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8 月 7 日，上交所 REITs 平台显示，国金嘉泽新能源封闭式基础设施证券投资基金项目状态更新为 " 已反馈 "。这距离 3 月 30 日交易所出具首轮反馈意见，过去了四个多月。

这份长达 216 页的反馈回复，披露了一个正在等待注册批文的风电 REITs 项目的完整底色。底层资产是宁夏吴忠市同心县两座相邻的风电场——焦家畔 100MW 和新农村 17.5MW，合计装机 117.5MW，2020 年 12 月全容量并网，由嘉泽新能（601619.SH）体系内的宁夏博疆新能源有限公司持有。基金管理人为国金基金，财务顾问为国金证券。

数字本身并不复杂。更新评估基准日至 2026 年 3 月 31 日后，收益法评估值合计约‌10.46 亿元‌，其中焦家畔 8.79 亿元、新农村 1.67 亿元。较 2026 年 2 月草案中以 2025 年 9 月 30 日为基准日的 12.66 亿元下调了约 17%，主要因基金期限由 20 年缩短至 16 年（与风机剩余使用年限 14.75 年匹配），且残值不再计入评估（原账面值约 1039 万元）。原始权益人宁夏嘉盈及其关联方拟战略配售 20%，募集资金拟投向敦化泽瑞 300MW 风电项目。草案曾预测 2026 年净现金流分派率 10.16%、IRR 5.41%，更新基准日后该等数字尚待正式招募说明书披露。

市场法校验值为 12.37 亿元（焦家畔 10.36 亿元、新农村 2.01 亿元），较收益法高出约 18%。评估机构采用 EV/S 倍数法，参考黄骅旧城、红土井子、华晨风电等可比案例，并就剩余发电年限等因素作了调整。

但数字背后的几组矛盾，构成了这份反馈回复真正值得细读的部分。

Q1 的 " 落差 "

最先暴露问题的是 2026 年一季度的实际运营数据。

焦家畔项目一季度结算电价（不含国补）为‌0.1809 元 / 千瓦时‌，新农村项目 0.1790 元 / 千瓦时。而 2025 年同期，这两个数字分别是 0.2101 元和 0.2154 元，同比降幅在 14% 至 17% 之间。

限电率的跳升更为明显。焦家畔一季度限电率‌16.83%‌，新农村 13.19%。作为对比，两个项目 2025 年全年限电率分别为 7.94% 和 6.33%，2024 年为 7.06% 和 5.77%。

项目刚在 2025 年 11 月被正式纳入灵绍直流配套新能源项目清单（宁发改电力〔2025〕692 号），被视为消纳保障的核心利好，但一季度的实际数据反而出现了电价和限电率的双重恶化。

回复文件给出的解释有三：新纳入配套后过渡期暂由宁夏电网统筹调度、一季度风速创三年新高导致超合同电量增加、春节因素导致偏差电量价格较低。文件同时指出，同区域可比项目一季度限电率 15.96% 和 18.52%，与本项目接近，属区域共性。

二季度数据确有回升。焦家畔结算电价回到 0.2108 元 / 千瓦时，环比上涨 16.53%，较 2025 年全年 0.2006 元高出约 5%；限电率回落至 11.65%。新农村二季度电价 0.2057 元，限电率 9.25%。但上半年合计，焦家畔结算电价仍只有 0.1965 元 / 千瓦时，新农村 0.1929 元；上半年整体限电率分别为 14.21% 和 11.18%。

评估假设中，灵绍直流交易计划电量电价取的是‌0.2600 元 / 千瓦时‌——这是 2026 年省间送受电协议约定的配套新能源上网电价。0.2600 元与 0.1965 元之间的差距，是这只 REITs 估值面临的第一道考题。

0.26 元的支撑

0.2600 元这个数字，来自 2026 年 5 月签署的省间送受电协议。

协议约定，2026 年灵绍直流总协议电量 520 亿千瓦时，其中配套新能源基量 85 亿千瓦时；2027 年起每年基量不低于 520 亿千瓦时，配套新能源 95 亿千瓦时。协议到期自动续展一年，不限次数。本项目装机占配套新能源比例约 2.31%，评估假设 2026 年可分配协议电量 2.19 亿千瓦时（区间 2.08 至 2.54 亿），而项目已中标 2026 年度外送年度计划电量‌1.74 亿千瓦时‌——评估假设比已中标计划电量高出约 0.45 亿千瓦时，差额需靠月度交易或增量协议落实。

