文/杜晓成、史琦 天同律师事务所合伙人；王博洋、尹亮、管辉寰、高樱芝 天同律师事务所西安办公室

新能源项目的发展过程中，带有较为明显的政策导向。无论是光伏、风电等领域的设备制造商、项目建设及运营方，还是使用新能源的终端用户，均在国家培育战略性新兴产业调控的范围内。而国家进行产业调控，主要是通过补贴的形式，引导投资主体进入新能源领域，争取开辟出一条全新的赛道。围绕着补贴政策的不断调整，投资主体在开展新能源项目的申报、建设、使用过程中，其商业诉求、履约意愿等都存在着一定的变化。本文旨在通过对补贴政策的梳理，探讨新能源项目投建过程中可能面临的争议。

 

 

新能源发电项目国家补贴政策概述

以新能源项目中最具代表性的光伏项目为例，在数十年间，经历了由项目申报后的事前建设补贴到项目建成并网后的事后电价补贴，再到补贴逐渐退坡，直至目前平价上网的起承转合。

（一）事前补贴：金太阳工程的短暂辉煌

2009年，财政部、科技部、国家能源局下发了《关于实施金太阳示范工程的通知》（财建[2009]397号），明确提出：“并网光伏发电项目原则上按光伏发电系统及其配套输配电工程总投资的50%给予补助，偏远无电地区的独立光伏发电系统按总投资的70%给予补助。光伏发电关键技术产业化和产业基础能力建设项目，给予适当贴息或补助。”该文件的下发，宣告金太阳示范工程的正式启动，也为处于萌芽阶段的光伏产业注入一剂强心剂。

该通知颁行的背景时值2009年国内刚起步的光伏企业在国际市场遭遇寒冬，某种程度上而言，金太阳示范工程也是为了保护仍处于成长阶段的光伏产业而出台的。不可否认的是，金太阳示范工程为光伏产业带来了长足的发展。截止2008年，我国光伏项目累计装机规模仅140兆瓦，自金太阳示范工程实施以来的三年时间，实现总装机规模超过6300兆瓦，增长了近50倍。但与此同时，面对高额的补贴与较低的申报门槛，许多企业动起了“骗取补贴”的歪脑筋。

根据《金太阳示范工程财政补助资金管理暂行办法》第十一条：“纳入实施方案的项目，完成立项和系统集成、关键设备招标，并由当地电网企业出具同意接入电网意见后，提出财政补助资金申请报告”，补贴申报的条件主要集中在项目的审批与关键设备招投标阶段，其中最为核心的是取得“项目路条”。该种情况下，催生了部分光伏企业醉心于跑审批、拿路条，在项目开始建设前申报补贴；但在取得补贴后，拖延建设工期、设备以次充好甚至项目建成后不并网发电等等乱象。

2013年，财政部下发《财政部关于清算金太阳示范工程财政补助资金的通知》（财建[2013]117号），明确提出了对2009-2011年金太阳示范工程财政补助资金进行清算的要求，主要包括：一、2009-2011年示范项目按规定期限完工并办理竣工验收、决算、且并网发电的，按相应补助予以清算。二、2009-2011年示范项目未在规定期限内完工的，取消示范，收回预拨资金。三、2009-2011年示范项目在规定期限内完工，但未及时办理竣工验收、决算、或未并网发电的，收回项目预拨资金。至此，金太阳示范工程完成了其历史使命，虽然有不尽人意之处，但也带来了光伏产业短暂的辉煌。

（二）事后补贴：上网电价退坡与抢装潮的兴起

金太阳示范工程的结束并不意味着国家补贴的终止，取而代之的，是开启了国家对并网后的上网电价进行相应补贴的新阶段。2013年7月4日，国务院发布《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》（国发[2013]24号）明确：“制定光伏电站分区域上网标杆电价，通过招标等竞争方式发现价格和补贴标准。”

2013年8月26日，发改委发布《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》（发改价格[2013]1638号），明确：“根据各地太阳能资源条件和建设成本，将全国分为三类太阳能资源区，相应制定光伏电站标杆上网电价。光伏电站标杆上网电价高出当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫等环保电价）的部分，通过可再生能源发展基金予以补贴，其中一类资源区标杆上网电价0.9元，二类资源区 标杆上网电价0.95元，三类资源区标杆上网电价1元；对分布式光伏发电实行按照全电量补贴的政策，电价补贴标准为每千瓦时0.42元（含税）”。此后，发改委于2015年起，每年都针对光伏电站标杆上网电价（指导价）发布新的价格通知，但上网电价持续处于逐年退坡的状态，直至经过一定阶段的市场培育，新能源电站最终能够实现平价上网。

