“知之愈明，则行之愈笃”

引言

在《“东风袅袅泛崇光” — 光伏电站项目股权收购常见交易模式》一文中，我们对光伏电站股权收购交易早期采用的直接收购和夹层收购模式，以及后续演变而来的各类新型收购模式进行了介绍，并对其各自的优、缺点进行了阐述。本篇我们将从收购方视角，结合交易模式和行业实践，对光伏电站股权收购中常见的交易风险展开进一步的探讨和分析，并从交易文件层面提出相应防范措施。

一、光伏电站项目股权收购交易风险及防范措施

光伏电站项目股权收购交易是一项复杂和系统的工程，面对收购阶段的法律风险识别和防控，收购方及其律师均心有戚戚。收购交易的成功交割以及后续的良好运营有赖于收购方全面、准确地掌握和发现项目的状况和风险，也取决于有效设置各种法律措施以防范风险的发生。囿于本文篇幅以及不同项目具体情况之间的差异，我们将对各种交易模式存在的常见风险及其防范措施进行分析和评述，以期能够为收购方提供借鉴和参考。

（一）定价风险及防范措施

交易定价是贯穿于光伏电站股权收购交易全程的核心问题，收购方不仅需要从商业角度予以考量，也需对交易条款的设置予以重点关注。光伏电站项目的收购定价一般有两种确定方法：第一种是光伏电站的总资产价格或者EPC费用，并在此基础上作出一定的折扣或上浮，该方法主要适用于未并网或者并网时间小于一年的光伏电站；第二种是资产评估方式，该方法主要适用于并网时间在一年以上的光伏电站[1]。收购定价需要具体情况具体分析，并与项目情况挂钩，相关因素包括项目发电量、电价、政府补贴、贷款情况、土地成本等。具言之，光伏电站项目的收益大致为项目电价与项目生命周期发电量的乘积。首先，就项目电价而言，2019年之前的光伏电站项目基本执行标杆上网电价政策[2]，电价较为容易确定，但国家发改委于2019年发布了《关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》，将集中式光伏电站标杆上网电价改为指导价，在不超过所在资源区指导价的前提下，通过市场竞争方式确定新增集中式光伏电站上网电价。尽管国家发改委于2021年进一步发布了《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》，2021年始新备案的集中式光伏电站实行平价上网[3]，但存量的集中式光伏电站仍需执行指导价政策下的市场竞争定价，电价的可预期性相对较低。其次，就项目的生命周期和发电量而言，其取决于项目自身的工程质量、运维水平、光伏组件等设备的质量和运转效能以及项目受到的限电影响程度。因此，在收购存量光伏电站项目，尤其是已经运行较长时间的光伏电站时，应考虑其投入的实际使用年限和运营状况，对电站的折旧程度、成本回收期的影响等。再次，光伏电站项目可能存在较多大额应收的财政补贴，该等财政补贴的取得确权以及账期均可能对项目的收益率和定价产生影响。同时，虽然自2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴，但地方财政仍然有诸多光伏项目补贴政策，届时需根据项目公司所在地的政策确定相应补贴标准。最后，土地成本方面需要考虑耕地占用税和土地使用税。耕地占用税为一次性税费[4]，纳税义务相对较为容易确定。但土地使用税是否收取[5]以及按照何种标准收取[6]具有较大商讨空间，实践中取决于具体项目的用地特征，以及当地招商、税务执行口径的发展变化，因此可能在定价过程中引发争议。

为应对和控制上述定价风险，交易双方需关注收购交易文件中对于定价及价格调整机制的约定。一方面，收购方可通过商业、财务和法律等各项尽职调查工作核查和验证定价的相关假设条件；另一方面，对于部分难以核查或验证但又符合新能源电力行业惯例且具备实现条件的，收购方可通过设置价格调整机制、交割先决条件或交割后承诺等进行实现。

此外，如涉及国有企业，特别是在交易涉及交割审计/价格调整机制的情况下，需注意按照《企业国有资产评估管理暂行办法》等法律法规履行资产评估备案程序后的股权评估价格与各方实际约定/达成股权转让价格之间的差异。如交易价格低于评估结果的90%，交易可能面临暂停甚至终止的风险。

