能源是经济社会发展的重要物质基础，也是碳排放的最主要来源。坚持安全降碳，大力实施可再生能源替代，推进煤炭消费替代和转型升级，加快构建清洁低碳安全高效的能源体系，是深入贯彻落实党中央、国务院关于碳达峰、碳中和的重大战略决策中的重要任务。国务院2030年前碳达峰行动方案指出，到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。

2023年2月13日，新能源和可再生能源司副司长王大鹏在国家能源局新闻发布会上介绍，2022年，全国风电、光伏发电新增装机突破1.2亿千瓦，达到1.25亿千瓦，连续三年突破1亿千瓦，再创历史新高。截至2022年底，可再生能源装机突破12亿千瓦，达到12.13亿千瓦，占全国发电总装机的47.3%，其中，风电3.65亿千瓦、太阳能发电3.93亿千瓦。

双碳目标指引下，我国新能源行业的开发、投资将持续处于风口之中。本文主要从新能源项目并购视角，结合笔者多年行业服务经验梳理新能源并购过程中应关注的主要事项及风控点。笔者做律师前曾在清洁能源上市公司，从事新能源项目投融资多年，为项目投资开发、建设、运营、转让提供全程法律服务以及为项目融资交易提供法律服务，积累了一些并购投资的实务经验，执业律师期间，也处理了一些新能源并购投资业务及相关法律服务，能较好把握新能源政策、商业和政策监管环境，为并购投资人及企业提供综合解决方案。

一、 我国新能源并购投资的发展现状

1、我国新能源并购投资规模快速扩张

根据德勤2022年行业分析显示，2022年新能源行业投资并购已披露交易金额约为3399.4亿元，清洁能源发电产业链中，下游电站投资并购交易遥遥领先，其中光伏电站和风力电站为投资重点，多能互补电站可通过能源互相补充以提高输出和利用效率，亦受到投资者关注。在新能源投资受资本市场追捧和央国企参与加持下，笔者估计我国新能源发电年投资额已过万亿元，基于我国新能源行业开发、投资的特点，大部分新能源投资均有并购属性，我国的新能源并购投资额每年在数千亿以上。

德勤2023年2月发布的《2022年新能源行业投资并购交易分析》CVsourse数据显示，2019年至2022年，新能源行业投资并购交易量分别为319笔、304笔、 447笔和519笔，整体呈上升趋势。民企参与新能源行业投资并购热度不断增加，交易量从2019年的92笔增加至2022年的142笔，主要集中在动力电池产业链和清洁能源发电，多为基于战略并购横向扩张以及布局产业链上下游；在能源转型政策导向下，国企参与度不断提升，参与新能源行业投资并购交易量占同期全部交易比重于2021年达到最高值（29.5%， 132笔），主要集中在清洁能源发电；PE/VC类投资方参与交易活跃度整体呈波动上升趋势，2019年至2022 年交易量分别为126笔、124笔、183笔和241笔。

可见，我国新能源电站的投资并购已经有了巨大规模。

2、并购的拟建新能源项目在平价上网和竞争性上网机制下，直接影响发电收入

2021年8月1日起，新备案的光伏发电、陆上风力发电都已实现无政府补贴下的平价上网，并且保障小时数外的发电量还要竞争电价上网，同时叠加部分地区发电量消纳不足导致弃风限电损失，直接影响新能源企业的发电收入。受区域影响，不同地区的光伏发电项目年有效利用小时也存在极大偏差，东南、西南地区光照小时数低，年有效利用小时数1000h左右，新疆、青海、宁夏、内蒙等三北地区，光资源好，年有效利用小时数1600h以上，但由于经济欠发达，本地电量需求小，存在当地不能完全消纳的问题，也就是投资面临限电问题。同时，随着电价市场化交易，实际电价会低于标杆电价，对新能源投资企业预期收入也会造成很大影响。

平价上网时代，对于新能源光伏行业来说这会是一个全新的起点，也对光伏发电降本提出了更高的要求，加快技术创新和产品迭代，提升自身竞争力，是光伏步入“后平价”时代的重中之重

3、存量项目受补贴拖欠及电站质量问题影响，收入面临持续降低的经营风险

对于未补贴发到位的项目，要充分考虑补贴拖后对并购投资收益率的负面影响，同时还要考虑补贴发放的周期^[1]，甚至因补贴拖欠而面临现金流枯竭。由于国家可再生能源基金面临缺口，补贴资金何时到位，随着政策调整，后续补贴有可能以绿证交易和市场交易等方式减少补贴需求，投资并购要充分考虑补贴政策变化对项目收入的重大或有负面影响。

