政策背景与核心内容 

(一) 我国新能源电价政策的发展历程

2006年《可再生能源法》实施后，新能源实行“燃煤标杆电价+财政补贴”的固定电价模式。政策扶持推动了技术突破和我国新能源产业规模的迅速扩大。2013年，中国成为全球最大光伏市场；截至2024年底，全国光伏与风电总装机容量达14.07亿千瓦，占全国发电总装机的42%，提前六年实现国务院制订的《2030年前碳达峰行动方案》中提出的“到2030年风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上”的目标。2020年1月20日，财政部、国家发展和改革委员会、 国家能源局联合颁发《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，风电、光伏项目价格补贴政策退坡，实现平价上网，新增海上风电和光热项目不再纳入中央财政补贴范围。根据《国家发展改革委关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》，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，实行平价上网。2022年1月18日，国家发展和改革委员会、国家能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，提出2030年新能源全面入市目标。

2025年2月出台的136号文标志新能源电价市场化的全面启动。新能源电价市场化是既定的发展方向，也是逐步推进的过程。

(二) 136号文的核心内容

136号文的核心内容包括以下三方面：

1. 电价形成机制的根本性转变。明确风电、光伏等新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，电价通过市场交易形成，终结了此前以固定电价或保障性收购为主的模式。

2. 存量与增量项目的分类管理。存量项目（2025年6月1日前投产）：机制电价按现行政策执行（不高于当地煤电基准价），执行期限与原政策衔接，鼓励通过技术升级参与市场竞争；增量项目（2025年6月1日后投产）：机制电价通过省级组织的年度竞价确定，初期按成本分类竞价，执行期限按投资回收期确定，允许项目自愿申请退出。市场交易价与机制电价差额通过电网企业差价结算，纳入系统运行费用。

3. 建立稳步可持续发展的配套机制，包括：优化中长期市场和交易规则；绿证与碳交易协同，明确纳入机制电量的项目不再重复获得绿证收益，同时鼓励通过绿电交易、碳交易等市场化机制为新能源提供额外财务支持，提升其市场竞争力；储能配置灵活性调整，新建项目不再将储能配置作为核准/并网前置条件，是否配置储能由项目根据盈利情况自主决定，降低新能源项目的投资成本；地方政府可因地制宜确定具体实施方案，最迟不晚于2025年底落地。

在建项目法律风险类型化分析  

(一) 电价波动引发的合同履行风险  

如项目相关合同约定的合同价款系以上网电价作为收益测算依据的，那么136号文颁布后上网电价的市场化将导致收益测算基础发生变化，继续履行合同对合同一方或双方存在较大损失，合同当事方可能向其他方主张成本补偿或调整价款，例如固定总价模式下的EPC总包合同、依赖上网电价预测模型所签订的项目收购合同。

(二) “抢装潮”引发的合同履行风险

存量项目和增量项目差异化政策促使大量项目抢装，由此极易产生设备采购合同的履约风险，如延迟交付、交易价格争议、变更技术参数、设备质量问题等；容易产生施工合同的履约风险，如业主要求赶工产生的补偿金支付问题、劳动用工问题、施工质量问题等。此前，国家能源局于2025年1月印发了《分布式光伏发电开发建设管理办法》，各项目投资人为了锁定原有补贴政策或全额上网政策，均争取抢在2025年5月1日前并网，因此136号文会加剧这一抢装现象，将进一步导致合同履约风险的增加。

(三) 政策衔接不确定性风险  

1. 存量与增量认定争议，在建项目是否属于“增量项目”（以2025年6月1日投产为界）的认定标准模糊性；2. 地方实施细则差异导致的政策执行冲突（如机制电价竞价上限的地方裁量权）；3. 补贴政策衔接问题，原有补贴政策与市场化机制并行时的收益计算冲突。 

以上风险点对于在建项目的影响将视各地政策具体实施情况而有不同体现，具有不确定性。 

(四) 电力市场规则适应风险  

1. 中长期合同签订策略失误导致收益损失（如未合理锁定电价曲线）。2. 绿证交易与碳市场联动风险。如绿证收益未在合同中明确分配机制，将引发投资方与运营商纠纷。  

(五) 融资与担保风险  

政府补贴或固定电价通常系项目融资的还款来源，当电价市场化后，容易出现：1. 金融机构因电价收益不确定性收紧信贷条件，项目现金流压力增大；2. 部分金融机构要求追加担保，增加投资方融资压力；3. 原融资协议中的电价相关担保条款（如电费收益权质押）需重新评估法律效力。

价格波动引发的在建项目履约风险分析

新能源上网电价市场化后，电价将由市场供需关系决定，存在较大的波动性。2025年6月1日后投产的项目，上网电价下降将是大概率的事件。对于在建新能源项目而言，如未能赶在分界点并网的，即便可以通过机制电价的方式来稳定一定的投资收益预期，但项目的预期收益仍将大幅下降，相关合同当事方或主观上因利益损失产生毁约冲动，或客观上因履约不能导致合同无法履行，均可能引发合同履行的风险：

(一) 固定总价模式下的EPC总包合同所涉及的履约风险

新能源项目EPC合同中的工程价款往往采取固定总价的方式，该固定总价又常与上网电价和并网电量相关联，甚至部分EPC合同中直接约定工程价款按照“并网电量×固定单价”结算。上网电价市场化将导致预期利益的大幅减少，存在业主违反EPC合同的风险。

