在海外大型新能源项目的落地过程中，明确项目参与主体间的责任界面（Interface），是决定项目效率、风险控制与长期收益的核心要素。这类项目通常以项目公司（SPV）——新能源项目业主，作为整个项目的“枢纽”，SPV既是特许权人、发电方、售电方、入网方，又是借款人，还是建设工程业主和发包方、项目运维业主和发包方，串联起投资方、开发商、服务方、资金方、EPC等多元主体，而不同的协议则是厘清各主体关系的“纽带”。
一、新能源EPC项目的核心主体与架构逻辑
新能源EPC项目的主体架构以项目公司/业主（SPV）为核心展开，顶层的股权投资方（Equity Investor）通过《股东协议》约定出资与收益分配规则，开发商/发起人（Developer）作为项目前期推动者，借助《股权购买协议》（SPA）向买方（Buyer）转让SPV股权以实现退出，买方则通过收购股权成为项目的实际控制者，三者共同构成项目的权益流转闭环。
前期运作层面，作为核心主体的SPV，需以自身名义与政府部门获取开发许可（Development Approval）、与土地所有者签署土地租赁协议（Lease Agreement），同时通过融资协议（Facility Agreement）从贷款人处获得债务资金（Debt Funding），并与担保受托人/担保人签订三方协议（Tripartite Agreements）保障贷款人权益，这些协议共同奠定了项目的合法基础与资金保障；
执行层面，EPC总包方通过EPC合同（EPC Contract）承接项目设计、采购、施工的全流程责任，同时借助分包合同（Sub-contract）衔接供应商与分包商；业主也会与EPC总包方和重要分包商签订分包商附属协议（“Subcontractor side deed”）明确主合同未约定的细节、新增权利义务、调整主合同条款；
运维层面，运维方（O&M Operator）、并网服务供应商（NSP）、购电方（Offtaker）则分别通过运维协议（O&M Agreement）、并网协议（Grid Connection Agreement）、购电协议（Power Purchase Agreement），负责项目的后期运营、电力接入与长期销售，这些执行层协议直接决定了项目的落地与收益实现；
融资层面，贷款人、担保受托人/担保人作为风险控制主体，通过与土地所有者、EPC总包方、运维方、并网服务供应商、购电方签署融资担保类协议（Tripartite Agreements），为项目的资金安全提供兜底，将担保权益、履约责任与项目全流程绑定，避免单一协议权责脱节，最终形成“权益流转—合法落地—执行落地—风险兜底”的完整运作体系。
二、主要责任界面划分与交叉分析
（一）EPC设计、采购和施工责任界面
在EPC模式下交付的新能源项目，通常情况下会涵盖五个主要部分，分别是可行性评估、工程设计、采购、施工和调试。以下将分别从这个五个部分展开，讨论每个部分各主体的主要责任界面和交叉关系：
1.可行性研究
可行性研究是任何EPC项目的基础，用于评估新能源项目在特定地区是否具有商业可行性。关键活动包括商业案例评估、场地选择、初步设计、高层级成本估算等。可行性评估根据维度不同，通常应由各相关主体共同完成。开发商和股权投资方应对新能源项目市场需求、投资回报率、资源布局等整体战略层面完成可研分析；EPC总包方则在项目设计、采购施工主体、地质勘察、环境评估、建设预算等方面完成可研分析；涉及专业领域及专业资质方面，包括碳足迹、碳排放、生物资源、技术安全性等领域，应聘请相关资讯机构完成可研分析。
2.工程设计、采购、施工和调试
工程设计、采购、施工和调试部分，从字面上，也能确认这些都应是EPC总包方的工作范围。事实上，新能源EPC项目和传统的横向纵向EPC项目有所不同，新能源EPC项目往往新能源设备是项目的核心，新能源的设备价值几乎也占整个EPC合同价值的较大比例。
对于新能源EPC项目来讲，新能源设备基本上是SPV与供应商直接对接，把设备供应、维保、安装、调试、质保等部分确认好，通过EPC总包方来采购，或者设备供应商直接作为EPC总包方，反向把EPC部分的工作包含进来。
这种情况下，SPC总包方要考虑设备供应和EPC建设的合理拆分和配合。通常情况，EPC部分都是由项目所在地当地的EPC承包商来完成。而设备供应部分则可能由设备商直接以海外贸易的形式提供。这种模式即确保了设备贸易的独立完整性，又保证EPC总包方承担总包责任，实现SPV和股权投资方希望的唯一责任主体模式（One-Point Liability）。
