1．什么是建设规模指标？

依据《光伏电站项目管理暂行办法》与《风电开发建设管理暂行办法》的相关规定，受限于国家对于电力项目建设存有中长期建设规模规划，以及更加具体化的年度建设规划，行业内俗称的“建设规模指标”，系能源投资主管部门（通常为省级发改部门或者其下属的能源局）在其上级机关所赋予的权限内对新能源电站项目所核发的装机容量，就光伏、风电项目“建设规模指标”而言，其在法律上的称谓分别为“光伏电站建设年度实施方案”与“年度开发计划”。

2．建设规模指标的重要性

新能源电站项目取得“建设规模指标”的，方有机会并网及获得补贴资格，是新能源电站项目价值的起点。不论是依据此前《可再生能源电价加资金补助项目审核确认管理暂行办法》[2]，还是现行有效的《可再生能源电价附加补助资金管理办法》[3]的规定，建设规模指标是风光新能源电站可获得可再生能源电价附加补助资金（国补）的核心“身份证”，其重要性不言而喻。新能源下游电站行业发展初期呈现高度非市场化特征，电站收益严重依赖国补，是否取得建设规模指标是衡量项目能否达到预期收益的决定性因素。即使在平价上网时代，是否能够取得、以及何时取得建设规模指标，也影响着项目并网及产生收益的时间，在项目价值测算中具有重大影响。

3．建设规模指标监管概况

如前所述，新能源电站项目建设规模指标与项目收益率高度相关联，这也造就了以倒卖“路条”为特性的新能源电站投资二级市场的高度活跃，但由此衍生的问题是：推高项目建设成本，扰乱市场秩序。为此，国家能源局发布了一系列文件禁止倒卖“路条”，主要如下：

在上述监管文件基础上，国家能源局在《关于印发新建电源项目投资开发秩序监管报告（新能源部分）及工作要求的通知》（国能监管〔2015〕384号）中进一步明确，从实质上而言，投资主体以融资、合作开发等形式，倒卖光伏、风电新能源项目立项文件（备案或者核准）及相关重要前期批复文件，均涉嫌违反投资项目核准与备案的相关规定。监管部门在检查过程中还会要求项目公司披露其所属母公司情况以判断是否发生投资主体变更情况。

上述监管文件及监管实践确立的原则为，除集团公司内部成员（控股或者全资）之间的股权转让外，禁止项目公司股权在新能源电站项目立项后至并网投产前发生变动，此即为“股权限制转让”的规定。依据前述能源据发布的监管报告，违反上述股权限转规定的潜在后果为：责令相关投资主体限期严肃整改，对于拒不整改的，要采取公开通报、暂停或者取消相应项目可再生能源电价补贴、行政处罚以及移送司法机关。

上网电价是新能源发电企业测算收益率的重要技术指标，在行业发展初期新能源电站度电成本过高、必然严重依赖国补的背景下，含补贴上网电价是否确定对收益测算尤为关键。近年来随着技术进步和成本下降速度明显，电价退坡机制的加速推进，光伏、风电新能源上网电价历经多次向下调整，现“十四五”时期已进入平价上网时代。

1．上网电价演变历程

简而言之，在“十四五”之前，光伏、风电新能源上网电价历经政府定价和政府指导价两个阶段。以光伏为例，肇始于《国家发展改革委关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》（发改价格〔2011〕1594号）的发布，光伏上网电价采用标杆上网电价，亦即由政府定价。标杆上网电价政策的出台，极大地刺激了光伏下游电站行业的飞速发展。至2018年，随着国家发展改革委、财政部、国家能源局发布《关于2018年光伏发电有关事项的通知》（发改能源〔2018〕823号）的发布，地面集中式光伏电站进入政府指导电价时代，亦即招标确定的价格不得高于标杆上网电价，旨在加速过渡至平价上网时代。

就风电项目而言，根据国家发展改革委《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》（发改价格〔2006〕7号）第6条规定，起初风力发电项目的上网电价实行政府指导价，电价标准由国务院价格主管部门按照招标形成的价格确定。国家发展改革委《关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格〔2009〕1906号）颁布施行之后，开始实施分资源区制定陆上风电标杆上网电价政策。同样至2018年，国家能源局发布《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》（国能发新能〔2018〕47号），地面集中式风电项目又进入政府指导电价时代，亦即通过竞争性程序申报的电价不得高于国家规定的同类资源区标杆上网电价。

2．上网电价的构成及锁定

根据国家发展改革委颁布的《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》（发改价格﹝2006﹞7号）和《国家发展改革委关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》（发改价格﹝2015﹞3044号），地面集中式风电、光伏电站上网标杆电价包括以下两部分[4]组成：