(二) 依赖电价预测模型的项目收购合同所涉及的履约风险

由于新能源项目的特性和各地对项目建设指标备案核准的政策差异化，常出现建设单位（即项目公司）和项目实际投资方（因通常为预收购方，下文简称为“预收购方”）分离的情况：预收购方和项目公司签订项目收购合同（多为转让项目公司或夹层公司股权的方式）。上网电价是预收购方测算项目收益的基础。同时，项目收购对价款往往滞后支付，合同中通常约定收购对价款需等待并网发电后再完全支付。例如，预收购方根据工程进度向项目公司支付相应股权转让价款，直至投产或并网后支付完全部股权转让款并完成股权交割；部分项目收购合同甚至约定全部股权转让款均在投产或并网后一次性支付。电价市场化后，加大了已采取前述模式的新能源发电项目的项目公司或者垫资施工的总包方的投资回收风险。

(三) 上网电价波动能否适用情势变更原则

上述两类合同价款均与上网电价密切关联，如果合同中未明确电价市场化波动的调整机制，可能导致项目收益因电价骤降或负电价而大幅缩水。从而导致合同一方以情势变更主张变更或解除合同。

《民法典》第五百三十三条规定的情势变更原则适用于合同成立后因“合同的基础条件发生了当事人在订立合同时无法预见的、不属于商业风险的重大变化”导致继续履行显失公平的情形，当事人可请求变更或解除合同。最高人民法院《关于适用〈民法典〉合同编通则若干问题的解释》第三十二条^[注1]进一步明确，政策调整导致的“价格异常涨跌”可适用情势变更。

国家政策调整被认定为情势变更的，通常需满足以下三个要件：第一，政策变更的不可预见性。合同签订时政策调整尚未出台且无法明确预见。第二，非商业风险属性。政策调整导致的电价波动或收益下降不属于市场正常风险。第三，显失公平后果。继续履行原合同将导致一方承担全部损失或收益分配严重失衡。

136号文显然属于国家政策调整，但是否不可预见，实践中可能会存在争议。根据本文前述的新能源电价政策的发展历程可见，从未有政策明确规定全面实施市场化的具体时间，但在136号文的出台前，新能源上网电价逐步市场化已经有明确的政策导向，并非毫无征兆的突然转向。这可能导致在司法实践中因参与方不同的立场，对是否适用情势变更原则产生不同理解和争议。136号文的政策调整是否构成情势变更需结合具体合同条款及履行情况判断，但笔者认为136号文对于“全电量入市+差价结算”的机制变革具有显著的政策干预属性，且较以往政策有较大调整，对于合同当事方的影响较大，如构成显失公平，可能触发情势变更原则。 

因抢装潮导致的设备采购合同的履约风险应对措施

以“2025年6月1日”为分界线划分出存量项目和增量项目，其上网电价差异较大，必然导致全国范围在建项目出现抢装潮，以期跨入分界线内获得更多收益，从而加大设备组件按时交付的难度，甚至出现价格上涨和质量纠纷等问题。

从买方的角度，新能源发电项目中设备组件占比较大，设备组件的交付时间和交付质量直接决定项目能否按时投产和正常运营。如无法在分界点前投产将损失巨大。对于已签约正在履行的设备采购合同，采购方应加强采购合同的履约过程管理，除督促供货方按时保质供货外，还应关注以下两方面问题。

第一，梳理基础合同的相关条款，对下列约定不清和责任不明之处力争协商签订补充协议：1. 细化交货条款。需明确约定具体交货日期或截止时间，并明确逾期违约金计算基数、计算比例等。若涉及分批交货，应细化各批次交货的时间节点。同时应明确接货单位、运输责任及货物风险转移节点（如"货交承运人"或"指定地点签收"），跨国采购的则需特别约定清关责任；2. 明确付款时间与履约保障；3. 明确质量参数、验收标准和验收程序；4. 强化违约责任。明确赔偿责任包括直接和间接损失，明确解除权与替代方案，以便于尽快重新组织货源，并由供货方承担相应损失。

第二，收集合同履行过程中的相关证据，建立履约档案：1. 合同履行核心文件，包括买卖合同原件、技术协议、补充协议等，作为权利义务的基础依据。交货凭证（如签收单、运输单据）、验收记录（含质量检验报告）等，证明设备交付时间及设备状态；2. 付款与违约记录，包括付款凭证（银行转账记录、发票）、催告函件（如逾期交货通知）等，证明付款情况及违约事实。卖方违约的沟通记录（邮件、短信、会议纪要），体现协商过程及对方态度。3. 证明，因违约导致的额外采购费用、收益损失、律师费等实际损失凭证，需与违约金主张形成对应关系。若涉及设备质量问题，需保存维修记录、第三方检测报告及更换凭证。

通过上述履约过程管理，可系统性降低设备延迟交付风险，同时确保合同执行的可追溯性，为索赔提供有效的证据支撑。

结 语

新能源上网电价市场化改革对新能源项目构成“双重挑战”：既需应对本文所述在建项目的短期合同履行风险，亦需适应长期市场规则重构。对于在建新能源项目而言，这一政策具有特殊的“过渡期”意义，一方面项目若未能于2025年6月1日前并网，可能被划入增量项目范畴，面临完全市场化的竞价压力；另一方面即便被认定为存量项目，仍需适应从固定收益到“市场交易收入+差价补偿”的收益结构转变。政策窗口期的模糊性、电价波动的不确定性以及市场规则的地方差异性，均可能引发施工合同履行障碍、项目估值争议、融资条件收紧等法律风险。