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8月7日，上交所REITs平臺顯示，國金嘉澤新能源封閉式基礎設施證券投資基金項目狀態更新為"已反饋"。這距離3月30日交易所出具首輪反饋意見，過去了四個多月。
這份長達216頁的反饋回復，披露了一個正在等待注冊批文的風電REITs項目的完整底色。底層資產是寧夏吳忠市同心縣兩座相鄰的風電場——焦家畔100MW和新農村17.5MW，合計裝機117.5MW，2020年12月全容量并網，由嘉澤新能（601619.SH）體系內的寧夏博疆新能源有限公司持有。基金管理人為國金基金，財務顧問為國金證券。
數字本身并不復雜。更新評估基準日至2026年3月31日后，收益法評估值合計約?10.46億元?，其中焦家畔8.79億元、新農村1.67億元。較2026年2月草案中以2025年9月30日為基準日的12.66億元下調了約17%，主要因基金期限由20年縮短至16年（與風機剩余使用年限14.75年匹配），且殘值不再計入評估（原賬面值約1039萬元）。原始權益人寧夏嘉盈及其關聯方擬戰略配售20%，募集資金擬投向敦化澤瑞300MW風電項目。草案曾預測2026年凈現金流分派率10.16%、IRR 5.41%，更新基準日后該等數字尚待正式招募說明書披露。
市場法校驗值為12.37億元（焦家畔10.36億元、新農村2.01億元），較收益法高出約18%。評估機構采用EV/S倍數法，參考黃驊舊城、紅土井子、華晨風電等可比案例，并就剩余發電年限等因素作了調整。
但數字背后的幾組矛盾，構成了這份反饋回復真正值得細讀的部分。
Q1的“落差”
最先暴露問題的是2026年一季度的實際運營數據。
焦家畔項目一季度結算電價（不含國補）為?0.1809元/千瓦時?，新農村項目0.1790元/千瓦時。而2025年同期，這兩個數字分別是0.2101元和0.2154元，同比降幅在14%至17%之間。
限電率的跳升更為明顯。焦家畔一季度限電率?16.83%?，新農村13.19%。作為對比，兩個項目2025年全年限電率分別為7.94%和6.33%，2024年為7.06%和5.77%。
項目剛在2025年11月被正式納入靈紹直流配套新能源項目清單（寧發改電力〔2025〕692號），被視為消納保障的核心利好，但一季度的實際數據反而出現了電價和限電率的雙重惡化。
回復文件給出的解釋有三：新納入配套后過渡期暫由寧夏電網統籌調度、一季度風速創三年新高導致超合同電量增加、春節因素導致偏差電量價格較低。文件同時指出，同區域可比項目一季度限電率15.96%和18.52%，與本項目接近，屬區域共性。
二季度數據確有回升。焦家畔結算電價回到0.2108元/千瓦時，環比上漲16.53%，較2025年全年0.2006元高出約5%；限電率回落至11.65%。新農村二季度電價0.2057元，限電率9.25%。但上半年合計，焦家畔結算電價仍只有0.1965元/千瓦時，新農村0.1929元；上半年整體限電率分別為14.21%和11.18%。
評估假設中，靈紹直流交易計劃電量電價取的是?0.2600元/千瓦時?——這是2026年省間送受電協議約定的配套新能源上網電價。0.2600元與0.1965元之間的差距，是這只REITs估值面臨的第一道考題。
0.26元的支撐
0.2600元這個數字，來自2026年5月簽署的省間送受電協議。
協議約定，2026年靈紹直流總協議電量520億千瓦時，其中配套新能源基量85億千瓦時；2027年起每年基量不低于520億千瓦時，配套新能源95億千瓦時。協議到期自動續展一年，不限次數。本項目裝機占配套新能源比例約2.31%，評估假設2026年可分配協議電量2.19億千瓦時（區間2.08至2.54億），而項目已中標2026年度外送年度計劃電量?1.74億千瓦時?——評估假設比已中標計劃電量高出約0.45億千瓦時，差額需靠月度交易或增量協議落實。
