从碳排放来源行业来看，电力和热力生产行业能源需求攀升最为明显，2019年，电力和热力生产行业二氧化碳排放量达52.38亿吨，是中国第一大二氧化碳排放来源行业
。因此，谋求能源转型，发展新能源是实现“双碳目标”的必然要求。《国务院关于印发2030年前碳达峰行动方案的通知》（国发〔2021〕23号）指出，十四五期间，到2025年，非化石能源消费比重达到20%左右。到2030年，非化石能源消费比重达到25%左右。全面推进风电、太阳能发电大规模开发和高质量发展，到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。根据国家能源局于2023年1月18日发布的2022年全国电力工业统计数据，截至2022年12月底，太阳能发电装机容量约3.9亿千瓦，风电装机容量约3.7亿千瓦[2]。由此可见，至2030年，国内需实现光伏、风电发电装机合计为5~6亿千瓦以上，增长空间大，投资前景广阔。风电、光伏新能源项目均为需要高额投入的固定资产投资项目，虽为国家所鼓励投资建设，但因为其投资建设涉及电力监管、用地监管、项目建设等多方面事项，面临的监管范围广、强度大。近年来随着行业监管的加强，特别是对项目合规及电价补贴相关问题的监管加强引发了行业内广泛讨论。因此，在新能源项目投资与开发过程中如何避免踩入红线雷区，以保证项目收益经济指标达成与合法存续运营，为笔者在近期提供新能源项目投资服务过程中经常收的咨询问题，值得探讨。本期新能源主题将就此予以展开，并以上、下两篇文章的形式阐述新能源项目投资与开发过程中应避免的十大红线雷区。作为该主题的上篇，将具体对影响项目价值的合规及电价相关的重要红线雷区以及相应防控措施予以梳理，以期提供实务参考。
我们认为，在项目的投资与开发过程中，从前期的政府招商引资、项目立项，到项目建设管理，以至于并网建成并网均需要对影响项目价值的合规及电价红线雷区予以特别关注，具体而言有以下三点：
通常而言，在项目立项前的前期工作开发工作中，当地政府往往会与投资者签订招商引资协议。由于项目资源的稀缺性，往往存有多个投资者展开竞争以竞取项目开发的资格，当地政府也可能对项目设置其他配套条件，例如设置产业配套要求、长期扶贫承诺等。而投资者往往为了完成业绩目标，也会选择接受，或者主动向地方政府要求作出相关承诺。在笔者的执业过程中，发现部分投资者在作出这些承诺并完成项目建设并网后，因为前期承诺超出自身实力范围，或者为实现该等承诺需要付出较多经济代价，进而因无法实现承诺，被追索或产生纠纷的情形并不鲜见，由此影响投资双方的关系，令发电企业陷入被动。
在补贴电价时代，受限于项目资源分配的不均衡性，部分不具备开发投资建设条件的业主在取得项目立项文件与建设规模指标后，往往圈而不建，待价而沽。因此，在项目立项文件中，均要求项目建设单位需在一定期限内开展项目建设或者需提出延期申请并获准，否则立项文件即失效。因此，项目立项后的建设管理至关重要，若因管理不善导致项目被废得不偿失，也会损失前期开发工作导致的成本与费用。
“国补”）占据相当高的比例，对达成项目收益率具有决定性影响。特别是对于较早时期存量的光伏电站而言，无法取得国补资格或者因不合规情形导致国补资格丧失，将导致项目收益率测算无法实现的颠覆性风险。
根据我们的执业经验，部分投资者与地方政府签署的项目开发协议中，可能存在以下风险：（1）地方政府要求投资主体提交一定数额的项目投资保证金，待项目进度满足要求后予以全额返还。若公司由于相关原因而不能如期提交投资保证金，则可能导致开发协议提前终止的风险；（2）若未能满足政府方对于项目公司的设立要求（比如项目公司股权结构、设立进度、项目公司实缴注册资本要求等），则可能导致开发协议提前终止的风险；（3）与地方政府签署之框架协议对项目建设进度有明确要求，基于项目前期手续办理等多种因素从而工程进度难以满足的风险；（4）地方政府提出的配套投资计划、当地用工、当地采购等要求，项目实际建设或并网之后因客观原因或经济原因无法实现该等承诺的风险。