以一类资源区为例，2013年的标杆上网电价为0.95元，2015年为0.8元，2016年为0.65元，2017年0.55元，2018年为0.5元，2019年为0.4元，2020年为0.35元。逐年的上网电价退坡，也让光伏企业意识到项目建设周期的紧迫性，为了在规定的时间内完成建设、并网发电，获取更高额的补贴，牵起了一场光伏项目建设的“抢装潮”。过程中，光伏项目的建设单位、施工单位、设备采购等围绕着项目工期、设备及施工质量等，出现了大量争议。2021年，发改委发布《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》（发改价格〔2021〕833号）文件，明确“对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目，中央财政不再补贴，实现平价上网”，让国家补贴的大潮归于平静，新能源产业也逐渐趋于理性和规范。

 

 

光伏、风电项目发电量的补贴方式、期限及标准

1.补贴方式

按照不同新能源项目的特点，补贴方式主要分为两种，一种是按照上网电价给予补贴，另一种是定额补贴。按照上网电价给予补贴，是指针对集中式光伏电站以及陆上、海上风电项目，在全生命周期内所发电量，按照标杆上网电价减去当地燃煤发电上网基准价，差额部分由中央财政进行补贴。

2020年6月7日，发改委、财政部、国家能源局下发的《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）中记载：“按照《可再生能源电价附加补助资金管理办法》（财建〔2020〕5号）规定纳入可再生能源发电补贴清单范围的项目，全生命周期补贴电量内所发电量，按照上网电价给予补贴，补贴标准=(可再生能源标杆上网电价（含通过招标等竞争方式确定的上网电价）-当地燃煤发电上网基准价）/(1+适用增值税率)。项目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。其中，项目容量按核准（备案）时确定的容量为准。如项目实际容量小于核准（备案）容量的，以实际容量为准。”定额补贴，是指针对分布式光伏电站，按照实际发电量进行固定标准的补贴。

2013年7月24日,财政部下发《关于分布式光伏发电实行按照电量补贴政策等有关问题的通知》（财建[2013]390号）：“（一）国家对分布式光伏发电项目按电量给予补贴，补贴资金通过电网企业转付给分布式光伏发电项目单位。（二）补贴标准。补贴标准综合考虑分布式光伏上网电价、发电成本和销售电价等情况确定，并适时调整。具体补贴标准待国家发展改革委出台分布式光伏上网电价后再另行发文明确。（三）补贴电量。电网企业按用户抄表周期对列入分布式光伏发电项目补贴目录内的项目发电量、上网电量和自发自用电量等进行抄表计量，作为计算补贴的依据。”

2.补贴期限

2013年7月4日，国务院发布《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》（国发[2013]24号），首次提出：“上网电价及补贴的执行期限原则上为20年。”2013年8月26日，发改委发布的《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》（发改价格[2013]1638号）中，再次提及：“光伏发电项目自投入运营起执行标杆上网电价或电价补贴标准，期限原则上为20年。”2020年1月20日，发改委、财政部、国家能源局共同发布的《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）中记载：“已按规定核准（备案）、全部机组完成并网，同时经审核纳入补贴目录的可再生能源发电项目，按合理利用小时数核定中央财政补贴额度。”

2020年9月29日，发改委、财政部、国家能源局再次下发《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），并细化：“（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%。”

3.补贴标准

 

 

Ⅰ类资源区：宁夏，青海海西，甘肃嘉峪关、武威、张掖、酒泉、敦煌、金昌，新疆哈密、塔城、阿勒泰、卡拉玛依，内蒙古除赤峰、通辽、兴安盟、呼伦贝尔以外地区。

Ⅱ类资源区：北京，天津，黑龙江，吉林，辽宁，四川，云南，内蒙古赤峰、通辽、兴安盟、呼伦贝尔，河北承德、张家口、唐山、秦皇岛，山西大同、朔州、忻州、阳泉，陕西榆林、延安，青海、甘肃、新疆除Ⅰ类外其他地区。Ⅲ类资源区：除Ⅰ类、Ⅱ类资源区以外的其他地区。

 

 

Ⅰ类资源区：内蒙古自治区除赤峰市、通辽市、兴安盟、呼伦贝尔市以外其他地区；新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市、伊犁哈萨克族自治州、昌吉回族自治州、克拉玛依市、石河子市；

