文丨天元律师事务所 陈胜、董健君、储丽丽

前言
”
自2006年《可再生能源法》实施以来，我国对可再生能源发电行业实行电价补贴（以下亦称“国补”）政策，国补资金主要来源为随销售电价征收的可再生能源电价附加。十余年间，我国可再生能源装机规模实现爆发性增长，电价补贴政策的加持功不可没。但随着装机规模攀升，补贴资金需求激增，国补资金收支不平衡的问题也逐步凸显。尽管可再生能源电价附加的征收标准多次上调，仍不足以填平持续扩大的支出缺口，国补延迟发放已成为行业痛点。据相关报道[1]，截至2021年末，全行业口径的国补延迟发放金额已达约4000亿元。
为加强国补资金使用管理，自2019年起，财政部等有关部门每年均下发工作文件（往年文件详见文末[2]）对补贴资金使用、项目补贴申领合规等情况进行核查。2022年3月24日，国家发改委、财政部和国家能源局联合下发《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2021年12月31日前并网并有补贴需求的新能源发电项目进行自查；同时，国家能源、审计等相关部门也对新能源发电企业开展了外部核查。国家发改委、财政部和国家能源局也于2022年10月8日发布了《关于明确可再生能源发电补贴核查认定有关政策解释的通知》（发改办运行〔2022〕853号，下称“《解释通知》”），对国补核查中存在疑义的事项进行了解释说明。我们在此前的《新能源发电项目并购业务中的合规及法律风险防控要点》（上篇、下篇）文章中曾提及2022年度国补核查对行业的影响。
我们注意到，作为2022年度国补核查工作的阶段性成果，国家发改委、财政部和国家能源局于2022年10月28日公示了第一批确认合规的项目清单，7334个项目初步确认“过关”。
而通过公开信息渠道获知，在本次核查中“翻车”导致补贴取消的项目也不乏其例，情况可谓“惨烈”。例如，内蒙古自治区发改委在2022年7月发布《关于废止部分可再生能源项目上网电价批复文件的通知》[3]，宣布废止24个存在合规问题的项目上网电价批复文件。有上市公司因旗下多个可再生能源项目电价批复文件被废止，不仅导致预期补贴落空，还须退回已收到的高额补贴。
总体而言，2022年度国补核查内容更全面、要求更严格、标准更明确，针对违规情况的处理手段也空前严厉。本文拟结合本次国补核查工作的具体情况，对本次核查之重点关注事项进行解析。

2022年度国补核查情况概览

根据《324通知》规定，自查对象包括电网企业和发电企业，其中电网企业自查范围为截止到2021年12月31日已并网、有补贴需求的全口径可再生能源发电项目，发电企业的自查范围为2021年12月31日前已并网的、有补贴需求的风电、集中式光伏以及生物质发电项目。《解释通知》又对国补核查中存在疑义的事项进行了解释说明。以上两通知构成了本次国补核查的依据文件。
为方便读者更直观地了解两通知确定的主要核查事项，我们制作了下方的树状图。
经初步梳理，我们认为本次国补核查的关注要点有四：一、项目是否被纳入年度建设规模/规划；二、项目核准/备案文件是否存在合规瑕疵；三、项目是否存在“超装”情形；四、项目电价是否符合《70号文》规定。具体分析如下文。
关注要点一
项目是否纳入年度建设规模/规划
《可再生能源电价附加补助资金管理办法》第六条规定，项目纳入年度建设/规划规模是项目获得电价补贴的前提条件。对风电项目而言，“纳入年度建设/规划规模”指项目依据《风电开发建设管理暂行办法》（国能新能〔2011〕285号）纳入国家及所在省市出具的风电场工程建设规划及年度开发计划；对光伏项目而言，则指项目依据《光伏电站项目管理暂行办法》（国能新能〔2013〕329号）纳入所在省市能源主管部门下达的年度指导性规模指标和实施方案中（并随之被纳入国家整体指标）。
如国补核查时，项目公司无法对“项目是否纳入了计划、规模或者规划”问题作出充分解释说明，可能会面临补贴无法确认或已确认的补贴被取消等不利后果。实践中，对于通过并购获得的项目，因其控制权转移、人员变更可能导致资料、信息交接不善，以上情况尤其需要特别关注。如有疑问，建议与属地发改、能源主管部门充分沟通，争取由主管部门书面确认项目已纳入年度建设规模/规划。
关注要点二
项目核准/备案文件是否涉及合规瑕疵   