另外，抢电价时期造成很大部分项目质量有缺陷，最为突出的就是光伏组件、风机在保管、运输、安装、调试、运维等环节不符合规范，可能存在大量发电设备质量问题导致的发电效能急剧下降，最终导致发电收入大大偏离预期。当然影响发电收入的还有运维水平、设备选型、设计安装等很多因素。作为并购方，应充分考虑拟并购项目的收入变化，合理测算投资收益率。

二、新能源项目并购法律尽职调查应重点关注的事项及防范建议

新能源投资并购过程中，除了可能面临传统投资并购所涉及的各类风险之外，还可能将面临着新能源装机规模考核、交易成本等风险。作为新能源并购专业律师，除了对传统公司并购技能的掌握，更应系统了解新能源行业法律、合规、投资、并购、造价、技术、工程建设等特点，在尽调发现问题后，提出消除风险、降低风险、转移风险等解决方案，保证并购方商业利益。而基于并购方的商业利益实现，并购交易团队需要能够精准发现交易核心风险，设计出切实有效的交易结构，并在交易文件中设置相应条款安排，帮助交易能够顺利落地。

近几年，新能源投资项目兴起，但受制于建成并网前项目公司股权变更限制等因素，一些项目公司基于融资困难而大量采用总承包方垫资的方式进行项目建设，后续项目建成后仍融资无法到位，项目公司无力偿还工程垫资款，项目业主只能寻求通过股权转让方式实现债务偿还。过去，大部分中小民企投资新能源项目后最终通过溢价转让给央国企或上市公司获取投资收益，由于此类股权收购又掺杂了垫资建设等因素，导致项目面临的法律关系十分复杂，风险识别困难，这些都需要收购方有充足的经验和熟练的法律技巧去处理。

同为新能源项目，因收购阶段、收购标的的不同，以及不同的收购主体，面临的具体法律风险也必然不尽相同，尽调的充分与否，对收购方案、收购定价必然产生实质影响。本文从以下几方面谈尽调要点及防范建议措施：

（一）核实项目用地是否存在瑕疵

1、核实项目选址可行性

项目选址如果违反了有关法律法规的强制性规定或地方的城乡规划，选址意见书不但不会得到有关政府行政部门的许可，即使获得了许可，该许可也必然因违反法律法规或者地方城乡规划而被撤销，在建或建成项目面临罚款、拆除等处罚，作为投资方要高度关注项目选址的合法性、合规性。建议现场踏勘，了解项目用地周围地形地貌。

实践中，有违法占用自然保护区等生态红线的光伏电站及风电项目被拆除。虽然有环评手续，也有立项手续，因选址不科学、不合理，会导致项目各项许可手续迟延，甚至被叫停拆除。

2、核实用地类型^[2]

（1）风电、光伏用地

对于升压站、综合楼、风电及光伏发电设备基础用地等需永久占地的部分，应严格按照法律规定申请建设用地，履行农用地转用审批、土地征收、“招拍挂”出让等程序，并最终取得国有建设用地权属证书。

（2）光伏场区--设备基础之外的用地，如果是未利用地的，可以采用租赁方式；如果是农光、渔光、牧光等复合电站的占用非未利用地可以采用租赁方式；但是需高度注意，如果是单一型地面电站且场区土地不是未利用地，整个光伏场区只能调成建设用地。

（3）吊装平台、施工期临时使用道路--应办理临时用地手续，不得修建永久建筑物和硬化，期满应及时归还，并进行复垦和植被恢复。

（4）进场道路、检修道路--对于永久道路，应当办理永久用地手续，涉及农用地的，需办理转用手续，但可以使用农村道路、防火通道等原有道路，以租代征的方式，这是行业内通用的操作手法，但也要注意合规性。

（5）外部线路的基础一般以租代征的方式。

3、核实用地是否涉林涉草

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，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。

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、核实用地涉税缴纳

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。投资人往往在投资并购时，会根据项目开发方或地方政府介绍的税收优惠情况，做投资测算，而实际各地征税情况存在差异，笔者曾在新疆一个收购项目中遇到收购前未考虑用地税收和征税方式就签署收购合作协议，而后期出现税务部门要计征耕地占用税、城镇土地使用税问题，投资人要求将此前未计入的税收成本转嫁给转让方，否则停止支付节点款项，双方因此陷入谈判僵局，直接影响项目建设进度。并购过程中，在不同地区投资新能源项目，建议要深入了解不同地区的政策执行尺度。

