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136号文推动新能源上网电量全面入市，并确立了基于机制电价的场外差价结算机制。在此背景下，新能源项目的电价收益呈现出更为复杂的层次结构：项目一方面可通过中长期合同、现货市场取得电能量销售收入，另一方面，就已纳入机制的电量，还可能依据场外差价结算安排另行收取或返还机制差价。市场交易与政策性结算并行，使得同一项目项下的电量、价格及收益归属，需要在不同的法律关系中分别加以识别与认定。
从结算方式看，中长期合同与新能源可持续发展价格结算机制差价协议（下称“机制差价协议”）均以约定价格和市场价格之间的差额作为结算基础，本质上均承载着分配价格风险的功能。但二者差异明显：前者由新能源项目公司与售电公司通过合同安排市场风险，体现意思自治；后者的主要参数则由政策规则及竞价结果确定，自治空间显著受限。由此导致两类安排在自治空间、履行条件及救济路径上存在显著差异。基于此，本文首先比较两类合同的法律结构，进而讨论中长期差价合同项下的传统争议及136号文可能引发的情势变更问题，并以重庆示范文本为样本，尝试对机制差价协议的潜在争议作出简要分析。
01
两类差价结算合同的法律结构与分析路径
在上文所述两类差价结算安排中，中长期合同以市场交易为基础，电量、曲线、价格及调整条件取决于双方合意；机制差价协议则以项目持续参与电力市场为前提，由电网企业按政策或竞价形成的机制电量、机制电价及市场均价进行差额结算。两者价差公式相近，但分处市场交易与政策结算两个层次：中长期合同中的固定价格、固定价差和联动条款，是双方对市场波动风险的主动安排；机制差价协议的核心参数则受政策及地方细则约束，电网企业在此主要承担结算执行职责。
据此，在中长期合同争议的处理上，通常遵循民事合同争议的分析路径。分析时一般先看交易资格、平台申报和成交条件，再对合同中的价格条款、政策变化条款以及后续的变更行为进行解释，最后结合计量数据、替代交易和实际付款情况来认定差价或损失。如果市场规则发生调整，也应当先判断相关风险是否已在固定价格、联动公式或专门条款中作了安排，只有合同未覆盖的部分，才需要讨论情势变更是否成立。
机制差价协议的情况则不同，需要把政策参数和合同履行分开。项目分类、机制资格、电量比例、机制电价和期限这些内容，主要由政策或竞价结果决定，相关异议往往走向市场监管途径；而计量、参考价格适用、结算单、退补和迟延付款等事项，则属于合同履行审查的范围。
上述两类争议虽然在处理路径上有所区别，但均需先识别差价结算义务依附的具体法律关系，才能厘清市场规则与合同各自分配的风险。
02
中长期差价合同的履行、结算与责任
中长期差价合同的争议，大体可分为传统争议与136号文之后的新争议两类。传统争议发生在市场规则基本稳定的背景下，主要围绕合同电量是否实际成交、价格条款是否发生变更、差价应如何计算，以及未履行部分的责任如何确定展开，在处理这类问题时，重点在于还原平台交易和合同履行的具体过程。新争议则因136号文实施而引发，核心在于政策变化是否影响了既有的价格安排与风险分配，需要在合同解释的基础上，判断新规则是否改变了当初订立合同的基础。
1. 传统争议：合同履行、结算与责任
（1）未成交电量的归责，应先审查交易前提和申报过程
在广东省惠东县人民法院审理的“深圳鹏某某能源环保科技有限公司、广东惠州平某发电厂有限公司供用电合同纠纷”一案中，售电公司与发电企业分别签订两份固定价差模式的《购售电合同》，约定2021年度交易电量合计10亿千瓦时，优惠价差分别为0.054元／千瓦时和0.0545元／千瓦时。合同同时约定，合同电量以电力交易中心校核结果为准，双方还须依照交易规则签订三方合同。最终双方仅成交2.5亿千瓦时，售电公司遂以发电企业将其余7.5亿千瓦时出售给第三方构成违约为由，按照“未履行电量×约定优惠价差”的公式主张违约金4050万元。[1]
