j9九游会

一、新政概览

 

 

2025年初，国家发展改革委、国家能源局连续颁布了两个新能源行业的重磅文件，一个是《分布式光伏发电开发建设管理办法》（国能发新能规〔2025〕7号），另一个是《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）。这两个文件将对分布式光伏行业带来重大影响，标志着分布式光伏将全面向市场化迈进，进一步突显其“就近就地开发利用”的本质要求。在新政背景下，分布式光伏的开发、管理、运营模式及相关要求都会迎来重大变化，尤其在新老政策的过渡期内，相关法律争议也将呈现出多发趋势，值得预先认真分析与研究应对。

 

《分布式光伏发电开发建设管理办法》（以下简称“《分布式新规》”）明确对新老项目进行了划断，即政策发布之日前已备案且于2025年5月1日前并网投产的分布式光伏发电项目，仍按原有政策执行。4月30日前并网的工商业项目可保留“全额上网”模式，享受保障性电价（如山东某6MW项目年收益约228万元）；之后并网的项目仅允许“自发自用+余电市场化交易”，且需匹配70%以上负荷才能维持同等收益，负荷不足将直接压缩利润。

 

事关电价改革的136号文核心内容包括以下三方面：

 

1. 电价形成机制转变。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. 存量与增量分类管理。2025年6月1日前投产的存量项目，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；2025年6月1日后投产的增量项目：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。

 

 

二、新政可能引发的风险

 

2.1 新政划分时间节点，节点抢装可能导致纠纷

 

正在建设中的分布式项目，如未能在2025年5月1日前投产，则会被界定为新项目。以工商业分布式（包括一般工商业和大型工商业）为例，其将无法适用“全额上网”的并网模式，且全部电量将参与市场化交易。分布式新规可能直接导致项目无法顺利并网，136号文则可能导致上网电价持续下降，而无论何种情形，都将对项目的收益造成重大不利影响。

 

在前述背景下，自《分布式新规》发布日1月23日开始，至正式开始新老划断（2025年5月1日）的过渡期间，全国多地出现了抢装高峰，分布式光伏行业迎来一波抢装潮。若项目无法如期并网，则可能涉及EMC/能源管理协议的争议，在项目无法并网或电价收益下降的情况下，其能否解除或变更协议，将成为一个问题。对此，我们认为需要分为两种情况讨论，即“非全额上网项目”和“全额上网项目”。

 

对于“非全额上网项目”，即光伏发电优先供屋顶业主自用，剩余电量并入电网销售光伏。投资人与屋顶业主通常签署的是EMC/能源管理协议，其中将对光伏投资人的供电义务作出约定，故项目如期并网且收益稳定将是缔结合同的前提基础和预期目标。若因各类新政导致项目消纳或电价收益无法满足要求而不存在继续履行必要，且协议中对此不存在针对性的约定，投资人可以考虑以不可抗力为由主张解除合同，或以情势变更为由主张变更或解除合同。

 

但是非常值得注意的是，政策变更是否构成不可抗力或情势变更，实践中举证证明并获得支持的难度较大。在(2019)鲁01民终6953号案中，法院认定，“双方对光伏项目的发展前景根据不同的政策文件作出了不同的判断。双方当事人作为对光伏项目产业均有一定认知的民事主体，亦应对光伏项目产业面临的政策变化、市场风险作出合理的预判，双方对政策文件的解读均存在一定的合理性，均不能完全驳斥对方的观点。故光伏项目政策文件的变化不能构成不可抗力，不符合上述合同法定解除的情形”。落实到本次涉及的新政层面，《分布式新规》去年10月就已经发布了征求意见稿，故光伏投资人理应具有合理预期；而136号文主要针对上网部分的电价进行规定，分布式光伏项目的上网比例本就较小，对于项目收益的影响是否巨大，亦存在一定的举证难度。因此，虽然光伏投资人在请求权基础方面存在解除或变更合同的路径，但在实际操作层面很难获得法院或仲裁机构的支持。

 

对于“全额上网项目”（即光伏发电全部并入电网，业主不自用），光伏投资人与屋顶业主通常签署的是屋顶租赁协议，若协议中不存在特殊的约定，则屋顶业主仅负担提供租赁物的义务，而至于光伏项目如何开发、能否并网等事项，均不在其义务范围，故项目无法并网或电价收益下降的情况下，屋顶业主并不存在明显过错，亦非违约方。因此，一般来说，光伏投资人据此主张变更或解除租赁协议且不承担赔偿责任的，其相较于“非全额上网项目”的EMC/能源管理协议而言，实践中无法获得支持的风险更大。

 

对于抢装行为本身，其加大了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。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：

 

第一，梳理基础合同的相关条款，对约定不清和责任不明之处力争签订补充协议：

 

