况、主要客户情况；

（2）请结合展业情况披露外送交易的电量、电价年度波动较大的原因以及2021年实际结算电量为负数的原因；

（3）请结合历史运营情况对该类模式项下售电价格和售电量稳定性发表明确意见。

5.关于现货交易。根据申报材料，黄骅项目2022年开始存在现货交易，最近一年一期的交易电量分别为323.42兆瓦时、445.78兆瓦时，交易电价为296.33元/兆瓦时、211.37元/兆瓦时；红土井子风电场项目最近三年一期现货交易电量分别为77,266.00兆瓦时、13,255.00兆瓦时、28,254.00兆瓦时、241.00兆瓦时，交易电价分别为203.14元/兆瓦时、215.55元/兆瓦时、289.89元/兆瓦时、350.04元/兆瓦时，波动较大。请管理人补充披露现货交易电量、电价波动较大的原因，并结合现货交易的具体经营模式，包括展业安排、消纳对象、定价逻辑等，对现货交易的售电价格和售电量的稳定性发表明确意见。

（二）关于估值参数

1.关于售电模式。根据申报材料，黄骅项目仅2023年存在优先发电和市场化交易电量，两者占比分别为74.76%、25.24%，存续期两类模式按照75%、25%比例预测；红土井子风电场项目2019年-2023年前三季度，历史市场化交易电量占比分别为90.64%、31.16%、33.98%、79.17%、67.79%，存续期假设市场化交易电量比例为80%。

（1）根据申报材料，两个项目市场化交易存在不同售电模式，且各类模式交易价格存在差异，请管理人、评估机构细化披露基金存续期间各类售电模式的电量占比情况、电价情况，并对现金流预测是否充分考虑上述情况发表明确意见。如未考虑，对现金流预测的合理性发表明确意见。

（2）请管理人、评估机构对基金存续期间，预测的两个项目市场性电量和保障性电量的占比的合理性发表明确意见。

2.关于电量稳定性。根据申报材料，两个项目预测期上网电量按照2020-2022年度上网电量均值进行预测，上述期间内黄骅旧城风电场发电量分别为244,152.51兆瓦时、254,962.57兆瓦时及224,871.85兆瓦时，红土井子风电场分别为175,240.98兆瓦时、180,019.30兆瓦时及173,003.79兆瓦时。2022年黄骅地区平均风速约4.5米/秒，低于当地历年平均风速5米/秒。

（1）请管理人补充披露两个项目所在地报告期内风速变动情况，就风力资源的稳定性及对未来现金流稳定性的影响发表明确意见，并补充披露影响风电项目运营的其他自然资源及变化情况，及对未来现金流的影响。请管理人、评估机构对现金流预测中是否充分考虑自然环境对现金流的影响发表明确意见，并就自然环境变化导致现金流的波动作风险提示。

（2）请管理人、评估机构对两个项目历史电量存在较大波动情况下，采用2020-2022年度上网电量均值确定未来电量并恒定的合理性发表明确意见。

3.关于电价。根据申报材料，黄骅项目根据2023年前三季度实际结算电价预测基金存续期间优先发电交易和市场化交易价格均为364.4元/兆瓦时（含税）；红土井子风电场项目根据2022年-2023年前三季度实际结算电价预测市场化交易电价为263.1元/兆瓦时（含税）、保量保价收购电价303.5元/兆瓦时（含税），加权平均标杆电价为271.2元/兆瓦时（含税）。

（1）请管理人、评估机构结合历史经营情况、法律法规依据、市场竞争情况、电力市场化改革情况、市场化各类售电模式占比及电价情况等，对存续期市场化交易项下电价按照不变价格预测的合理性进行核查。

（2）请管理人、评估机构结合现有法律法规、协议约定，对保障电量的售电价格存续期是否会存在重大变化发表明确意见。

4.关于售电收入。根据申报材料，售电收入＝售电量×不含税电价，请管理人、评估机构结合前述问题对存续期各类模式项下电量、电价变动情况的分析，对售电收入直接适用报告期平均电量*标杆电价的合理性发表明确意见。

5.关于限电率。根据申报材料，最近三年及一期，红土井子风电场限电率分别为2.20%、8.82%、5.43%和8.99%。请管理人及评估机构结合历史限电率变化情况，补充披露存续期内限电率的取值，并对其合理性发表明确意见。

6.关于运营维护费用。根据申报材料，风机运维费、修理费、材料费、人工成本等运营维护费用主要根据企业方提供的数据，存续期增幅为2%。

（1）请评估机构对评估参数的取值是否进行独立判断、是否依赖第三方意见发表明确意见，并请管理人对上述事项进行核查。

（2）请管理人、评估机构结合机器设备使用期限变化所需的运营维护费用情况，对存续期每年按照2%增长的合理性发表明确意见。

7.关于现货交易的国补收入。根据申报材料，由于国网河北尚未明确试点阶段的现货交易电量是否享受可再生能源补贴电价，在政策进一步明确前，黄骅项目尚未就上述参与现货交易的上网电量确认可再生能源补贴收入。请管理人、评估机构补充披露红土井子风电场是否存在相关情况，并对现金流预测中是否充分考虑上述因素发表明确意见。

