（转自：风芒能源）

作者：司军艳 田思源等

在新能源行业快速发展的当下，政策的每一次调整都可能引发市场的剧烈波动。

2025年1月27日生效的国家发展改革委、国家能源局发布的《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号），以及同年4月16日生效的《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2025〕394号），犹如两颗投入平静湖面的石子，激起了千层浪。新能源行业有必要深入剖析这些政策变化对新能源项目收购、投融资并购的影响，以及如何防控相关风险。

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政策重构——136号文如何颠覆并购估值逻辑？

136号文的核心在于推动新能源上网电价全面由市场形成，取消了以往的标杆电价和固定补贴机制，取而代之的是“全面市场交易+机制电量补差”的交易模式。这一变化使得电价波动成为新常态，与以往稳定的补贴时代形成了鲜明对比。政策的出台不仅改变了电价形成机制，还引发了绿电交易溢价归属争议和偏差考核成本转移等问题。

（一）电价形成机制的改变

136号文明确规定，新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。这意味着新能源项目不再享受固定的标杆电价，而是要根据市场供需情况参与竞价。这种市场化定价机制使得项目收益预期变得难以预测，增加了投资风险。

（二）绿电交易溢价归属争议

在绿电交易中，售电方是否享有绿色附加值成为争议焦点。绿电交易价格通常包括电能量价格和绿色电力证书（绿证）价格。目前政策边界尚不明确，可能导致交易双方在合同签订和执行过程中产生纠纷。

（三）偏差考核成本转移

新能源发电具有间歇性和不确定性的特点，实际发电量可能与预测值存在偏差。在市场化交易机制下，发电企业需要承担发电预测失误的罚金风险。这种偏差考核成本的转移增加了发电企业的运营成本和风险，进一步影响了项目的收益预期。

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存量困局——预收购协议的生死博弈

对于已经签署预收购协议的存量项目，政策变化带来的风险不容忽视。由于当时的交易模型是基于特定收益率倒算开发费或开发费用，约定了较高的开发费。然而，当前政策环境的变化可能导致项目收益率降低。如果继续按照原有模型执行，可能会陷入僵局，导致融资失败或收购方寻找各种理由推诿。

（一）僵局成因深度解剖

存量项目面临的僵局主要体现在以下几个方面：

1. 定价模型

原有的定价模型基于固定补贴和/或标杆电价，约定了较高的开发费。这种模型在市场化交易机制下不再适用，目前发电收益结构变为市场交易收入和价差补偿收入，项目整体收益率具有不可预测性，存在降低的可能性。在这种情况下，收购方对项目的预期收益进行重新评估后，发现按照原定价模型计算的收益率难以达到其内部投资回报要求，从而对原协议约定的开发费提出异议，甚至拒绝继续履行收购协议。而卖方则认为，其前期投入是基于当时的政策环境和市场预期做出的决策，且双方已经签订了预收购协议，开发费的约定是合理的，因此拒绝在开发费问题上让步。这种基于定价模型的分歧，使得双方陷入僵局，项目收购进程受阻。

2. 协议地位

在新能源项目预收购过程中，项目的业主方往往在前期已经完成了大量的项目开发工作，包括土地获取、项目核准、初步设计等，因此在谈判时处于强势地位，拒绝在开发费等问题上让步。然而，收购方在项目收购过程中也面临着诸多压力，尤其是需要由收购方提供融资方案时来自融资方面的压力。如果项目收益预期因政策变化等因素受到影响，金融机构可能会对项目的融资可行性提出质疑，甚至拒绝提供融资支持。在这种情况下，收购方为了确保项目的收购能够顺利进行，往往会以融资失败为由向卖方施压，要求重新议价，特别是要求降低开发费。这种双方在协议地位上的差异和博弈，使得项目收购谈判陷入僵局，项目无法如期出售。如果双方无法通过协商解决争议，还可能进一步导致法律纠纷的产生，给双方都带来不必要的法律风险和经济损失。

