索比光伏网讯:中国的新能源行业政策驱动性效应明显，以光伏为例，从早期的“金太阳”工程引发电站抢装潮开始，每逢重大政策调整，都会引起业界投资格局的重构。2016年以来，随着一系列“新政”的出台，新能源投资又将在新的“轨道”上踏上征程。今天， 为您梳理总结2016年新能源“新政”的变化之处。
一、项目配置市场化
2013年之后，光伏电站项目配置权力下放到地方（省级），但具体项目如何配置规则不明。正如国家发改委指出的：“随着行政审批权限下放，部分地区也出现了光伏发电项目资源配置不科学、管理秩序混乱等问题，阻碍了光伏技术进步和成本下降。”实践中，项目备案文件（俗称“路条”）成为具有稀缺性的可交易对象，按照电站容量明码标价，不仅增加了有实力、有能力的专业企业的开发成本，也搞乱了新能源项目的投资开发秩序。从2014年开始，国家能源局组织过多次打击“路条”买卖的专项行动，发布多项整治意见，但收效甚微。要从根本上解决“路条”买卖问题，必须从源头上解决项目配置不透明、不公开和非市场化的问题。
2015年5月底，国家发改委、能源局联合下发《关于完善光伏发电规模管理和实施竞争方式配置项目的指导意见》（发改能源〔2016〕1163号），其核心思想在于“采用竞争性方式（如招投标等）配置项目和投资主体，把上网电价（或度电补贴额度）作为主要竞争条件。”
从我们了解的情况来看，该意见虽然至今没有实施细则出台，但多个新能源大省至少已经完成了细则的起草工作，个别省份已经悄然暂停光伏项目“备案”文件的发放，并通知投资主体即将采用“优选”方式配置或“先建先得”等方式进行配置。例如山西省发改委已经于2016年7月22日下发了《关于开展2016年全省普通光伏电站项目竞争性配置规模指标工作的通知》（晋发改新能源发〔2016〕510号），提出了项目“优选”的具体办法。
竞争性配置项目新规将对光伏投资产生重大影响：
一方面，电站开发“一级市场”的乱象将得到很大程度的遏制，无实力、无资金、无业绩的三无企业通过各种潜规则拿到“路条”，然后转手倒卖获利的商业模式将逐渐式微，“一级市场”将成为强者逐鹿的竞技场，有实力的企业将按照公开的条件开展项目竞争，未来的合作趋势是强强联合、优势互补（例如拥有雄厚实力的传统能源巨头+拥有技术优势的新能源制造商联合投标拿项目，建成后制造商股权逐步退出的模式）；
另一方面，光伏“标杆上网电价”制度在竞争配置项目方式下也将名存实亡，进而对企业投资回报和财务模型产生根本性影响。此外，在2016年之前就已取得备案但尚未纳入国家年度规模指标的项目，也可能被要求以竞争的方式获得规模指标，实际上产生了对“存量项目”溯及既往的影响。如何解决存量项目获取规模指标的优先顺位和竞争方式，有待主管部门明确政策衔接问题。
二、政府干预多元化
理论上看，投资决策属于企业商业考量，应由企业独自承担投资风险；但因能源投资涉及到社会公共资源分配问题，我国投资主管部门对能源行业历来采用“宏观管理+微观审批”结合的管理制度。出于各种短期目标的困扰，各级主管部门往往会出现“轻宏观管理”而“重微观审批”的倾向，随着新能源项目管理权限的逐步下放，若管理和服务不到位，将难以逃脱先“放乱”后“管死”的周期循环。远看风电投资，在“核准制”投资体制下，新疆、甘肃等地出现的大范围、大比例弃风限电问题（根据国家能源局公开信息，甘肃武威、嘉峪关等地可再生能源受限比例曾高达70%-50%）；近观光伏发展，随着备案权限进一步下放至地市甚至县级层面，地方政府在稳增长压力之下，超额备案、违规备案的现象层出不穷，例如审计署报告曾指出“内蒙巴彦淖尔等13个盟市发展改革委超过国家下达指标违规核准风电装机容量204.15万千瓦、违规备案光伏发电规模容量238万千瓦”。
新能源投资受到电网消纳、国家补贴政策、年度规模指标控制、投资成本收益等多重因素影响。政府的宏观管理和微观指导如何帮助企业理性决策，是服务型政府转型的重要内容。例如2016年7月，国家能源局下发《关于建立监测预警机制促进风电产业持续健康发展的通知》（国能新能〔2016〕196号），从政策类、资源和运行类、经济类指标等方面对分省风电投资状况进行风险预警。这样的举措有利于促进企业担当投资主体责任，避免盲目投资风险。
另外值得注意的趋势是，新能源发展多样化融合的现象逐步涌现，比如光伏与扶贫、农业、环境、生态治理等社会发展目标相结合。如果说前几年这些说法还停留在概念炒作的话，从今年开始已经可以看到在项目配置、资金投入和后续监管方面，地方政府已经采取实质动作。比如云南省能源局今年下发的《关于推进太阳能光伏开发利用的指导意见》（云能源水电〔2016〕15号）明确指出“不再发展纯地面光伏电站”，重点发展“光伏农业和光伏扶贫”，并提出具体的管理措施“光伏项目建成后，鼓励项目业主前两年拿出不低于总收益的5%，两年后不低于总收益的10%用于扶持当地贫困群众的脱贫致富和发展农业产业。”
三、电量消纳制度化
从2005年的《可再生能源法》开始，可再生能源电量全额（保障性）收购就明确作为新能源发展的核心法律制度，但因种种原因始终无法落地，不具有可执行和可操作性。
2016年5月，国家发改委、能源局下发《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》（发改能源〔2016〕1150号），明确“按照各类标杆电价覆盖区域，参考准许成本加合理收益，核定部分存在弃风、弃光问题地区规划内的风电、光伏发电最低保障收购年利用小时数。”更为重要是的，1150号文件提出了对无法满足最低收购年利用小时数时的解决方法：即“对于保障性收购电量范围内的限发电量要予以补偿”。
此外，为解决事后监管难以奏效的问题，更从能源规划的“源头”入手。1150号文件规定：“除资源条件影响外，未达到最低保障收购年利用小时数要求的省（区、市），不得再新开工建设风电、光伏电站项目（含已纳入规划或完成核准的项目）。”此规定是风电光伏“国家规模指导”规则的补丁，有效克服了“超规模指导”建设以及“规模指导”本身不尽科学的问题。
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