耕地占用税系一次性税费，比较容易判断并在定价中考虑，但土地使用税是每年缴纳，由于涉及是否收取问题以及按照何种标准收取的不确定性，导致并购交易双方在定价过程中会产生一定争议。建议并购方首先需要与交易对手就项目地的征税假设情况达成一致意见，并通过尽职调查对相关定价假设进行逐一核实，并预留一定的空间，将相关税费问题解决作为消缺事项或在项目价款中予以考虑。

5、核实租赁用地是否有权利限制

笔者在收购内蒙古60MW农光互补项目上就遇到项目方以土地承包经营权抵押的情况，在第一轮尽调时未发现土地承包经营权证上有他项权限制登记，但是后续在走访项目所属地县级政府相关部门过程中，沟通相关用地手续办理时，工作人员表示该项目土地承包经营权在投资方租赁前早已有抵押登记，经和转让方核实，是用于项目公司所属集团公司银行抵押贷款的增信，主合同贷款金额18亿元。在《民法典》施行前，根据《中华人民共和国物权法》第一百九十条规定，抵押权设立后抵押财产出租的，该租赁关系不得对抗已登记的抵押权，且《最高人民法院关于适用《中华人民共和国担保法》若干问题的解释》第六十六条规定：“抵押人将已抵押的财产出租的，抵押权实现后，租赁合同对受让人不具有约束力。抵押人将已抵押的财产出租时，如果抵押人未书面告知承租人该财产已抵押的，抵押人对出租抵押物造成承租人的损失承担赔偿责任;如果抵押人已书面告知承租人该财产已抵押的，抵押权实现造成承租人的损失，由承租人自己承担”。租赁期内，如果土地承包经营权发生权利变动，对投资人收购的电站正常运营势必造成影响，虽然转让方表示抵押贷款是过渡，仅是贷款主合同增信措施之一，很快会通过置换解抵押，但是作为并购方律师应就此事项作为重大收购交易障碍进行披露，要求转让方出具解决方案，并在交易文件中设置制约机制，如出现无法实现收购目的，终止合作，转让方回购股权，并承担违约责任。

当时项目收购已经在合作履行中，且已经支付了部分收购进度款，转让方未披露项目租赁用地存在抵押情况，收购方在合作前也未发现该瑕疵，双方就签署了合作协议及预收购协议，并购过程中，因为发现项目租赁土地存在附带权利限制属于重大瑕疵，双方持续多轮谈判，就这一问题解决签署补充协议，对项目投资建设进度造成了一定影响。笔者建议，针对此类租赁用地是否有权利限制，建议在尽调时，到当地农业农村部门走访核查，而不能仅核查土地承包经营权证书记载情况，避免有些地区地方政府部门土地经营权流转登记不规范而导致信息披露不真实。

（二）核实建设规模指标的取得、实际取得补贴的容量

鉴于建设规模指标作为新能源电站项目的核心价值要素，对于已并网存量项目而言，如项目已经纳入国补目录或者补贴清单，基本可以判定已取得建设规模指标，否则应在法律尽职调查过程中，重点核查建设规模指标的取得及其合规性。^[3]

（1）核实项目是否有“倒卖路条”情形，在行业发展初期，大部分是中小民企甚至自然人作为项目股东开发新能源项目，取得备案核准文件、用地预审意见后，就通过转让获益前期开发费，实践中存在因并网前股转而未取得可再生能源补贴的新能源发电项目，即监管规定的违反股权限转情况，因此，并购方在项目删选过程中，应对项目公司历史沿革做详细了解，以免发生重大颠覆性风险，可以通过管理层访谈，以及调取项目公司工商登记内档查证，同时，项目尽调过程中对项目核准备案部门进行访谈以了解监管部门的口径和态度。

（2）是否存在容量超装，实践中，发电项目实际装机容量超出核准容量的情况较多。依据财政部、国家发展改革委、国家能源局联合发布的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4号，以下简称“4号文”）要求，国家不再发布可再生能源电价附加补助目录，而由电网企业确定并定期公布符合条件的可再生能源发电补贴项目清单。至此，审核确认新能源电站项目是否享有国补资格的权限已委托电网公司执行，电网公司作为受领国补的直接主体（《可再生能源法》第20条），业内普遍存在新能源项目超建设规模指标容量建设的问题，有的省份对超装控制严格，可能会对并网、后期申请补贴、限电定额等产生不利影响。国家财政部于2020年4月曾发布《关于开展可再生能源电价附加补助资金核查工作的通知》，该通知明确“实际装机容量与核准（备案）容量不一致情况”是本次核查的重点内容，通知发布之后，某些地方的新能源发电企业被要求拆除超装部分或者减少补贴容量范围。因此，在尽职调查中，投资方应结合当地政策，落实项目可接受的超装幅度大小，是否必须变更核准信息等。在计算项目价值、预期电费收益时应予重点考虑，还需预估拆除、罚款可能涉及的费用。如果存在装机容量不足核准容量，少于规模指标安装，应注意项目实际收益情况的计算，避免支付过高交易对价。

