弃风弃光愈发严重
今年上半年，我国风电平均弃风率高达21%，同比上升6个百分点，甘肃、新疆等弃风“重灾区”弃风率甚至接近50%。光伏发电也未能幸免。
2016年上半年全国弃风弃光量已经相当于去年全年的弃风弃光量，超过了2015年全年全社会新增用电量。
自去年以来，弃风弃光问题一直备受关注。
国家电网公司于去年12月22日专门召开了新能源运行消纳情况新闻发布会，并发布了2015年新能源运行消纳情况。今年4月，央视就“甘肃千亿风电基地停摆”进行了调查式报道，一时引发广泛关注。
然而，半年过去了，弃风弃光现象仍然存在，且愈发严重。
国家能源局数据显示，今年上半年，全国风电平均弃风率高达21%，同比上升6个百分点，甘肃、新疆等弃风“重灾区”弃风率甚至接近50%。
8月23日，国家能源局发布了《2015年度全国可再生能源电力发展监测评价报告》（下称《报告》）。《报告》中的数据表明，2015年我国弃风形势严峻，全国弃风电量339亿度，同比增加213亿度，其中，甘肃弃风电量82亿度、弃风率39%，新疆弃风电量70亿度、弃风率32%，吉林弃风电量27亿度、弃风率32%，内蒙古弃风电量91亿度、弃风率18%。
光伏发电也未能幸免。甘肃弃光电量26亿度、弃光率31%，新疆弃光电量18亿度、弃光率26%。
国家发改委能源研究所可再生能源发展中心主任王仲颖认为，这样的“双弃”数据，意味着“2016年上半年全国弃风弃光量已经相当于去年全年的弃风弃光量，超过了2015年全年全社会新增用电量。”
对此，国家发改委尝试通过促进本地就近消纳的方式来解决难题。4月11日，国家发改委发布了《关于同意甘肃省、内蒙古自治区、吉林省开展可再生能源就近消纳试点方案的复函》(以下简称《复函》)。《复函》指出，试点地区要通过扩大用电需求、完善输配电价政策、促进市场化交易等方式，提高本地可再生能源消纳能力；还要求，试点地区要妥善处理好就近消纳试点与电力外送的关系，实现有机结合、相互促进。
而在此之前，国家能源局已叫停了甘肃、吉林、黑龙江、内蒙古、宁夏、新疆等省(区)新增新能源项目建设规模，待弃风限电有效缓解后另行研究。
今年5月底，国家发改委、国家能源局联合下发《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》，明确了部分存在弃风、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，意欲为风电、光伏产业持续健康发展打一针“强心剂”。
与此同时，电网企业仍在全力消纳新能源。截至2016年6月底，国家电网调度范围新能源累计并网装机容量达到19415万千瓦。国家电网调度范围新能源累计发电量1633.41亿度，其中，风电累计发电量1078.49亿度，同比增长20%；光伏累计发电量271.45亿度，同比增长51%。
尽管如此，仍然有如此多的清洁能源白白被浪费掉，这背后到底隐藏着什么原因？
三大原因导致新能源发电消纳难
风电、光伏电消纳困难的主要原因有三个：一是电网规划与电源项目建设不匹配；二是国内近年电力需求增速放缓，同时出现火电过剩；三是为了享受原有的较高电价政策，风光电场赶在去年年底前抢装，让消纳难雪上加霜。
记者调查发现，风电、光伏电消纳困难的主要原因是电网规划与电源项目建设不匹配。“在规划里，风电场在建设之初没有同时考虑送出和市场消纳。也就是说，电源项目与电网规划脱节了。”国家电网能源研究院新能源与统计研究所所长李琼慧告诉记者：“比如一个电网建设申请在2009年提出，核准整个程序下来可能要到2015年才能拿到批复，这是导致目前弃风限电严重，大量清洁能源送不出去的主要原因。”