法院认为，案涉购售电合同虽合法有效，但约定电量仍须经过平台申报、双方确认及交易中心校核后才能实际成交。剩余7.5亿千瓦时未成交，主要源于售电公司迟延提交履约保函、未能及时建立零售关系，并在取得交易额度后优先确认其他发电企业报价，导致剩余额度不足；发电企业已及时发起交易并履行催告义务，不存在违约。年度补充交易在当时亦无法预见，发电企业为避免损失扩大而另行出售剩余电量，不构成违约。
从该案可以看出，未成交电量的归责，不能只看书面合同约定了多少电量、最终成交了多少，而应当逐一审查几个关键环节：合同电量是否以平台申报和交易中心校核为成交前提；履约担保、交易资格和额度不足的问题应当归咎于哪一方；双方的申报、确认以及额度占用行为，与最终未成交的结果之间是否存在因果联系；发电企业另行出售剩余电量，是否属于合理的止损行为。只有在未成交的结果可以归责于合同相对方时，相关电量才可能作为违约金或替代交易损失的计算基础。
（2）主张价格已经变更的，应证明形成了新的合意
在中长期合同履行争议中，一方以政策变化为由提出新报价，并不当然发生合同变更的效果。是否构成双方就新价格达成合意，需要综合补充协议、交易平台确认、账号权限、验证码接收主体、申报日志、结算单异议以及后续实际履行情况等因素来判断。
贵州省湄潭县人民法院审理的“湄潭县某某造纸厂与贵州某某电力销售服务有限公司供用电合同纠纷”案虽系售电公司与用户之间的零售合同纠纷，但其裁判思路具有一定参考意义：售电公司逐次发送政策文件和报价，用户在交易平台输入验证码确认，收到电费清单后未在约定期限内提出异议，并持续按新价格付款，法院据此认定双方已经协商变更价格。[2]
将上述裁判思路移用于发电侧中长期合同，应当注意平台操作是否针对案涉合同、确认人是否具备相应权限，以及申报价格与书面补充协议是否一致。如果仅有一方的单方通知、未经授权的系统操作，或者对方只是在某次结算时保持沉默，通常不足以认定其接受了长期的价格调整。相反，如果形成了明确报价、有效确认和持续履行的完整行为链条，就应当优先适用变更后的价格。
（3）差价计算应区分合同结算与市场外部清分
项目公司与售电公司约定的合同价格，并不必然等于交易机构或者电网企业出具账单中的全部结算价格。法院在审理时通常先识别合同约定的是电厂上网侧交易价、固定价差、结算参考点差价还是最终综合价格，再区分合同电量、平台成交电量、实际上网电量和偏差电量，最后剔除输配电费、系统运行费用及交易规则统一分摊但不属于合同相对人控制的项目。
在江苏省溧阳市人民法院审理的“江苏海芝卓售电有限公司、溧阳市宏泰特种扁钢有限公司买卖合同纠纷”一案中，价格确认书和补充协议已明确价差返还标准，法院根据供电企业抄表电量、约定价差和已付金额逐月核定未付收益[3]；在云南省昆明市中级人民法院审理的“蒙自某甲公司与云南某甲公司分期付款买卖合同纠纷”一案中，合同约定价格为电厂上网侧绝对价格，用户最终账单却另含交易中心按规则疏导的燃煤电量成本，但法院因该项费用不由售电公司决定且不存在重复收取，未认定售电公司违约。[4]
虽然上述两案均发生于售电公司与用户之间，但对发电侧合同而言，上述规则意味着新能源项目公司取得的市场电费、机制差价与其他政策结算款应当分别列示，售电公司负担的购电价款或差价义务原则上以合同约定的计算公式为限。任何一方主张多付、少收或请求返还的，均应提交合同及补充协议、平台成交结果、计量数据、交易结算依据和付款记录，使“结算电量×价格差额”中每一项变量均可核验，而不能仅以电网账单总额高于或低于合同价格为由，直接推定对方违约。
（4）未履行责任应以真实交易结果和可避免损失为边界
中长期合同未能继续履行的，应先区分未成交、成交后停止履行和无权解除三种情形。未成交电量的责任，仍须回到平台申报、确认及额度占用等环节进行归责审查；已成交后一方拒绝履行的，则应核对交易中心的合同转让、回购、偏差结算或替代交易结果。约定违约金可作为责任认定的起点，但一方主张违约金过高，或实际损失明显低于约定标准的，仍应以履行利益为基础加以审查，而非直接适用约定金额。
