本文首发于“常州仲裁委 江苏新能源仲裁中心”
新型储能是构建新型电力系统、支撑碳达峰碳中和目标的关键环节。2020年以来，随着新能源装机规模快速攀升、电力市场化改革持续深化，我国新型储能产业进入规模化发展阶段。据行业机构统计，2025年全国新型储能新增装机约66.43GW/189.48GWh，同比增长约五成和七成，其中独立储能新增装机占比升至51.2%，成为新增装机主体。
储能电站自身不产出电量，价值在于电力在不同时点之间的搬运与系统调节，收益高度依赖市场规则。2025年以来，储能收益规则发生重要变化，收益逻辑重构改变了当事人订立合同时的可预见基础，也为存量项目的结算与损失赔偿争议留下了较大空间。此外，相较于风电、光伏等领域，储能行业规模化发展的时间更短，所涉法律政策、技术标准与商业模式变动更快，诱发争议的因素更多。
储能项目工程总承包合同纠纷兼具建设工程合同纠纷的一般共性与“设备占比高、技术迭代快、收益模式多元”的行业特殊性。本文结合行业实践与司法裁判规则，就储能项目工程总承包合同的法律性质、合同效力、EPC与EMC的关系、竣工验收、性能考核、电量（收益）损失计算、共享储能发包等疑难问题作简要分析，以期为市场主体防范风险、解决争议提供参考。
一、合同法律性质的认定问题
合同性质认定直接影响管辖、合同效力、权利义务与工程价款优先受偿权，判断以合同主要内容与标的物属性为标准。与风电、地面光伏等形成建筑物、构筑物的项目不同，储能电站的建造主要表现为成套设备的采购、集成、安装与调试，是否认定为建设工程合同，需综合考虑设备与土建安装的价格占比、标的物是否形成不动产、设备是否可独立拆卸移转以及承包范围等因素。
司法实践中分歧明显：有法院认定为买卖合同，理由是标的物系通用产品、安装调试属买卖的附随义务；有法院认为设备非通用标准产品，按需定制，按承揽合同处理；对包含升压站、送出线路等建安工程的储能合同，则通常按建设工程合同整体认定。定性差异直接决定专属管辖及工程价款优先受偿权等规则的适用，法律后果是实质性的。
二、合同效力的认定问题
其一，招标投标程序对合同效力的影响。依《必须招标的基础设施和公用事业项目范围规定》（发改法规规〔2018〕843号），“电力、新能源等能源基础设施项目”属于必须招标范围，储能项目原则上落入其中。但依《招标投标法》第三条，必须招标以项目属于“工程建设项目”为前提：仅涉及储能设备采购、安装（如户用侧储能）而不涉及建筑物、构筑物新建改建扩建的，一般不属于该意义上的工程；包含升压站、送出线路、土建等建安内容的，通常仍属“工程”。确属必须招标而未招标的，依建工解释（一）（法释〔2020〕25号）第一条第一款第三项，合同无效。
其二，承包人资质对合同效力的影响。储能项目作为电力工程，EPC单位需要何种建筑业企业资质，实务中存在“单资质”“双资质”之争。此外，《承装（修、试）电力设施许可证管理办法》（国家发展改革委令第30号，2025年7月1日施行）第四条所称电力设施包括“输电（含发电项目升压站、外送线路）”，储能项目中升压站、送出线路的安装与试验落入其规制范围，电池舱等成套设备供货则不当然属于承装修试活动。未取得该许可证是否影响合同效力存在分歧：较多裁判认为该办法属部门规章、并非效力性规定，不因此认定合同无效；也有观点认为，总承包单位将承装修试工作分包给有资质单位即可，总承包单位无相关资质，不必然导致总承包合同无效。
其三，工程规划许可对合同效力的影响。依建工解释（一）第三条，发包人未取得建设工程规划许可证等规划审批手续的，施工合同无效，但起诉前取得的除外。该规则以合同被认定为建设工程施工合同为前提。储能项目多实行备案制管理，通常不形成独立的建筑物、构筑物，是否需要办理用地、规划等手续取决于建设形态；即使应当办理规划许可，未取得也并非一律导致合同无效。
三、EPC与EMC的关系处理问题
合同能源管理（EMC）是储能项目特别是用户侧储能项目的另一主流商业模式：投资方投资、建设、运营储能系统并持有设备，业主提供场地、配电接入及稳定负荷，以双向计量电表记录的充放电量按约定比例分享削峰填谷、需量等节能收益，期满后设备无偿移交或由业主买断。