• 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；

• 明确付款时间与履约保障；

• 明确质量参数、验收标准和验收程序；

• 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证据：

 

• 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；

• 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；

• 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。

 

2.2 “全额上网”被取消，消纳责任的分配更棘手

 

如前所述，《分布式新规》明确规定工商业分布式的新项目（包括一般工商业和大型工商业）均不再适用“全额上网”的并网模式；同时，对于“自发自用、余电上网”的项目，其年自发自用电量占发电量的比例，将由各省级能源主管部门结合实际确定。

 

根据前述规定，工商业分布式的新项目，若采用余电上网模式的，则自发自用比例将受到省内政策的考核，所以不论是全部自发自用的项目，还是余电上网的项目，都很大程度上依赖于屋顶业主和用电方的电量消纳情况。一旦出现屋顶业主或用电方消纳不力、资信不良等情况的，此前的应对方案往往是转为全额上网；然而新政背景下的工商业分布式光伏项目已将“全额上网”的路径关闭。此外，在司法实践中，若双方的协议中并未就最低消纳比例进行约定的，即便屋顶业主/用电方实际消纳过低，光伏投资人诉请解除合同或赔偿损失时，也可能无法获得支持。在(2021)辽0791民初1396号案件中，法院认定“对于原告认为用电设施不够造成发电量不足导致合同目的不能实现故要求解除合同的主张，认为《合同能源管理协议》没有任何对实际发电量的约定，原告提供的证据亦不能证明双方对实际发电量有约定，故对原告该主张不应予以支持。”

 

截至目前，市场中的诸多EMC/能源管理协议项下仍缺少消纳的相关约定及应对机制，在新政发布之后，此类情形导致的风险将明显增加。基于此，在工商业分布式项目的投资开发过程中，必须预先就前述事项作出安排。若仍然采用常规的EMC能源管理模式的，光伏投资人应尽量争取在协议中增加消纳相关的条款，从而对后续可能的僵局事项作出预先安排；退一步而言，即便无法明确进行约定的，也应该尝试通过原则性或概括式的描述体现屋顶业主/用电方的优先消纳义务及可能承担的责任，从而为后续的争议解决留有一定的空间和余地。

 

2.3 全面入市电价波动，给电价约定带来新挑战

 

目前EMC/能源管理协议中，对于自发自用电价的约定，主要采用工商业用户电价/代理采购电价下浮一定比例，或者直接约定固定电价的模式。

 

在《新能源电价新政》施行后，是否包括机制电价摊销部分的金额等相关费用需要明确。若采用固定电价模式，虽然可能有利于光伏投资人测算投资收益率，但如果电量入市造成工商业用户电价下跌的，不排除屋顶业主/用电方可能会突破合同约定要求调整电价。

 

现有的部分司法案例并未支持电价政策调整构成情势变更且有权调低电价，例如在(2022)浙05民终151号案件中，法院认为政府对于销售电价的调整“系市场主体参与经营活动中可预见的市场规律，属于正常的商业风险范畴”“不应认为构成足以动摇案涉合同基础的重大变化”；再如，四川省内江市中级人民法院在(2021)川10民终610号案中也认为“电价下降风险只属于正常的商业风险，而不属于情势变更”。但是，若电价政策发生根本调整或电价变动过于剧烈的，人民法院仍可能会支持屋顶业主/用电方调低电价的主张。因此，光伏投资人仍需充分关注新政对于电价和EMC/能源管理协议的潜在影响，全面统筹协议中的各类条款，预先在缔约环节明确定义和范围，尽量降低后续产生争议的可能性。

 

2.4 机制电量与绿证收益互斥，附属收益面临的博弈和选择

 

新能源发电企业除电价收入外，绿证、储能等收益是项目附属的另一重要收入来源。136号文在推动新能源上网电量全面进入电力市场、通过市场交易形成价格的同时，对于项目附属收益也进行了政策协同调整。若未在合同中明确绿证收益的分配机制，将可能引发投资方与运营商纠纷。

 

136号文提出强化改革与绿证政策协同，纳入可持续发展价格结算机制的电量不重复获得绿证收益。该规定明确机制电量与绿证收益互斥，发电企业需在电能量收益与环境溢价间进行抉择：纳入机制电价部分发电企业不得再结算绿证收益。短期来看，光伏发电企业或将失去纳入机制电价部分的绿证（环境价值部分）收益；但从长期来看，若制定的交易策略合理（降低机制电量比例以获取绿证收益），发电企业亦可就未纳入机制电价部分的电量获得较高的绿证收益。

 