（二）过渡期内股权变动的风险及防范措施

在新型收购模式中，收购方和出售方在签署预收购/收购协议后至项目交割期间尚需经过一段过渡期。在此期间项目公司可能存在股权变动的风险，例如：（1）项目公司在过渡期因借贷或融资需要，股东将项目公司的股权质押给银行或其他第三方。此等情况下，未来可能发生质押权人不配合收购交易过户手续，甚至行使质权、导致项目公司股权变动的情况；（2）出售方在签署预收购/收购协议后，仍与其他收购方就相同交易进行接触、开展讨论或达成一致。对收购方而言，前述问题会导致原先计划的交易无法按期实现。

针对上述风险，收购方可以通过如下措施予以防范：

作为交割先决条件，（i）出售方应取得交易所需要的全部内部、外部批准和授权及第三方许可；（ii）通过委派人员、签署表决权委托协议或一致行动协议、印鉴共管等方式，加强收购方在过渡期内对项目公司的管控和监督；（iii）如收购方同意项目公司股权质押，项目公司、出售方和质押权人应当做好妥善安排，确保交易不会因股权质押受到不利影响；

作为过渡期承诺，约定未取得收购方事先书面同意，项目公司过渡期内不得进行可能影响交易或损害项目公司/收购方利益的行动；

此外，收购方可考虑设置过渡期内的独家谈判条款，避免出现与收购方交易存在冲突的其他安排。

（三）项目质量控制的风险及防范措施

基于项目开发方控制成本和追赶工期的动因，工程质量问题是建筑行业的通病。根据光伏行业可研报告，光伏电站的理论寿命和运营周期通常为20年至25年[7]，但其建设周期往往较短，一般为4至5个月[8]，为抢工期，部分光伏组件设备在保管、运输、安装、调试等环节存在不符合相关技术规范和操作流程的情形，由此导致光伏电站建成后存在大量遗留的质量问题，进而导致发电效能下降、发电收入低于可研预测，甚至需要收购方投入大量成本对设备进行改造和维护。故光伏项目建设过程中的工程质量和设备质量控制成为了项目投产后的长期运营和稳定收益的“达摩克利斯之剑”。

结合建设工程行业的惯常实践，收购方可在交易文件中通过设置如下条款对潜在工程和设备质量缺陷和风险予以控制：

设置分期付款条款，当项目在质量保证期内未发生质量问题，或虽发生质量问题但已被解决时收购方方有义务向出售方支付相应款项。收购方亦可要求出售方提供质保金以保证项目质量符合要求。在商业可行的前提下，收购方也可以要求将工程与设备质量作为估值调整触发情形；

要求项目公司、出售方等保证方对工程与设备质量作出完整的陈述与保证，并设置较为严格的赔偿责任；

如收购方可在项目前期阶段介入，其可在交易文件中明确对项目建设过程中的EPC承包商选聘、重要设备标准（包括但不限于光伏组件、风电机组、逆变器等重要设备的品牌、规格、参数等）、工程建设质量、工期管理和成本控制、手续合规、安全生产等事项享有管理权和监督权，以增加对项目建设工程的知情和把控。

此外，从商业角度而言，收购方在收购存量光伏电站项目时可聘请专业机构对关键设备的质量进行检测检验，对光伏电站的工况质量进行整体评估，以为决定收购和确定交易对价提供参考。

（四）收购方资金安全的风险及防范措施

若收购方提前介入项目且项目公司开发过程中存在资金不足的问题，收购方可能需要向项目公司提供大量资金支持。然而，项目能否成功投产运行，以及收购能否最终成功交割具有诸多不确定性，如项目最终失败，收购方可能因此遭受重大损失，并造成可得利益的损失和机会成本的浪费。针对收购方资金安全风险，收购方可采取的交易措施主要包括：

要求对项目公司行使一定程度的控制（如委派人员、印鉴共管、资金共管、表决权委托、监督权、检察权等安排）以保证资金安全；

其次，收购方可在交易文件中引入履约担保机制，要求出售方和/或其股东、实际控制人提供履约保函。若发生项目未按期投产运营、重要事实未被真实、准确和完整地披露（例如存在资产负债表外的大额负债）或项目建设期间发生重大不利变化等情形，收购方可要求出售方兑现履约保函以弥补相应损失。此外，收购方还需关注该等担保是否遵循适用法律和章程及股东协议规定，经出售方和/或其股东的有权机构批准，以保证该等担保的有效性。

