一、前言

电力市场化改革持续深化，重磅政策接连出台。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，简称“136号文”）掀起了新能源全面市场化的浪潮。紧随其后，2025年初出台的《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，简称“394号文”），则旨在打通新能源大范围优化配置的关键通道。该文明确优先消纳原则、健全输电价格机制、强化合同履约监管、探索统一规则平台。

然而，这一系列重大政策变革在为电力交易市场注入活力的同时，也带来了诸多挑战和法律风险。从新能源律师的专业视角来看，新能源全面市场化电力交易领域正处于起步阶段，历史遗留问题与新规执行之间的冲突不断凸显，特别是在136号文确立的全面市场化、本地交易规则与394号文推动的跨区域交易复杂性交织叠加的背景下。本文将从政策框架、争议实证、高频雷区案例精析以及风控合规体系构建四个方面，深入探讨136号文与394号文联动影响下电力交易市场的争议风控防范与司法裁判逻辑，供行业在市场变革中参考。

二、政策框架与争议土壤：136号文下的交易生态深度剖析

（一）政策双刃剑：136号文与394号文的核心冲击

1.关键条文解读

（1）市场化电价形成机制：136号文明确提出新能源项目上网电量全面进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。这一机制打破了以往依赖保障性收购的模式，使得新能源发电企业必须更加关注市场动态，通过市场交易获取收益。同时，这一机制也加剧了电价的波动性。

（2）绿电交易定位：136号文明确了绿电交易的定位，即绿电交易包含环境价值的电能量交易，且申报和成交价格应分别明确电能量价格和绿证价格。这一规定进一步凸显了新能源的绿色属性价值，但也带来了绿证归属、交易结算等新的问题。

2. 行业影响

（1）电价波动性加剧：新能源上网电量全面进入市场，使得电价不再固定，波动性显著增强。售电公司和电力用户需要更加关注市场价格信号，通过灵活的交易策略应对电价波动风险。

（2）售电公司角色重塑：售电公司在新能源市场化改革中承担着重要角色。136号文和394号文的实施，使得售电公司需要承担更多市场风险，同时需要更加注重与发电方和购电方的合同管理。

（3）新能源企业参与交易成必修课：新能源发电企业必须积极参与电力市场交易，通过市场机制获取收益。136号文的实施，使得新能源发电企业需要更加关注市场动态，通过灵活的交易策略应对电价波动风险。

（二）争议高发地带图谱

1.主体关系冲突

（1）售电公司与发电业主的代理购电关系权责错位：售电公司与发电企业签订代理购电协议，但如果协议中未明确约定超额收益分成机制、政策风险分担条款、偏差考核责任等内容，容易引发合同纠纷。

（2）新能源企业与电力用户的直接交易关系：新能源发电企业与电力用户直接签订购电协议，但如果未向电网企业报备，或者未明确电网调度接口责任，将导致合同无效或履行困难。

2. 交易模式漏洞

（1）绿电交易证权属不清：绿电交易中，绿证归属未在合同中明确约定，导致购电方与发电方之间的争议。

（2）跨省跨区交易结算规则冲突：跨省跨区交易中，不同地区的交易规则和结算机制存在差异，容易引发结算纠纷。

3. 数据与履约争议

（1）电量预测偏差责任认定：新能源发电的间歇性和不确定性，使得电量预测难度较大。一旦实际发电量与预测值存在偏差，容易引发大标的额损失的责任认定争议。

（2）曲线执行与调度指令矛盾：新能源发电企业需要按照调度指令调整发电曲线，但实际执行过程中，可能存在发电曲线与调度指令不一致的情况，导致双方产生争议。

（3）不可抗力范围争议：不可抗力条款在合同中的界定不清晰，容易引发争议。
通过上述分析可以看出，136号文和394号文的实施，对电力交易市场和储能行业产生了深远的影响。市场化电价形成机制、绿电交易定位和代理购电强制性规则的调整，使得电价波动性加剧，售电公司角色重塑，新能源企业参与交易成为必修课。同时，主体关系冲突、交易模式漏洞和数据与履约争议等问题，也成为电力交易市场中常见的争议点。这些政策调整和市场变化，既为电力交易市场和储能行业带来了新的机遇，也提出了更高的要求。相关企业需要更加关注市场需求，提升技术水平，完善合作模式和交易规则，以应对市场化进程中的各种挑战。