回復文件用了相當篇幅論證靈紹直流的外送能力和浙江端的消納保障。靈紹直流是寧東至浙江±800kV特高壓，額定輸送容量800萬千瓦，2016年投運。2021年至2024年能量利用率連續四年位居全國在運特高壓直流第一。2025年輸送電量570億千瓦時，其中新能源162億千瓦時，占比28.42%；迎峰度夏期間多日滿功率運行，最大日送電量超1.7億千瓦時，約占浙江日用電量的8%。
受端浙江的電力缺口也在擴大。2025年浙江全社會用電量7267億千瓦時，電力缺口2349億千瓦時；最高用電負荷1.31億千瓦，最大外來電4780萬千瓦。浙江燃煤標桿電價0.4153元/千瓦時，自2020年以來未調整。
但電價的歷史軌跡顯示了持續的下行。靈紹直流外送中長期交易電價（含稅）2023年為0.3176元，2024年降至0.2885元，2025年維持0.2885元，2026年協議價進一步降至0.2600元。含國補的綜合電價，焦家畔從2023年的0.5681元降至2025年的0.4811元，2026年上半年0.4770元。
評估中0.2600元的計劃電量電價未考慮未來電價增長，也未假設繼續下行。超合同電量電價取2026年4至6月實際值——焦家畔0.1236元、新農村0.1313元，此后維持不變；其中通過省間現貨替代的部分電價為0.2194元（焦家畔）和0.2185元（新農村）。省間現貨電價預測整體取0.2781元/千瓦時，系寧夏現貨均價0.1758元與山東、廣東、浙江等六省均值0.3803元的算術平均，低于歷史滾動最低均值。文件稱超合同電量電價取值"未考慮價差收斂的積極因素"。
發電量預測方面，2026年4至6月取實際值，7至12月取2025年同期值；2027年起焦家畔應發小時數取2870小時、新農村3320小時，均為歷史滾動三年均值，低于2025年實際值（焦家畔2947小時、新農村3407小時）。限電率預測2027年起焦家畔7.88%、新農村6.18%，較2026年上半年實際限電率（14.21%、11.18%）大幅回落，文件的依據是過渡期結束后調度關系理順、寧夏電網側儲能和抽蓄電站陸續投運。
折現率的參數“對沖”
交易所反饋意見直指折現率。草案中2031至2040年稅前折現率8.16%，反饋意見引用當時已上市陸上風電項目發行時折現率9.07%至10.16%（工銀蒙能9.07%、中航中核北塔山9.33%、中航中核紅土井子10.16%、明陽黃驊舊城9.77%；答復補充明陽紅土井子發行時為8.48%）。
更新基準日后，稅前WACC調整為2026至2030年7.72%、2031至2040年?8.23%?。回復文件列出已上市項目最新一期（2025年12月31日基準日）折現率8.01%至8.63%（明陽紅土井子8.63%、中航中核196MW8.48%、明陽黃驊舊城8.23%、工銀蒙能8.01%），本項目8.23%落在該區間內。
參數是怎么湊到這個位置的，值得拆開看。無風險報酬率Rf取1.82%，為基準日10年期國債收益率，較2023年6月的2.64%下降82個基點。債務資本成本Rd取3.50%，即5年期以上LPR。這兩項跟隨市場利率下行，依據明確。
但風險系數β取1.1272（2031至2040年），明顯高于已上市項目最新一期的0.5426至0.7475；2026至2030年β值更高達1.1945。市場風險溢價ERP取6.38%，也高于同類項目的5.02%至5.72%。