（五）股权交割及退出风险

视收购模式及具体项目情况，光伏收购项目的过渡期（即自交易文件签署之日至项目最终交割之日）通常在六个月至两年不等。考虑到过渡期跨度较长，若最终未能实现顺利交割，则交易双方均可能面临重大损失，且收购方可能无法顺利退出。就股权交割及退出风险，收购方可采取下述措施进行规避：

尽量设置明确的交割先决条件。各方应以规范、清晰的语言将交割先决条件明确在交易文件中，避免因措辞模棱两可而导致难以确认交割条件是否满足或交割无法发生。对于其中一些内涵和外延可能引发争议的词语，例如“项目用地”“前期合规性文件”等，应在交易文件中作出明确界定，以免交易各方对于相关交割条件的满足与否产生争议；

设置责任承担和赔偿机制。对于非因收购方原因导致的项目无法交割，收购方可要求出售方承担违约责任。为降低收购方届时举证成本，还可预先在交易文件中对违约金条款进行约定；

设置明确的退出渠道。合作开发模式下，如发生交割条件无法达成或其他导致项目无法完成的情况，收购方可以借助退出条款及时实现退出，以免损失进一步扩大，因此退出条款亦为收购方应当核心关注的条款。退出条款中应当对收购方退出的条件、对价、时间、对方配合办理变更手续的义务等进行明确；

国资程序。如出售方为国有企业，则各方应对是否通过公开交易进场的方式完成收购作出考量。如收购方和出售方双方均为国有企业，则可考虑根据《企业国有资产交易监督管理办法》第三十一条[9]采取非公开协议转让的方式完成交易，并在交易文件中明确应由出售方负责获得有关国有资产监督管理机构的相关批准。此外，在合作开发模式下，如收购方为国有企业，还需要考虑交易终止但收购方无法通过国有公开交易成功退出的情况及股权回转的方式。为此，收购方可考虑提前在交割前取得国有资产监督管理部门就未来交易终止情况下股权回转的同意批复。

（六）反垄断申报的风险及防范措施

近年来，市场监管总局持续加强经营者集中合规监管，稳步推进未依法申报案件查处工作[10]，涉及多个行业以及各类市场主体，案件数量和处罚金额均创历史新高，彰显了市场监管总局强化反垄断执法和防止资本无序扩张的坚定决心。尽管光伏发电等新能源行业尚不属于目前经营者集中审查执法的热点行业和领域，但为避免合规方面的瑕疵，以及促进收购顺利交割和项目在交割后良好运营，相关方仍应在交割前审慎评估收购交易是否需要进行经营者集中申报，并在触发申报义务时依法履行申报义务。

评估光伏电站项目收购交易是否构成需申报反垄断的交易与其他行业并无二致。首先，需判断收购交易是否构成经营者集中。若收购方因收购交易（无论是通过股权、资产还是合同等方式）取得对项目公司的控制权或者能够对项目公司施加决定性影响，则构成应当申报的经营者集中情形。其次，需判断参与集中的经营者的营业额是否达到相应申报规模标准。此外，根据《反垄断法》的规定，即使未达到前述申报规模标准，若有证据证明收购交易具有或者可能具有排除、限制竞争效果的，国务院反垄断执法机构可以要求经营者申报。综上所述，评估交易是否构成反垄断申报需要大量专业知识和实践经验，我们建议由专业反垄断律师介入协助进行认定和评估。

二、结语

光伏电站项目股权收购在不同程度上均面临着交易定价、过渡期内股权变动、项目质量控制、收购方资金安全、股权交割和退出、反垄断申报等相关的风险。“知之愈明，则行之愈笃”，当事方及其律师应在综合考虑各交易模式优势、风险和己方商业利益诉求的基础上，设计合理的交易架构，发现和识别具体项目中的交易风险，并通过法律文件的设置来解决、防范各类风险，为收购交易的成功交割以及后续的良好运营保驾护航。

在本专题后续文章中，我们还将继续对光伏项目合规问题及上市要点进行讨论，敬请期待