3. 政策借口

近年来，新能源产业发展迅速，但也出现了一定程度的产业过剩现象。在市场竞争加剧的情况下，能够接手存量项目的接盘方数量大幅减少。在这种背景下，收购方在面对政策调整时，往往会更加谨慎地评估项目的可行性和收益前景。136号文的出台，标志着新能源上网电价市场化改革的深入推进，这对新能源项目的收益模式和投资回报预期产生了重大影响。收购方可能会认为，原预收购协议签订时的政策基础已经发生了根本性变化，继续按照原协议履行将使其面临巨大的投资风险，因此援引136号文主张交易基础发生了重大变化，要求解除或变更协议。然而，如果预收购协议中并未明确约定国家政策调整导致交易无法进行时的免责条款，双方在处理这种情况时就会面临较大的争议。

（二）解套路径方案举例

面对存量项目的僵局，各方需要根据实际情况进行让步和协商，对交易架构进行必要的修改以实现共赢。以下面某风电并购协议崩盘重生的案例为例：

原协议中，买方按1元/W支付开发费（含补贴收益）。但政策变化导致收益率跌破6%，买方拒绝接盘。经过协商，双方重新设计了交易架构：

（1）开发费改为“50%现金+50%电价分成”：卖方在项目并网后获得50%的现金支付，剩余50%以电价分成的形式在项目运营期内逐步实现。

（2）设置2年收益率兜底条款：如果项目在运营前两年的内部收益率（IRR）低于7%，由卖方以现金补偿的方式兜底。

这种重组方案既考虑了买方对收益率的要求，又为卖方提供了长期收益保障，以此化解僵局。

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增量破局——动态交易架构设计手册

对于增量项目，我们需要建立新的交易模型，综合考虑当地电价、未来电价走势以及造价成本等因素，以此确定交易价格和架构。在电价较低的地区，开发费可能会有所折扣。此外，可以根据最终交易出售电价的平均电价来调整交易价格，甚至设置回购条款。以下是一些具体的设计方法和工具：

（一）定价模型重构三维度

在构建定价模型时，需要考虑以下三个维度：

1. 区域基准电价

不同地区的电价水平差异较大，受资源禀赋、市场供需、政策等因素影响。在评估项目价值时，要准确获取项目所在区域的基准电价。例如，东部沿海地区经济发达，用电需求大，但能源资源相对匮乏，导致基准电价较高。而西北地区能源资源丰富，但经济发展相对滞后，电力市场竞争激烈，基准电价较低。准确把握区域基准电价，对新能源项目定价至关重要，它关系到项目收益预测的准确性，影响投资者对项目的信心和决策。

2. 电价波动系数

电价波动是市场化交易机制下的显著特征。通过分析历史交易数据，计算电价波动系数，以评估未来电价的不确定性对项目收益的影响。在新能源项目定价模型中，考虑电价波动系数很重要。它能帮助投资者评估项目风险，量化电价波动带来的不确定性。例如，某地区过去五年的电力现货市场交易数据显示，电价标准差为0.08元/kWh，波动系数达20%，提示投资者需采取风险对冲措施。

3. 动态造价

新能源项目的建设成本受硅料、钢材等原材料价格波动影响较大。动态造价因素的引入可以有效应对原材料价格波动，通过建立原材料价格与项目成本的动态关联，实时反映价格变化，优化项目成本管理，降低不确定性风险，提高项目定价模型的准确性和可靠性。

（二）风控结构创新工具箱

1. 电价挂钩Earn - out

（1）适用场景分析：在高波动区域项目中，由于市场价格、政策环境等因素的影响，项目的收益存在较大的不确定性。以青海光伏项目为例，其收购价与PPA（购电协议）电价挂钩，而PPA电价可能会因为多种因素而产生较大波动，如当地光照资源的变化、电力市场的供需关系、政策补贴的调整等。

（2）降低风险原理：这种定价方式将收购价与实际电价挂钩，使得收购价格能够根据实际情况进行调整。当电价上涨时，收购价格也会相应提高，从而保障了卖方的利益；当电价下跌时，收购价格则会降低，降低了买方的风险。通过这种方式，买卖双方可以共同承担价格波动的风险，避免了因电价大幅波动而导致的交易失败或损失。

（3）提高灵活性和成功率：对于卖方来说，虽然收购价格存在一定的不确定性，但可以在一定程度上获得更高的收益；对于买方来说，虽然可能面临收购价格下跌的风险，但可以通过对电价走势的分析和预测，选择合适的时机进行交易，从而提高交易的成功率。此外，这种定价方式还可以促进双方更加关注项目的实际运营情况，提高项目的管理水平和运营效率。