高β、高ERP抬上去的折現率，又被1%的公司特有風險溢價拉了回來。Rs只取1.00%，低于同類項目的1.5%至2.5%。回復文件的理由是：項目已納入靈紹直流配套、寧夏風資源優質、區域消納能力強。部分可比交易案例還假設西部大開發15%優惠稅率無限期延續，本項目則假設該稅率僅適用至2030年、之后恢復25%，文件稱這一處理"更為謹慎"。
高β、高ERP與低Rs的組合，最終把數字落在了行業區間內。這組參數是否站得住，取決于投資者是否認同"靈紹直流配套+寧夏優質風區"足以把個體風險壓到行業最低水平。
國補、保理與杠桿
國補回款是另一個被反復追問的問題。兩個項目國補電價歷年均為0.2805元/千瓦時。歷史回款周期：2021年度3.20年、2022年度2.77年、2023年度約2.33年，2021年至2026年3月31日的平均回款周期為2.74年。評估假設取2.5年。
截至2026年3月末，2023年度國補焦家畔應收6634.06萬元、已收4437.25萬元（回款率66.89%），新農村應收1347.09萬元、已收915.04萬元（67.93%）。2024年度國補焦家畔6317.16萬元、新農村1309.06萬元，尚未到賬。2025年度新增焦家畔6647.37萬元、新農村1364.70萬元。2024年起國補實現常態化每月撥付。
為緩釋回款風險，嘉澤新能于2025年12月5日出具《流動性支持函》：對賬齡滿2年未回款的國補應收賬款開展保理業務，原始權益人提供流動性支持，資金占用費按LPR計算。
這一安排直接影響基金杠桿率。按回款周期3年測算，基金存續期內杠桿率（總資產/凈資產）最高為?120.87%?，出現在2037年底；若回款延長至3.5年，最高杠桿率升至137.77%。回復文件稱均符合REITs指引第二十八條。發行時基金凈資產10.46億元，杠桿率100%，無外部借款。
運營管理機構的虧損與出質保
運營管理機構寧夏嘉隆新能源運營管理有限公司（嘉隆運管）的財務狀況也在反饋意見中被問及。嘉隆運管由嘉澤新能持股75%、GLP普洛斯持股25%。普洛斯派駐一名董事和一名監事，不參與日常運營，章程中無一票否決權，部分重大事項需全體一致同意但不覆蓋日常運維。
財務數據顯示，嘉隆運管2023年凈利潤188.62萬元，2024年虧損786.38萬元，2025年虧損1070.43萬元，2026年一季度凈利潤379.38萬元。虧損原因被歸結為兩點：薪酬體系調整并增聘專業人員（員工從2023年的60人增至2026年3月的76人），以及2022年嘉澤新能重組收購寧柏基金后運維價格調整為集團內部定價。回復文件強調，截至2025年末嘉隆運管在管集團內項目2131MW，集團外在管裝機從2023年的694.5MW增至2026年3月的1175.75MW；2026年3月末股東權益5738.61萬元，高于實收資本5000萬元。
另一個跳變是運營管理費。2023至2025年，項目歷史運營管理費年均426.44萬元，約0.04元/瓦（含稅）。REITs發行后，2026年預測運營管理費1219.34萬元、2027年1330.19萬元，質保期內0.11元/瓦、出質保后0.12元/瓦。固定管理費2026年為1410萬元（含稅），2027年起1527.50萬元/年。
跳升的原因有三：2027年風機出質保后維修成本轉移至項目公司（占45%）、REITs后由集團內定價改為市場化定價（占45%）、提升運營標準（占10%）。固定管理費中包含大部件維修更換費用，大部件維修更換成本由運營管理機構優先承擔。資本性支出也從草案中在運營管理費里統一列支，改為每年單獨計提117.5萬元（含稅）。
到期處置的“便宜期權”
基金到期后的資產處置安排，是這份回復中最具產品設計意味的部分。風機設計壽命至2040年12月。到期后，原始權益人寧夏嘉盈或其關聯方有優先購買權，對價為?“延壽或改造升級凈收益的20%”與“零”二者孰高?。行使該權利無需召開基金份額持有人大會。