EPC与EMC分别回答“由谁建”与“由谁投、由谁营、收益归谁”两个问题，组合形态常见三种：一是主体同一，投资方既是业主又是EPC承包人，投、建、营一体化；二是EMC投资方作为业主与承包人签订总承包合同；三是业主自投自建、建成后另行委托运维。三种形态下性能不达标责任的落点不同：第三种业主可直接向承包人主张性能违约责任；第二种需先厘清设备所有权归属与合同相对方，其归属往往取决于所有权保留与融资租赁安排；第一种风险由投资方自担，争议重心转向收益分成是否足额。由此产生三项争议。
其一，性能保证值的“背靠背”传导争议。投资方在EMC合同项下对业主承诺相对确定的节能收益或分成标准，承包人承诺的则是设备性能保证值，两份合同的技术口径、考核方法、免责事由、赔偿上限不对应时，差额风险由投资方承受。实务中因考核条件（环境温度、荷电状态区间、充放电倍率、功耗扣减口径等）不一致，建设侧合格而运营侧不达标的情况并不鲜见。
其二，收益分成基数的争议。以双向计量电表数据分成时，电表点位、损耗与需量成本的扣减口径、峰谷电价适用版本均需明确约定。储能收益高度依赖峰谷价差，分时电价政策持续调整、部分地区价差已明显收窄，分成基数缩水原则上属政策变动引发的市场风险，除另有约定或可归责于承包人外，不宜归责于总承包人。
其三，合同期限错配与资产归属争议。工商业储能EMC合作期常见五至十年，与设备质保期、考核期长短不一；设备所有权合作期内归投资方，期满移交条件、状态标准与剩余价值处理均应明确约定。
EMC合同属于包含投资、建设、运营、收益分配等多项给付义务的混合合同，不宜简单套用买卖或建设工程合同规则，应按争议指向的义务分别确定适用规范，不能混淆EMC与EPC的关系，也不宜割裂二者的联系。
四、竣工验收条件是否成就问题
依建工解释（一）第九条认定竣工日期时，储能项目需注意两个层次。
一是竣工验收的性质。国家层面并未设立统一的储能电站竣工验收行政审批，验收由项目单位组织，条件与标准主要由合同、技术协议及地方规范性文件确定，外部须完成备案及并网调试前的质量、环境、消防等手续，故竣工验收是“合同约定＋专项验收”复合的结果，不能以行政审批文件的取得与否简单替代合同约定验收条件的判断。
二是竣工验收与性能考核的区分。传统工程以质量验收为核心，储能工程的可用性取决于性能指标，竣工验收合格不等于性能考核合格。司法实践中，储能电站已并网运行的，通常认定满足完工与结算条件，发包人不得仅以未办理书面验收手续为由拒付工程款；但性能考核不达标的，承包人仍应承担违约责任，二者并行存在。
五、性能考核问题
性能保证条款是储能总承包合同的核心条款，也是纠纷最集中的环节。常见性能保证值包括充放电循环效率（交流侧或直流侧）、系统可用率、容量保持率与衰减率、循环寿命、响应时间、放电深度及涉网性能（功率控制、一次调频、故障穿越、电能质量）等。国家层面并无统一的储能性能强制保证值，通常需通过合同、招标技术规范书进行约定。
性能考核争议的焦点通常不在指标本身，而在考核条件与方法：环境温度、荷电状态区间、充放电倍率是否与保证值前提一致；考核基准是额定容量、初始实测容量还是上一考核期末容量；考核点位是交流侧还是直流侧、是否扣减辅助功耗与站用电；考核期内电网调度、限电、非承包人原因停运的时间与电量是否剔除；容量衰减是否区分正常与异常、是否适用制造商衰减曲线。细节约定不明，鉴定结论的科学性与可采性均易受质疑。
在法律层面：性能保证值构成承包人的合同义务，未达标即应承担修理、更换、减少价款、赔偿损失等违约责任；多项指标分别约定违约金并设累计上限的从其约定；主张不达标一方应举证，有检测资质第三方按约定程序出具的试验报告采信度较高。
六、电量（收益）损失的认定问题
储能项目因工期延误、性能不达标、非计划停运等产生的收益损失，是纠纷中金额最大、认定最难的争点。与光伏、风电“少发电量×上网电价”相对直接的计算方式不同，储能收益并非来自发电，而来自电力在不同时点之间的价值差与系统服务价值。因此，损失计算必须回到具体商业模式下的收益结构，区分项目类型分别处理。
其一、电源侧配套储能。该类储能与新能源场站联合运行，功能在于减少弃风弃光、增加上网电量并减少并网考核费用，不独立参与市场，损失通常按“因承包人原因未实现的新增上网电量×相应结算电价”计算。发改价格〔2025〕136号文明确不得将配置储能作为新建新能源项目并网、上网的前置条件，强制配储退出后，配套储能的必要性基础、弃电率假设与电价预期均已变化，损失范围应结合合同订立时点、所在省份消纳与机制电价水平判断，不宜沿用强制配储时代的估算口径。