三、电力交易纠纷全景洞察：案件统计与地域分布

（一）案件数量趋势

通过关键词的方式检索中国裁判文书网可发现，自2016年始，全国电力交易纠纷案件数量呈总体上升趋势，由2016年1件攀升至2020年高峰81件。虽2021-2022年略有回落，但2024年已反弹至42件，市场复杂度与利益冲突显著增加。

（二）核心案由分布 (TOP 5）

（1）合同纠纷 (主导)：涉及合同约定、履行、解除、委托协议、补充协议等（高频词：合同、合同约定、合同履行/解除、委托合同、补充协议）。主因条款不明、市场变化致履约困难（如售电-发电代理购电、新能源-用户直购电违约）。

（2）履行与清偿问题：围绕实际损失赔偿（高频词：继续/实际履行、清偿、赔偿损失、实际损失）、违约金争议（高频词：违约金）及偏差考核费用转嫁。

（3）支付与利息纠纷：源于支付条款或利息计算方式模糊（高频词：给付、利息、贷款、利率）。

（4）代理与变更争议：政策调整或市场变化引发代理关系变更（高频词：代理、变更）。

（5）担保与授权问题：因责任界定不清引发（高频词：担保、授权、保证）。

（三）标的额区间

（1）100万元以下占绝对多数 (72.94%)：常见于小型售电公司合同纠纷或小额绿证争议。

（2）100万-1000万元占比17.65%：多涉中型主体合同纠纷或多绿证争议。

（3）1000万元以上案件占比9.41%：多为大型主体复杂合同纠纷或跨省跨区结算争议，影响深远。

（四）地域分布特征

（1）高活跃高纠纷区：广东(48)、江苏(28)、河南(35)、北京(27)案件集中，体现其经济、交易体量大及新能源应用广。

（2）北方区域：河北、辽宁等电力需求大、新能源发展快，区域案件量显著。

（3）西北区域特色：陕西、宁夏案件凸显（12件/10件），因其新能源富集但本地消纳弱，跨省跨区输电结算纠纷（规则、价格、电量争议）成为主导类型。

四、电力交易法律争议解析：售电公司与业主的采购关系关键问题

在分析售电公司与业主之间的采购关系时，合同性质认定、电价形成机制、政策变动影响、偏差考核费用承担、违约责任划分及电费结算规则等关键法律问题频繁出现在多个案例中，构成了电力市场化交易中常见的争议焦点。以下将介绍3种典型的案例类型，深入探讨这些争议焦点，并提供法律评析与风险提示。

案例类型1：售电代理模式冲突

近年来，随着电力交易市场的活跃，中国电力市场化改革步伐加快，售电侧市场逐步放开，涌现出大量售电公司。这些公司的核心业务模式之一是作为电力用户的代理人，参与电力批发市场的交易，为用户争取更优惠的电价。这种“售电代理模式”本质上是一种委托代理法律关系，但由于其深度嵌入在专业、复杂的电力市场交易规则与不断变化的政策环境中，使其法律关系远比传统代理更为复杂，冲突频发。在售电代理模式下，合同履行、解除与情势变更成为冲突的焦点。售电代理合同期限通常为一年或数年，期间可能因多种因素导致合同无法继续履行，从而引发解除争议及解除后的责任承担问题。

例如，在（2024）粤01民终XXXX号案中，因2021年广东省电力市场政策剧变，取消目录电价，导致电力现货价格异常上涨，根据公开可检索的数据显示，2021年5月广东电力现货市场价格出现大幅增长，发电侧现货日前均价0.51元/千瓦时，实时均价0.567元/千瓦时，现货价格高峰时段甚至达到1.5元/千瓦时的天价。因此，在该案中，原有的固定价差代理模式完全失去履行基础，对售电公司继续履行合同显失公平。案件中，最终法院认定构成情势变更，支持双方解除合同，并根据公平原则，对政策突变前的损失进行了合理分摊，对政策明确后的损失则不再支持。