136号文关于“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件”的规定，将导致独立储能电站，尤其是尚未全部出租容量的储能电站，收益逻辑发生调整。在前述规定实施前，在配置储能的硬性要求下，独立储能电站的主要收入来源之一为新能源发电项目因配储要求而租赁的储能容量。新能源发电项目强制配储要求取消后，仅依靠发电企业自愿配储将导致独立储能的容量租赁市场需求显著减少，储能电站或将失去储能容量租赁费收益。此外，随着电价市场化改革不断深入，亦不排除部分电力企业在电价收益降低时违反租赁合同约定，拖欠容量租赁费用。

 

2.5 电价市场化可能导致项目收益率降低，进而引发融资与担保合规风险

 

政府补贴或固定电价通常系项目融资的还款来源，电价市场化后，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，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。

 

在新老划断的背景下，融资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。

 

在市场化电价机制下，为防范收益波动风险，融资租赁合同可嵌入租金与电价联动条款，例如将部分租金与现货市场均价或中长期合约价动态挂钩，并设置"电价波动安全垫"。当电价低于基准价10%或连续季度低于成本线、消纳率未达约定阈值时，可考虑增加补充担保、提前偿付本金或启动租金加速到期机制；同时可约定电价政策重大调整触发再谈判条款。合同需细化承租人电费收益不达预期、欠付租金、擅自挪用租赁物等违约情形的应对措施，并明确争议解决路径。司法实践中，承租人欠付租金经催告仍不支付的，出租人可通过三途径维权：主张全部剩余租金并优先受偿租赁物处置价款；申请实现担保物权的特别程序处置租赁物；解除合同收回租赁物并索赔。法院判决后若承租人未履行，出租人可申请强制执行租赁物，但租赁物处置价值超出债权部分应返还承租人。

 

2.6 税收优惠政策收紧，需寻求替代补偿方案

 

136号文推动新能源电价从“补贴依赖”转向“市场化竞争”，要求新增项目逐步取消固定补贴，通过电力现货市场竞价或“基准价+上下浮动”机制确定收益。文件同步收紧了新能源领域的税收优惠政策，例如将增值税即征即退范围限定为平价上网项目，取消部分地方性财政补贴，同时要求规范中央财政补助资金的申请与发放程序。此变化迫使企业重新审视合同中的“税收优惠承诺”条款：若合作协议约定地方政府承诺给予特定税收减免，而政策调整导致该优惠被废止，企业可能需通过行政诉讼或合同纠纷主张权益。此外，政府补助的“合规性”要求趋严，若项目未满足“并网时间”“技术标准”等前置条件，补助资金可能被追缴或取消，导致企业面临行政处罚与合同违约双重风险。

 

这要求企业建立政策变化预警机制，实时跟踪电价及财税政策动态。对存量项目合同，可协商修订租金支付、收益分配及补贴依赖条款；对新增项目，建议在合同中明确约定“政策变更触发条款”，将电价市场化波动、税收优惠取消等情形纳入不可抗力或商业风险范畴，并设定阶梯式违约金或合同解除条件。同时需要严格对照政策要求，确保项目并网时间、技术标准等关键指标符合补助申请条件，并保留完整审批文件及资金使用凭证。若涉及地方补贴承诺，应要求地方政府出具正式书面文件，避免依赖口头协议，并在合同中明确补贴取消后的替代补偿方案。

 

 

三、结论

 

新能源上网电价市场化改革对光伏发电项目构成“双重挑战”：既需应对短期可能发生的合同履行风险，亦需适应长期市场规则重构。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，均可能引发合同履行障碍、项目估值争议、融资条件收紧等法律风险。然而，我们也能够从政策变化中看到行业发展可喜的地方。一方面，新政的实施将加速分布式光伏行业的市场化进程，通过强化竞争机制推动行业整合与优胜劣汰，进而激发市场活力，真正筛选并培育出一批技术领先、管理高效的优质市场主体；另一方面，新政对分布式光伏项目的全流程管理也提出了更高标准与要求。

 

光伏投资人在项目投资测算的精准性、合同缔约的风险防控、项目运营的精细化管控以及电价结算的合规性等关键环节，都将面临全新的竞争压力与潜在风险。特别是在电价机制市场化转型、税收政策动态调整及补贴退坡的背景下，若光伏投资人未能预先识别项目开发阶段的合规风险、合同谈判中的权利义务失衡、运营期的收益波动敞口等法律隐患并建立有效的应对机制，不仅可能导致预期收益缩水或投资回报周期延长，还可能因政策合规瑕疵或商业条款漏洞引发重大经济损失，甚至面临市场淘汰风险。因此，在新能源政策深化调整的背景下，光伏企业亟需全面提升法律风险意识与系统性应对能力，在专业法律顾问的全程参与下，通过优化合同范本、完善合规审查流程、建立风险预警机制等手段构建全方位的风险防控体系，以确保在行业变革中实现稳健发展。