（1）当地燃煤机组脱硫标杆上网电价，该部分结算依据为可再生能源发电企业所签订的购售电合同，结算对手为购售电合同项下的售电方电网企业；

（2）高出当地燃煤机组标杆上网电价部分，由可再生能源发展基金予以补贴，亦即国补部分。

经我们梳理国家主管机关历年发布来的电价调整文件，光伏电站执行的上网电价视并网投产时间而定，通常电价发生下调的日期分割线为6月30日（例外情况： 2019、2020年度光伏发电项目国家补贴竞价项目电价下调的分割线分别为：企业计划或者申报的并网时间，以及2020年12月31日）[5]。

（1）是否违反股权限转规定

如前所述，丧失取得国补的资格是新能源项目违反股权限转规定最严重的后果。依我们的执业经验，在行业发展初期，违反股权限转规定的情形多有发生，实践中存在因并网前股转而未取得可再能源补贴的新能源发电项目。

因此，投资方在项目筛选过程中，应对项目公司历史沿革做详实了解，以免遗漏重大颠覆性风险，可通过管理层访谈，以及调取项目公司工商登记内档查证。同时，在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与态度。

（2）是否存在“超备”或者“超核”情况

除某些省份（例如江苏、福建等）实行严格的规模管理控制外，某些年度许多省份（例如甘肃、内蒙、安徽、云南等）所核发的建设规模指标容量额度与项目立项文件（备案或者核准文件）所载明的装机容量并不匹配，特别在开发难度、技术门槛相对较低的光伏电站投资领域，能源投资主管机关存在“超备”的情况并不鲜见。部分省份就解决该等遗留问题执行“先建先得”政策，此举无疑加剧了新能源电站投资秩序的混乱状态。

与光伏电站项目不同，因风电项目存在较高的技术准入门槛，其在项目立项核准之前需取得建设规模指标（《风电开发建设管理暂行办法》第18条[6]），故相对更为规范，但是也不排除主管机关存在“超核”的例外情形，例如核准200MW风电场项目，其中100MW已纳入年度建设规模指标，其余100MW作为下一年度的备选建设规模指标，该指标取得往往仰赖于其他相关条件是否成就，例如先期指标建设容量是否并网投产、投资承诺是否实现等。

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，应大概率可以判定已取得建设规模指标无虞，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）是否超越权限核发建设规模指标

行政机关作出合法的具体行政行为，核心要素之一便是应具有相应权限。依据《光伏电站项目管理暂行办法》及《风电开发建设管理暂行办法》的相关规定，核发风光项目建设规模指标的主体应为省级能源投资主管机关（通常为省级发改部门或者其下属的能源局），在该情形下核发的年度建设规模指标文件通常会随附项目清单。当然也存在地方权限下放的例外情形，个别省份在获得国家分配的建设规模指标后，将指标分配权限下放至下辖区地方主管机关。

建议在法律尽职调查过程中，对新能源项目建设规模指标取得的合法合规性进行审查，通常而言，可通过公开途径获悉的信息予以查证；但是在前述指标分配权限下放的情形，实际操作过程中，可能由于信息披露的不透明，需申请政府信息公开以查证核实，或者对关键政府部门进行走访。

（4）是否超建设规模指标容量建设

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），自然关心新能源项目超建设规模指标容量建设的问题，而该问题在业内普遍存在。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倍感压力，被要求拆除超装部分或者减少补贴容量范围。

因此，在尽职调查中需要核实项目实际装机容量，如存在项目实际装机容量与建设规模指标容量不符，需访谈了解当地监管部门和电网公司对超装情形的态度，以进一步识别项目超装部分可能存在违规拆除以及项目公司无法获得国补的风险。

（1）全容量并网时间

对于影响新能源电站所执行的电价，结合当前的政策文件，应着重关注的项目全容量并网时间点问题。新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。此前对于该时间点认定，实践中存在口径不一致。作为前述4号文的配套文件，《可再生能源发电项目全容量并网时间认定办法》的发布解决了以往争执，为确定项目全容量并网时间提供了清晰指引，具体内容如下：

如经核实的实际全容量并网时间晚于项目承诺的全容量并网时间，且影响电价时，该文件还设置了较为严格的监管措施，具体内容如下：

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。《可再生能源发电项目全容量并网时间认定办法》的发布，使新能源发电企业遭遇新的压力，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，将招致相应罚则，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。

（2）补贴年限

在《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，以下简称“426号文”）发布之前，光伏电站项目补贴年限原则上为20年[7]，而风电项目补贴年限并未明确规定。426号文件规定，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。

在新规施行的背景下，受限于20年补贴年限，对早年已经并网投产，但因为运维、限电等原因导致发电量不佳的新能源电站（特别是“三北”地区）将是不利消息，以目前市场上流行的资产评估方式来看，这将对项目估值构成不同程度的影响，值得关注。

建设规模指标与全容量并网时间，与对项目收益率具有重要意义的电价相关联。对新能源电站项目而言，指标与电价构成了新能源电站价值核心。随着国家对风光项目监管措施的逐渐全面与完善，在对项目进行合法合规性评估时，指标与电价依然是不可回避的重要问题。针对前述风险问题，从投资方的角度，我们根据交易实务经验，将典型的风险防控措施做如下列举，以供参考：