回复文件用了相当篇幅论证灵绍直流的外送能力和浙江端的消纳保障。灵绍直流是宁东至浙江 ± 800kV 特高压，额定输送容量 800 万千瓦，2016 年投运。2021 年至 2024 年能量利用率连续四年位居全国在运特高压直流第一。2025 年输送电量 570 亿千瓦时，其中新能源 162 亿千瓦时，占比 28.42%；迎峰度夏期间多日满功率运行，最大日送电量超 1.7 亿千瓦时，约占浙江日用电量的 8%。

受端浙江的电力缺口也在扩大。2025 年浙江全社会用电量 7267 亿千瓦时，电力缺口 2349 亿千瓦时；最高用电负荷 1.31 亿千瓦，最大外来电 4780 万千瓦。浙江燃煤标杆电价 0.4153 元 / 千瓦时，自 2020 年以来未调整。

但电价的历史轨迹显示了持续的下行。灵绍直流外送中长期交易电价（含税）2023 年为 0.3176 元，2024 年降至 0.2885 元，2025 年维持 0.2885 元，2026 年协议价进一步降至 0.2600 元。含国补的综合电价，焦家畔从 2023 年的 0.5681 元降至 2025 年的 0.4811 元，2026 年上半年 0.4770 元。

评估中 0.2600 元的计划电量电价未考虑未来电价增长，也未假设继续下行。超合同电量电价取 2026 年 4 至 6 月实际值——焦家畔 0.1236 元、新农村 0.1313 元，此后维持不变；其中通过省间现货替代的部分电价为 0.2194 元（焦家畔）和 0.2185 元（新农村）。省间现货电价预测整体取 0.2781 元 / 千瓦时，系宁夏现货均价 0.1758 元与山东、广东、浙江等六省均值 0.3803 元的算术平均，低于历史滚动最低均值。文件称超合同电量电价取值 " 未考虑价差收敛的积极因素 "。

发电量预测方面，2026 年 4 至 6 月取实际值，7 至 12 月取 2025 年同期值；2027 年起焦家畔应发小时数取 2870 小时、新农村 3320 小时，均为历史滚动三年均值，低于 2025 年实际值（焦家畔 2947 小时、新农村 3407 小时）。限电率预测 2027 年起焦家畔 7.88%、新农村 6.18%，较 2026 年上半年实际限电率（14.21%、11.18%）大幅回落，文件的依据是过渡期结束后调度关系理顺、宁夏电网侧储能和抽蓄电站陆续投运。

折现率的参数 " 对冲 "

交易所反馈意见直指折现率。草案中 2031 至 2040 年税前折现率 8.16%，反馈意见引用当时已上市陆上风电项目发行时折现率 9.07% 至 10.16%（工银蒙能 9.07%、中航中核北塔山 9.33%、中航中核红土井子 10.16%、明阳黄骅旧城 9.77%；答复补充明阳红土井子发行时为 8.48%）。

更新基准日后，税前 WACC 调整为 2026 至 2030 年 7.72%、2031 至 2040 年‌8.23%‌。回复文件列出已上市项目最新一期（2025 年 12 月 31 日基准日）折现率 8.01% 至 8.63%（明阳红土井子 8.63%、中航中核 196MW8.48%、明阳黄骅旧城 8.23%、工银蒙能 8.01%），本项目 8.23% 落在该区间内。

参数是怎么凑到这个位置的，值得拆开看。无风险报酬率 Rf 取 1.82%，为基准日 10 年期国债收益率，较 2023 年 6 月的 2.64% 下降 82 个基点。债务资本成本 Rd 取 3.50%，即 5 年期以上 LPR。这两项跟随市场利率下行，依据明确。

但风险系数 β 取 1.1272（2031 至 2040 年），明显高于已上市项目最新一期的 0.5426 至 0.7475；2026 至 2030 年 β 值更高达 1.1945。市场风险溢价 ERP 取 6.38%，也高于同类项目的 5.02% 至 5.72%。

高 β、高 ERP 抬上去的折现率，又被 1% 的公司特有风险溢价拉了回来。Rs 只取 1.00%，低于同类项目的 1.5% 至 2.5%。回复文件的理由是：项目已纳入灵绍直流配套、宁夏风资源优质、区域消纳能力强。部分可比交易案例还假设西部大开发 15% 优惠税率无限期延续，本项目则假设该税率仅适用至 2030 年、之后恢复 25%，文件称这一处理 " 更为谨慎 "。

