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　　外部运营管理机构：深圳能源集团股份有限公司、深圳能源集团 股份有限公司东部电厂 原始权益人：深圳能源集团股份有限公司 战略配售比例：70% 原始权益人及其关联方配售比例：51% 基础设施项目为深圳能源东部电厂（一期）项目 项目（资产）名称：深圳能源东部电厂（一期）项目 所在地：广东省深圳市大鹏新区大鹏下沙秤头角 所处行业：电力、热力、燃气及水生产 建设内容和规模：东部电厂（一期）项目包括天然气发电机组及 不动产建筑，地上建筑面积共计约3.16万平方米，宗地面积约 3.96万平方米。

　　开竣工时间：本项目于2004年9月15日开工，于2008年2月3 日竣工。 决算总投资：决算总投资为34.32亿元。 项目营业收入（万元）：2024年度为156,046.92万元，2023年 度为190,041.77万元，2022年度为184,305.10万元，2021年度 为174,115.68万元，2020年度为164,942.05万元。 项目评估结果：于评估基准日2024年12月31日，深圳能源东部 电厂（一期）项目评估值为312,785.54万元。 本期/年可供分配金额（万元）：2022年度实际数为45,743.56 万元，对应年化分派率为12.93%；2023年度实际数为42,008.59 万元，对应年化分派率为11.87%；2024年度实际数为35,558.80 万元，对应年化分派率为10.02%。

　　司债、金融债、中期票据、短期融资券、超短期融资券、公开发行的 次级债、政府支持机构债、可分离交易可转债的纯债部分）或货币市 场工具（同业存单、债券回购、协议存款、定期存款及其他银行存款 等）。如本基金所投资的信用债因评级下调导致不符合前述投资范围 的，基金管理人应当在三个月之内进行调整。 本基金不投资于股票，也不投资于可转换债券（可分离交易可转债的 纯债部分除外）、可交换债券。 如法律法规或监管机构以后允许基金投资其他品种，基金管理人在履 行适当程序后，可以将其纳入投资范围。 除本基金合同另有约定外，基金的投资组合比例为：本基金投资于基 础设施资产支持证券的资产比例不低于基金资产的80%，但因基础设 施项目出售、按照扩募方案实施扩募收购时收到扩募资金但尚未完成 基础设施项目购入及中国证监会认可的其他因素致使基金投资比例不 符合上述规定投资比例的不属于违反投资比例限制。上述原因以外的 其他原因导致不满足上述比例限制的，基金管理人应在60个工作日 内调整。 如果法律法规对该比例要求有变更的，在履行适当程序后，以变更后 的比例为准，本基金的投资范围会做相应调整。

　　1、以基金资产净值为基数计提的 基金管理费按上年度经审计的年 度报告披露的合并报表层面基金净 资产的0.28%年费率计提。2、以 基础设施资产净收入为基数计提的 基金管理费以基础设施资产净收 入为基数计提的基金管理费包含固 定管理费及浮动管理费两部分： （1）固定管理费计算公式如下： 固定管理费=净收入1*固定管理费 率净收入1=营业收入-营业支出 （不考虑固定及浮动管理费、折旧 摊销、财务费用、税金及附加） 上述净收入1应根据项目公司年度 审计报告进行计算。其中：营业 收入为考核期间内项目公司的主营 业务收入及其他业务收入；营业 支出为考核期间内项目公司直接支 付的营业支出、其他营运成本等， 不考虑固定及浮动管理费、折旧摊

　　销、财务费用及税金及附加。固 定管理费率=3.5%基金管理人与基 金托管人双方核对固定管理费无误 后，以协商确定的日期及方式从基 金财产中支付，若遇法定节假日、 公休假等，支付日期顺延。（2） 浮动管理费每一个会计年度结束 后，对项目公司的净收入指标进行 考核，根据项目公司年度EBITDA 完成率确定浮动管理费。具体而 言：净收入2=营业收入-营业支出 （不考虑固定及浮动管理费、折旧 摊销、财务费用、税金及附加）- 固定管理费上述净收入2应根据 项目公司年度审计报告进行计算。 基金管理人根据考核结果对浮动管 理费进行调整。

　　本基金采用封闭式运作，不开通申购赎回，只能在二级市场交易，存在流动性不足等风险。本基金基础设施项目原始权益人或其同一控制下的关联方作为战略投资者拟持有较多基金份额，加上战略投资者长期持有的基金份额，实际流通的基金份额相对较少。此外，公开募集基础设施证券投资基金属于资本市场创新品种，初期参与投资者数量相对较少，估值、报价等系统、制度建设尚不完备，基金份额可能面临无法在合理的时间内以合适的价格流转的风险。

　　3）本基金无法按时偿还债务或发生其他违约行为的风险。本基金存续期间，如基础设施项目运营的现金流不足或因其他原因而导致借款人可供支配的现金流不足以按时偿还已到期债务的，或因任何原因而导致借款人存在其他违约行为的，借款人将需要按照法律法规和相关贷款合同的约定承担违约责任，包括但不限于：贷款人宣布尚未到期的债务全部或部分提前到期，宣布借款人支付罚息、违约金或损害赔偿金，基于交叉违约条款（如有）宣布借款人在其他贷款合同项下的债务提前到期等等。据此，借款人财务状况、资信能力可能受到不利影响。