（一）风电项目是否在核准文件有效期内开工建设
本次国补核查过程中，“风电项目是否在核准文件有效期内开工建设”为重点关注事项之一。我们了解到，已有部分风电项目被认定未在核准文件要求的时间内开工建设，亦未向文件核发机关申请核准文件延期，因此被取消补贴资格。值得注意的是，尽管以上项目已经被纳入特定年度的建设规模/规划，部分项目甚至已经取得省级发改部门事后出具的确认项目立项合法、合规的书面证明，但仍未成功保留补贴资格。
我们在协助客户与核查组沟通的过程中注意到，对于“未在核准文件有效期内开工为由取消补贴”的具体法律依据，核查组并未明示。经检索，我们初步认为，现行法律法规中可能作为依据的条文应为《风电开发建设管理暂行办法》第十六条（“风电场工程未按规定程序和条件获得核准擅自开工建设，不能享受国家可再生能源发展基金的电价补贴，电网企业不予接受其并网运行”）。尽管我们理解该规定本意为规制“未核先建”行为，但也存在认定未在核准文件有效期内开工情形属“未按规定程序和条件获得核准擅自开工建设”情形的解释空间。
（二）项目是否存在“擅自变更投资主体”情形
因擅自变更投资主体往往与“倒卖路条”行为相关联，为整肃行业秩序，相关法律法规[4]及国家能源局新能源司的官方回复早有定论：在新能源发电项目投产前，开发主体不得擅自将项目转让给其他投资主体。《国家能源局综合司关于征求完善太阳能发电规模管理和实行竞争方式配置项目指导意见的函》（国能综新能〔2016〕14号）规定：对于擅自进行项目投资主体和股权转让的，将被取消项目获得国家可再生能源补贴资格；对于在项目建成前，未按照规定程序变更项目业主及重要事项未按照规定程序向原备案机构报送申请的，不得纳入国家可再生能源补贴范围。前文提及的被取消电价批复文件的24个项目中，因擅自变更了投资主体导致补贴被取消的项目数量达到7个。
实务中，为规避对在建项目投资主体变更的限制，新能源并购市场对在建项目通常采用“夹层收购”模式实施收购，即通过收购夹层公司的方式间接收购项目公司。但本次核查中上述操作面临挑战。我们了解到，已有部分省市核查组在核查中重点关注“夹层收购”方式；部分核查组提出的反馈意见表明，转让夹层公司股权亦有可能被认定为“擅自变更投资主体”。
我们观察到，在上述背景下，业界已开始尝试调整并购模式，例如采用与项目所在地资源方合作开发项目、待项目建成后再通过项目公司内部转让股权的模式。此模式下，合作各方通常在取得项目核准/备案文件前即签订合作协议，明确项目资源方和收购方的权利义务关系，并约定资源方的投资退出路径。由于收购方本身就属于开发主体的股东之一，且在项目并网前不存在更换项目投资主体问题，因此在一定程度上可以规避被认定为“倒卖路条”的风险（关于该种模式的分析与风险提示可参阅《新能源发电项目并购业务中的合规及法律风险防控要点》（下篇）第五部分）。
关注要点三
项目是否涉及“超装”情形
“超装”是指项目实际安装容量大于核准/备案容量。基于“多建多发”的朴素认知以及不利后果仅限于罚款的乐观预期，实践中新能源发电项目“超装”情形十分常见。但实际上，除罚款行政处罚外，因“超装”而被核减、责令退回补贴的风险也不容忽视。据我们了解，在本次国补核查中，“超装”为重点核查事项之一，如项目被判定“超装”，将被要求按“超装”部分规模退回相应补贴。
（一）“超装”对新能源发电项目获取补贴的影响
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，以下简称“《426号文》”）及《解释通知》规定，新能源项目实行全生命周期合理利用小时数与补贴挂钩，全生命周期可获得补贴电量计算方式为：
全生命周期补贴电量=项目容量×项目全生命周期合理利用小时数[5]
（其中，光伏项目纳入补贴范围的“项目容量”按照纳入国家补贴范围的规模、备案容量和实际并网容量三者最小值确定，实际并网容量不得高于备案容量的103%；风电项目纳入补贴范围的“项目容量”以核准时确定的容量为准，允许存在一定偏差，偏差不超过单台额定功率最小机组的容量。）
根据上述公式可知，计算可再生新能源项目全生命周期补贴电量时，项目容量以纳入国家补贴范围的规模、核准/备案容量、实际并网容量三者中最小值计算；因此，理论上“超装”情形不会影响项目全生命周期的补贴电量，即不会增加全生命周期内可获得的补贴总额的上限。在此前提下，本次国补核查要求“超装”项目退还补贴的具体理由值得研究。
我们认为，其逻辑可能是：
●1.   依据《426号文》，在未超过项目全生命周期合理利用小时数（即项目补贴总额上限）时，新能源发电项目按当年实际发电量给予补贴；同时，由于《可再生能源电价附加补助资金管理办法》（财建〔2020〕5号，以下简称“《5号文》”）已强制规定了新能源发电项目的最高补贴年限[6]，在补贴年限届满后，无论项目是否实际达到全生命周期补贴电量，均不再享受补贴。“超装”将导致项目年度实际发电量增加，从而导致项目每年获得的补贴金额增加，产生补贴加速“兑现”的效果。
为便于理解，我们将以某个光伏发电项目为例，展示“超装”对项目补贴“兑现速度”的影响。

