（一）接网和送出工程争议
若大型清洁能源项目的送出工程未按期投运、容量低于规划、接入点调整或回购价格未达成一致，均会直接影响项目现金流。因此，可考虑在融资和EPC合同中设置“最迟并网日”（Longstop Date）“临时送出方案”“并网试运行节点”“容量释放义务”和“送出资产回购公式”。若发电企业先行投资建设送出工程，应要求电网企业或相关方出具可被融资机构接受的接网、运行维护和回购安排文件；若只能取得原则性意见，则应通过提款分层、资本金覆盖和股东兜底降低贷款风险。
（二）土地和生态修复争议
大型基地常因租赁地块权属不清、临时用地超期、草地林地手续滞后、压覆矿产补偿、治沙验收、植被恢复和组件回收责任发生争议。2026年发布的《关于进一步做好自然资源要素保障的通知》通过重点项目“一张图”落图落位、国土空间规划许可意见、先行用地等安排优化重大项目审批程序，但仍要求不得突破“三区三线”约束性指标和底线管控要求。因此，合同条款应列明建设用地、临时用地、租赁用地、林草手续和生态修复的责任主体，设置复垦保证金、生态验收、第三方评估和行政处罚责任分担机制。
（三）电价与限电争议
新能源项目入市后，购售电协议中的价格条款应避免只约定“固定电价”而不说明交易品种、结算周期、绿证价格、机制电量差价、偏差考核和市场服务费等要素。限电条款也应区分系统安全原因、电网检修原因、项目设备故障、市场交易偏差、负荷违约和不可抗力。可对不同情形设置不同的责任承担方式。如系统性限电可由双方按比例分担，设备故障应由项目公司或设备商承担，负荷违约导致的弃电则应由承购方补偿等。
（四）EPC和设备性能争议
由于基地建设通常多标段并行，EPC项目常常围绕设计变更、地质条件差异、道路和吊装条件、设备迟延、并网试验失败、组件功率衰减、风机可利用率和储能容量保持率产生争议。因此，可以考虑将里程碑付款与分段验收、并网验收、性能试验、可用率考核和缺陷责任期挂钩。针对储能和制氢等新型设备的性能特质，可以将长期性能衰减曲线、年度可用率、消防安全和替换成本作为质保重点。
（五）绿证和绿色声明争议
基地项目可能同时服务于绿电交易、绿色金融、出口产品碳足迹、零碳园区和企业ESG披露等诸多领域。若绿证由项目公司、电力用户、售电公司、金融机构或产品买方重复主张，可能引发合同违约，甚至信息披露瑕疵和商业信誉损失。建议在所有交易文件中设立统一的绿色权益条款，对绿证归属、交付时间、注销主体、声明范围、证据留存、第三方核验、重复主张禁止和违约赔偿等重要内容进行明确约定。
（六）并购和退出争议
由于基地项目往往在建设期引入产业投资人、基金或地方平台并约定投运后通过股权转让、资产证券化或基础设施REITs实现退出。因此，若前期用地、接网、绿证、储能或送出工程存在未披露瑕疵，后续并购中容易围绕估值调整、业绩承诺和赔偿上限产生争议。建议在股权文件中将并网容量、年利用小时、限电水平、机制电量、绿证交付和生态验收作为特别陈述与保证，并设置持续信息披露义务。
（七）贷款人直接协议争议
基地项目涉及EPC总包方、运维商、购电方、储能服务商和送出工程运营方等多个主体。若项目公司违约，为平衡多方利益，贷款人往往需要在不中断工程和现金流的情况下介入。因此，直接协议有必要赋予贷款人通知、宽限、替换项目公司、接管账户、继续履行关键合同和转让项目权益的权利，并要求交易相对方不得因项目公司融资违约立即解除关键合同。