吴志英：新能源项目投资并购及风险防控——以光伏项目为例

构建以新能源为主体的新型电力系统，是“双碳”目标背景下党中央对电力系统发展作出的重大决策。国务院关于印发2030年前碳达峰行动方案的通知指出，全面推进风电、太阳能发电大规模开发和高质量发展，坚持集中式与分布式并举，加快建设风电和光伏发电基地。加快智能光伏产业创新升级和特色应用，创新“光伏+”模式，推进光伏发电多元布局。积极发展太阳能光热发电，推动建立光热发电与光伏发电、风电互补调节的风光热综合可再生能源发电基地。

双碳背景下，我国新能源产业热度快速提升，行业内机会与风险并存，新能源项目法律风险潜伏在项目开发、建设、运营的各个阶段。鉴于此，笔者结合多年新能源发电并购项目服务经验，梳理了光伏项目投资并购业务中需重点关注的法律风险和合规要点，供行业内人士参考交流。

一、新能源项目投资模式

（一）传统收购模式

传统的收购模式，通常在交割时，新能源项目已经建成并网，投资方通常直接收购项目公司100%股权，取得建成项目所有权和控制权。如采用预收购模式，则投资方与转让方在项目建成前即签订预收购协议，约定项目建设期限，以及投资方收购条件等要素，在项目建成且达到收购条件后，投资方再通过取得项目公司100%股权的方式，取得建成项目所有权和控制权。

但是，随着优质存量建成项目逐渐被各大国企集团并购，通过收购存量建成项目实现大规模扩大新能源项目规模，难度日益提高，故投资方的视野逐渐从收购存量建成项目转向了收购路条或在建工程项目。

（二）直接收购路条或在建工程项目、夹层收购模式

光伏产业2013年-2018年经历了回暖增长阶段，国务院发布装机总量目标及度电补贴模式，许多民营企业加入行业赛道，相关争议逐年增加。2014年起，国家能源局等部门相继出台监管文件，国家能源局《关于规范光伏电站投资开发秩序的通知》（国能新能【2014】477号）规定“出于正当理由进行项目合作开发和转让项目资产，不能将政府备案文件及相关权益有偿转让。已办理备案手续的项目的投资主体在项目投产之前，未经备案机关同意，不得擅自将项目转让给其他投资主体。项目实施中，投资主体发生重大变化以及建设地点、建设内容等发生改变，应向项目备案机关提出申请，重新办理备案手续”。随后，国家能源局于2015年发布《新建电源项目投资开发秩序监管报告（新能源部分）》（国能监管【2014】450号），2016年5月30日国家发改委能源局《关于完善光伏发电规模管理和实施竞争方式配置项目的指导意见》（发改能源【2016】1163号）等文件，严令禁止倒卖新能源项目核准文件（即“买卖路条”）的违规行为。在此背景下，一些投资方开始采用更为创新的模式来推进交易， 直接收购路条（或在建工程项目），这种模式业内也称收购前期项目，即项目并网之前，变更项目投资主体，俗称“买卖路条”。

实践中，为规避“买卖路条”风险，有些投资方采取夹层收购模式，即通过收购项目公司股东的股权，达到间接控制项目公司的一种收购方式。随着监管加强，夹层收购，也存在被认定为是“买卖路条”的监管风险。

这两种收购模式都面临上述文件规定的禁止“买卖路条”的监管政策风险。根据国家能源局相关规范性文件的规定，“倒卖路条”导致的后果有暂停、取消可再生能源电价补贴、行政处罚、列入不良信用记录等。

（三）合作开发模式

为避免“买卖路条“的监管风险，除传统收购模式，目前新能源投资主流商业模式是采取合作开发。合作开发模式：即投资方会先与项目开发方共同投资设立项目公司，并由项目公司进行项目开发，在双方的合作协议中约定项目开发方和投资方各自的义务，以及项目开发方的退出机制。其主要模式就是投资方提供资金等支持，项目开发方开发项目，开发完毕后，投资方收购项目开发方所持项目公司股权，完成整个交易。

这种模式可以有效规避“倒卖路条”的风险，投资方从一开始就是项目投资主体，直到建成并网，不存在中途变更项目投资主体的问题。但是，这种合作开发模式，也有自身特有的风险。

