根据2014年12月31日，国家发改委发布风电标杆上网电价的通知，甘肃风电的两类资源区的标杆电价是每千瓦时0.52元和0.56元。这意味着，通过电力直接交易，新能源企业的电价被明显压缩。

　　而在发电权交易上，主要是新能源发电替代一些企业的自备电厂。去年9月，甘肃发改委组织了甘肃138家新能源企业与酒钢集团自备电厂完成6.5亿千瓦时的替换电量，85家企业置换了中国铝业兰州公司6.3亿千瓦时电量。

　　据了解，一些企业为了拿到发电量，报出了比甘肃火电上网电价0.325元/千瓦时还高的价格。甘肃原本期望通过交易制度创新，实现新能源消纳，但是这两种方式都没有得到新能源企业的认可。

　　这样的问题不仅仅存在于甘肃省。2015年11月，云南省发布的《2015年11月和12月风电火电清洁能源置换交易工作方案的通知》，其中要求以国家批复火电企业平、枯季节上网电价为计费标准，风电企业将计费标准的60%支付给火电企业。

　　同样在新疆，新疆电力调度控制中心发布《关于控制新能源场站出力的业务通知》称，用电负荷已无法满足新能源消纳需求，新能源已无消纳空间，要求省内部分新能源电站停止发电。而仍继续发电的新能源电站，一方面具备了外送指标，还要参与自备电厂替代交易，上网的电要补贴给自备电厂0.2元~0.25元/千瓦时。

　　“从节能环保角度，国家政策是要求通过新能源发电代替火电，国家对新能源发电进行补贴，如今新能源又在补火电，方向完全走错了!”一位国电新能源人士告诉记者，现在的地方政策是，新能源发电没有任何优势，优先发电权仍在火电手上。

　　新能源补贴机制需完善

　　新一轮电力改革提出鼓励发电企业和用电企业进行直接交易，鼓励探索发电权交易，这也是电力市场化的方向。同时，根据《可再生能源法》，要求全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量。

　　两者愿景都是好的，但在现实中，“全额收购”远不能落实，新能源企业又在直接交易中败下阵来。矛盾到底出在哪儿?

　　“看着吧，今年甘肃还有几个大项目要上马，情况会更糟糕。”国电甘肃光伏项目一位负责人称，主要仍是新能源发电消纳不能解决。随着新能源审批权下放给地方政府，地方政府一味追求投资额和装机规模，将企业招商引资过来，但发出来的电力既无法在当地消纳，又没有通道外送出去，弃风弃电成为必然。

　　不过，在厦门大学能源经济创新中心主任林伯强看来，在电力过剩时期，和火电相比不具备竞争力的新能源企业仍然大肆扩张，不考虑盈利周期，其本身亦难辞其咎。

　　“新能源走向市场是大势所趋，但是如何促进这个市场更多去消纳新能源，现在的市场机制是不具备这样的条件。”国家发改委电力体制改革专家咨询组专家曾鸣告诉记者，在规划之时，没有进行多种能源相互补充、“源-网-荷-储”协调优化的规划建设，同时后期运行调度上，缺乏优化调度，“弃风弃光”也成为必然。

　　在一些业内人士看来，在当前电力市场格局下，中央和地方执行错位，火电新能源继续博弈，《关于做好“三北”地区可再生能源消纳工作的通知》仍将是“一纸空文” 。

　　不仅如此，长期以来，光伏、风电行业依赖政府补贴，成为新能源发电企业的一项重要收入来源，这也存在弊端。

　　曾鸣表示，在市场机制不成熟、技术成本高、部分外部成本不能内部化的情况下，国内外都对新能源发电实施补贴，但这应该是一种过渡政策。当前的补贴政策过于僵化和固定，不利于新能源的市场化开发和利用。现行的新能源补贴政策也需要得到完善，比如，将补贴的重点由现在的制造生产环节转移到研发环节，使新能源早日实现平价上网。同时制定相关的补贴退出机制，促使新能源企业积极参与市场竞争。

　　“新能源发的电不被白白浪费，还是需要强有力的制度保障和地方执行。”一位风电企业人士称。

　　2015年12月28日，国家能源发布《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》(意见征求稿)，明确电网企业根据国家确定的上网标杆电价和保障性收购利用小时数，结合市场竞争机制，通过落实优先发电制度，全额收购规划范围内的可再生能源发电项目的上网电量。

　　据悉，这一政策将在不久后出台，业内期盼“弃风弃光”问题能够有所转机。

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