中国可再生能源丰富的地区多为甘肃、新疆、内蒙古等偏远地区，而输电线路的建设却远远落后于电场建设速度，这些地区的弃风弃光问题更为严重。李琼慧说，风光与常规电源有不同的特性，在规划甘肃千万千瓦级风电基地的同时就应该对消纳市场和输送通道有所分析和考量。
那么，弃风弃光的问题为什么会在近一年爆发出来？这与国内近年电力需求增速放缓和火电过剩分不开。
中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩认为，今年以来，由于全社会电力需求增速放缓以及火电争相上马，常规能源对可再生能源电力的挤出效应加剧，致使弃风弃光问题愈发严重。
秦海岩表示，由于前些年电力需求增长较快，新能源和常规能源都可以得到有效利用，但现在电力需求增长放缓，远低于前些年的10%，这必然导致新能源消纳困难。
对此，李琼慧表示：“在电力需求增长放缓的情况下，包括新能源在内的各类电源装机仍保持较快增长，新增的用电市场已无法支撑新能源等各类电源增长。”
聚焦到两个弃风弃光最严重的省份上，这个问题就显得更为突出。记者从国网甘肃电力了解到，截至去年年底，甘肃省内装机4642万千瓦，而省内用电负荷只有1300万千瓦左右。甘肃装机容量与用电负荷之比大约为4:1，电力市场严重过剩。
截至2016年5月底，甘肃新能源并网装机容量中，风电装机1262万千瓦，全国排名第三，光伏装机623万千瓦，居全国第一，仅新能源装机容量已远超甘肃本地负荷。业内人士告诉记者：“新能源装机已经超过甘肃本省的用电装机负荷，本省就地消纳肯定用不完，弃风弃光是必然的，只是弃多弃少的问题。”
与过剩的电力装机相反的是全社会用电量的负增长。今年1月~5月，全社会用电量同比增长-8.82%，而第三产业用电量同比增长7.71%，城乡居民用电同比增长8.58%。
新疆也是如此。在电力需求增长放缓的情况下，包括新能源在内的各类电源装机保持较快增长。截至8月底，新疆电网调度范围内电源总装机同比增长32.41%，其中新能源装机同比增长85.38%。由于新增的用电市场已无法支撑各类电源的快速增长，导致新疆新能源和火电利用小时数均出现下降。8月，新疆电网调度范围风电、太阳能发电利用小时数分别同比下降208小时、155小时。
在这样的大背景下，去年年底风光电厂的抢装让消纳难雪上加霜。由于国家规定2015年前核准且于2016年前投运的风电项目可以享受原有电价政策，受风电标杆上网电价下调的影响，风电企业为了享受较高电价，在去年年底突击抢装。
一组数据可以证明。记者从国家电网公司发展策划部了解到，2015年12月，国家电网公司经营区新增风电1400万千瓦，环比增长9.6倍，同比增长155%，约占2015年风电全年新增装机容量的一半，并且主要集中在西北地区，占新增风电装机容量的69%。突击抢装导致今年上半年西北地区风电消纳形势更加严峻。
外送清洁电需要调动地方政府积极性
弃风弃光问题涉及调度、地方政府、发电企业等多个方面，且各地情况不一，消纳症结不同。各方要形成共识，坚持共赢，共同努力，多措并举，推动新能源又快又好发展。
为了消纳新能源，电网企业使出全身力气。加快电网建设，优化调度，扩大新能源消纳空间，完善新能源标准体系，加大科技研发投入。
新能源的消纳不能仅依靠本地，还需要在更大范围内优化配置，加强网间互联，否则将形成“死循环”。