（4）电价挂钩对赌协议案例指引：诸如在西北某光伏并购项目中，为应对电价波动风险，我们建议设定3年内平均电价≥0.35元/kWh的对赌条款。该条款将卖方的收益与电价挂钩，激励卖方在项目运营期间积极优化发电效率、降低运营成本，以确保电价稳定在一定水平以上。若实际平均电价低于0.35元/kWh，则触发卖方补偿机制。一旦触发，卖方需向买方补偿相应金额，以弥补买方因电价未达标而遭受的损失，金额高达1.3亿，有效保障了买方的利益。

2.开发费阶梯支付

（1）适用场景分析：当项目的开发费高于市场均值30%以上时，说明该项目可能具有较高的风险或不确定性。开发费是项目前期的重要费用，如果一次性支付过高的开发费，可能会给买方带来较大的资金压力和风险。例如，一些光伏项目在前期需要获得路条才能进行后续的建设，而路条的获取可能受到政策、资源等多种因素的影响，存在一定的不确定性。

（2）降低风险原理：开发费阶梯支付方式将开发费的支付与项目的实际收益挂钩，按照并网后首年实际IRR（内部收益率）分段支付。这样，买方可以根据项目的实际运营情况来支付开发费，避免了在项目前期支付过高费用而带来的风险。如果项目实际收益较好，买方可以支付较高的开发费；如果项目实际收益不佳，买方则可以减少开发费的支付，从而降低了买方的风险。

（3）提高灵活性和成功率：这种支付方式使得交易更加灵活，买卖双方可以根据项目的实际情况进行协商和调整。对于卖方来说，可以通过阶梯支付的方式获得更高的收益；对于买方来说，可以通过对项目的实际运营情况进行评估，选择合适的支付方式和金额，从而提高交易的成功率。

（4）开发费困局重组方案指引：诸如在某10亿预收购项目僵局中， 我们建议创新设计“保底IRR+超额分成”结构。即设定一个保底的内部收益率（IRR），确保买方基本收益，同时将超出部分进行分成，让卖方也能分享项目潜在的超额收益。这种结构有效平衡了买卖双方的利益诉求，打破僵局，促成了交易。通过这种创新结构，不仅成功促成了交易，还降低了买方的首付比例达40%，减轻了买方的资金压力，提高了资金使用效率。

3.买方回购期权

（1）适用场景分析：在低电价区（＜0.3元/kWh）的项目中，由于电价较低，项目的收益可能受到较大的影响，投资者可能面临较大的风险。例如，一些光伏项目在低电价区可能无法实现盈利，导致投资者不愿意投资或要求降低投资价格。

（2）降低风险原理：买方回购期权为买方提供了一种退出机制。当项目在约定期限内（如3年）的实际IRR未达到8%时，买方可以触发原股东回购条款，要求原股东按照约定的价格回购项目股权。这样，买方可以在一定程度上降低投资风险，保障自身的利益。

（3）提高灵活性和成功率：对于买方来说，回购期权提供了一种风险对冲的手段，使得他们在面对低电价区的风险时更加从容。对于卖方来说，虽然可能会面临回购的压力，但也可以通过提高项目的运营效率和管理水平，提高项目的实际收益，从而避免回购的发生。此外，这种机制还可以吸引更多的投资者参与低电价区的项目，提高交易的成功率。

（4）案例指引：某央企能源公司计划收购位于华北低电价区（0.27元/kWh）的30MW光伏项目，项目已并网发电1年，但受限于电价水平，测算显示其实际IRR仅为5.8%，远低于买方要求的8%目标。若按传统交易模式（一次性支付全部股权收购款），买方需承担长期低收益甚至亏损的风险，因此对收购持保留态度；卖方（民营开发商）则因资金链紧张，亟需通过出售项目回笼资金，但直接降价可能影响其后续融资能力。最终双方协商双方协商引入“买方回购期权”机制，即若项目在并网后第2-3年的平均实际IRR＜8%，买方有权在第3年末行使回购权；回购价格按收购成本1.2亿元+年化8%收益率补偿计算。

