新能源电价新政对融资租赁业务开展的影响及其应对

随着双碳战略向纵深推进，2025年初新能源行业也迎来具有里程碑意义的政策重构。《分布式光伏发电开发建设管理办法》与《国家发展改革委 国家能源局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》的协同出台，标志着我国新能源产业向“全面市场化+精准监管”的发展阶段迈出关键一步，为行业带来结构性变革的同时，也对新能源项目融资租赁业务的开展产生了深远影响。本文旨在结合新政的相关规定与笔者的实务经验，就新政对于融资租赁机构的影响及其应对措施进行相关分析。

《分布式光伏发电开发建设管理办法》对于分布式项目的影响主要体现在两个方面，一方面其将项目类型与上网模式相挂钩，工商业分布式项目在过渡期后将无法全额上网；另一方面其进一步明确“双红线”的限制，不仅将项目和业主限定在同一用地红线范围内，而且还要求同一用地红线内仅能设置一个接入点。因此，对于分布式光伏项目而言，政策过渡期内可能发生两方面的问题：

其一，对于已经释放融资租赁款项的全额上网项目，若其在2025年5月1日前无法全容量并网的，则可能导致项目无法继续上网，尤其部分省份目前暂不允许将大型工商业项目变更为集中式项目。即便退一步而言，相关项目变更备案转为集中式项目继续上网，或寻求新的用电方转为自发自用余电上网的，项目获取发电收益的时间都会不可避免地顺延，且能否顺利变更和取得指标，也具有较大不确定。一旦项目无法顺利运营，电费收益无法得到保障，融资租赁的回款也将随之产生风险。

其二，对于分期、分批备案的分布式光伏项目，若无法在过渡期内全容量并网的，则不仅可能涉及按照集中式项目管理的风险，也可能涉及需要借用其他项目接入点的风险。前者将直接导致项目需要变更备案、获取指标后再行接入，后者可能导致需要额外与在先的项目业主签署协议，甚至电费收益也将经由其转付，继而引发资金安全性的风险。以上两种情况，均会直接影响融资租赁项下租金的稳定性。

国家发改委、国家能源局于2025年1月27日联合印发《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》后，标志着我国新能源电价形成机制进入市场化改革新阶段，新能源项目将以“机制电价”或“交易电价”进行结算。并且，对存量和增量项目分类施策，即对于2025年6月1日前投产的存量项目，基本维持现行电价模式，机制电价与现行政策妥善衔接；对于2025年6月1日及以后投产的新增项目，机制电价由市场化竞价方式确定。基于前述规定，我们认为融资租赁机构可能会遭遇如下风险：

其一，对于过渡期内已经释放融资租赁款项的在建项目，若其无法在2025年6月1日前全容量并网的，则无法按照存量项目的方案入市，可以预见其电费收益将会有一定程度的下降，可能无法达到融资租赁协议签署和放款时所测算的收益规模，故其实际收益能否覆盖融资租赁项下的租金将存在不确定性。

其二，在全面入市的情况下，项目实际结算电价将取决于是否纳入机制电量范围、市场报价规模、项目运营能力等多方面的要素，这会极大增加电费收益的不确定性。换言之，同一个项目在不同项目业主的运营管理下可能产生明显的收益差距，故项目业主的规模、项目持有数量等也可能影响融资授信规模。然而，对于过渡期内放款的项目而言，融资租赁机构可能尚未将前述各类风险事项纳入前期评估的范围，继而可能影响对于项目收益和融资回款稳定性的判断。

（一）梳理存量项目风险画像，建立分类分级处置机制

市场化电价新政的实施可能导致融租存量项目收益预期偏离，故融资租赁公司需自并网节点、区域政策、项目类型等维度构建风险筛查体系，对存量资产进行风险分层，差异化制定处置策略，以降低资金回收风险。

首先，在新老划断的背景下，融租机构应先行进行现有新能源项目情况的梳理，就项目是否属于新政规定的存量项目进行整体判断，如系存量项目，则新政对其影响的相对可控。就未全容量并网的项目，需预判该项目在规定的并网节点前实际并网的可能性；对存在无法按期并网风险的项目，应及时测算因失去稳定电价可能导致的现金流缺口与违约风险、量化电价切换损失，必要时采取调整放款节奏或补充增信等措施，并考虑情势变更适用的可能性。