Ⅱ类资源区：河北省张家口市、承德市；内蒙古自治区赤峰市、通辽市、兴安盟、呼伦贝尔市；甘肃省张掖市、嘉峪关市、酒泉市；Ⅲ类资源区：吉林省白城市、松原市；黑龙江省鸡西市、双鸭山市、七台河市、绥化市、伊春市，大兴安岭地区；甘肃省除张掖市、嘉峪关市、酒泉市以外其他地区；新疆维吾尔自治区除乌鲁木齐市、伊犁哈萨克族自治州、昌吉回族自治州、克拉玛依市、石河子市以外其他地区；宁夏回族自治区；Ⅳ类资源区：除Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区以外的其他地区。

 

 

新能源补贴带来的争议解决中的新问题

对于新能源项目的运营方而言，最为核心的经营活动便是通过电站并网后的发电获取收益，而在不同补贴政策规定的时间内完成光伏电站的并网，意味着获取的电价补贴天差地别。由此带来了新的争议：因电站建设方逾期完工、并网，导致投建主体未取得国家补贴或者国家补贴降低的情况下，是否应当赔偿因上网电价降低所带来的可得利益损失。以光伏Ⅰ类资源区为例，假设建设一座10兆瓦的光伏电站，于2016年备案，原计划2016年建成，则可以按照0.8元/千瓦时的标杆电价上网；但直至2017年6月30日后才建成并网，就只能按照0.65元/千瓦时的电价上网，差价达到0.15元/千瓦时。按照一类资源区全生命周期合理运营48000小时来计算，少获取补贴的金额就达到7200万元。该种情况下，我们梳理了实践中的裁判案例，对电站投建方主张赔偿补贴损失时需关注的问题，简要概述如下：

1.合同效力认定对赔偿损失的影响

在新能源项目的建设中，往往会采取EPC总包的模式进行，而对于EPC总包合同的效力认定，司法实践中存在较大的争议。对于建设单位与业主单位之间合同效力的认定，对双方将来可能主张赔偿损失的范围有较大相应。如认定合同无效，《民法典》第一百五十五条[1]、第一百五十七条[2]之规定，明确了无效的合同自始没有法律约束力，主流的观点认为只能向相对方主张承担缔约过失责任，而与之对应的赔偿损失范围仅包含期待利益而不包含履行利益。在合同无效的情况下，未能取得补贴导致上网电价降低的损失较难得到支持。

2.主张上网电价降低时损失主体的判断

新能源项目建设中可能存在项目投建方、EPC总包方、实际建设施工方、分包方等多方主体，针对投建过程中产生的纠纷，可能发生在多方主体之间。司法实践中，法院在判断应否支持上网电价降低损失的问题上，会考量产生损失的主体是哪一方。上网电价降低的损失实质上属于项目投建方的可得利益损失。即只有投建的业主方才能向政府主管部门申报并能够实际取得相应补贴，如果因其合同相对方原因导致其违约，未能取得相应补贴，属于可得利益损失。

3.未取得补贴与违约行为之间的因果关系

对于未能取得补贴情况下，上网电价降低的损失，也会综合考量造成该损失的原因有哪些，与违约方违约行为之间有何种因果关系。因业主方要取得相应补贴，不仅应在政策文件规定的工期内完工、并网，也要满足申报补贴的其他条件。在未能取得国家相应补贴的情况下，需要判断系由违约方的违约行为所致，还是因其他原因导致。一般而言，如因不可抗力等原因导致违约，进而未能取得国家相应补贴，应免除违约方的相应责任；同时，如因业主方自身原因或因业主方与违约方共同原因导致，应考虑根据二者原因力大小，免除或减轻违约方的责任。

4.是否满足可预见性规则

根据《民法典》第五百八十四条[3]之规定，对于可得利益损失，应满足可预见性规则，即主张赔偿的损失，不应超过订立合同时，违约方预见到或者应当预见到的因违约可能造成的损失。对此，司法实践中可能会考虑多种因素：首先，需要考虑建设方是否有新能源项目相应的建设经验，是否了解新能源项目的特点与政府发布的补贴政策等。如建设方具有丰富的经验，则应当可以预见到未能按期完成施工及并网，可能给业主方带来的损失；反之，如果缺乏相应经营，则需要考虑由其承担全部的损失是否超出了合同订立时应当预见到的损失。

