最近五大国字头新能源企业联名向国家发改委上书，表达对新能源企业参与直购电的意见，一时间引起了业内的热议。
作为一名发电企业的一线营销人员，觉得有必要从案例分析的角度再次试着发现问题，从而找出根源，针对根源探寻出路。
本文以甘肃、新疆、云南相关情况作为案例。
一组表格先贴上，用以交代甘肃、新疆、云南的装机容量、发电量、弃风（光）等基本情况。
截至2015年底，新能源装机容量排名前三的依次是内蒙古、新疆、甘肃；新能源装机占比排名前三的依次是甘肃、宁夏、新疆。风电装机排名前三的依次是内蒙古、新疆、甘肃；光电装机排名前三的依次是甘肃、青海、新疆。
截至2015年底，新能源装机发电量排名前三的依次是内蒙古、新疆、甘肃；新能源发电量占比排名前三的依次是甘肃、青海、内蒙古。
2015年，甘肃弃风率39%、弃光率31%，新能源合计37%。新疆弃风率32%、弃光率26%；新能源合计31%。云南新能源未出现弃风（光）现象。
这里，再补充交代一下：2015年，甘肃电网最大用电负荷1303万千瓦，最大发电出力1628万千瓦。甘肃公用火电利用小时3122小时。
新能源参与市场之案例及由此引起的问题思考
新能源直购电上网电价最大降幅350元/兆瓦时，最小降幅120元/兆瓦时。甘肃省火电标杆电价2015年4月20起执行325元兆瓦时；2016年1月1起执行297.8元/兆瓦时。
由2015年甘肃新能源直购电引起的问题思考：
●思考1：哪些用电企业具有与新能源开展直购电的准入资格？
●思考2：新能源直购电规模如何设定？多少为宜？
●思考3：新能源参与直购电能够做大新能源的发电空间吗？
●思考4：新能源参与直购电市场，通过双边协商方式或集中竞价方式决定价格，有错误吗？或者可以由政府进行最低最高限价？
●思考5：新能源直购电价格“裸奔”的原因？
●思考6：如何理解和落实新能源保障性收购政策？新能源优先全额保障收购政策有其“时过境迁”？在开启电力市场化改革过程中，新能源保障性收购政策是否需要修订？
●思考7：各风电场风资源千差万别，风机效率也不一致。电网调度如何保证新能源基数电量的公正公平的实现？
新能源替代发电上网电价最大降幅350元/兆瓦时，最小降幅120元/兆瓦时。
2015年新疆新能源替代发电上网电价50元/兆瓦时。
由2015年甘肃、新疆新能源与自备电厂发电权置换引起的问题思考：
●思考8：“天上掉馅饼”了：自备电厂其“自发自用”的发电权指标通过转让后，仅需向电网支付输配电价（实际上自备电厂用电价格=原下网电价-新能源降价幅度）就可以用上“0”上网电价的新能源替代电量？
●思考9：电网因此是不是增加了售电量？因为新能源与自备电厂发电权置换而增加了收入，电网是否“搭了便车”？
●思考10：即便新能源置换自备电厂发电权确实能够等量做大新能源发电空间，那么火电机组的调峰备用是不是加大了？是否应当同时完善辅助服务补偿办法和标准？
●思考11：美国最高法院为什么裁定暂停执行奥巴马清洁电力计划呢（这个问题扯远了点）？
2016年甘肃新能源与火电送青海按1：4打捆。
下一页>由2016年1-2月份甘肃新能源外送青海引起的问题思考：
●思考12：新能源与火电为什么打捆外送？打捆比例的考虑是什么？是考虑风火发电物理特征上互补性、可行性，还是考虑了风火打捆在价格和利益的互补性、可行性？
●思考13：新能源外送青海“0”电价有问题吗？为什么所有新能源均按“0”电价中标？
●思考14：谁应当是受益者，谁又是实际的受益者？
●思考15：外送青海的电量实际上是不是1：4的新能源电量与火电电量（还是仅用以结算）？
●思考16：如何通过区域市场实现新能源更大范围的消纳？
●思考17：外送电市场规则谁来定？外送电市场平台由谁搭建？
●思考18：如何建设跨省区外送电市场，或如何建设区域市场？
云南2015年11月和12月风电火电清洁能源置换交易情况：云南新能源装机与发电量占比小，2015年云南原本未将新能源纳入市场售电主体。云南省工信委下文并组织开展2015年11月和12月风电火电清洁能源置换交易，并规定11月12月风电企业上网电量按213.78元/兆瓦时（火电标杆电价的60%）标准补偿火电。背后的原因是：云南2015年设定了火电基数保障小时（计划发电权），主要靠水火发电指标置换（自愿或强制）予以落实，但实际执行中由于用电量增长低于预期造成火电基数保障小时出现缺口，这时新能源就成为补偿火电的“后备军”。
●思考19：云南新能源全额上网，11月12月对火电的补偿标准由政府直接决定。那么云南设定火电保障性基数发电权有无道理？谁应当承担对火电保障性基数发电权的补偿义务？云南的这种做法引起争议的原因在哪？云南用行政手段设定火电保障性基数发电权，目的是体现火电的调峰、备用价值？
“病根”在哪里？
搞清楚问题，更重要的是找到产生问题的原因，找到病根，才能真正解决问题。
前面通过案例列举了新能源当前市场（直购电、发电权置换、外送电市场）的现状和问题。结合案例提出的若干反思问题，相信直购电市场本身以及政府主管部门都无法给大家一个满意而精确的答案。
实践和案例以及大家的争吵说明了当下的市场是一个“残缺的手”，就是说目前市场（直购电、发电权置换、外送电市场）模式选择以及规则设计本身就是病根。可想而知，“乱哄哄”的场面自然难以避免。
出路在哪里？
事实已经充分说明了再继续走直购电市场就是“撞南墙”：此路不通。因此，没有必要“画地为牢”。那么，如何突破藩篱？有没有解决病根的办法？或者说新能源（电力）市场化出路在哪里？
有！那就是中长期加现货市场才是现代电力市场的必然选择，现货市场才是电能的最终市场。
事实上，本轮电改明确提出了“电力市场建设”的总体要求是：具备条件的地区逐步建立以中长期交易为主、现货交易为补充的市场化电力电量平衡机制；逐步建立以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场。条件成熟时，探索开展容量市场、电力期货和衍生品等交易。
方向和道理其实早已指明。