可得利益不宜简单套用“剩余合同电量×全部约定价差”的公式推算。新能源项目公司主张售电公司少购电量导致电费损失的，重点在于证明自身已合理寻求替代交易，但仍未能以相同或更高价格将电量另行售出，以及剩余电量最终的实际处置价格与合同价格之间的差额。对于售电公司可能提出的替代购电差额主张，项目公司在审查时则应关注其替代合同是否真实成交、价格是否处于合理市场区间、有无实际结算记录支撑，防止对方以虚高替代成本转嫁损失。此外，对于本可通过月度交易、合同转让等方式避免的损失，新能源项目公司应及时采取措施，避免因未合理止损而导致扩大部分无法向对方追偿。
此类争议的证据组织，应围绕合同及补充协议、履约保函、平台申报和确认日志、成交结果、合同曲线、计量数据、替代交易及实际付款，形成对应关系。只有在未成交或未履行的结果可归责于相对方，且所主张的差价或损失能够通过真实交易与结算数据逐一核验时，责任范围才具备进一步核定的基础。
2. 136号文对既有中长期合同的影响：从商业风险到情势变更
136号文实施后，对已签订且仍在履行的中长期合同，争议焦点不在于政策本身是否“重大”，而在于新规则究竟改变了合同中约定的电量、电价、结算方式、收益归属等哪个变量，以及这一变化是否超出了双方订约时已定价的风险范围。
对此，发电侧通常会主张，合同是以保障性收购、固定上网电价或特定市场规则为基础达成的，新机制已实质改变收益基础；售电公司则可能抗辩，固定价格或固定价差恰恰是双方对政策和市场波动的预先分配。双方的争议焦点在法律层面上即为情势变更的要件判断。
依据《民法典》第五百三十三条及合同编通则司法解释，情势变更需要同时审查订约基础是否发生无法预见的重大变化、该变化是否不属于正常商业风险、继续履行是否对一方明显不公平，以及受影响一方是否履行重新协商义务。对专业电力经营主体而言，市场价格涨跌、供需变化及一般规则调整具有较强的行业可预见性；即使政策变化发生在订约之后，也不能跳过合同中的固定价格、联动机制、政策变化条款和风险承担条款，直接以项目收益下降推导情势变更。[5]
（1）固定价格仍可合法履行的，市场边界变化通常属于合同风险
在广州市黄埔区人民法院审理的“深电能科技集团有限公司、广州恒运热电有限责任公司合同纠纷”一案中，争议双方在《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号文）（下称“1439号文”）发布前约定10亿千瓦时的长协电量及0.448元／千瓦时的固定价格，并约定基准电价调整时合同价格同步联动、交易模式变化须经双方协商一致。政策出台后，发电企业以燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为由，要求将价格提高至0.503元／千瓦时；协商未果后径行解除合同。
一审广州市黄埔区人民法院和二审广州市中级人民法院经过审理后均认为，新旧规则延续了“基准价＋上下浮动”的价格机制，案涉固定价格仍处于政策允许范围，作为合同联动条件的基准电价也未变化。固定价格不仅是计算结果，也是一项风险分配：市场上涨时发电侧可能少获收益，市场下跌时购电侧也可能承受不利。只要合同价格仍可合法履行、约定的调价条件未成就，利润减少或者市场价格偏离预期通常不足以据此否定合同基础。[6]
这一规则可以直接用于观察136号文对存量新能源中长期合同的影响。对于能够脱离原政策指标独立履行的固定价格或者固定价差合同，新能源全面入市、机制电价在市场外结算，主要改变的是项目总体收入构成，并不当然消灭项目公司向售电公司交付合同电量或者按照原价格结算的义务。尤其在合同已经设置政策变化、价格联动或者市场规则调整条款时，应先判断约定条件是否成就，而不能仅因项目在新制度下收益增加或减少，重新分配已经由固定价格承担的风险。
（2）制度基准或者履行路径消失的，方可能进入情势变更审查
政策变化触及合同基础，通常不是因为价格单纯上涨或者下跌，而是因为原合同赖以计算价差的制度指标被取消，或者约定交易路径已无法继续。
广州市中级人民法院审理的“广州某有限公司、深圳某有限公司合同纠纷”一案中，所涉合同以工商业目录销售电价为基准返还固定价差。目录销售电价取消后，原返差公式失去直接对应的制度指标，法院以政策实施时间为界，支持政策调整前已经发生的差价，对此后期间的差价请求未予支持。[7]该案虽发生于售电公司与用户之间，但其裁判逻辑可供发电侧合同参照：真正需要调整的是那些必须依附已被取消的指标才能运转的价格公式。