1、项目开发失败的风险

在合作开发模式下，合作方的优势就是当地资源优势，申报项目建设指标，与当地政府或村集体协商确定项目的地点，便利沟通，能顺利推进项目各个阶段的手续文件办理，但是如果项目最终未能申报成功，那么前期已经发生的费用，需要由投资方和合作方最终承担。这种风险所导致成本及其分担方式，需要投资方和合作方在开展合作之前就协商确定，并在双方的合作协议中进行明确约定。

2、项目手续文件类风险

新能源项目手续文件的合规性、完整性，关系项目能否如期并网发电。补贴电价的存量项目，各项手续文件的齐备、合规与否影响能否进入国补目录拿到电价补贴，对投资方项目投资价值有颠覆性影响。

在合作开发模式中，设立项目公司时，合作方在项目开发中扮演重要角色，从项目开发、投资建设，到并网发电，配合投资方拿到新能源项目各项手续文件，因此，在投资方和开发方合作协议层面，投资方应以清单方式列明新能源项目全部手续文件，并与项目开发费支付进度挂钩。  

一部分合作方在办理各项前期和建设手续的过程中，可能存在一些不合规的支出或交易，或存在一些不符合投资方所适用的监管政策或内部规定的事项，从而对投资方和项目公司产生不利影响。对此，投资方需要在各项手续办理的过程中，对合作方进行监督，确保合作方依法合规办理各项手续。同时，涉及违反投资方政策的事项，需避免由项目公司来承担，而是由合作方或EPC方自行解决，以起到风险隔离作用。 

二、新能源项目投资开发建设法律合规风险

笔者认为，在光伏项目的投资开发过程中，从前期的政府招商引资、项目立项，到项目建设管理，到项目建成并网均需要对影响项目价值的各项合规要素予以充分关注。

光伏新能源项目为需要高额投入的固定资产投资项目，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，项目合规及存量项目含电价补贴相关问题对项目投资价值影响巨大。2022年3月国家发改委、财政部和国家能源局联合下发特急文件《关于开展可再生能源发电补贴自查工作的通知》（下称“324通知”），要求新能源发电企业对项目的合规性、规模、电量、电价、补贴资金等六个方面进行自查，可见，政策监管方向与项目投资全流程的合规一脉相承。

同时，双碳背景下，新能源项目在资本市场领域的热度持续升温，很多投资方对新能源项目的投资或并购完成后，均有计划将相关项目注入上市公司或者资产证券化，以实现新能源项目的资本化，如项目涉及这些问题，将可能导致项目价值无法达到证券化要求。因此，项目投资、开发过程中规避或识别这些风险，不仅能够为项目建设与后续持续运营夯实牢固的基础，而且也能够避免给项目未来资本运作与融资造成实质障碍。

在投资并购业务中，除了需要关注企业的并购风险，应根据新能源行业本身法律法规政策，重点从以下几方面关注法律风险：

（一）项目立项投资开发

1、地方政府招商引资设置其他配套条件引发的风险

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，当地政府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。在笔者服务的项目过程中，有些项目，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。

建议结合公司实际情况作有条件承诺，不承诺难以实现的工作成果；就项目并购主体而言，须在尽调过程中要求转让方充分披露与政府之间的合作安排，同时走访地方政府等方式挖掘和排查风险，并在协议中设置风控措施。

2、项目用地风险

光伏项目涉及永久用地、临时用地。升压站、综合楼等为永久用地，应取得建设用地指标、办理建设用地手续。涉及农用地转为建设用地的，应当办理农用地转用审批手续。

集体用地的流转，应履行民主决策程序，并由当地乡镇政府见证盖章。

实践中，项目用地情况不一，投资方应将主导项目资源的开发方的用地合规义务一一夯实，约定由项目开发方承担用地不合规的风险责任，并与项目合作开发费挂钩。除此，投资方也应派驻专项开发人员全程跟踪投资开发中各项手续文件的落地情况，避免发生项目合规的颠覆性风险。就并购主体而言，须充分尽调并实地走访，走访地方政府，挖掘风险，设置风控措施。

3、涉林涉草法律风险

光伏项目用地既有国有未利用地，又有林地，还有草原。光伏电站占用森林、河道、草原等特殊类型土地时，除了应履行国土部门的审批程序之外，还应根据草原、水利、林业等单行法规规定履行相应的审批程序。缺少任一相关行政部门审批程序，都有可能导致光伏项目用地违法违规风险。