为了解决电力过剩，国网甘肃电力积极主动推动电力改革工作在甘肃落地实施，创新交易模式，不断扩大市场化电力交易份额，外送规模屡创新高。2015年，甘肃直接交易电量比例居全国首位，首创实施跨区跨省新能源替代火电发电，进一步开拓了新能源消纳空间。上半年，甘肃向华中、山东、青海、西藏等省份送电77.05亿度，完成年度外送计划的67.59%。在政府的主导下，国网甘肃电力牵头，组织省内发电企业与中国铝业连城分公司进行大用户直购电洽谈。截至8月底，国网新疆电力开展疆电外送交易，打捆新能源1.9201亿度，通过电力援疆交易，打捆新能源1.95亿度。
记者调查了解到，目前多数负荷需求高的省份电力消纳都以省内为主，省内不够时，才向外要电。地方政府首先保证的是本省火电消纳，并没有积极性消纳外省清洁电。
业内人士表示，与国外相比，我国促进新能源消纳的市场化机制严重滞后，仅局部地区开展了风火发电权交易、辅助服务交易等试点。由于缺乏常规电源提供辅助服务补偿机制，火电企业普遍没有为新能源调峰的积极性。“需要建立统一、开放的市场平台来调配解决。”上述业内人士说。
“国外电力市场不成熟时，地方也是有保护的。短期内，还是需要调动地方政府的积极性，给与其政策上的利好，更多消纳外省清洁电。比如明确各省消纳的绿电指标和配额，规定用电量内清洁能源的百分比，并给与补贴。这需要电力交易市场有能够落地实施的细则。”李琼慧表示。
中国可再生能源学会副理事长孟宪淦在接受记者采访时表示，电力市场改革有几个辅助条件，首先就是保证可再生能源的优先发电权。秦海岩也表示，在现有电力体制下，火电因为每年有政府下达的计划电量，形成了事实上的优先发电权，挤占了可再生能源的发展空间。
除了需要提高地方政府的积极性，新能源发电企业的竞争积极性也需要调动。根据现有国家能源主管部门下发的电价批复文件，新能源上网电价已按照资源区域划分，各区域新能源上网电价已明确终身享用，导致各新能源发电企业参与市场竞争积极性不足，市场决定资源配置功能不能完全体现，不利于推进发用电计划改革，不能更好地发挥市场机制的作用，不利于推动有序放开发电用电计划的有效实施。
同时，电价补贴也制约着新能源发电企业参与市场竞争的积极性。“只要发电了，新能源发电企业就能拿到补贴。如今，风电技术在进步，成本在不断下降，风电电价越来越趋于平价。而为了拿到补贴，在风电过剩的情况下，发电企业还在不断发电，这就必然造成弃风弃光。”上述业内人士告诉记者。
“应以合理的收益水平，保证新能源产业健康发展，补贴机制需逐步退出市场。”业内人士表示，到2020年，风力发电的装机容量达到2亿千瓦以上，将逐步取消可再生能源补贴。到那时，可再生能源发电，将走向市场化运行。
此外，也要同时在技术上有所突破。中国工程院院士黄其励在近日举办的“低碳奥运院士行”活动上建议，应将国家风光储输示范工程的经验总结并推广到全国，真正解决弃风弃光严重地区的消纳难题。
要解决弃风弃光难题，仅靠一方努力显然是不够的。在采访中，多位专家表示，弃风弃光问题涉及多个方面，有调度、地方政府、发电企业等。且各地情况不一，消纳症结不同，没有一个‘包治百病’的办法。消纳清洁电应取得认识上的统一，各方要有共赢的思想，共同努力，多措并举，推动新能源又快又好发展。
【案例】
甘肃：补短板，促进新能源发电并网送出
9月13日，甘肃金昌金泰光伏电站总经理姚辉对电站运营指标进行了对比，对比结果让他的心情大好。作为全省第一家尝试市场交易的新能源企业，2015年金泰光伏交易电量6373万度，2016年已经拿到了9755万度的交易电量合同。
让金泰光伏受益的是国网甘肃电力深入开展的大用户直购电、自备电厂发电权交易和外送电量招标交易。一系列市场手段的应用，是电网企业为改变新能源弃风弃光严峻形势的探索实践。
截至2016年5月底，甘肃新能源并网装机容量中，风电装机1262万千瓦，全国排名第三，光伏装机623万千瓦，居全国第一，仅新能源装机容量远超甘肃本地负荷。