回到136号文，存量合同大致可以分为以下三种情形：
第一种是独立约定固定价格或固定价差的合同，原则上应当继续履行，收益结构的变化不当然改变价款义务；
第二种是合同中明确以原保障性收购电价、上网标杆电价或其他非市场化结算口径作为计价变量的，需要判断该指标在新制度下是否还能客观计算，合同解释上有没有找到替代指标的空间；
第三种是约定全部电量按原有交易路径交付，而地方规则已禁止或限制机制电量参与相应中长期交易的，这种情况可能涉及部分履行不能，或者合同目的、履行方式发生实质变化。只有在穷尽合同解释和约定的调价机制之后，新规则的影响仍无法消化，且继续履行达到明显不公的程度，才有必要进入情势变更的调整。
机制差价的取得，同样不能机械地成为调高或调低中长期合同价格的理由。这笔收益在性质上属于政策结算关系下的项目收入，除非合同明确将其纳入双方的价格联动或收益分享范围，否则售电公司不能因项目取得了机制差价，就当然要求降低购电价格；项目公司也不能仅因机制电量或机制价格低于预期，就要求售电公司在政策机制之外补足收益。判断继续履行是否明显失衡时，机制差价可以作为反映项目整体受影响程度的事实因素之一，但不能绕开合同解释，直接用它来冲抵或改写双方的价款义务。
（3）新规则的适用时间与调整程序应分别审查
在江苏省高级人民法院审理的“两公司买卖合同纠纷”案中，合同约定按照目录电价下浮4.78分／千瓦时结算，双方同意1439号文实施后改按市场集中竞价标准结算。法院认为，按月抄表并不妨碍根据政策生效日切分当月电量；1439号文自2021年10月15日起施行，不能反向覆盖10月1日至14日，煤价上涨则属于专业售电主体应当管理的商业风险。[8]
参照上述裁判逻辑，在136号文下同样需要区分几个时间节点：文件发布、地方实施方案生效、项目实际进入新机制，以及具体的结算周期。政策对未来履行产生影响，不等于可以追溯到生效之前，去改变已经成交和结算的电量。即便客观变化已达到情势变更的程度，受不利影响的一方也应当先行协商，并依法请求法院或仲裁机构变更或解除合同。在合同未经双方合意或裁判调整之前，任何一方拒绝确认交易、单方面改价等，仍可能构成违约。因为情势变更提供的是一个司法调整路径，并非赋予当事人当然的单方变价权或解除权。
（4）合同调整与损失赔偿应采用不同计算口径
情势变更的法律效果，通常是合同变更或解除后的利益调整，并不当然发生损害赔偿。法院决定变更合同的，可以政策实际影响合同的时间为界，分段确定原价格和调整后的价格；决定解除合同的，原则上不再按原固定价差计算从解除日到原期限届满的全部预期收益。只有在出现一方擅自停履、无权解除，或违反协商后及裁判调整后义务的情形时，才进一步转入违约损失的计算。
违约损失宜以实际替代交易为中心：先确定未履行电量，再比较原合同价格与守约方合理的替代购售电价格，并扣减因合同停止履行而节省的成本、替代交易取得的收益，以及未采取合理减损措施导致的扩大部分。机制差价、其他政策补偿或市场收益，只有与同一损失项目存在重合时才应纳入扣减，目的是避免重复受偿；不能因为项目取得了场外机制收益，就当然减免另一方违反中长期合同所应承担的责任。
03
机制差价协议的性质及潜在争议
与中长期合同已积累一定裁判样本不同，机制差价协议因136号文实施时间尚短，目前还未形成可归纳的裁判规则。此类协议的争议解决仍需从法律性质和条款结构入手：若将其理解为电能买卖，审查重点会落在电量交付和购电价款；若理解为附着于市场交易的场外结算安排，则应区分机制资格、政策参数与结算执行。
本文结合已公开的政策文件和重庆市已公布的协议示范文本入手，尝试对协议性质及条款中的潜在争议做简要分析。[9]
1. 机制差价协议的性质
136号文规定，新能源项目参与电力市场交易后，对纳入机制的电量在市场外按照机制电价与市场交易均价之间的差额进行结算，相关费用纳入当地系统运行费用。这一安排决定了协议的基本功能是执行差价清算，而非组织电量买卖。尽管各地省级实施方案及配套规则已陆续进入执行阶段，但协议形式和结算口径并不完全统一，因此对协议性质的分析，应当回归136号文的制度逻辑。
