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新能源项目的合规大考——国补核查给新能源发电企业带来的合规挑战
新能源项目的合规大考——国补核查给新能源发电企业带来的合规挑战
历经两个五年计划，新能源电力装机容量实现爆发式增长，为保障能源安全、实现“双碳”目标夯实了基础。据行业统计，截至2021年10月底，我国可再生能源发电累计装机容量达到10.02亿千瓦，突破10亿千瓦大关，比2015年底实现翻番，占全国发电总装机容量的比重达到43.5%，比2015年底提高10.2个百分点。其中，水电、风电、太阳能发电和生物质发电装机分别达到3.85亿千瓦、2.99亿千瓦、2.82亿千瓦和3534万千瓦，均持续保持世界第一。[1]
新能源发电行业实现飞跃发展的背后，离不开国家可再生能源电价补贴政策的强力驱动，通过补贴退坡机制逐步实现引导行业朝向市场化转变。2021年底是最后一批风电新能源项目电价补贴政策关门的时间节点，至此，风电、光伏新能源发电全面进入平价上网时代。尽管如此，电价补贴时代的存量项目仍然基数巨大且项目生命周期仍将存续十几年，这些项目由于投资开发时间较早、成本较高，其盈利甚至维持收支平衡基本均严重依赖国家可再生能源电价附加补助资金的补贴（以下简称“国家补贴”），由此导致国家财政拨付国家补贴的压力仍将持续较长时间。据21世纪经济报道，按行业统计及预测，截至2021年底，可再生能源发电补贴拖欠累计约4000亿元，预计2028年电价补贴缺口可能会达到峰值。[2]由于补贴资金缺口巨大，导致补贴资金的到位严重滞后，以光伏为例，根据国家能源局发布的《2017年度全国光伏发电专项监管报告》（监管公告〔2018〕4号），光伏发电项目从并网发电到正式纳入补贴目录约历时 2-3 年，从列入补贴目录到实际获得拨付资金滞后约6-8 个月。
为加强可再生能源发电补贴资金使用管理，促进可再生能源行业高质量发展，2022年3月24日，国家发展改革委员会办公厅、财政部办公厅以及国家能源局综合司于联合下发《关于开展可再生能源发电补贴自查工作的通知》（以下简称“324通知”），决定在全国范围内开展可再生能源发电补贴核查工作，要求可再生能源发电企业从项目的合规性、规模、电量、电价、补贴资金等六个方面进行自查，直击行业痛点。324通知下发以来，在企业自查的基础上，地方能源主管部门、审计局等相关部门也对新能源发电企业开展了外部核查，可再生能源发电补贴核查工作已在全国范围内全面铺开，尽管相关核查尚在进行中，总体核查结果以及最终处理方式尚未完全公布，但随着该项工作的不断深入，根据各个地方大批存量项目在核查过程中所暴露的合规性问题以及相关核查部门或主管部门的反馈，国补核查所发现的不同程度的问题将有可能导致可再生能源发电项目的电价批复被撤销、补贴资格被取消、补贴资金被核减、已收取国补资金被要求退还等不利结果，引发行业震动。这次的国补核查，无异于对新能源发电企业在开发、建设、运营过程中的合规性进行“大考”，一旦考核结果不理想，将对新能源发电企业的未来收益产生重大影响，严重的甚至将导致相关发电企业面临生死存亡。324通知及其后续进行的国补核查，对新能源项目投资并购的影响也相当巨大，笔者作为长期从事新能源投资并购的法律工作者，现就本次补贴核查的相关实际操作情况以及对新能源发电企业的挑战进行梳理，以期提供实务参考。
一、国补核查内容概要
根据笔者的观察，本次国补核查将会是新能源发电领域有史以来最全面、最彻底、最严格的一次执法实践，是对以往含补贴可再生能源发电项目开发投资建设的全面摸排与审核。从现有实际操作情况来看，历经本次国补核查后，将进一步摸清可再生能源发电补贴的底数，以确定补贴资金规模，并严厉打击可再生能源发电骗补等不合法不合规行为。324通知文件要求的国补核查范围既包括要求发电企业自查，也包括电网企业进行自查，其对所需核查的具体内容进行了详细的列举，而这些事项也是国家相关部门在自查基础上进行外部核查的关注要点。我们理解，在新能源投资并购项目中，拟收购项目公司被实施国补核查的情况以及国补核查相关要点的核查结论，应是新能源投资并购项目中需充分核查的关键要点。根据324通知文件所载内容，我们特将国补核查相关内容概要梳理如下：
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二、国补核查实操关注点