其次，对于无法在2025年6月1日前并网的增量项目，还需考虑到各地市场化交易的政策不同导致的影响差异，针对项目所在区域进行区分。就市场化交易比例剧烈跳涨区域（如浙江集中式光伏市场化电量从10%陡增至100%），建议要求项目公司追加电费收益差额的担保或采取加速到期等相关措施；而对政策过渡平缓区域（如宁夏集中式光伏项目仅从156小时保量保价微调至100%市场化交易），可维持原融资条件，但视情况增设电价波动补偿准备金条款，要求承租方按约定比例定期计提专项资金，用于覆盖未来可能出现的电价波动损失。

最后，不同项目类型、不同并网方式的新能源项目，受新政的影响程度也不相同，如工商业分布式项目因其自发自用比例相对较高，可适度放宽现金流监控阈值；而户用光伏项目、集中式光伏/风电项目需建立电价敏感性压力测试模型，对电价下跌20%仍无法覆盖本息的项目，立即触发担保代偿等措施。

（二）强化融资租赁合同相关条款与争议预防机制

在市场化电价机制下，传统固定租金支付条款可能无法覆盖收益不确定性风险，故融资租赁公司可考虑通过嵌入租金与电价联动机制，实现风险再平衡。例如将部分租金与项目实际电价（如现货市场均价、中长期合约价）动态绑定，并设置“电价波动安全垫”，如约定当市场化交易电价低于基准价10%时触发增信措施，承租人需补充担保或提前偿付部分本金等；亦可明确当电价连续季度低于成本线或消纳率跌破阈值时，融资方有权采取追加担保、租金加速到期或提前收回租赁物等措施；或增加电价政策重大调整触发再谈判类似条款，为存量项目预留合规调整空间。在合同中约定承租人电费收益未达预期、欠付租金或擅自挪用租赁物等违约情形下的租金加速到期条件，并细化争议解决路径。

司法实践中，承租人未按照约定支付租金，经催告后在合理期限内仍不支付，出租人可以通过以下三种方式维权：1）出租人可以请求承租人支付全部剩余租金，并以拍卖、变卖租赁物所得的价款受偿；2）出租人可以请求参照民事诉讼法“实现担保物权案件”的有关规定，以拍卖、变卖租赁物所得价款支付租金；3）出租人可以请求解除融资租赁合同并收回租赁物。实践中，出租人通常会先起诉要求承租人支付全部未付租金，法院判决后若承租人未履行，可申请强制执行租赁物。若承租人仍无法履行，出租人可进一步解除合同、收回租赁物，并主张赔偿损失。但需注意，出租人收回租赁物后，若其价值超过欠付租金，需向承租人返还差额。

（三）建立政策穿透式跟踪机制，动态调整业务模型

新能源电价新政规定各地要在2025年底前出台并实施具体方案，融资租赁机构应当与省级能源主管部门、电网企业保持常态化沟通，及时获取电价核定规则、电量规模分配等关键信息，密切跟踪政策导向。同时，完善租前尽调（如项目合规文件审查）与租后管理（如定期巡检电站运营状态），确保全流程合规。

此外，融资租赁机构可将电价波动敏感性测试嵌入项目评审模型，根据项目类型设定差异化风险溢价，确保融资额度与项目实际收益能力匹配。如针对集中式电站，重点测算现货市场最大回撤幅度，如极端场景下电价下跌30%时的租金覆盖率。针对分布式项目，增加对用电方经营稳定性，如用电负荷曲线、行业景气度的量化评估。将分时电价、配储成本、市场偏差费用分担等变量纳入现金流测算，例如优先选择自用比例高、峰谷价差大的工商业项目。另外，结合绿证、碳交易等机制，设计“电费收益权+绿证收益”双重质押融资方案，可以提升项目抗风险能力。

随着新能源电价市场化改革政策的落地，新能源项目的收益逻辑正从“政策补贴依赖”转向“市场供需主导”，电价波动性加剧、消纳压力攀升、配储成本刚性增加等挑战，倒逼融资租赁机构重新审视业务模型与风险管理框架。面对新政带来的变化，融资租赁机构需建立分类分级的风险处置机制，并通过多重担保增信措施来降低风险。融资租赁机构可以在必要时及时咨询专业法律顾问，以针对不同类型的存量和增量项目制定差异化的应对策略，确保资金回收的安全性和稳定性。随着新能源市场的不断成熟和政策环境的持续优化，未来融资租赁必将在这一进程中发挥更加重要的作用。