针对以上风险，就项目投资开发主体而言，可以采取以下措施进行相应处理：（1）与地方政府签署开发协议时，就项目投资保证金的要求，以及政府方对于项目公司股权结构、设立进度、注册资本缴纳进度等方面的要求，建议投资者事先了解自身实际情况，据此作为与地方政府沟通的基础；（2）建议根据项目正常开发建设工作，合理设定进度要求，并在进度要求中安排相关情形的除外条款，将对于非公司方面原因导致的项目进度滞后情形作为违约的排除情形；此外，不建议安排项目结果考核方面相关承诺条款；（3）对于政府方提出的配套投资计划、当地用工、当地采购等要求应谨慎承诺，若遇当地政府提出公司较难实现的承诺要求时、建议结合公司实际情况作有限承诺或附条件的承诺，如承诺公司在一定时间内或之前启动或者完成某项工作，而不承诺难以实现的工作结果；或者设定某一条件作为启动或者兑现承诺的前提。就项目投资并购主体而言，则需要在尽调过程中要求交易对手充分披露与政府之间的合作安排，同时通过走访地方政府等方式挖掘和排查相关风险，并设置相关风险防控措施。
在存量补贴电价时代，未能取得建设规模指标，无法取得国补。而在平价上网时代，未取得建设规模指标将可能导致项目无法接入电网系统，无法产生收益，新近发布《光伏电站开发建设管理办法》明确，纳入光伏电站年度开发建设方案的项目，电网企业应及时办理电网接入手续。由此可见，取得建设规模指标对于实现项目收益测算至关重要，而在当今平价上网时代，将导致项目能不能建成并网，其影响是颠覆性的。
对于未取得建设规模指标含有补贴的存量项目，需要在交易定价中予以充分考虑，可以采用的措施包括先以平价项目价值予以收购，待项目正式取得建设规模指标并纳入可再生能源项目补贴清单后，在依据交易文件所约定的补偿机制向转让方支付相关补偿，或待建设规模指标确定后再行收购。对于未取得建设规模指标的平价项目，则待取得建设规模指标后再开展合作，或者以取得指标之后再支付相应对价，以作为防控该等并网和电价风险的措施。
“倒卖路条”是行业内对于新能源项目权益转让的俗称，具体主要表现为取得备案/核准文件后，项目并网投产前，项目公司股权发生变动。以光伏项目为例，国家能源局在2014年之后发布的多份规范性文件中禁止买卖项目备案文件及相关权益，而投资主体在项目投产之前发生股权变更，往往就会涉嫌“倒卖路条”。根据国家能源局相关规范性文件的规定，发生“倒卖路条”的情形将导致的后果有：（1）暂停、取消可再生能源电价补贴；（2）责令改正、行政处罚；（3）列入不良信用记录等。
根据我们的执业经验，在2022年国家相关部委组织的国补核查执法中，对“倒卖路条”的核查特别深入与细致，不仅仅局限于对核准/备案文件上所载的投资主体及其股权变更的核查，还聚焦夹层公司股权转让、投资主体的实际控制人变更，甚至会要求被审查对象提供项目合作协议、股权质押协议、EPC合同、经营托管协议等，以及核查是否存在融资、项目合作等多种形式转让项目。因此，如果新能源发电企业无法就国补核查所发现的相关情况提供合法依据或进行合理解释，其可能会面临被认定为“买卖路条”、“违规变更投资主体”的风险，进而对项目核准备案文件的有效性，以及后续的电价批复、国补资格等事项构成重大不利影响[3]
。例如，某上市公司曾于2022年公告，其内蒙古的5个集中式光伏电站项目，因擅自变更投资主体，被主管部门要求废止批复上网电价，并被要求退回国补资金。为避免倒卖路条的风险，需要关注以下几个方面：（1）项目公司取得备案/核准文件后，如非特殊情况，项目投产前，尽量避免股权变更；如系与合作方合作开发项目，项目公司已取得备案/核准文件，可通过BT模式、预收购模式等进行协议控制，待项目投产后再进行股权变更；（2）已经发生投产前股权变动的项目公司，如果投产之后正常上网并获得电价，且发改能源主管部门暂未予以关注，则可以通过在交易文件中设置转让方特别承诺的方式，对相关风险由转让方以赔偿损失或回购等方式兜底承担。如已被发改能源主管部门关注，则需要取得发改能源主管部门关于投产前股权变更不会导致不利后果的确认。