综上所述，这些风控结构创新工具在不同的场景下能够有效地降低风险，提高交易的灵活性和成功率。它们通过将风险与收益进行合理的匹配，使得买卖双方能够共同承担风险，从而促进了交易的顺利进行。

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行动指南——穿越并购雷区的五步法则

以下是穿越并购雷区的五步法则：

（一）尽调升维战

在尽职调查中，新增“政策脆弱性测试”，模拟电价下跌对项目内部收益率（IRR）的冲击。重点关注购售电协议（PPA）中的浮动条款适用性，确保协议能够在政策变化时提供足够的保护。笔者团队此前已分享多篇有关新能源项目的尽职调查的风险防范的文章，可供参考。

（二）协议动态化改造

在新能源项目并购协议中嵌入“电价动态调整机制”，是应对市场化电价波动的核心风控手段。其核心逻辑在于通过“触发条件+调整规则+争议解决”三层设计，平衡买卖双方在电价不确定性下的利益冲突，避免因电价大幅波动导致协议履约僵局或一方利益严重受损。例如，当区域均价连续三个月降幅超过10%时，允许双方重新协商电价。引入第三方电价预测机构作为争议裁量方，以确保电价调整的公平性和合理性。

（三）退出通道预埋

设置项目分层收购结构，将运营资产和路条权益分离交易。在特殊目的公司（SPV）层面预留股权质押回售权，以便在项目无法达到预期收益时，及时退出并减少损失。

（四）融资组合策略

匹配建设期和运营期的双利率贷款，例如，使用国家开发银行的基建贷款和商业银行的经营贷。利用公募REITs实现前期资金退出，提高资金的流动性和利用率。项目初期采用长期低息的基建贷款，可以减轻资金压力；而在运营期则可利用经营贷来灵活应对市场变化。同时，适时引入战略投资者或采用资产证券化等方式，进一步拓宽融资渠道。

（五）政策与技术跟踪

建立政策研究小组，定期分析政策变化对项目的影响，提前制定应对策略。利用大数据分析技术，对历史电价数据和市场供需信息进行深度挖掘，建立预测模型，提高对市场趋势的预测准确性。

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结语：在不确定性中捕捉确定性

尽管政策变化给新能源项目收购和投融资并购带来了诸多挑战，但也为那些能够灵活应对的企业提供了机遇。根据本团队此前的调研，仍有50%的收购方仍在进场，只是价格谈判周期延长了120%。这表明市场并未完全停滞，而是进入了一个更加理性和谨慎的阶段。

在这种情况下，正如巴菲特所言，“当同行因政策恐慌抛售时，正是头部企业用结构化工具收割优质资产的时机。”我们倡议行业共同行动：

（一）建立跨省项目收益率对标数据库

通过收集和分析不同地区的项目收益率数据，为投资决策提供参考依据。数据库的建立可以整合行业资源，促进信息共享，提高市场的透明度和效率。投资者可以利用数据库中的信息，对比不同地区的项目收益率，选择最具潜力的投资标的，优化投资组合，降低投资风险。

（二）推广购售电协议（PPA）标准化模板

制定和推广PPA标准化模板，提高合同的规范性和可操作性。标准化的 PPA 模板能够明确双方的权利和义务，避免因合同条款模糊而导致的争议。同时，它也为交易双方提供了一个公平、透明的合作框架，增强了市场的信任度和稳定性。在实际操作中，可以根据具体项目的特点对模板进行适当调整，以满足双方的个性化需求。

（三）组建“政策研判 + 金融工程”复合型交易团队

培养既懂政策又懂金融的复合型人才，为新能源项目交易提供全方位的专业支持。这有助于提高交易的成功率，推动新能源行业的可持续发展。政策的变化往往会对新能源项目产生重大影响，因此，交易团队需要具备敏锐的政策洞察力，能够及时解读政策并调整交易策略。同时，金融工程的知识可以帮助团队设计创新的交易结构和融资方案，优化项目的财务安排，提高项目的可行性和吸引力。

在不确定性中捕捉确定性，是新能源行业从业者在当前政策环境下的重要任务。通过科学的交易架构设计、有效的风险防控措施和专业的法律服务，我们能够帮助客户在波动的市场中稳健前行，实现新能源项目的可持续发展。