　　如借款人无法按时偿还债务的，贷款人可能提起诉讼、仲裁或者依法采取相关保全措施，借款人的日常运营、资产买卖等行为将受到一定程度的限制，可能对借款人的经营造成不利影响，进而影响本基金的现金流，此外，在相关司法程序中可能需要对基础设施项目（适用于借款人为项目公司的情形）或其他财产进行拍卖、变卖以偿还相关债务，拍卖、变卖的价格可能低于甚至远远低于市场公允价格，从而可能对借款人造成不利影响，进而影响本基金的现金流。

　　在本基金的交易结构中，基础设施基金设立并认购基础设施资产支持专项计划的全部份额后，计划管理人（代表资产支持专项计划）将根据SPV股权转让协议的约定受让原始权益人持有的SPV100%股权并间接持有项目公司100%股权，专项计划设立后，计划管理人（代表资产支持专项计划）根据SPV债权转让协议完成对SPV的债权投资，整个流程涉及的合同或协议签署方较多、股权转让中股权交割涉及诸多前置条件，存在一方或多方因故不能按时履约的可能，亦存在基金设立后因政策变动或操作风险导致基础设施项目无法按时完成交易的风险。

　　本基金将定期公布第三方评估公司出具的基础设施项目评估报告，基础设施项目评估报告以收益法作为主要评估方法，收益法估值基于未来现金流的预测、折现率的选择等多项假设，部分假设较小幅度的偏差会很大程度上影响基础设施项目的估值，相关评估结果不代表基础设施项目资产的真实市场价值，也不代表基础设施项目资产能够按照评估结果进行转让。在基础设施项目实际运营过程中，有可能出现宏观经济低迷、运营管理不善等原因导致基础设施项目公允价值下跌的风险。该报告仅供投资者参考，不构成投资建议，也不作为基础设施项目公允价值的任何承诺和保障。

　　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，若售电收入不达预期，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，投资人面临现金流预测偏差导致的投资风险。

　　基础设施基金运作过程中涉及基金份额持有人、公募基金、资产支持专项计划、SPV、项目公司等多个层面。本基金分配时，基金份额持有人获得的收益将可能被要求缴纳相应税费。基金份额持有人、公募基金、资产支持专项计划、SPV、项目公司等主体所适用的税收征管法律法规可能会由于国家相关税收政策调整而发生变化。如相关税收征管法律法规、适用税率发生变化，或者税务部门未来向基金份额持有人、公募基金、资产支持专项计划、SPV、项目公司征收任何额外的税负，基金管理人和计划管理人均不承担任何补偿责任，基金份额持有人的收益可能因相关税收政策调整而受到影响。

　　（16）原始权益人及其关联方持有份额比例较高导致的基金治理风险本基金存续期间，因本基金原始权益人或其同一控制下的关联方参与的战略配售份额按照基金合同规定在合同规定的期限内不得转让，因此原始权益人及其关联方持有基金份额将持续占有较高比例。虽然本基金在基金份额持有人大会决策机制中，设置了关联交易（解聘、更换外部管理机构事项除外）回避的投资者保障措施防范利益冲突，但在未触发上述投资者保障措施的决议事项中，原始权益人及其关联方通过持有较高比例基金份额将对决议事项的表决结果产生重大影响，可能导致其他基金份额持有人在表决中无法落实其表决意见的风险。

　　电力行业属于资金密集型行业，运营管理门槛较高，运营管理过程中需要众多高技术含量的技术和业务系统互相配合，任何一个环节出现问题都将可能影响运营安全。运营安全事故的发生将对项目公司的正常经营产生不利影响，增加了项目公司的安全经营风险，影响基础设施资产现金流稳定性。国家宏观调控和行业周期的影响、基础设施项目所在区域的区位风险及周边其他基础设施项目带来的市场竞争、基础设施项目所在区域经济下滑带来的市场低迷乃至深圳或中国市场的衰退或低迷，都会给基础设施项目经营带来不确定性。

　　目前东部电厂（一期）项目的天然气采购价格及数量根据天然气长协约定执行，该合同有效期至2031年，其中目前至2027年天然气年供应量为2,758万吉焦，2028年及之后天然气年供应量为1,861万吉焦。天然气价格锚定日本原油综合指数JCC（JapanCrudeCocktail），以美元结算，价格区间锁定。因此，在长协期间内东部电厂天然气供应量及供应价格长期相对稳定，不受大宗商品价格周期影响。但当市场气价低于长协价格区间下限时，使用长协供气的生产成本可能高于使用市场气的生产成本水平，存在一定成本高于市场的风险。

　　天然气长协到期后，合同双方将就合作事宜重新洽谈，若长协无法续期，东部电厂（一期）用气将转为市场气。从历史数据来看，天然气价格存在波动，转为市场化购气后存在成本波动风险。气电价格联动可降低天然气成本波动风险，目前广东省主要通过根据天然气价格波动调整天然气发电上网电价的方式，落实气电价格联动机制的相关政策要求，但存在一定的滞后性。随着电力市场化改革推进，天然气成本波动能更好地反应在天然气发电价格变化上。

　　根据《电力业务许可证管理规定》及《电力业务许可证监督管理办法》，在中华人民共和国境内从事电力业务，应当按规定取得电力业务许可证。电力业务许可证的有效期为20年。结合《电力业务许可证管理规定》及《电力业务许可证监督管理办法》规定，电力业务许可证有效期届满需要延续的，持证企业应当在有效期届满30日前向派出机构提出许可证有效期延续申请。若2037年后存在机组延寿安排，可能面临电力业务许可证无法续期的风险。