我国法律法规禁止在天然林保护区、基本草原等区域开发建设。根据《森林法》、《森林法实施条例》、《建设项目使用林地审核审批管理办法》、国家林业局《关于光伏电站建设使用林地有关问题的通知》（林资发〔2015〕153号）等相关规定，把林地分为三大类（如下表）：

同时被认定为未利用地和宜林地的土地，应采用林光互补模式

对于可以建设光伏项目的林地，如需永久使用的，需向县级以上人民政府林业主管部门提出用地申请，经相关层级的林业主管部门审核同意后，预交森林植被恢复费，领取使用林地审核同意书，再依法办理建设用地审批手续。如果涉及到采伐林木的，还需要向林地所在地的县级以上地方人民政府林业主管部门或者国务院林业主管部门申请林木采伐许可证。

林光互补光伏项目，电池组件阵列在施工期按临时占用林地办理使用林地手续，运营期双方可通过租赁等方式使用林地。[1]

根据《草原法》、《草原征占用审核审批管理规范》，我国实行基本草原保护制度，光伏不符合可以占用基本草原的特殊情形。新能源发电项目永久使用草地，需根据使用草原的面积，由对应级别的草原行政主管部门出具准予使用草地的批复，再办理农用地转用审批手续。同时，需交纳草原植被恢复费；如使用的国家所有的草原已经被发包，还需依照国务院有关规定对草原承包经营者给予补偿。

实践中，光伏项目占用林地、草地情形较为普遍，如要依法合规开展项目建设，应避免在禁止区域内开工建设。

4、用地涉税风险

投资人投资光伏电站，有些地方政府为了招商引资，经常会表态承诺优惠政策，但是税务部门真来征税，是交还是不交呢？根据现有规定，光伏电站项目用地没有税收优惠政策。因此投资人对政府承诺的所谓优惠政策还是要权衡利弊甄别清楚，避免影响投资收益测算，建议关注城镇土地使用税和耕地占用税风险。

城镇土地使用税的计征以是否在城镇工矿区规划内来判断，计税面积，按点征还是面征，各地做法并不统一，建议在不同的地区投资还是要深入了解不同地区的政策执行尺度。

关于耕地占用税征税问题，征税范围是耕地，有些集中式光伏电站都是建在未利用地上的，不占压土地、不改变地表形态，不属于征税范围。[2]

 5、上网电价和电能消纳法律风险

国家发改委和国家能源局联合发布《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》（发改能源〔2016〕1150号），明确核定了重点地区新能源发电最低保障收购年利用小时数。

保障性收购电量应由电网企业按标杆上网电价和最低保障收购年利用小时数全额结算，超出最低保障收购年利用小时数的部分应通过市场交易方式消纳。但有的项目招投标文件中明确，如项目开工、投产时间晚于特定时间，该项目将不能按照标杆上网电价消纳，且不能获得最低保障收购年利用小时数。

（二）项目投资建设

1、送出工程与电站建设进度不匹配的风险

按照国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司《关于做好新能源配套送出工程投资建设有关事项的通知》（发改办运行〔2021〕445号），考虑规划整体性和运行需要，优先电网企业承建新能源配套送出工程，满足新能源并网需求，确保送出工程与电源建设的进度相匹配。因新能源电站由发电企业投资建设，如送出工程建设滞后，必将迟延项目并网发电，影响项目收益。

2、未依法公开招投标风险

实践中，由于新能源项目建设工期紧张，通常项目业主直接选定有合作关系的施工单位作为EPC总承包方，降低建设成本，缩短建设周期，以实现尽早竣工并网投产。需要注意的是，电力、新能源项目等能源基础设施项目属于必须招标的工程范围，如施工、采购、监理等合同达到规定限额应招标而未招标，未履行招投标程序或者“明招暗定”直接与相关方签订合同的，则可能违反《招投标法》强制性法律规定而被认定合同无效。

3、缓建停建风险

光伏项目中出现停建、缓建的因素较多，如项目“未批先建”，项目在开工建设前，应当取得核准/备案、规划、用地、施工许可等相关审批手续。但是实际执行中，由于工期紧、不可控因素较大，容易出现各类“未批先建”的违法违规行为。因项目建设程序违规，可能被责令停工整改，影响项目建设进度。

村民阻工亦可能导致项目缓建或停建。新能源项目中，因涉及用地问题、相邻权问题，容易引发村民阻工，如用地补偿或青苗补偿不到位，或项目建设影响当地农民种植养殖等等，从造成项目缓建、停建。一旦处理不当，将严重影响工程成本，甚至影响并网时间。