根据德勤于2022年8月发布的《2022年上半年新能源行业投资并购交易分析（上）》，在能源转型政策导向下，国企参与新能源行业投资并购交易数占同期全部交易比重在2021年上半年达到最高值（46.1%，83笔），主要集中在清洁能源发电[3]。尽管清洁能源发电项目并购交易市场火爆，但在史上最严国补核查，且核查结果尚未正式公布、存在重大不确定性的大背景下，面对新能源发电项目普遍存在的合规性问题，市场并购主力军国企也主动收起节奏、放慢脚步，在并购交易决策上谨小慎微。以我们的执业经验，主管机关在本次国补核查的执法行动中聚焦如下方面：
（一）项目是否纳入计划、规模或者规划等管理文件相应的名单或清单
324通知将“项目合规性”列为本次国补核查的首位，其中项目是否取得建设规模指标或者列入相应年度的建设计划，与判断项目是否合法并网、应当享受的电价标准以及是否能够享受国家补贴息息相关。根据《可再生能源电价附加资金管理办法》的通知》（财建〔2020〕5号）第六条规定，取得建设规模指标是纳入项目补贴清单并取得补贴资格的前提条件，觉此，根据行业投资开发过往的逻辑，通常认为项目列入国补目录，即代表了项目已经取得了建设规模指标。然而，根据我们的执业经验，实操中存在某些项目未取得建设规模指标，也被列入了国补目录或者项目补贴清单，或存在分批取得建设规模指标但享受统一电价的情形，形成该等情形的原因复杂多变，而很多存量新能源发电项目存在多次转手交易或存在项目开发人员离职更替的情形，导致有些项目建设规模指标取得的历史情况难以得到全面解释。在本次国补核查中，若新能源发电企业所提供的核查证据材料无法清晰充分说明相关规模指标，将有可能导致项目建设规模指标取得的合法性以及所享受的电价的合法性面临重大挑战。
（二）项目是否依法依规核准（备案）
324通知对“项目合规性”核查的第二项关注要点即是项目是否依法依规核准（备案）。从当前国补核查的实操情况来看，项目是否依法依规核准（备案）的核查重点便是严查“倒卖路条”。根据相关法律法规的规定，项目投资主体发生变更后需重新核准或者备案，因此新能源电源在项目立项后全容量并网投产前不得擅自变更投资主体，已被国家能源局与地方能源投资主管下发诸多规范性文件所明定，行业内通俗称之为“不得倒卖路条”。在新能源发电行业发展初期，由于存在诸多非市场化的因素，新能源项目建设规模指标资源配置尚不能实现最优化，由此导致项目投资开发环节出现了资源配置不公正、管理不规范和不同程度的投机获利现象，给新能源电站建设造成了不良影响，在上述背景下，为加强新能源电站项目管理，杜绝投资开发中的投机行为，保持新能源电站建设规范有序进行，国家能源局自2014年下半年起陆续出台了多份文件严令禁止“倒卖路条”，并对“倒卖路条”行为进行了专项核查。根据我们的观察，在目前的国补核查实操中，对“是否构成投资主体变更”的核查深入远甚于2014年那次的核查，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，其将面临着被认定为“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。
（三）全容量并网时间及是否存在“以少代全”
根据国家能源局下发的相关政策文件以及新能源电站开发的过往实操，上网电价通常以项目核准时间或者项目并网时间进行核定，但由于对并网标准缺乏统一的指引，各地能源主管部门以及电网公司对并网时间的认定标准在实操中宽严不一，有些地方还存在以发电企业承诺的并网时间来认定的情形。2020年11月18日，财政部办公厅发布《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”），明确上网电价以项目全容量并网时间核定，因此本次国补核查中关于项目并网时间的判断延续70号文的全容量并网标准。此外，由于新能源发电项目的建设周期和项目前期手续、征地进展、设备组建采购进展、资金筹集进度等密切相关，故有些新能源发电项目会根据实际情况在核准/备案容量范围内进行分批并网。对该等分批并网的情形，70号文亦规定，对于履行程序分批次并网的项目，除国家另有明确规定以外，应按每批次全容量并网的实际时间分别确定上网电价，亦即：如项目未能在电价退坡的时间节点实现项目全容量并网，而系分批次并网的，应按照分批次并网时间点的电价政策确定上网电价，前提为需履行分批次并网的手续。易言之，如未履行分批次并网手续，已于电价退坡时间节点前实现并网的容量无法执行电价退坡前的上网电价，应最终以项目全容量并网时的电价政策核定上网电价。