其次，需要考虑双方签订的合同中，对于施工工期的约定或取得国家相应补贴的情况有无特殊约定。实践中，业主方为了确保能够在国家政策规定的期间内完成新能源项目的施工及并网，往往会以国家政策规定的时间点作为工期的参照，或直接约定建设方应满足国家补贴政策要求的时间节点，在此情况下，双方对于补贴可能带来的损失是有预见性的。最后，需要考量国家政策的出台是否满足可预见性。以光伏的国家补贴政策为例，自2015年至2017年，国家发改委均是在年底12月发布接下来一年的标杆上网电价，且往往设定的条件系下一年1月1日后申报（核准）的项目，以及之前申报（核准）且下一年6月30日前仍未投运的项目，则按照退坡后较低的政策进行补贴。但2018年5月31日，国家发改委突然发布新的政策文件，且明确自发文之日起新投运的光伏电站均按照退坡后的标杆上网电价执行。此时，即便是经验丰富的建设方或业主方均无法预见到国家政策的调整，因此有观点认为，产生的补贴降低的损失不应一概由建设方承担责任。

5.未取得补贴的电价损失数额的认定

对于未取得补贴情况下电价损失数额的计算，司法实践中的认定标准有多种方式：有观点认为，应按照国家补贴的政策来计算。因建设方违约导致，导致业主方取得的补贴数额降低的损失，应按照全面赔偿的原则，全部的损失予以填补。按照财建[2020]426号文中明确的新能源项目补贴方式，是以项目补贴的标准乘以项目核准（备案）的容量再乘以全生命周期合理利用小时数来计算未能取得相应补贴的损失数额。也有观点认为，应按照业主方与国家电网等供电企业实际签订的供电合同来计算。对于国家政策规定的全生命周期合理利用小时数的补贴，未来能否全部取得，在未来20年的期间内具有不确定性，应根据业主单位与国家电网等供电企业实际签订的供电合同期限，来计算相应的补贴损失金额，更具确定性。

 

 

新能源补贴核查的新变化

2022年3月24日，国家发改委、国家能源局、财政部共同下发了《关于开展可再生能源发电补贴自查工作的通知》，目的系在全国范围内对新能源发电补贴进行核查，严厉打击发电骗补的行为，主要包括以下六个方面的核查：

1.项目合规性。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，以及项目是否依法依规核准（备案）等。

2.项目规模。项目并网容量是否大于核准容量或年度建设规模；项目分批并网时间和对应容量以及全部容量并网时间与实际是否一致。在补贴退坡的关键时间节点，是否存在以少量机组并网代替全部机组并网投产的情况等。

3.项目电量。项目补贴电量、补贴年限是否超过政策要求；项目实际年利用小时数与所在区域同类同期项目相比是否存在异常偏高情况等。

4.项目电价。项目实际执行的上网电价，是否超过国家价格政策明确的上网电价（指导价），或是招投标或竞价确定的标杆上网电价。是否存在项目在补贴退坡关键时间节点之后投产却享受退坡之前的补贴强度等。

5.项目补贴资金。项目实获补贴资金是否超过应获得的补贴资金；项目完成绿色电力证书交易的电量是否扣减国家补贴：是否存在未列入补贴清单范围仍拨付补贴资金的情况等。

6.项目环境保护。生物质发电项目是否按要求完成环保设施建设；是否受到生态环境部门的违规处罚；是否违规掺烧化石能源等。此后，2022年6月29日内蒙古自治区发改委下发了《关于废止部分可再生能源项目上网电价批复文件的通知》（内发改价费字〔2022〕1021号），对17个未纳入年度建设规模管理的项目批复上网电价的文件、7个擅自变更投资主体的项目批复上网电价的文件作出了废止的处理。对于补贴发放情况所进行的核查，可能会随着行业的发展、政策的调整而不断产生新的变化。我们将会持续关注新能源发电项目政策、法规、司法实践中争议解决的变化，以期为能源企业提供更多的法律支持。

注释：

[1] 《民法典》第一百五十五条无效的或者被撤销的民事法律行为自始没有法律约束力。

[2] 《民法典》第一百五十七条民事法律行为无效、被撤销或者确定不发生效力后，行为人因该行为取得的财产，应当予以返还；不能返还或者没有必要返还的，应当折价补偿。有过错的一方应当赔偿对方由此所受到的损失；各方都有过错的，应当各自承担相应的责任。法律另有规定的，依照其规定。

[3] 《民法典》第五百八十四条　当事人一方不履行合同义务或者履行合同义务不符合约定，造成对方损失的，损失赔偿额应当相当于因违约所造成的损失，包括合同履行后可以获得的利益；但是，不得超过违约一方订立合同时预见到或者应当预见到的因违约可能造成的损失。

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