本基金基础设施项目为位于江苏省盐城市滨海县滨海北部的中山河口至滨海港之间的近海海域及江苏省盐城市滨海县滨海港经济区的中电投滨海北区H1#100MW海上风电工程、中电投滨海北区H2#400MW海上风电工程及配套建设的运维驿站工程项目（与滨海北H1项目、滨海北H2项目合称为“基础设施项目”），运营管理机构为国家电投集团江苏海上风力发电有限公司（简称“运营管理机构”）。基础设施项目将海上风力资源转换成清洁电力，通过国网江苏省电力有限公司（简称“江苏国网”）将电力输送至终端用户，并从江苏国网取得电力销售收入。
三、基础设施项目拟参与电力市场交易的背景情况
2024年12月4日，江苏省发展改革委和江苏能源监管办联合下发了《关于开展2025年电力市场交易工作的通知》（苏发改能源发〔2024〕1346号，以下简称“通知”），基础设施项目根据通知要求拟参与电力市场交易。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5号一一临时报告（试行）》的规定，基础设施项目所在区域电力交易政策发生变化，特此公告说明。
通知对江苏省集中式风电项目参加2025年电力市场交易进行了安排，主要内容如下：
（一）市场交易电量
江苏省2025年优先组织未纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内的集中式风电项目参与绿电交易。
不参加绿电交易的集中式风电项目全年保量保价发电小时数为800小时。不参加绿电交易的集中式风电项目每月上网电量扣除保量保价部分为保量竞价电量，参与省内中长期常规交易。
考虑风力发电预测的不确定性，为提高交易合同履约比例，集中式风电项目的年度绿电交易或年度常规电力交易电量分解到各月的电量叠加当月保量保价电量不超过其2024年对应月份上网电量的90%。每月保量保价电量优先于市场电量结算，如机组因自身原因不能完成当月保量保价电量，后续不予追补。
（二）市场交易价格
对集中式风电项目参与电力市场的交易价格不设限制。带补贴的集中式风电项目参加常规电力交易，补贴政策按照国家规定继续执行。
（三）市场交易组织
江苏省2025年电力市场交易包含年度交易、月度交易、月内交易等形式。年度交易采用双边协商和挂牌方式，月度交易采用集中竟价、挂牌等方式，月内交易采用挂牌方式。集中式风电项目均需报量报价参加年度、月度和月内交易。为了充分发挥中长期交易压舱石、稳定器作用，江苏省保障中长期交易电量不低于市场交易总电量的90%。
江苏省计划2024年12月12日至18日期间组织2025年年度协商交易和年度挂牌交易。现货长周期结算试运行前，每月开展次月集中竞价、当月月内挂牌、当月合同转让交易。
四、基础设施项目所在区域情况
（一）江苏省电力供需及消纳情况
1、工业发展强劲，用能需求刚性增长
江苏省2024年1-10月份全省规模以上工业增加值同比增长7.4%。根据国家能源局江苏监管办公室公布的统计数据，2024年1-10月份，江苏省累计全社会用电量7,095.75亿千瓦时，同比增长9.64%，2024年调度用电最高负荷13,582.70万千瓦，同比增长10.47%。
2、经济体量大，一次能源对外依存度较高
经统计，江苏省自2014年至2023年的年度全社会用电量和发电量差额由664.72亿千瓦时增加到1,560.42亿千瓦时，差额占全社会用电量的比例由13.3%提高至19.9%。作为以外向型经济为主导的大省，江苏省用能需求将持续保持旺盛态势，对地区电价和基础设施项目的发电量消纳形成有效支撑。
3、新型能源体系不断发展，新能源消纳保持良好态势
根据江苏省电力行业协会公布的统计数据，截至2024年10月底，江苏省风电和光伏发电量966.54亿千瓦时，占全省发电量的17.23%，占比同比提高3.29个百分点，其中，风电发电量469.63亿千瓦时。
根据全国新能源消纳监测预警中心公布的数据，2024年1-10月份江苏省风电利用率为99.8%，且自2018年有统计数据以来，江苏省风电利用率连续多年保持较高水平。
（二）江苏省近三年电力市场交易情况
根据江苏电力交易中心公布的交易结果，江苏省2022年至2024年平均年度交易总成交电量为3,214.47亿千瓦时，加权均价461.53元/兆瓦时，较江苏省燃煤基准价391元/兆瓦时平均溢价约18.04%，各年度交易情况如下：
五、对基金份额持有人的影响及应对措施
（一）对基金份额持有人的影响
基础设施项目参加电力市场交易前，电量全额上网，含税上网电价为850元/兆瓦时，其中燃煤基准价为391元/兆瓦时，国补为459元/兆瓦时。参加电力市场交易后，电量保持全额上网不变，国补到期前补贴政策按照国家规定继续执行，参与电力市场交易仅影响燃煤基准价对应的部分，根据历史三年公布的数据，市场交易电价较燃煤基准价均有一定上浮。
以基础设施项目2023年度数据为例，2023年度上网电量达123,070.64万千瓦时，含税结算电费总额为104,610.04万元（未包含“两个细则”返还与分摊费用的调整）。上网电量口径年度利用小时约为2,461小时。如按通知执行，电费结算方式如下：
1、全年保量保价发电小时数为800小时，对应上网电量为40,000.00万千瓦时，含税上网电价固定为850元/兆瓦时，含税结算电费是34,000.00万元。
2、剩余83,070.64万千瓦时电量将参与保量竞价交易，其中，含税国补电费约为38,129.42万元；至于市场交易电价对应的结算电费，则将依据中长期交易价格来具体确定。
（二）已采取/拟采取的应对措施
基金管理人和运营管理机构将持续做好以下工作，保障基金份额持有人利益：
1、深化市场分析与预测，积极依法合规参与交易
2、依托经验丰富的专业团队，积极开展电力营销工作
依托国家电投专业的电力营销与交易团队，以及成熟的客户服务流程和体系，基础设施项目可享受专业、及时、高效的电力交易服务，同时主动寻求与大型电力用户建立长期合作关系，确保电力销售渠道与价格稳定，有效规避市场风险。
3、积极参与电力市场交易培训，提升电力交易能力与水平
4、持续完善利益冲突防范机制，维护投资者权益
针对原始权益人持有和运营管理机构运营的同区域其他新能源发电项目与基础设施项目之间的潜在利益冲突，原始权益人和运营管理机构已出具承诺函，将公平对待基础设施项目。同时，运营管理机构已建立项目隔离机制，确保基础设施项目的独立运营。基金管理人也将积极履行主动运营管理职责，确保同业竞争以及利益冲突防范机制的良好运行。
六、其他说明
基础设施项目拟参与电力市场交易的情况已经运营管理机构确认。
截至目前，本基金投资运作正常，无应披露而未披露的重大信息，根据通知安排，江苏省电力交易中心将于2024年12月中下旬公布年度交易结果，基金管理人将严格按照法律法规及基金合同的规定进行投资运作，履行信息披露义务。
市场有风险，投资需谨慎。投资者购买基金前，请仔细阅读基金合同、招募说明书、基金产品资料概要等法律文件，并根据自身风险承受能力谨慎选择，谨慎做出投资决策，自行承担投资风险。