尽管70号文对分批并网进行了如上规范要求，但到底什么是分批次并网手续，目前尚无统一的规范性文件出台，但从河南省地方性文件中可以略知一二。根据《河南省发展和改革委员会关于确认光伏电站并网容量的通知》（豫发改办能源〔2016〕39号）：“对于部分并网项目。为保障国家下达我省的年度指导规模能用尽用，严格执行国家有关价格管理规定，对于部分容量并网的光伏电站项目，须按照2016年6月30日实际并网容量申请列入2015年以前年度指导规模。”上述文件显示，除国家及地方另有文件规定外，如项目公司未能于电价退坡时间节点实现全容量并网，未实现并网的部分容量应申请纳入下一年度建设计划，并按照实际并网时的电价政策核定上网电价。实践中，风力、光伏发电企业为了抢630、1231电价，不少风力、光伏发电企业未能在补贴退坡的关键时间节点完成全容量并网，对于分批次并网手续，行业知之甚少。如在国补核查过程中，新能源发电企业无法就其项目分批并网事项提供合法依据并说明合理理由，其全容并网时间将受到国补核查工作组的重大挑战。
此外，根据我们的经验，监管部门在核查项目的全容量并网时间时，不仅仅是形式检查，还会通过各种途径进行核实，具体途径包括核查项目施工日志、电网发电曲线、风机或光伏板组件、箱变等采购、运单、安装记录、监理日志、监理周报、监理月报、财务资料、工程量清单、运行日志、操作票、竣工验收报告、并网调试运行意见书，部分项目甚至调看了卫星图片来确定是否在规定时间内完成了全容量并网。
324通知将项目实际并网容量小于核准备案容量或已取得建设规模容量界定为“以少代全”。如经核实存在“以少代全”，直接后果便是项目未能实现全容量并网，鉴于全容量并网时间与项目可享受的电价直接相关，故此，如果项目实际全容量并网的时间晚于承诺时间，按照以项目全容量并网时间核定上网电价的政策文件规定，则将对相关新能源发电企业构成可能导致调减补贴标准等重大风险，甚至可能会沦为平价项目，同时以往历史年份所受领的国补还存在被追回的风险。
（四）是否存在“批小建大”
“批小建大”是指项目并网容量大于核准备案容量或已取得建设规模容量，即俗称的“超装”。目前国内已建成光伏电站普遍存在着“批小建大”的行业不成文惯例，因为电站建设规模指标较难获得，且电站额定容量通常无法实现全负荷运行，发电企业为了获得更大的收益，普遍会对电站超装10%左右，即在电站交流侧容量不超过政府核定批复容量。2020年，国家能源局发布了《光伏发电系统效能规范》（NB/T10394-2020），允许容配比的范围从1-1.8不等，一些发电企业据此认为国家对于电站超装持宽容态度。然而从本次核查的情况来看，大部分地区均是以项目直流侧装机容量来判断是否存在超装，但依据最近国家能源局发布的《光伏电站开发建设管理办法(二次征求意见稿)》，明确光伏电站项目备案容量原则上为交流侧容量。目前，因本次核查结果尚未最终公布，判断“批小建大”的标准尚待进一步讨论。在项目尽职调查过程中，核验项目实际并网容量需依赖于技术尽调的手段。
根据关于《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），项目纳入可再生能源发电补贴清单时，项目业主应对项目实际容量进行申报。如在核查中发现申报容量与实际容量不符的，将按不符容量的2倍核减补贴资金。因此，如存在“批小建大”的情形，将会被核减补贴资金。
三、结语
本次国补核查直击行业痛点，对可再生能源发电企业造成较大冲击，并在一定程度上已传导至新能源项目并购领域的决策者，影响深刻。尽管本次国补核查的结果尚未完全公布，但部分地区已经出现能源主管部门根据国补核查结果废止部分可再生能源电价批复的情形，已对行业造成巨大的震动。对新能源发电业内人士，尤其是参与该行业投资并购的主体而言，在最终核查结论以及处理方式出台之前，面对存在建设规模指标、倒卖路条、全容量并网时间、以少代全或者批大建小等问题的项目，将直接影响项目收益率，投资者应审慎对待，在尽职调查中充分挖掘和识别相关风险，并设计适当的交易结构以把控交易风险。
[注]