由上表看出，由于法律规定限制，项目“超装”对项目全生命周期所获补贴总额并无影响，但因为项目每年实际获得补贴的电量上升，所以会让项目“加快”获得补贴，用短于备案容量对应的时间获得了项目全生命周期的全额补贴。
●2.   此外，《426号文》规定了不同资源区各类项目的全生命周期合理利用小时数，《5号文》又规定了新能源发电项目的最高补贴年限[7]，在补贴年限届满后，无论项目是否实际达到全生命周期补贴电量，均不再享受补贴。由此，可以根据最高补贴年限计算出“年均合理利用小时数”，即补贴年限内完整取得全生命周期补贴电量对应的补贴应达到的最低年利用小时数。换言之，只有当一个项目的平均年实际利用小时数不低于“年均合理利用小时数”，才有可能获得全额补贴。
但实际上，部分项目的年实际利用小时数并不一定能够达到“年均合理利用小时数”[8]，那么该种情形下，项目将无法在法定全生命周期、法定补贴年限内获得补贴额的理论最大值。而“超装”将弥补年实际利用小时数的不足，通过增大装机容量来增加项目实际获得补贴的总额。
为便于理解，我们将以某个光伏发电项目为例，展示当年实际利用小时数低于“年均合理利用小时数”时，“超装”对项目实际获得补贴总额的影响。