8.关于电网考核费用。根据申报材料，两个项目的售电收入均包含电网考核费用，包括辅助服务交易考核及两个细则考核。请管理人明确说明电网考核费用的具体构成、考核方式、年度波动较大的原因、对项目估值可能造成的影响。

9.关于调峰考核费用。2021年黄骅旧城风电场、红土井子风电场作为新能源风力发电场无法参与调峰，因此承担的调峰考核费用有所增加。请管理人明确说明调峰考核费用的具体构成、考核方式，补充披露调峰考核费用对项目估值可能造成的影响。

10.请管理人、评估机构说明估值参数取值中是否充分考虑了不可抗力因素的影响，针对风力发电行业特有的政策风险、安全生产风险及自然灾害等，充分揭示基础设施项目可能存在的风险，评估设置极端风险应对预案。

11.关于生态修复。根据申报材料，红土井子风电场项目按照相关法律法规规定进行管理，到期后由建设单位负责做好生态修复。请管理人明确说明项目到期后的生态修复工作安排、主要责任主体、相关成本预测，并请管理人、评估机构对项目估值是否考虑相关影响发表明确意见。

12.关于资本性支出。根据申报材料，本次风力发电项目资本性支出按项目固定资产投资一次性投入，在经营预测期内不再考虑资本性支出。请管理人、评估机构结合机器设备运营实际情况、基金期限与风电机存续期的大修安排等，对基金存续期间不考虑资本性支出预测值的合理性发表明确意见。

13.关于资产组价值。根据评估报告，两个项目的资产组范围均包含货币资金。请管理人、评估机构对上述资产组范围是否符合评估准则要求发表明确意见，并评估调整资产组范围。

（三）关于资产到期处置。根据申报材料，基金期限到2038年，红土井子风电场的国有土地使用权到期日是2066年，黄骅旧城风电场的国有土地使用权到期日是2068年、2072年。请管理人补充披露基金到期后土地使用权的处置安排。

（四）关于运营管理机制。根据申报材料，项目公司向运营管理实施机构支付运营管理机构运营支出，2024年为确定金额，后续每年按照一定幅度上涨。基金向运营管理机构支付固定管理费和浮动管理费，固定管理费根据年度净收入完成率确定不同的收费比率，浮动管理费为公司年度净收入超过项目公司目标净收入净额的20%。

1.请管理人补充披露项目公司支付的运营支出是否符合基础设施项目历史运营成本情况，与估值中相关成本预测是否存在重大差异。

2.请管理人补充披露固定管理费及浮动管理费是否可以有效起到约束作用发表明确意见，并评估调整相关安排，评估设置相关激励约束可以激励到运营管理团队或相关人员。

3.请管理人评估在项目公司、基金公司、持有人大会等相关设置相关安排，充分发挥运营管理机构及相关方参与基础设施项目运营的作用。

二、其他反馈问题

（一）关于经营资质。请管理人补充披露清洁能源项目电力业务许可、并网调度协议、购售电协议等文件的取得与签署情况，相关期限以及续签安排。

（二）关于收益分配。请管理人在相关法律文件中对收益分配安排进行充分约定，并向投资者充分揭示未按照规定进行收益分配可能导致基金终止上市的风险。

（三）关于保险。请管理人根据《公开募集基础设施证券投资基金指引（试行）》第三十八条相关要求，为本项目购买足额保险。

（四）关于分派率。根据申报材料，项目2024年4-12月的分派率显著高于2025年分派率。请管理人补充披露两者差异较大的原因，并作风险提示。

（五）关于运营管理能力。根据《明阳智慧能源集团股份公司2023年度业绩快报的公告》，2023年度公司归属于上市公司股东的净利润同比减少89.11%，扣除非经常性损益后归属于上市公司股东的净利润同比减少93.29%，基本每股收益同比减少89.17%。请管理人补充核查明阳智慧能源集团股份公司2023年业绩出现大幅下滑的原因，并评估是否影响基础设施项目的持续稳定运营。

（六）关于财务数据。根据申报材料，本项目相关财务数据已过有效期，请管理人根据《公开募集基础设施证券投资基金指引（试行）》第十五条第十九款相关要求，更新申报文件中的财务数据。

（七）关于流动性服务机制。根据申报材料，基础设施基金采取封闭式运作，不开通申购赎回，只能在二级市场交易，请管理人根据《上海证券交易所公开募集基础设施证券投资基金（REITs）规则适用指引第2号—发售业务（试行）》相关要求，请在基金相关法律文件中明确约定基金管理人关于流动性服务相关安排，缓释基金存续期间流动性不足风险。

说明：来源上海证券交易所公告