中國的新能源行業政策驅動性效應明顯，以光伏為例，從早期的“金太陽”工程引發電站搶裝潮開始，每逢重大政策調整，都會引起業界投資格局的重構。2016年以來，隨著一系列“新政”的出臺，新能源投資又將在新的“軌道”上踏上征程。今天，為您梳理總結2016年新能源“新政”的變化之處。

一、項目配置市場化

2013年之后，光伏電站項目配置權力下放到地方（省級），但具體項目如何配置規則不明。正如國家發改委指出的：“隨著行政審批權限下放，部分地區也出現了光伏發電項目資源配置不科學、管理秩序混亂等問題，阻礙了光伏技術進步和成本下降。”實踐中，項目備案文件（俗稱“路條”）成為具有稀缺性的可交易對象，按照電站容量明碼標價，不僅增加了有實力、有能力的專業企業的開發成本，也搞亂了新能源項目的投資開發秩序。從2014年開始，國家能源局組織過多次打擊“路條”買賣的專項行動，發布多項整治意見，但收效甚微。要從根本上解決“路條”買賣問題，必須從源頭上解決項目配置不透明、不公開和非市場化的問題。

2015年5月底，國家發改委、能源局聯合下發《關于完善光伏發電規模管理和實施競爭方式配置項目的指導意見》（發改能源〔2016〕1163號），其核心思想在于“采用競爭性方式（如招投標等）配置項目和投資主體，把上網電價（或度電補貼額度）作為主要競爭條件。”

從我們了解的情況來看，該意見雖然至今沒有實施細則出臺，但多個新能源大省至少已經完成了細則的起草工作，個別省份已經悄然暫停光伏項目“備案”文件的發放，并通知投資主體即將采用“優選”方式配置或“先建先得”等方式進行配置。例如山西省發改委已經于2016年7月22日下發了《關于開展2016年全省普通光伏電站項目競爭性配置規模指標工作的通知》（晉發改新能源發〔2016〕510號），提出了項目“優選”的具體辦法。

競爭性配置項目新規將對光伏投資產生重大影響：

一方面，電站開發“一級市場”的亂象將得到很大程度的遏制，無實力、無資金、無業績的三無企業通過各種潛規則拿到“路條”，然后轉手倒賣獲利的商業模式將逐漸式微，“一級市場”將成為強者逐鹿的競技場，有實力的企業將按照公開的條件開展項目競爭，未來的合作趨勢是強強聯合、優勢互補（例如擁有雄厚實力的傳統能源巨頭+擁有技術優勢的新能源制造商聯合投標拿項目，建成后制造商股權逐步退出的模式）；另一方面，光伏“標桿上網電價”制度在競爭配置項目方式下也將名存實亡，進而對企業投資回報和財務模型產生根本性影響。此外，在2016年之前就已取得備案但尚未納入國家年度規模指標的項目，也可能被要求以競爭的方式獲得規模指標，實際上產生了對“存量項目”溯及既往的影響。如何解決存量項目獲取規模指標的優先順位和競爭方式，有待主管部門明確政策銜接問題。

二、政府干預多元化

理論上看，投資決策屬于企業商業考量，應由企業獨自承擔投資風險；但因能源投資涉及到社會公共資源分配問題，我國投資主管部門對能源行業歷來采用“宏觀管理+微觀審批”結合的管理制度。出于各種短期目標的困擾，各級主管部門往往會出現“輕宏觀管理”而“重微觀審批”的傾向，隨著新能源項目管理權限的逐步下放，若管理和服務不到位，將難以逃脫先“放亂”后“管死”的周期循環。遠看風電投資，在“核準制”投資體制下，新疆、甘肅等地出現的大范圍、大比例棄風限電問題（根據國家能源局公開信息，甘肅武威、嘉峪關等地可再生能源受限比例曾高達70%-50%）；近觀光伏發展，隨著備案權限進一步下放至地市甚至縣級層面，地方政府在穩增長壓力之下，超額備案、違規備案的現象層出不窮，例如審計署報告曾指出“內蒙巴彥淖爾等13個盟市發展改革委超過國家下達指標違規核準風電裝機容量204.15萬千瓦、違規備案光伏發電規模容量238萬千瓦”。

新能源投資受到電網消納、國家補貼政策、年度規模指標控制、投資成本收益等多重因素影響。政府的宏觀管理和微觀指導如何幫助企業理性決策，是服務型政府轉型的重要內容。例如2016年7月，國家能源局下發《關于建立監測預警機制促進風電產業持續健康發展的通知》（國能新能〔2016〕196號），從政策類、資源和運行類、經濟類指標等方面對分省風電投資狀況進行風險預警。這樣的舉措有利于促進企業擔當投資主體責任，避免盲目投資風險。