从整体制度设计看，机制差价协议的结算以项目已在市场中完成电能量交易为前提，电网企业承担的是差价清算和资金划转职责，差价资金来源于系统运行费用并由全体工商业用户分摊或分享。协议所处理的，不是电能量的买卖，而是政策机制下价差的场外结算。将这类协议理解为附着于市场交易关系的非典型结算合同，比认定为独立的电能买卖或一般金融衍生品似乎更为贴合其制度定位。
以重庆市已公开的协议示范文本为例，虽然其在用词上使用了“买方”“卖方”“交易价格”等偏向于买卖合同表述，但该协议由国网重庆市电力公司与新能源项目签订，明确约定“仅处理与新能源机制电价有关的差价电费结算问题”，且第5.1条进一步确认双方只进行差价结算，“无需实际交割电量”。这些约定与136号文的制度逻辑一致，进一步印证了协议的非买卖属性。
因此，该协议仍由平等民事主体签订，结算、付款、退补及违约责任等执行层面的事项，原则上可以进入民事合同审查；但项目是否纳入机制、属于存量还是增量、机制电量比例、机制电价、执行期限及退出后果等核心参数，均由政策或竞价结果确定，电网企业与项目公司无权自行协商变更，合同自治的空间主要集中于数据确认、账单送达、异议期限、退补程序、付款安排和违约责任等执行层面。
确定协议性质后，本文通过对示范文本的分析，认为以下条款存在引发争议的可能。
2. 示范文本中的潜在争议
（1）项目资格、生效条件与投产时间
示范文本第6.1条将协议生效与签字盖章、并网调度协议生效及项目实际投产挂钩，第6.2条进一步规定，实际投产时间晚于申报时间六个月的，协议作废。实践中，对于“实际投产”，也即“全容量并网”的认定依据可能存在争议，如究竟依据工程质量监督报告、发电业务许可证还是电网营销系统数据确定，分期建设或者扩建项目以何时作为投产日，以及因接网工程延期不能按期投产时应归责于谁。
重庆竞价规则还规定，延期超过六个月不仅当次竞价结果作废，还可能取消未来三个年度的竞价资格，但因重大政策调整、自然灾害等原因取得主管部门证明的除外。因此，此类争议的关键通常不是协议形式上是否已经签署，而是政策规定的资格和生效条件是否成就。
（2）机制电量比例和月度结算电量
示范文本第2.1至2.5条区分存量和增量项目，分别规定了机制电量的计算方式。存量项目按实际上网电量乘以自主确定的比例结算，该比例不得突破政策上限，也不得高于上一年度；增量项目则以竞价确定的年度机制电量规模为上限，再按预测年上网电量折算比例。
实践中可能就“预测年上网电量及比例的准确性、厂用电和自发自用电量是否扣除、月度上网电量退补怎么处理、年度机制电量没用完能否跨年”等问题产生争议。
对此，重庆规则采取“达到年度规模即停止、未达到部分不跨年”的处理，因限电、设备故障或者发电量不足形成的缺额原则上不能直接按未完成电量请求机制收益，除非能够证明结算数据错误或者损失源于电网企业违反独立义务。
（3）机制电价和结算参考价格
示范文本第3条规定存量项目机制电价为396.4元/兆瓦时，增量项目由竞价确定；第4.1条规定参考价格按同类型项目月度实时市场节点加权均价确定。因此，争议可能集中在“同类型项目”的界定范围、纳入加权的项目和节点选择、分时上网电量数据、异常价格处理及事后更正等环节。当前，重庆将项目分为风电和光伏两类，基础数据由电网企业提供，月度加权均价由交易机构计算后交给电网企业执行。项目方提出异议时，应当分别查明数据提供者、价格计算者和结算执行者各自的责任，不能因为结算单是电网企业出具的，就推定全部数据均由电网企业独立决定。
但示范文本第3.3.1条明确规定，协议期内国家价格主管部门出台新电价文件的，按新文件执行。这条具有政策动态纳入功能，但不能据此当然追溯调整已完成的结算。需要审查新文件的适用对象、生效时间和过渡安排，判断其调整的究竟是机制价格、参考价格还是其他结算条件。尤其是机制电价和执行期限已通过竞价确定的，这种概括性政策衔接条款不应被解释为赋予任何一方单方改价权。
（4）差价计算、付款与退补