由上表看出，在项目的年实际利用小时数未达到法定“年均合理利用小时数”的情况下，相较于备案容量，“超装”能让项目获得更多补贴。
基于以上逻辑，《解释通知》明确规定，如有“超装”情形，光伏项目实际并网容量超过纳入国家补贴范围规模与备案容量中较低者的部分、风电项目实际并网容量超过核准容量的部分，均须按比例相应核减补贴资金。对于核减补贴的溯及力问题，《解释通知》未予明确；但根据我们掌握的情况，此次核查中一般要求自项目并网之日起算计算应退回补贴金额。
此外，除了上述“超装”问题外，还应关注项目公司在纳入可再生能源发电补贴清单时的申报容量与实际容量是否相符。根据《426号文》，如在核查中发现申报容量与实际容量不符，将按不符容量的2倍核减补贴资金。
（二）关于“超装”的认定标准
风电项目装机容量可根据机组数量计算，且机组数量盘点难度较低，故风电项目“超装”核查相对简易。
而对于光伏项目，“超装”核查涉及较多疑难问题。故《解释通知》对光伏项目容量认定问题着墨较多。
此前，实践中对于光伏备案容量是直流侧容量还是交流侧容量存在一定分歧。此次《解释通知》明确，如无特殊说明，则备案容量按交流侧容量认定，核查逆变器容量即可，而无需核查组件安装容量和容配比；若备案文件中装机规模的单位是“MWp”，则备案容量按直流侧认定，应核查组件安装容量。
据我们了解，本次核查过程中对于是否存在“超装”的认定十分严格。对于按直流侧认定备案容量的项目，只要组件安装容量超过备案容量，不论超过多少，也不论该“超装”实际是否导致了超量发电，均会被认定为“超装”，一律要求退还相应补贴。
实践中，由于国家能源局2020年发布的《光伏发电系统效能规范》（NB/T10394-2020）允许发电项目装机容配比上限为1.8，以上规范经常被用来论证光伏项目“超装”的合理性。但根据本次国补核查中下发的《解释通知》，如备案容量按交流侧容量认定，则核查逆变器容量即可，无需核查组件安装容量和项目容配比；如果备案文件中装机规模的单位是“MWp”，则核查组件安装容量是否超出项目备案容量，亦无需核查项目容配比。因此，就本次国补核查而言，《光伏发电系统效能规范》不能用来论证光伏项目“超装”的合理性。
关注要点四
上网电价定价基准是否符合《70号文》规定
项目上网电价（含补贴金额，下同，不再赘述）定价基准日亦为本次国补核查之重点核查事项。
根据国家能源局政策文件以及各地方惯常作法，新能源发电项目的上网电价通常以项目核准/备案时点、纳入建设规模/规划时点或者项目并网时点进行确定。以上做法与财政部办公厅《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》”）规定存在一定冲突。按《70号文》规定：可再生能源项目应按“全容量并网时间”确定上网电价；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。
据我们观察，本次国补核查严格执行《70号文》要求，其核查逻辑可总结为：

1、项目在核准/备案或纳入建设规模/规划时，主管部门就在相关文件中确定上网电价的，按文件确定标准执行；
2、如项目无明确前期文件规定电价，但已经履行分批次并网审批程序，按每批次全容量并网的实际时间分别确定上网电价；
3、如项目无明确前期文件规定电价，且未履行分批次并网审批程序，则按项目最终全容量并网时点确定上网电价。
按照以上核查逻辑，如果项目未能在补贴退坡的时间节点前实现全容量并网，并且项目未履行分批次并网手续，那么对于在电价退坡时间节点前实现并网的容量部分，将无法执行电价退坡前的上网电价及补贴标准，最终应以项目全容量并网时的电价政策核定上网电价。
实践中，较大装机容量的新能源发电项目很难做到在同一时点全容量并网，通常会根据采购、施工进度在同一年度内分批次并网，跨年度分批次并网情形也较为常见。但本次国补核查过程中，涉及以上情形（尤其是跨年度分批并网）的项目受到严格审查，上网电价被认定不符合《70号文》规定、需退还补贴的项目不在少数。
需要说明的是，尽管《70号文》在本次核查中受到高度重视，但关于其具体执行仍有若干技术问题有待明确。例如，涉及“分批次并网”的项目，《70号文》要求项目应“履行程序分批次并网”；但我们也注意到对于具体审批机关、申请审批材料的组成等具体程序要求，目前在国家层面尚无统一规定。又如，项目整体执行首次并网时点的上网电价（而非按照分批次并网时点进行定价），可能是被动接受电网企业要求而非项目公司有意为之，此种情况下购售电合同之效力及可执行性如何认定亦属难题。再如，《70号文》明确其有关定价基准日的规定系对“国家价格政策要求”的具体解释，但我们也并未检索到支持上述解释的能源、价格主管部门（国家发改委、国家能源局）文件。