回復文件測算了三種情形：延壽5年，預估每年NOI約2747萬元，凈收益折現1.93億元，份額持有人可分配20%即約0.39億元；等容改造（117.5MW），投資5.29億元（單位造價4500元/千瓦），折現價值4.69億元，凈收益為負，對價為零；增容改造至235MW，投資10.58億元，折現價值9.38億元，凈收益為負，對價為零。
原始權益人放棄優先購買權的，則召開份額持有人大會表決延壽、改造或市場化處置。市場化處置找不到交易對手的，原始權益人有義務無償受讓。集電線路和檢修道路等配套設施，剝離重組后采用市場化租賃方式。
設計意圖很明確：把延壽、改造需要的大額資本支出和不確定性擋在基金外面，存續期內投資者拿運營現金流。代價是到期時份額持有人的議價空間不大——改造算不過來賬，原始權益人可以零對價把資產拿走；延壽要是有得賺，份額持有人也只分到20%。回復文件列舉了華泰三峽REIT、中航中核匯能REIT、華夏中核REIT、工銀蒙能REIT、明陽智能REIT等多個能源類REITs的類似安排，稱其"符合行業先例"。
保單、權屬與做市
反饋意見還關注到投保金額低于評估值的問題。回復文件稱，目前已由中國太平洋財產保險北京分公司承保財產一切險、機器損壞險、公眾責任險和營業中斷險，其中財產一切險總保額約12.91億元，已覆蓋評估值。
資產權屬方面，項目公司此前與華潤租賃開展售后回租，租賃物為47臺風力發電機組及塔筒，在中登網辦理了融資租賃登記、動產抵押登記和電費收費權質押登記。該筆融資租賃已于2026年7月30日提前償還全部本息，7月31日項目公司取回完全所有權；截至8月4日，相關登記已注銷。土地房屋抵押和股權質押注銷將在證監會注冊批復前完成。
項目公司截至2026年3月末的關聯方往來款已于5月18日完成清理（不含應付股利8361.20萬元），發行前將利用未入池貨幣資金分紅，不足部分在股權轉讓對價中扣減。流動性服務商方面，已與國金證券、申萬宏源證券、廣發證券簽訂做市服務協議。
等待注冊
從審核進度看，項目3月初獲受理、3月30日收到首輪反饋、8月7日狀態更新為“已反饋”，目前仍處于交易所審核階段，后續待交易所審核通過后將報送證監會履行注冊程序。若成功發行，這將是寧夏地區首單風電公募REITs。嘉澤新能作為2017年上市的民營風電運營商，目前在運風電項目27個、合計2211MW，分布于寧夏、山東、河北、黑龍江、河南、內蒙古、天津七地。入池的117.5MW在體系內裝機排名前三分之一，2025年營收排名前四分之一。
行業層面，2025年2月國家發改委、能源局發布136號文，推動新能源上網電價市場化改革，區分存量項目和增量項目，對已投運陸上風電項目合理發電收益繼續明確政策保障。本項目作為存量項目，政策銜接期的電價走向仍是市場關注的核心變量。
已上市風電REITs的二級市場表現提供了參照。工銀蒙能清潔能源REIT2025年預測分派率15.31%，上市以來二級市場累計下跌約13%；中信建投明陽智能新能源REIT2026年一季度年化分派率（不含國補保理）4.57%，計入保理后約10.77%；剛上市的中航中核匯能新能源REIT按評估值口徑測算2026年預測分派率12.03%。風電資產實際現金流與發行預測之間的偏差，正在被市場重新定價。
國金嘉澤新能源REIT的10.46億元估值能否撐住，最終取決于0.26元的協議電價能兌現多少、寧夏現貨市場的價差何時收斂、1.74億中標電量之外的增量能否落實、7.88%的限電率假設能否在過渡期后兌現，以及靈紹直流的外送通道是否真如文件所論證的那樣穩固。這些問題的答案，不在216頁的回復里，而在項目未來每個季度的結算單上。
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