重要设备逾期交货亦可能导致工程延期。在项目建设中，重要设备如光伏组件逾期交货导致工期延误的情况也很常见，尤其是抢装潮时期，重要设备逾期供货将可能导致总包方需要向项目公司承担高额的违约金。 

4、逾期竣工风险

新能源项目建设，影响工期的因素较多，例如原材料供应不足，设备未能如期交付，设备或工程存在质量问题造成返工、返修，非正常停水停电，村民阻工等原因造成现场施工无法进行，业主中途增加工程量或设计变更等，均可能影响项目建设进度，造成工期延误。尤其是抢电价时期项目，如项目一直延续到平价上网时代仍未实现全容量并网，将导致整个项目面临无法获得国家补贴的风险，如果按批次并网，也需要履行分批次并网手续，因此，未按期全容量并网存在电价/补贴被调整的重大风险，相关电价收益预测无法达到逾期，势必影响新能源项目投资并购价值判断。

笔者建议，项目业主投资方应注意根据EPC合同约定及时提供设计图纸、保证施工条件，在开工后尽量不要随意进行设计变更或增加工程量，避免总包方以此为由抗辩工期违约责任。在EPC合同条款的设置方面，应特别关注逾期竣工违约责任是否包含发电损失、补贴/保障上网电价损失，在EPC合同中约定明确的损失计算方式和赔偿金额的具体组成。如发生工期违约，业主投资方在进行工期索赔时，双方之间形成的会议纪要、监理通知单、工程签证单、工程日志、往来函件等均是有力证据，应注意妥善保存。

在并购交易中，须重点核查全容量并网时间点，并设置相应补偿机制。

5、EPC工程质量风险

在传统收购模式中，投资方不与EPC方直接发生关系，在项目建成后，EPC方对于工程质量等方面的责任，投资方可以全部转嫁给转让方。一旦出现工程质量等问题，投资方可以直接通过股权转让协议中关于工程质量的承诺或陈述与保证，向转让方主张违约责任。至于转让方和EPC方如何分担责任，则无需投资方关注。

但是在直接收购在建工程时，转让方通常也不会对项目工程质量进行承诺，那么一旦出现工程质量问题，那么投资方作为工程的业主方需要直接向EPC方追责。对上述风险，需要投资方在实施收购时，即同步根据项目实际情况开展EPC合同谈判，夯实EPC方的责任，尽量争取有利于业主的条款，并在项目建设过程中，对工程质量和施工进度进行全程监控和管理。

（三）电价补贴

光伏项目的电价与补贴政策，自2009年起先后经历了事前补贴的金太阳示范工程阶段、事后补贴的标杆上网电价阶段、指导价阶段以及平价上网阶段。在新能源项目含补贴电价时代，标杆上网电价中所含的可再生能源电价附加补助资金（以下简称“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。特别是对于早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。

投资并购新能源项目作为一项重大的商事交易，投资人前期对新能源项目的尽调、考察、磋商、决策等各个阶段，均需做系统的合规性审查。笔者从新能源项目合规、争议解决的视角对项目收购过程中可能的法律风险总结了主要风控点，鉴于新能源项目的行业特性，项目所属情况不一，篇幅有限，仍不足以涵盖交易过程中全部隐含的风险。无论是投资方、还是EPC方，在具体新能源项目投资开发建设过程中，建议聘请专业律师参与项目的全程风险防控。

注释：

[1]《关于光伏电站建设使用林地有关问题的通知》（林资发〔2015〕153号）

[2]《关于支持新产业新业态发展促进大众创新用地的意见》

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作者简介

吴志英

北京德和衡（上海）律师事务所联席合伙人

吴志英律师拥有十年以上法律工作经验，具有证券投资基金从业资格，入选江苏省律师协会首批金融证券保险专业律师人才库成员。曾先后在港交所上市清洁能源公司担任高级法务经理、市国有投资集团担任法务经理、市政府投资基金管理公司担任风控负责人、区国有投资公司担任法务总监职务，从事新能源投融资、建设工程、政府投资基金、金融、不良资产、国企合规专业领域实务工作近10年。擅长运用法律工具、商业规则，应对和控制商业活动中各类法律风险，为客户提供符合商业需求的综合解决方案。在新能源投融资、建设工程、公司股权、私募基金、证券信托、企业合规管理、高管责任风险防控等领域具有丰富实践经验，具有丰富的的诉讼和非诉经验。

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