示范文本第5条确定的计算公式为：机制差价电费＝月度执行机制电量×（机制电价－同类型项目月度实时市场节点加权均价）。
公式本身较为明确，但在具体执行过程中可能存在障碍。示范文本只规定差价电费按电能量电费结算要求管理，对结算单异议期限、付款日期、负差价返还方式、发票开具、抵扣顺序及迟延付款责任均未作进一步约定。由此可能引发的争议包括：项目方未及时提出异议是否视为认可结算结果、负差价能否直接从其他上网电费中抵扣、历史计量数据更正后是按原结算月份还是退补月份的价格计算差价等。
目前，重庆配套方案规定，历史计量故障产生的差错电量纳入退补月份上网电量计算差价，这意味着退补结果可能受退补月份参考价格波动的影响。
（5）绿电、绿证权益
示范文本第2.2条规定纳入机制的电量不得参与绿电交易，第5.3.3条规定机制电量对应绿证统一划转至市级专用绿证账户。此类条款可能与项目既有绿电合同或者绿证收益安排发生衔接争议，需要核查机制电量与绿电合同电量是否重叠、绿证划转时间与核发周期是否一致，以及机制电量退补后对应绿证如何调整。项目不能就同一电量重复取得机制差价和绿证收益，但也不应因数据错配扩大被划转的绿证范围。
（6）期限、退出、项目变更与争议解决
就项目的期限、退出、变更机制而言，示范文本第6.4条约定协议到期后可自动延期且次数不限，但自动延期不能突破政策确定的机制电价执行期限；重庆配套方案还要求，项目名称、法人等事项变更时应及时重新签订协议，变更后的项目承接原项目的机制电量、机制电价、执行期限、已结算电量及履约责任。股权转让通常不当然改变合同主体，但涉及资产转让、合并分立或发电业务主体变化时，机制收益能否承接，仍须核对主体资格、项目备案和重新签约情况。项目申请自愿退出的，次月生效且不再纳入机制，退出通知的送达时间和意思表示也可能成为争点。
就争议解决条款而言，示范文本第7.1条仅约定协商不成后提请重庆市发展改革委调解，未进一步约定仲裁或诉讼管辖。这一安排不宜理解为排除司法救济。竞价申报资格、竞价结果公示、项目分类和政策参数等方面的异议，应优先利用规则规定的公示异议、监管投诉或行政救济途径；计量数据、参考价格适用、结算单计算、退补和迟延付款等争议，则更可能以协议履行为基础进入民事审查。
结语
差价结算协议并非单纯的计价工具，而是一项以约定价格和市场价格之间的差额分配价格风险的安排。中长期合同由项目公司与售电公司订立，主要服务于电能交易和市场风险管理，价格公式、调整条件与责任安排具有较大的协商空间；机制差价协议由项目公司与电网企业签订，主要承接政策确定的收益调节，其核心参数和执行期限受到规则约束。主体和目的不同，使两类合同在自治程度、风险配置及争议路径上呈现不同特点。
未来相关争议可能进一步转向具体条款和结算接口。中长期合同的难点在于安排灵活，固定价、联动价、平台成交条件和政策变化条款之间需要结合履行事实解释；机制差价协议则因制度较新，项目资格、机制权益能否随项目或主体变更而承接、绿证及退补如何处理等问题尚待实践检验。两类合同所处的层次不同、规则逻辑不同，但争议解决的路径是相通的——都离不开对交易结构、规则时点和风险约定的具体判断。
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本文作者
王欣
合伙人
争议解决部
wangxin12@cn.kingandwood.com
业务领域：疑难民商事争议解决、房地产项目开发与投融资全程服务、公司并购与重组、金融资产并购、不良资产处置、大型国有企业法律事务等
王欣律师拥有十余年民商事争议解决法律服务经验，争议解决服务范围涉及房地产、金融证券、能源、新媒体、矿业等多个领域。作为出庭律师，王欣律师曾参与主办众多疑难、复杂且标的额较大的重大争议解决案件，尤其是在房地产领域的合资合作开发纠纷、建设工程施工合同纠纷，在公司治理、运营或公司控制权争夺领域所引发的出资纠纷、盈余分配纠纷、公司解散纠纷、股权确权或转让纠纷等方面积累了丰富的经验。
徐雯霏
律师助理
争议解决部
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