然而，2016年1月~5月，甘肃弃光电量13亿度，弃风电量51亿度，领跑新能源发展的甘肃因弃风弃光问题遭受各方质疑。
国网甘肃电力负责人分析说，我们尝试新能源市场交易，就是从供给侧发力，弥补短板，以市场手段为大工业用户提供质优价廉的电能。
探索新能源市场交易，国网甘肃电力探索了一条由点到面，由浅入深的路径。在地方政府的支持下，2015年，国网甘肃电力组织金泰光伏电站开展供暖锅炉电能替代，同时组织多家新能源企业与自备电厂开展发电权置换；2016年，根据政府主管部门的指导意见，推广新能源参加大用户直购电交易。
2015年甘肃省内新能源各种交易电量17.46亿度，2016年目前已经促成37.19亿度的交易合同。从新能源运行数据看，市场交易手段的实施，改善了新能源企业的经营状况。截至5月底，风电发电量同比增长4.29%；光伏发电量同比增长8.7%。
今年上半年，我国风电平均弃风率高达21%，同比上升6个百分点，甘肃、新疆等弃风“重灾区”弃风率甚至接近50%。光伏发电也未能幸免。
2016年上半年全国弃风弃光量已经相当于去年全年的弃风弃光量，超过了2015年全年全社会新增用电量。
自去年以来，弃风弃光问题一直备受关注。
国家电网公司于去年12月22日专门召开了新能源运行消纳情况新闻发布会，并发布了2015年新能源运行消纳情况。今年4月，央视就“甘肃千亿风电基地停摆”进行了调查式报道，一时引发广泛关注。
然而，半年过去了，弃风弃光现象仍然存在，且愈发严重。
国家能源局数据显示，今年上半年，全国风电平均弃风率高达21%，同比上升6个百分点，甘肃、新疆等弃风“重灾区”弃风率甚至接近50%。
8月23日，国家能源局发布了《2015年度全国可再生能源电力发展监测评价报告》（下称《报告》）。《报告》中的数据表明，2015年我国弃风形势严峻，全国弃风电量339亿度，同比增加213亿度，其中，甘肃弃风电量82亿度、弃风率39%，新疆弃风电量70亿度、弃风率32%，吉林弃风电量27亿度、弃风率32%，内蒙古弃风电量91亿度、弃风率18%。
光伏发电也未能幸免。甘肃弃光电量26亿度、弃光率31%，新疆弃光电量18亿度、弃光率26%。
国家发改委能源研究所可再生能源发展中心主任王仲颖认为，这样的“双弃”数据，意味着“2016年上半年全国弃风弃光量已经相当于去年全年的弃风弃光量，超过了2015年全年全社会新增用电量。”
对此，国家发改委尝试通过促进本地就近消纳的方式来解决难题。4月11日，国家发改委发布了《关于同意甘肃省、内蒙古自治区、吉林省开展可再生能源就近消纳试点方案的复函》(以下简称《复函》)。《复函》指出，试点地区要通过扩大用电需求、完善输配电价政策、促进市场化交易等方式，提高本地可再生能源消纳能力；还要求，试点地区要妥善处理好就近消纳试点与电力外送的关系，实现有机结合、相互促进。
而在此之前，国家能源局已叫停了甘肃、吉林、黑龙江、内蒙古、宁夏、新疆等省(区)新增新能源项目建设规模，待弃风限电有效缓解后另行研究。
今年5月底，国家发改委、国家能源局联合下发《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》，明确了部分存在弃风、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，意欲为风电、光伏产业持续健康发展打一针“强心剂”。
