“但现在变成了不仅不全额收购，而且新能源企业连标杆电价都拿不到，要贱卖，才能发电。”另一家风电企业向记者透露，甘肃省的标杆电价是每度电价0.325元，风电正常上网后，算上国家补贴，每度收入是0.54元。但在直接交易中，这家风电企业最终的平均交易价格只有0.246元／千瓦时，算上国家补贴，每度电收入为0.461元，相当于每发一度电，便直接亏损7分钱，这还不算运营成本和设备折旧。
2015年11月，甘肃省能源监管办发布了第二个针对新能源企业的通知。这份编号为甘监能市场【2015】163号的通知表示，将在2016年拿出中国铝业的兰州分公司和玉门油田分公司的自备电厂总共20.3亿千瓦时的电量，由全省各家新能源公司申报电量，最终在甘肃能源办监管下“撮合交易”。
由于传统企业的自备电厂通常都是火电厂，这种交易通常被称为“风火电发电权交易”，即风电企业为获得发电的权力，要先从火电企业购买发电量，而火电企业依靠交易发电权，就可以获得收入。
紧接着，2015年12月中旬，甘肃省发改委又推出了“甘肃省2016年电力用户与发电企业直接交易”政策。在这个政策中，新能源企业不仅要依靠和电力用户交易获得发电权，在交易过程中，还要和火电企业去竞争价格。
“这些政策的本质都是一样的，”秦海岩对记者表示，“地方政府违法！”
“新能源企业本来依法拥有优先全额发电上网的权力，但是现在既不优先，又不全额，还强迫企业去买发电权。”他说，“可是新能源发电项目的预算、规划、贷款，都是有法律规定的，现在突然全不算数了，导致企业亏损运营，首先是违反了《可再生能源法》；其次是地方政府不讲诚信，这样下去，谁还敢再做投资？”
类似政策不只出现在甘肃。
上述宁夏新能源企业负责人向记者透露，从2015年12月中旬开始，宁夏经信委和宁夏电网中心也召开类似会议，提出2016年拿出60亿千瓦时的外送电量，由西北五省的新能源企业与火电公司一同进行市场竞价，价低者得。
对于是否参与交易，这位负责人透露，企业的心态比较矛盾：不参加，可能就没有发电权；参加，却也无法获得合理的收入。他透露，2015年下半年，宁夏电力公司已组织过两次新能源外送竞价交价，总计2亿千瓦时，最终交易挂牌价仅为0.19元／千瓦时和0.24元／千瓦时，分别比宁夏的标杆电价0.2771元／千瓦时低了8.7分和3.7分。
他预计2016年新的竞价并不会有利于新能源企业。果然，12月17日，他收到了一份《2016年西北送山东（银东直流）大用户直接交易公告》，在为这项交易召开的后续会议上，组织者动员新能源企业委托电网公司代理，以“0”标杆电价参与交易。这意味着，新能源企业让出全部标杆电价，仅得国家补贴电价，才能获得发电权。
这位负责人告诉记者，这个政策在宁夏省内新能源企业中引起了强烈不满，一位新能源公司老总直接在会议上公开朗诵了《中华人民共和国可再生能源法》，“他连第几号主席令、第几章、第几款这些都念了，我们不敢吱声儿，就拼命给他鼓掌。”
利益分配问题
经济下滑导致全社会用电需求减弱，无疑是2015年弃风率创纪录的一个重要原因。
根据国家能源局1月18日发布的数据，2015年，中国全社会用电量55500亿千瓦时，同比增长仅有0.5％，相较于2014年下滑3.3个百分点，并且成为1974年以来的最低水平。
另据中国电力企业联合会于2015年12月发布的《2015年1-11月份电力工业运行简况》，在弃风率较高的2015年11月，有11个省份全社会用电量增速为负，其中增速低于-5％的省份全部是风电资源富足的西北省份：甘肃（-10.7％）、新疆（-11.0％）、青海（-11.9％）和云南（-14.4％）。
在2015年年底国家电网公司发布的《国家电网2015年新能源运行消纳情况》中，还将部分原因归结为跨省跨区输送通道能力不足的刚性约束。
这份消纳情况直接列举了甘肃省的情况：甘肃酒泉风电基地装机规模已超过1200万千瓦、太阳能发电近600万千瓦，但用于支持这些电力外送的酒泉-湖南特高压直流工程直至2015年5月方核准建设开工，预计2017年才能投产，外送通道建设滞后于发电设施2至3年。
在业内人士看来，这些都只是客观原因。根本原因还是目前依然以计划为主导的电力市场体制，以及中国电力市场尚未形成有序的竞争体制。
下一页>
>
>