小结
本次国补核查在相当程度上展示了现阶段新能源发电企业合规管理工作的复杂性和挑战性，我们认为有必要引起行业内高度重视，以下几点建议供参考。
首先，本次核查合规标准的高度严格和处理手段的空前严厉，再一次强烈表明了提高合规管理标准、加强法律风险管理的必要性和重要性。
其次，本次核查也在一定程度上凸显了法律法规要求与行业操作惯例、中央层面政策要求与地方实践操作之间的脱节与冲突，以及进一步明确、统一法规文件解释及执行口径的必要性，也提示行业有必要在后续合规管理工作中针对以上问题采取适当的风险管理策略。
最后，对于新能源发电项目并购业务而言，新能源发电企业在面对存在合规瑕疵的项目，尤其是项目存在可能会对收益率产生颠覆性影响的瑕疵时，应在尽职调查中充分挖掘和识别风险，设计适当的交易安排以把控风险，必要时应考虑并购必要性，避免更大损失。
附注：
[1]参见《4000亿新能源补贴拖欠困局迎来曙光，以专项融资填补缺口》，网址:
https://www.chinanews.com.cn/cj/2022/08-21/9833183.shtml。
[2]往年主要“国补”核查工作文件一览表：

[3]公示网址：
http://fgw.nmg.gov.cn/zfxxgk/fdzdgknr/bmwj/202208/t20220803_2097485.html。
[4]禁止“倒卖路条”相关法规、政策文件的主要包括：国家能源主管部门发布的《光伏电站项目管理暂行办法》《国家能源局关于进一步加强光伏电站建设与运行管理工作的通知》（国能新能〔2014〕445号）、《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，已于2022年5月废止）、《国家能源局关于开展新建电源项目投资开发秩序专项监管工作的通知》（国能新能〔2014〕477号）、《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〔2015〕384号）、《关于完善光伏发电规模管理和实行竞争方式配置项目的指导意见》（发改能源〔2016〕1163号）等文件。
[5]项目全生命周期合理利用小时数是依据《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）确定的各类项目全生命周期合理利用小时数，具体如下：
（一）风电一类、二类、三类、四类资源区项目全生命周期合理利用小时数分别为48000小时、44000小时、40000小时和36000小时。海上风电全生命周期合理利用小时数为52000小时。
（二）光伏发电一类、二类、三类资源区项目全生命周期合理利用小时数为32000小时、26000小时和22000小时。国家确定的光伏领跑者基地项目和2019、2020年竞价项目全生命周期合理利用小时数在所在资源区小时数基础上增加10%。
（三）生物质发电项目，包括农林生物质发电、垃圾焚烧发电和沼气发电项目，全生命周期合理利用小时数为82500小时。
[6]新能源发电项目的最高补贴年限为：风电、光伏发电项目自并网之日起满20年，生物质发电项目自并网之日起满15年。
[7]同注释[6]
[8]根据《国家能源局关于2021年度全国可再生能源电力发展监测评价结果的通报》（国能发新能〔2022〕82号），甘肃、青海以及宁夏等地的部分一类资源区2020年及2021年连续两年的年实际利用小时数均低于1600小时，部分地区年实际利用小时数甚至低于1500小时。