（三）核实全容量并网时间

项目全容量并网时间点，直接影响新能源电站所执行的电价，能源项目全容量并网时间对于项目能否锁定既定的电价与补贴具有至关重要的意义。对于该时间节点认定，实践中存在口径不一致。作为4号文的配套文件，《可再生能源发电项目全容量并网时间时间认定办法》的发布为确定项目全容量并网时间提供了清晰指引，该办法认定电价的依据有三项：一是项目承诺的全容量并网时间，二是电力业务许可证明确的并网时间，三是并网调度协议明确的并网时间，当三者一致时，项目按此时间列入补贴清单，享受对应的电价政策；当三者不一致，但不影响项目享受的电价政策，项目按企业承诺全容量并网时间列入补贴清单，享受对应的电价政策；当三者不一致，且影响电价政策的，按照三个并网时间中的最后时点确认全容量并网时间，列入补贴清单，享受对应的电价政策。

实践中，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，如项目实际全容量并网时间滞后于项目承诺全容量并网时间，会产生相应罚则，这也必定为项目收购方测算收益率时所考虑。建议法律尽职调查过程中重点核查全容量并网时间点，并在交易文件中对此设置相应补偿机制，或者在项目估值中予以考虑。

（四）核实已建成电站实际效能和寿命周期

光伏电站项目补贴年限原则上为20年^[4]，而风电项目补贴年限并未明确规定。关于<关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见>有关事项的补充通知》（财建〔2020〕426号）规定，新能源电站补贴按全生命周期合理利用小时数计取，且风电、光伏发电项目自并网之日起满20年后，无论项目是否达到全生命周期补贴电量，都将不再享受中央财政补贴资金。

可研报告光伏电站的理论寿命一般为20年-25年，但由于工程建设安装质量、设备质量、运维水平、环境等因素影响，电站的实际寿命远低于其理论寿命，光伏电站回本周期都在10年以上，因此，应考虑使用年限、运营情况，对电站的折旧程度、成本回收期的影响，这对项目估值也构成不同程度的影响。

（五）核实项目手续文件的合规性、完整性

并购在建项目，需要核实前期手续办理阶段的项目备案、批复文件、开工许可系列文件、施工阶段需要办理的手续文件，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。

一般在项目删选中，并购方除了对收购造成实质障碍排除项目，比如用地违反生态红线建设、占用基本农田等情况，对于先建后办或边建边办项目，在尽职调查中，建议聘请专业律师对相关手续的缺失原因、是否受到行政处罚、未来补办手续可行性等事项进行核验查证，并对尽调结果作出风险判断，判断哪些手续是在交割完成后的消缺事项，并在交易文件中设置特别承诺条款，约定在发生停产或拆除等极端风险情形下，可以要求转让方或担保方承担回购义务，作为保底风控措施。

（六）核实、处置项目公司重大债权债务

并购交易中的标的公司债权债务，除了公司日常经营产生的债权债务，这里笔者主要谈新能源项目公司重大债权债务的核实、处置，有的项目公司建设期以股东借款形式投入工程建设资金；有的项目公司为关联方提供担保；还有项目EPC垫资建设，以项目公司股权质押形成或有负债；大部分项目公司还会通过银行信贷、融资租赁等方式融资，存在股权质押情形，并且融资合同对债务人的股权转让或实际控制人变更事项会作出限制性约定，要求债务人或实际控制人变更需要取得金融机构同意；还有项目是通过信托方式进行融资，存在项目公司实际权益人与名义权益人不一致情形，这些债权债务均需要在并购交易前进行梳理和处置，否则将影响并购交易的顺利完成。

为解决上述债权债务及限制股权转让情形，需要在尽职调查过程中对并购标的债权债务逐一清理，在交易文件中设置处置安排。针对并购标的对外担保等“或有债务”，建议要求出售方在交割之前解除担保，并对“或有债务”的范围和金额作出特别承诺。针对应付工程款债务，应审查所有工程类及设备采购相关合同，除了出售方已经披露的合同债务，应避免未披露的合同债务风险，以及核查新能源项目建设工程是否依法履行招投标程序，当然对于建设工程是否履行招投标程序，对于竣工验收合格的施工项目不影响工程价款的支付，但如果收购处于不同建设阶段的项目，收购方可能会面临不同的风险，新能源项目未经招投标程序而选择EPC总包方，不仅将面临行政部门的处罚，其建设工程施工合同也将因此无效，无效合同中关于工程施工、违约金、损失赔偿规则、工程质量等条款也因合同无效而无法援用，如果收购方在并购过程中不对工程履约风险与转让方明确约定权责，对收购方利益会产生影响，在并购定价中应予考虑。