高 β、高 ERP 与低 Rs 的组合，最终把数字落在了行业区间内。这组参数是否站得住，取决于投资者是否认同 " 灵绍直流配套 + 宁夏优质风区 " 足以把个体风险压到行业最低水平。

国补、保理与杠杆

国补回款是另一个被反复追问的问题。两个项目国补电价历年均为 0.2805 元 / 千瓦时。历史回款周期：2021 年度 3.20 年、2022 年度 2.77 年、2023 年度约 2.33 年，2021 年至 2026 年 3 月 31 日的平均回款周期为 2.74 年。评估假设取 2.5 年。

截至 2026 年 3 月末，2023 年度国补焦家畔应收 6634.06 万元、已收 4437.25 万元（回款率 66.89%），新农村应收 1347.09 万元、已收 915.04 万元（67.93%）。2024 年度国补焦家畔 6317.16 万元、新农村 1309.06 万元，尚未到账。2025 年度新增焦家畔 6647.37 万元、新农村 1364.70 万元。2024 年起国补实现常态化每月拨付。

为缓释回款风险，嘉泽新能于 2025 年 12 月 5 日出具《流动性支持函》：对账龄满 2 年未回款的国补应收账款开展保理业务，原始权益人提供流动性支持，资金占用费按 LPR 计算。

这一安排直接影响基金杠杆率。按回款周期 3 年测算，基金存续期内杠杆率（总资产 / 净资产）最高为‌120.87%‌，出现在 2037 年底；若回款延长至 3.5 年，最高杠杆率升至 137.77%。回复文件称均符合 REITs 指引第二十八条。发行时基金净资产 10.46 亿元，杠杆率 100%，无外部借款。

运营管理机构的亏损与出质保

运营管理机构宁夏嘉隆新能源运营管理有限公司（嘉隆运管）的财务状况也在反馈意见中被问及。嘉隆运管由嘉泽新能持股 75%、GLP 普洛斯持股 25%。普洛斯派驻一名董事和一名监事，不参与日常运营，章程中无一票否决权，部分重大事项需全体一致同意但不覆盖日常运维。

财务数据显示，嘉隆运管 2023 年净利润 188.62 万元，2024 年亏损 786.38 万元，2025 年亏损 1070.43 万元，2026 年一季度净利润 379.38 万元。亏损原因被归结为两点：薪酬体系调整并增聘专业人员（员工从 2023 年的 60 人增至 2026 年 3 月的 76 人），以及 2022 年嘉泽新能重组收购宁柏基金后运维价格调整为集团内部定价。回复文件强调，截至 2025 年末嘉隆运管在管集团内项目 2131MW，集团外在管装机从 2023 年的 694.5MW 增至 2026 年 3 月的 1175.75MW；2026 年 3 月末股东权益 5738.61 万元，高于实收资本 5000 万元。

另一个跳变是运营管理费。2023 至 2025 年，项目历史运营管理费年均 426.44 万元，约 0.04 元 / 瓦（含税）。REITs 发行后，2026 年预测运营管理费 1219.34 万元、2027 年 1330.19 万元，质保期内 0.11 元 / 瓦、出质保后 0.12 元 / 瓦。固定管理费 2026 年为 1410 万元（含税），2027 年起 1527.50 万元 / 年。

跳升的原因有三：2027 年风机出质保后维修成本转移至项目公司（占 45%）、REITs 后由集团内定价改为市场化定价（占 45%）、提升运营标准（占 10%）。固定管理费中包含大部件维修更换费用，大部件维修更换成本由运营管理机构优先承担。资本性支出也从草案中在运营管理费里统一列支，改为每年单独计提 117.5 万元（含税）。

到期处置的 " 便宜期权 "

基金到期后的资产处置安排，是这份回复中最具产品设计意味的部分。风机设计寿命至 2040 年 12 月。到期后，原始权益人宁夏嘉盈或其关联方有优先购买权，对价为‌" 延寿或改造升级净收益的 20%" 与 " 零 " 二者孰高‌。行使该权利无需召开基金份额持有人大会。