EPC总包方同样也会承担并网调试义务，并网调试对总包方的综合要求较高，不仅要配合SPV，还要配合电网运营商（TSO/DSO）。不仅要履行EPC合同约定，还要背靠背PPA协议条款，还涉及是否新增并网建设内容。并网建设相关的电网连接成本应归为“围栏外成本”，需在EPC的“围栏内成本”外单独核算。具体责任界面的交叉与划分详见下一部分。
（二）并网责任界面
1.并网主体
海外新能源项目并网涉及主体关系复杂，也最容易产生纠纷，根据各国电力法的相关规定和行业惯例，SPV是并网义务主体，只有发电设施的所有权人或合法运营主体——即业主/SPV才能与电网运营商（TSO/DSO）建立并网法律关系，办理并网许可、容量分配及调度等手续，所以由SPV与电网运营商签订并网协议（Grid Connection Agreement）明确接入条件、责任边界及费用（如并网费、备用容量费）、并网时间等。
同时，SPV可与有资质的并网服务商（NSP）签订并网服务合同（Connection Service Agreement），通过NSP完成并网前的技术准备、申请对接，再由TSO/DSO审核并网条件、执行接入审批并提供电网接口，最终确保项目合规并入电网。
2.EPC总包方并网义务
在海外新能源EPC工程交付的模式下，EPC合同的核心是工程交付，而非电站长期运营，EPC总包方也不是并网义务主体，但就并网而言，EPC总包方协助并网的工作范围可以包括设计符合电网规范的接入系统、建设送出线路、完成并网调试等，但不涉及签署《并网协议》这一具有产权与运营属性的法律行为。在极少数“交钥匙”或包含运营期的EPC+O&M模式中，EPC方可能受业主委托代为办理并网手续，但协议签署主体仍为业主/SPV，EPC总包方仅作为代理人行事，不承担最终的并网法律责任，但也需在EPC合同中明确约定。
3.协议约定
EPC合同要明确界定SPV在提供并网接入方面的义务，以及EPC总包方需要建设并网基础实施的工作范围，以防止SPV未能或未按要求履行并网接入义务或EPC总包方未在EPC合同中明确包含建设并网基础设施的工作范围而导致延误，引发EPC总包方与SPV的长期争议。
简言之，即确定两个层面：
1.现有的基础设施是否足够支持并网运行，是否需要另行建设？
2.EPC总包是否获得电力输出许可？
关于确保基础设施就位的义务，相关责任将因项目而异，并在相关《并网协议》中作出规定。若现有电网基础设施已就位，TSO/DSO应保留对现有电网基础设施的控制权，并执行所有必要的升级改造。相关费用应构成SPV根据《并网协议》应支付的并网费的一部分。
对于新增基础设施（例如变电站，或对现有地下、架空基础设施的重大升级改造），SPV通常应就该等风险向EPC总包方承担责任，相关要求和工程应通过《EPC合同》直接从《并网协议》转移至EPC总包方。必须考虑的问题包括：
1.如已经具备足够支持并网运行的基础设施，则电网运营商（TSO/DSO）可以直接接管，仅需进行必要的升级，无需另行建设。如不具备，则是否需要EPC总包方另行建设？建设的基础设施仅供单一项目使用还是其他项目也可以共同？建设周期多久？是否可以纳入整个EPC的建设周期而不造成延期？
2.如EPC总包方获得电力输出许可，那他的并网义务是什么？仅为确保电力输出所需的基础设施就位，还是包括保证电网全额接纳SPV所发电量的义务？该义务的生效时间是什么时候？如果EPC总包并网调试，或基础设施出现问题，那SPV如何履行其并网义务？
上述问题都是EPC总包方参与并网将涉及的实际问题，以上问题均应在并网协议和EPC合同中明确约定。许多EPC合同对此类事项未作约定，其所引发的问题远多于合同解决的问题。
（三）资质与许可责任界面
1.EPC总包方相关的资质和许可
作为EPC总包方，根据不同国家地区的相关法律法规要求，有的需要强制性具备总包资质，比如中国的总包资质；菲律宾的PCAB资质；新加坡的BCA资质；沙特的SCA资质等。有些则没有此类要求，美国联邦层面无统一资质要求，但各州层面自行管理，多数州无资质要求；英国无统一资质要求，但需具备相关认证。但无论哪些国家和地区，总包方一般都要负责或主导办理与工程建设施工直接相关的各类许可，比如：施工许可、消防许可、质量安全许可、特种设备许可、临时用地许可等，并有义务配合业主或股权投资方办理核心审批提供必要的技术文件和全面的协助。
2.SPV或股权投资方相关的资质和许可
SPV作为新能源EPC项目整站的所有权人和运营主体，股权投资方作为项目的投资方和发起人，应该负责办理项目最核心、最具有前置性及基础性的审批手续。比如：项目的立项与开发许可、土地与海域使用许可、电网并网许可、环境与生态保护许可、电能质量评估报告、电力业务许可、涉及军事、文物、矿产等专项许可以及政府补贴等。
（四）融资责任界面
1.融资主体