针对金融机构融资债务，收购方应清晰了解交易标的的融资方式以及转让交易权限受限制的具体方面，尽早与融资交易对手就解决该等受限事项达成解决方案。一般金融机构在标的公司股转时会要求清偿全部融资债务后，同意配合解除质押等担保措施，收购方可以和出售方就金融机构融资债务的清偿在并购协议中安排交易方案，约定收购方在支付交易价款时，直接支付到出售方指定的相关债务清偿账户中。

三、 新能源项目并购中的交易定价风险及防范建议

新能源项目交易定价是并购投资的核心问题，虽然是商业问题，也与法律密切相关，往往最终通过法律方式予以解决。影响新能源项目定价因素主要包括项目上网电价、应收国家补贴金额和补贴账期、项目实际发电量、项目涉税缴纳等。项目收益最终取决于项目电价和项目生命周期的发电量，而发电量取决于项目本身的运营情况、光伏组件或风机的运转效能以及项目受到的限电影响程度。对于项目上网电价而言，早期项目通常有上网电价批复，较容易确定，但自2017年以来，各地普遍取消上网电价批复，而改为电网企业依据政府能源主管部门制定的建设规划及年度开发指导规模，对照具体项目备案（核准）文件后，按照国家发改委有关电价政策规定执行。此外，由于各种原因导致的国补未到位，导致项目公司账面可能存在大额应收国家补贴，该等应收补贴金额的确权问题，以及账期导致的项目收益率影响，也会对项目定价产生影响。

建议在并购交易文件中设置相应特别条款，例如关于项目电价的特别承诺、将项目公司进入国补目录作为交割先决条件或作为部分价款的支付条件、关于国补收回期限的特别承诺（或在交易价款中进行相应折现处理）、关于项目运维事项安排、关于项目发电量的特别承诺、将相关税费问题解决作为消缺事项或在项目价款中予以考虑等，将相关定价的假设安排通过交易方的权利义务形式进行固定，若发生违约情形，则视情况采取调整交易价款、要求出售方赔偿损失甚至设置相应回购条款的方式作为风控措施。

注释：

[1]财政部《财政部关于提前下达2022年可再生能源电价附加补助地方资金预算的通知》（财建〔2021〕346号），在补贴资金拨付时，将根据项目类型差异存在补贴拨付的优先顺位。电网企业应严格按照《资金管理办法》，将补贴资金拨付至已纳入可再生能源发电补助项目清单范围的发电项目。在拨付补贴资金时，应优先足额拨付国家光伏扶贫项目、50kW及以下装机规模的自然人分布式项目至2022年底；优先足额拨付公共可再生能源独立系统项目至2021年底；优先足额拨付2019年采取竞价方式确定的光伏项目、2020年起采取“以收定支”原则确定的符合拨款条件的新增项目至2021年底；对于国家确定的光伏“领跑者”项目和地方参照中央政策建设的村级光伏扶贫电站，优先保障拨付项目至2021年底应付补贴资金的50%；对于其他发电项目，按照各项目至2021年底应付补贴资金，采取等比例方式拨付。

[2]原国土资源部、国家发改委等六部委2015年出台的《关于支持新产业新业态发展促进大众创业万众创新用地政策的意见》（国土资规〔2015〕5号）（下称“5号文件”），明确规定光伏、风电项目采取“差别化用地政策”，即针对不同的功能分区进行分类管理。      

原国土资源部、国务院扶贫办、国家能源局发布《关于支持光伏扶贫和规范光伏发电产业用地的意见》（国土资规[2017]8号）（下称“8号文件”），该文件进一步对一般光伏发电站用地要求予以明确。

[3]根据《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》的规定，建设指标意味着可被纳入政府消纳责任中并取得电网保障性收购资格，未取得建设指标则意味着只能通过市场化的方式实现并网，即通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实并网条件后，才能由电网企业予以并网。

[4]关于光伏项目补贴年限，国务院《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》（国发〔2013〕24号）规定：“上网电价及补贴的执行期限原则上为20年。”又据国家发展改革委《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》（发改价格〔2013〕1638号）规定：“光伏发电项目自投入运营起执行标杆上网电价或电价补贴标准，期限原则上为20年。”