法律评析与风险提示表明，法院对情势变更的认定非常严格，必须是“不可预见、非商业风险、导致合同履行显失公平”的重大变化。普通的市场价格波动不构成情势变更。合同中应明确约定单方解除合同的条件，如：一方未完成核心义务（如备案）、未支付费用、违反关键承诺等。同时约定解除后的清算、资料交接程序。当市场发生剧变时，双方积极沟通，通过签订补充协议或终止协议来调整权利义务，是成本最低、效果最好的方式。

案例类型2：绿电交易“证电分离”纠纷

在当前中国绿色电力市场的发展过程中，绿电交易与绿证交易的“证电分离”模式已成为一种重要的交易机制。这种模式允许用户在不直接参与电力市场交易的情况下，通过购买绿证来获得绿色电力消费的证明，其优势在于灵活性和可及性。然而，关于“证电分离”模式是否会导致“漂绿”的问题，也存在一定的争议。有观点认为，在“证电分离”模式下，绿证的环境价值与电能量分开交易，可能导致用户通过购买绿证“洗绿”，即用户并没有真正消费绿电，从而实现可再生能源的消纳。这种争议反映了“证电分离”模式在实际操作中可能存在的挑战。尽管存在争议，也有观点认为，“证电分离”模式在一定程度上促进了绿电交易的灵活性和市场活跃度。专家指出，由于电力在大电网中混合，用户难以追踪每度电的具体来源，因此绿证机制设计为虚拟交易，以促进市场活跃。相比之下，“证电合一”模式可能限制自建分布式项目和自发自用用户的绿证交易，且使绿证交易与电量交易绑定，增加市场复杂性。

在政策层面，国家发展改革委、财政部和国家能源局联合发布的文件中，明确赋予了市场主体自由选择权，绿证既可以单独交易（绿证模式），也可以随可再生能源一同交易（现有绿电模式），同时提供绿电和绿证分别的交易场所。这种政策设计旨在平衡“证电合一”和“证电分离”两种模式的优势，使其在不同场景下互为补充。“证电分离”模式在实际操作中存在一定的争议和挑战，但其灵活性和可及性使其成为一种重要的交易机制。未来，随着政策的进一步完善和市场的成熟，绿电交易与绿证交易的“证电分离”模式有望在更多场景下得到应用和发展。

在涉及绿电交易“证电分离”纠纷的案件中，（2022）渝03民终XXX号案具有较强的参考价值。该案中，GH公司与FL公交公司因供用电合同产生争议，其中涉及绿电补贴的归属与结算问题。GH公司主张FL公交公司欠付电费和服务费及相应违约金等费用，而FL公交公司则认为GH公司未正确计算补贴金额且自身不存在违约行为。法院指出，充电费用补贴及绿电补贴应由充电运营企业在消费者缴纳充电费时先行扣减垫付，并由财政部门审核后拨付给运营企业。法院认定，GH公司已按文件规定扣减垫付补贴，补贴归属GH公司，FL公交公司无权再行主张扣除。这一认定表明，在绿电交易中，补贴的归属与结算应依据合同约定及政策文件执行，若运营企业已履行扣减垫付义务，则补贴应归属于运营企业，而非用户或其他第三方。该判决对“证电分离”情形下补贴归属的认定具有明确的法律指引作用，可作为类似案件中判断补贴归属的重要依据。

此外，在（2025）云01民终XXXX号案件中，蒙自某乙公司因与某某公司签订的电力交易合同履行过程中，因政策变化导致电费增加，认为某某公司违约，诉请赔偿，一审败诉后提起上诉。该案虽然主要涉及电力市场化交易合同纠纷，但其中对电价形成机制与结算规则的复杂性进行了深入分析，指出电费结算包含政策性分摊成本，售电公司无法控制或提前约定该部分费用，这在一定程度上也反映了绿电交易中“证电分离”可能引发的结算争议，即绿电证书与实际电力交易之间的分离可能导致结算标准不一致，从而引发纠纷。