海外新能源EPC项目，承担主要融资义务的主体是SPV或股权投资方，不是EPC总包方。SPV享有新能源EPC项目整站的所有权和运营权，由SPV或股权投资方作为债务人向贷款人融资。新能源项目的融资方式一般是项目融资（Project Financing），即用项目资产本身作为融资担保的唯一资产。项目融资一般分为无追索权融资（Non-recourse Financing）和有限追索权融资（Limited-recourse Financing），无追索权融资是指贷款人完全无法追索到债务人SPV的股权投资方，而有限追索权融资则允许贷款人在特定情况下向债务人SPV的股权投资方追索且追索权的行使时间及额外股权支持的范围均受到限制。在实践中，真正的无追索权融资极为罕见。在大多数项目中，债务人SPV的股权投资方需在特定情况下提供额外股权支持。
传统上，项目融资由商业贷款人提供。尽管商业贷款人仍在继续提供融资，但各国政府如今也通过出口信贷机构（ECA）或多边组织（Multilateral Organisations）（如世界银行、亚洲开发银行、亚投行、欧洲复兴开发银行等）提供融资支持。许多国家通过设立政府授权的出口信贷机构，为大型新能源及基础设施项目提供出口信贷融资。
2.EPC总包方融资义务
上文提到，项目融资的主要义务主体不是EPC总包方，但是否能融资成功，EPC总包方起着至关重要的作用，因为其要为整个项目的可融资性（Bankability）做出贡献。一个具有可融资性的EPC合同（Bankable EPC Contract）需要在总包方和SPV之间合理分配风险，满足贷款方和其信贷委员会的要求。
贷款方会关注EPC总包方的整体能力，直白的说，更关注EPC总包方会不会主张更多要求，比如主张延期、增加费用、要求SPV或其股权投资方提供担保等。所以合理设置EPC合同条款至关重要，贷款方对条款越满意，EPC合同的可融资性越高。
贷款方评估一个项目的可融资性时，EPC合同仅仅是其中一个部分，此外还涉及购售电合同（PPA）、融资协议（Facility Agreement）、维保协议（O&M Agreement）、担保协议（Security Agreement）等。而对于EPC合同，合同价款（Contract Price）通常独立于可融资性单独考虑，因为合同价款（正准确的说是新能源项目的资本成本）关系到整个项目的可融资性。
总体而言，EPC合同具备可融资性，贷款方通常会要求：固定竣工日期、固定竣工价格、无技术风险或技术风险有限、产出担保、针对延误及性能不达标的违约金条款、EPC总包或其母公司提供的担保、较高的责任限额（理想情况下，不应设置责任限额；但鉴于EPC合同的性质及总包方面临的风险，几乎所有合同都会设置责任限额）、限制承包方主张工期延长及额外费用的权利。EPC合同将上述要求整合为单一的一体化方案，这也是其成为项目融资模式下新能源项目最常用施工合同形式的主要原因之一。
（五）测试和调试责任界面
在海外新能源EPC项目中，EPC总包方承担测试和调试的主要义务。总包方的测试和调试义务需要契合EPC合同条款和PPA约定的商业运营要求，若存在不一致，可能导致延期、收入损失，并根据PPA承担损害赔偿责任。所以这两份主要协议关于测试调试的条款约定要互相呼应。
必须考虑的问题包括：
1.EPC合同和PPA是否要求进行不同的测试/调试运行？
2.如要求不同，是否互相干扰，这种差异对于业主是否可管理？
3.在EPC合同项下的移交（Handover）与商业运营（Commercial OperationDate）之间是否一致？
4.PPA项下的测试调试义务是否与EPC合同中的测试调试义务背靠背（Back-to-back）？
5.测试标准在PPA和EPC合同中约定是否一致？
6.相关标准在EPC合同签订时到实际开始测试调试之日是否会变化？有无变化调整机制？
这些问题是EPC总包方和业主在签署EPC合同时，就要提前考虑并达成一致的问题，同时也需要考虑贷款方关于成功完成测试调试的要求，最好的方式是所有的测试调试过程均与贷款方同步，一旦出现卡点，及时沟通解决，避免错过COD。
三、结语
海外新能源EPC项目绝非孤立的设计、施工、调试的建设工程，而是覆盖投资、运营、运维、创收的全生命周期系统工程。各环节紧密相连，任一主体责任缺位或协议条款模糊，都可能引发连锁风险，直接影响项目交付结果。SPV作为核心枢纽，需精准定位股权投资者、贷款人、EPC总包方等多元主体的权利义务。
在项目前期这些关系就错综复杂，需要各协议主体之间的配合，也需要各协议之间相互的呼应。对各方而言，正视主体关联、强化协议协同性与前瞻性，是确保整个EPC项目顺利交付的前提。唯有以清晰权责为基、完善条款为纲，才能凝聚多方力量推动项目落地运营，实现投资与产业价值双赢，在全球新能源市场中构筑优势。
本文转自：微信公众号“能源出海合规观察”
本文作者：申浩（北京）律师事务所合伙人武禹燊律师
