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。

　　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。

　　四、市场交易透明化

　　长期以来，新能源电量被排除在市场化交易之外;随着新能源消纳受限，很多地方政府在“市场化”交易名义下安排新能源与火电进行发电权等交易，变相压低新能源上网电价。此外，受到电力需求放缓和新能源规模不断增长的双重压力(特别是在一些新能源装机比重较高的西部地区)，电力辅助服务也成为地区性问题。

　　《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》把风电光伏收购电量分为两大部分：一是保障性收购电量，二是市场交易部分电量，并明确提出“严禁对保障范围内的电量采取由可再生能源发电项目向煤电等其他电源支付费用的方式来获取发电权。”

　　2016年7月，国家发改委、能源局下发《可再生能源调峰机组优先发电试行办法》(发改运行〔2016〕1558号)，明确在全国范围内通过企业自愿、电网和发电企业双方约定的方式确定部分机组为可再生能源调峰，并对上述机组施行“优先发电”制度，“按照高于上年本地火电平均利用小时一定水平安排发电计划，增加的利用小时数与承诺的调峰次数和调峰深度挂钩。”对于因调峰无法完成的优先发电计划，通过替代发电交易给其他机组。

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