回复文件测算了三种情形：延寿 5 年，预估每年 NOI 约 2747 万元，净收益折现 1.93 亿元，份额持有人可分配 20% 即约 0.39 亿元；等容改造（117.5MW），投资 5.29 亿元（单位造价 4500 元 / 千瓦），折现价值 4.69 亿元，净收益为负，对价为零；增容改造至 235MW，投资 10.58 亿元，折现价值 9.38 亿元，净收益为负，对价为零。

原始权益人放弃优先购买权的，则召开份额持有人大会表决延寿、改造或市场化处置。市场化处置找不到交易对手的，原始权益人有义务无偿受让。集电线路和检修道路等配套设施，剥离重组后采用市场化租赁方式。

设计意图很明确：把延寿、改造需要的大额资本支出和不确定性挡在基金外面，存续期内投资者拿运营现金流。代价是到期时份额持有人的议价空间不大——改造算不过来账，原始权益人可以零对价把资产拿走；延寿要是有得赚，份额持有人也只分到 20%。回复文件列举了华泰三峡 REIT、中航中核汇能 REIT、华夏中核 REIT、工银蒙能 REIT、明阳智能 REIT 等多个能源类 REITs 的类似安排，称其 " 符合行业先例 "。

保单、权属与做市

反馈意见还关注到投保金额低于评估值的问题。回复文件称，目前已由中国太平洋财产保险北京分公司承保财产一切险、机器损坏险、公众责任险和营业中断险，其中财产一切险总保额约 12.91 亿元，已覆盖评估值。

资产权属方面，项目公司此前与华润租赁开展售后回租，租赁物为 47 台风力发电机组及塔筒，在中登网办理了融资租赁登记、动产抵押登记和电费收费权质押登记。该笔融资租赁已于 2026 年 7 月 30 日提前偿还全部本息，7 月 31 日项目公司取回完全所有权；截至 8 月 4 日，相关登记已注销。土地房屋抵押和股权质押注销将在证监会注册批复前完成。

项目公司截至 2026 年 3 月末的关联方往来款已于 5 月 18 日完成清理（不含应付股利 8361.20 万元），发行前将利用未入池货币资金分红，不足部分在股权转让对价中扣减。流动性服务商方面，已与国金证券、申万宏源证券、广发证券签订做市服务协议。

等待注册

从审核进度看，项目 3 月初获受理、3 月 30 日收到首轮反馈、8 月 7 日状态更新为 " 已反馈 "，目前仍处于交易所审核阶段，后续待交易所审核通过后将报送证监会履行注册程序。若成功发行，这将是宁夏地区首单风电公募 REITs。嘉泽新能作为 2017 年上市的民营风电运营商，目前在运风电项目 27 个、合计 2211MW，分布于宁夏、山东、河北、黑龙江、河南、内蒙古、天津七地。入池的 117.5MW 在体系内装机排名前三分之一，2025 年营收排名前四分之一。

行业层面，2025 年 2 月国家发改委、能源局发布 136 号文，推动新能源上网电价市场化改革，区分存量项目和增量项目，对已投运陆上风电项目合理发电收益继续明确政策保障。本项目作为存量项目，政策衔接期的电价走向仍是市场关注的核心变量。

已上市风电 REITs 的二级市场表现提供了参照。工银蒙能清洁能源 REIT2025 年预测分派率 15.31%，上市以来二级市场累计下跌约 13%；中信建投明阳智能新能源 REIT2026 年一季度年化分派率（不含国补保理）4.57%，计入保理后约 10.77%；刚上市的中航中核汇能新能源 REIT 按评估值口径测算 2026 年预测分派率 12.03%。风电资产实际现金流与发行预测之间的偏差，正在被市场重新定价。

国金嘉泽新能源 REIT 的 10.46 亿元估值能否撑住，最终取决于 0.26 元的协议电价能兑现多少、宁夏现货市场的价差何时收敛、1.74 亿中标电量之外的增量能否落实、7.88% 的限电率假设能否在过渡期后兑现，以及灵绍直流的外送通道是否真如文件所论证的那样稳固。这些问题的答案，不在 216 页的回复里，而在项目未来每个季度的结算单上。

数据来源及免责说明：上交所 REITs 反馈及答复材料、项目招募说明书、上市公司公开公告、电力行业公开交易数据；本文仅整理公开申报信息，不构成任何投资参考；风电资产电价、限电、补贴回款存在波动风险，项目审核、发行存在不确定性，投资者请以基金正式注册文件及交易所公告为准。