其二、电网侧独立储能（含共享储能、调峰储能）。其收益由容量价值（容量租赁、容量电价或补偿）、电能量市场（峰谷价差套利）、辅助服务（调峰、调频、备用）构成，损失分项计算：可用容量损失依约定租赁单价与容量电价标准，按减少的容量折算；套利损失以保证的循环次数与效率为基础，按考核期实际价差计算并扣除充电成本；辅助服务损失按补偿标准与可调用能力折算。发改价格〔2026〕114号文首次明确电网侧独立新型储能容量电价制度：容量电价使部分收益确定性提高，利于损失量化；但项目未纳入清单或折算比例低于预期的，相应机会损失是否属承包人可预见损失争议较大，应结合合同是否将纳入清单约定为承包人义务判断。
其三、用户侧工商业储能。收益来源为峰谷价差套利、需量管理与需求响应补贴，损失通常以约定的年度充放电次数、可套利价差与容量之积，扣除充电与运维成本后确定；EMC模式下以约定分成比例与结算方式为限。电价政策调整所致的未实现收益属商业与政策风险，除合同明确约定外不应纳入违约损失；业主负荷不足、用电曲线与设计不符致可充放电量下降的，属业主原因，应作扣减。
综合而言，收益损失计算应以合同约定为前提，优先适用约定的收益保证值、计算方式与赔偿上限；损失数额经鉴定确认而因果关系不成立的，索赔仍不能成立；关口计量表数据、电网结算或电量证明、EMS与BMS记录、调度指令记录等应予固定，未尽保管义务致鉴定不能的由承包人承担不利后果；并剔除限电、电网原因、不可抗力、政策变动、业主原因等非归因因素。
七、不可抗力与情势变更问题
储能项目对政策与市场规则的依赖程度高于一般新能源项目，电力市场规则、分时电价、容量电价与容量租赁、辅助服务补偿标准等调整，均可能显著改变当事人的权利义务平衡。依《民法典》及司法实践，此类政策性变化通常不致合同客观履行不能，一般不构成不可抗力，而应审查是否构成情势变更，即合同基础条件发生当事人订立时无法预见、非属商业风险的重大变化，继续履行对一方明显不公平。
强制配储退出后容量租赁需求收缩与价格下行、峰谷价差收窄等情形，是否构成情势变更，需结合调整幅度、突发性、合同约定与行业惯例判断。
八、共享储能项目发包人主体责任问题
共享储能由多主体共同出资、按容量份额共用同一电站，其交易结构决定了总承包合同的发包人往往不是单一主体，合同主体的差异直接决定工程款追索路径与责任划分，是共享储能的特殊难点。
第一种为牵头方单独签约、多方内部分摊模式。由一家主体作为牵头发包人（或称代建人）单独签订总承包合同，各共享用能方另行签订内部协议按容量比例分摊成本。基于合同相对性，内部约定仅在共享各方内部生效，总承包人难以直接要求未参与签约的其他用能方付款；但从物权角度，其他用能方是工程实际使用人或产权人，总承包人能否据此突破合同相对性、优先受偿权行使中物权与债权冲突如何处理，值得关注。
第二种为全部共享主体共同作为发包人一并签约。各方责任性质取决于约定：约定按份责任的，总承包人只能按份额分别主张；约定连带责任的，可向任一方主张全部工程款，清偿超出份额部分再依内部约定追偿。发包人主体责任的分割与共享储能项目的工程质量、验收、计价、违约责任等在事实上的不可分割之间的天然矛盾，都会增加纠纷处理难度。
文 | 张建来
广州办公室执行主任
工程建设业务合伙人
阳光所是国内最早涉足工程建设法律服务的律师事务所之一，自上世纪 90 年代起便深耕能源基建领域，为境内外新能源、石油天然气、火电、核电、水电、生物质发电、垃圾发电及市政设施等项目，提供从前期审批、招标采购、工程管理、工程总承包到争议解决、安全环境危机应对的全流程法律服务。
阳光所深度参与项目招标采购全流程管理，将一线服务经验系统梳理并转化为专业成果，主编《招标投标法律实务问题解答与实战案例评析》一书，成为业内招标采购法律服务的权威参考。2002年，阳光所成为中国律师界最先实践项目管理的律所，通过标准化项目管理体系确保服务质量与效率，累计参与的大型工程项目涵盖能源基建全领域，在业内树立了专业标杆。
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