为督促项目公司在取得备案/核准文件后及时开工建设，确保正常并网发电。项目备案/核准文件的有效期通常为1-2年，自项目备案/核准之日起算。在有效期内未开工建设且未按规定申请延期的，项目备案/核准文件到期后自动失效。
对于自建项目，项目公司取得备案/核准文件及其他必要文件后，应及时开工建设，可根据电站并网时间倒排工期，做好项目进度建设管理工作，并在项目建设EPC合同中予以明确；对于与合作方合作开发的项目，在合作前应关注在备案/核准文件在有效期内项目公司有无开工建设，未能在规定期限内开工建设的，应在备案/核准有效期内到备案部门申请延期，或者取得投资主管部门出具的项目已经开工建设，项目备案/核准文件仍有效的证明文件。
根据我们的执业经验，在新能源项目法律尽职调查过程中，应对是否在立项文件有效期内开工需要重点关注，对于风电项目而言，根据《风电开发建设管理暂行办法》第十九条规定，风电场工程开工以第一台风电机组基础施工为标志。对于该事项的核查，可结合施工记录、监理日志等材料文件予以确定，相对而言比较容易核查。但对于光伏电站项目的开工标志，国家部委尚未出台相关规范指引文件，谨慎起见向投资主管部门征询确认立项文件处于有效期内。此外，某些地方政府发布的通知文件等，也可能对光伏电站项目的开工标志作出规定，需在法律尽职调查的过程中予以注意。
根据《关于加快推进可再生能源发电补贴项目清单审核有关工作的通知》（财办建〔2020〕70号）（以下简称“70号文”）规定，明确上网电价以项目全容量并网时间核定。实践中，部分新能源发电企业为了抢630、1231电价，项目首次并网投产时往往并未实现全容量并网，存在批量并网的情形；有些项目甚至因为受限于征地等用地手续的因素制约导致项目无法全容量完成建设，至今未能实现全容量并网发电。
对于上述第一种分批达成全容量并网的情形，按照前述70号文的规定，应按每批次全容量并网的实际时间分别确定上网电价，但前提为需履行分批次并网的手续。尽管如此，实践中分批次并网手续是什么程序，尚未出台相关规范文件给予指引，需要结合项目当地主管部门的意见而定。就上述第二种情形，如项目一直至平价上网时代仍未实现全容量并网发电的，将导致整个项目面临无法获得国家补贴的风险。因此，未按期全容并网的情形因其存在导致电价/补贴被调整的重大风险，在相关电价收益测算无法达到预期的情形下，势必将构成新能源项目投资并购的法律红线。我们强调，在新能源项目的尽职调查过程中，需重点核查全容量并网时间点，并在定价中予以考虑，以及在交易文件中设置相应补偿机制等风险防控措施。
本文就新能源项目投资与开发过程中应避免的影响项目价值的合规及电价相关的重要红线雷区进行了梳理。首先，在项目前期开发阶段，投资者应审慎对待招商引资协议的相关条款，需结合自身实际情况，避免过度承诺；其次，取得项目立项文件后，应做好项目建设期限管理工作，如拟就项目合作开展，应采用合法合规的相关手段以避免被认定为倒卖路条；最后，在收购含补贴存量项目时，除应在法律尽职调查阶段对上述问题进行审慎核查外，还需根据项目并网的实际情况，对是否享有含补贴电价进行全面论证，以免因项目并网后电价存在不确定性，导致整体项目测算收益无法实现的颠覆性风险。
[1]沙涛、李群、于法稳等：《中国碳中和发展报告（2022）》，社会科学文献出版。
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