案例类型3：偏差考核责任转嫁

在电力交易领域，偏差考核责任转嫁问题是一个常见的争议焦点，尤其是在委托代理协议或购售电合同中。若合同条款约定偏差考核费用由一方承担，但因另一方原因导致偏差，责任归属往往成为争议的核心。在处理这类问题时，合同条款的具体约定、履行情况以及偏差产生的原因都是判断责任归属的关键因素。请参考如下案例：

综上所述，偏差考核责任的转嫁需结合合同约定、履行情况及偏差产生的具体原因综合判断。在电力交易中，合同条款的明确性、履行过程的合规性以及偏差产生的原因，是判断偏差考核费用责任归属的关键因素。通过售电公司、电力交易中心或市场规则的协调，将偏差考核的风险分散到多个市场主体，以降低单个用户的财务负担，确保电力市场的公平、公正和透明，促进电力资源的合理配置和高效利用。

五、结语：在变革浪潮中构筑合规与风控堤坝

136号文与394号文共同构成了当前电力市场化改革，尤其是新能源全面参与市场交易的核心政策框架。136号文确立了全面市场化、电价波动常态化、绿电价值显性化、售电角色重塑化的核心原则；394号文则在此框架下，着力破解跨省跨区交易瓶颈，为新能源规模化消纳提供更广阔但规则更复杂的市场舞台。

双文联动下，在市场活力迸发的同时，法律风险点亦更加凸显：电价波动加剧考验着售电协议风险分担机制（如动态响应条款的设计）；主体权责（尤其是售电公司与发电企业、电力用户的代理/直购关系）亟需清晰界定；“证电分离”模式下的绿证归属、结算与“漂绿”争议成为新焦点；跨省跨区交易规则冲突与结算难题因394号文的推动而更加普遍化；电量预测偏差、曲线执行矛盾及不可抗力界定等数据与履约争议仍是高发雷区；偏差考核责任转嫁问题持续考验着合同的公平性与履约管理能力。

面对这一系列挑战，市场主体亟需：

1. 深化合同精细化管理：在售电协议、购售电合同中嵌入电价波动分级响应机制，明确界定政策变动、不可抗力的范围与后果分担，精细化约定绿证权属与结算流程，严格规范偏差考核的责任边界与触发条件，特别是用电方提供负荷数据的义务。避免权责错位，为潜在纠纷设定清晰预期。

2. 强化绿电交易合规性：深入理解并遵循“证电分离”政策本意，在合同中精准切割电能量价值与环境价值，确保交易透明合规。对于补贴归属问题，严格依据政策文件与合同约定执行，避免“漂绿”质疑。

3. 拥抱跨区交易规则：积极研究并适应394号文推动下的跨省跨区交易新规，关注输电费用分摊、结算机制、调度接口等关键环节，在合同中对跨区交易的特殊规则和风险做出针对性安排。

4. 构建动态风控体系：建立市场政策、交易数据、履约情况的实时监测与预警机制，提升负荷预测精度，加强与调度机构沟通。在争议发生时，善于运用司法实践中确立的规则（如情势变更的严格认定标准、合同约定优先原则、因果关系举证责任等）维护权益。

笔者团队作为深耕碳中和领域的专业法律力量，在新能源与电力交易领域积累了丰富实务经验。我们曾深度参与大量绿电交易架构设计、售电协议审核修订、跨省跨区交易合规咨询及争议解决案件。在服务实践中，我们深刻体会到：

（1）针对售电协议风险：精细化设计合同条款，特别是嵌入动态风险响应机制，能有效减少争议（例如，为某新能源集团修订核心协议后，相关争议显著下降）。

（2）应对“证电分离”挑战：确保合同对绿证权属与结算的清晰约定及配套流程管理，是避免大额交易对价争议的基石（成功协助客户规避此类风险）。

（3）化解偏差考核压力：在明确合同责任划分的基础上，通过专业论证和有效举证（如用电方未履行数据提供义务），可为售电公司争取合理的责任豁免或反索赔空间。

136号文与394号文掀起的政策浪潮，既是挑战，更是新能源电力交易走向成熟市场的必经之路。唯有深刻理解政策精髓，精准把握司法裁判尺度，并在合同管理、交易执行与风险防控中构筑坚实的合规堤坝，市场主体方能在变革浪潮中行稳致远，共享电力市场化改革的时代红利。

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