另外值得注意的趨勢是，新能源發展多樣化融合的現象逐步涌現，比如光伏與扶貧、農業、環境、生態治理等社會發展目標相結合。如果說前幾年這些說法還停留在概念炒作的話，從今年開始已經可以看到在項目配置、資金投入和后續監管方面，地方政府已經采取實質動作。比如云南省能源局今年下發的《關于推進太陽能光伏開發利用的指導意見》（云能源水電〔2016〕15號）明確指出“不再發展純地面光伏電站”，重點發展“光伏農業和光伏扶貧”，并提出具體的管理措施“光伏項目建成后，鼓勵項目業主前兩年拿出不低于總收益的5%，兩年后不低于總收益的10%用于扶持當地貧困群眾的脫貧致富和發展農業產業。”

三、電量消納制度化

從2005年的《可再生能源法》開始，可再生能源電量全額（保障性）收購就明確作為新能源發展的核心法律制度，但因種種原因始終無法落地，不具有可執行和可操作性。

年5月，國家發改委、能源局下發《關于做好風電、光伏發電全額保障性收購管理工作的通知》（發改能源〔2016〕1150號），明確“按照各類標桿電價覆蓋區域，參考準許成本加合理收益，核定部分存在棄風、棄光問題地區規劃內的風電、光伏發電最低保障收購年利用小時數。”更為重要是的，1150號文件提出了對無法滿足最低收購年利用小時數時的解決方法：即“對于保障性收購電量范圍內的限發電量要予以補償”。

此外，為解決事后監管難以奏效的問題，更從能源規劃的“源頭”入手。1150號文件規定：“除資源條件影響外，未達到最低保障收購年利用小時數要求的省（區、市），不得再新開工建設風電、光伏電站項目（含已納入規劃或完成核準的項目）。”此規定是風電光伏“國家規模指導”規則的補丁，有效克服了“超規模指導”建設以及“規模指導”本身不盡科學的問題。

四、市場交易透明化

長期以來，新能源電量被排除在市場化交易之外；隨著新能源消納受限，很多地方政府在“市場化”交易名義下安排新能源與火電進行發電權等交易，變相壓低新能源上網電價。此外，受到電力需求放緩和新能源規模不斷增長的雙重壓力（特別是在一些新能源裝機比重較高的西部地區），電力輔助服務也成為地區性問題。

《關于做好風電、光伏發電全額保障性收購管理工作的通知》把風電光伏收購電量分為兩大部分：一是保障性收購電量，二是市場交易部分電量，并明確提出“嚴禁對保障范圍內的電量采取由可再生能源發電項目向煤電等其他電源支付費用的方式來獲取發電權。”

2016年7月，國家發改委、能源局下發《可再生能源調峰機組優先發電試行辦法》（發改運行〔2016〕1558號），明確在全國范圍內通過企業自愿、電網和發電企業雙方約定的方式確定部分機組為可再生能源調峰，并對上述機組施行“優先發電”制度，“按照高于上年本地火電平均利用小時一定水平安排發電計劃，增加的利用小時數與承諾的調峰次數和調峰深度掛鉤。”對于因調峰無法完成的優先發電計劃，通過替代發電交易給其他機組。

五、總結

2016年新能源新政頻出，對項目開發、投資、財務測算都將會產生重大影響。對于投資人而言，我們建議做好以下幾方面應對工作：

1、重新梳理項目開發模式。2016年，項目配置競爭化將是主流，比拼的不再是地方政府關系，而主要是投資人的資金實力、技術路線、歷史業績等“硬實力”；以往尋找資源方合作、委托開發等模式將淡出歷史舞臺。因此，針對政策變化適時調整本企業商業開發模式，是新能源投資企業的當務之急。

2、重新構建項目財務模型。2016年，上網電價競爭下調是方向，投資企業應將增量項目與存量項目區別對待，對本地區、本省可能的競價情況摸底調研，做到“心中有數”。同時，對于超出保底收購電量部分市場交易規則、交易程序及可能競價結果提前做出研判，在做投資測算時應留有余量。

3、重新調整項目投資“風控”機制。從法律政策、資源和運行、經濟等方面對項目投資風險進行全面評估，高度關注主管部門對新能源的投資預警，做到不碰投資“紅線”，經得起后續檢查。