与此同时，电网企业仍在全力消纳新能源。截至2016年6月底，国家电网调度范围新能源累计并网装机容量达到19415万千瓦。国家电网调度范围新能源累计发电量1633.41亿度，其中，风电累计发电量1078.49亿度，同比增长20%；光伏累计发电量271.45亿度，同比增长51%。
尽管如此，仍然有如此多的清洁能源白白被浪费掉，这背后到底隐藏着什么原因？
三大原因导致新能源发电消纳难
风电、光伏电消纳困难的主要原因有三个：一是电网规划与电源项目建设不匹配；二是国内近年电力需求增速放缓，同时出现火电过剩；三是为了享受原有的较高电价政策，风光电场赶在去年年底前抢装，让消纳难雪上加霜。
记者调查发现，风电、光伏电消纳困难的主要原因是电网规划与电源项目建设不匹配。“在规划里，风电场在建设之初没有同时考虑送出和市场消纳。也就是说，电源项目与电网规划脱节了。”国家电网能源研究院新能源与统计研究所所长李琼慧告诉记者：“比如一个电网建设申请在2009年提出，核准整个程序下来可能要到2015年才能拿到批复，这是导致目前弃风限电严重，大量清洁能源送不出去的主要原因。”
中国可再生能源丰富的地区多为甘肃、新疆、内蒙古等偏远地区，而输电线路的建设却远远落后于电场建设速度，这些地区的弃风弃光问题更为严重。李琼慧说，风光与常规电源有不同的特性，在规划甘肃千万千瓦级风电基地的同时就应该对消纳市场和输送通道有所分析和考量。
那么，弃风弃光的问题为什么会在近一年爆发出来？这与国内近年电力需求增速放缓和火电过剩分不开。
中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩认为，今年以来，由于全社会电力需求增速放缓以及火电争相上马，常规能源对可再生能源电力的挤出效应加剧，致使弃风弃光问题愈发严重。
秦海岩表示，由于前些年电力需求增长较快，新能源和常规能源都可以得到有效利用，但现在电力需求增长放缓，远低于前些年的10%，这必然导致新能源消纳困难。
对此，李琼慧表示：“在电力需求增长放缓的情况下，包括新能源在内的各类电源装机仍保持较快增长，新增的用电市场已无法支撑新能源等各类电源增长。”
聚焦到两个弃风弃光最严重的省份上，这个问题就显得更为突出。记者从国网甘肃电力了解到，截至去年年底，甘肃省内装机4642万千瓦，而省内用电负荷只有1300万千瓦左右。甘肃装机容量与用电负荷之比大约为4:1，电力市场严重过剩。
截至2016年5月底，甘肃新能源并网装机容量中，风电装机1262万千瓦，全国排名第三，光伏装机623万千瓦，居全国第一，仅新能源装机容量已远超甘肃本地负荷。业内人士告诉记者：“新能源装机已经超过甘肃本省的用电装机负荷，本省就地消纳肯定用不完，弃风弃光是必然的，只是弃多弃少的问题。”
与过剩的电力装机相反的是全社会用电量的负增长。今年1月~5月，全社会用电量同比增长-8.82%，而第三产业用电量同比增长7.71%，城乡居民用电同比增长8.58%。
新疆也是如此。在电力需求增长放缓的情况下，包括新能源在内的各类电源装机保持较快增长。截至8月底，新疆电网调度范围内电源总装机同比增长32.41%，其中新能源装机同比增长85.38%。由于新增的用电市场已无法支撑各类电源的快速增长，导致新疆新能源和火电利用小时数均出现下降。8月，新疆电网调度范围风电、太阳能发电利用小时数分别同比下降208小时、155小时。
在这样的大背景下，去年年底风光电厂的抢装让消纳难雪上加霜。由于国家规定2015年前核准且于2016年前投运的风电项目可以享受原有电价政策，受风电标杆上网电价下调的影响，风电企业为了享受较高电价，在去年年底突击抢装。
一组数据可以证明。记者从国家电网公司发展策划部了解到，2015年12月，国家电网公司经营区新增风电1400万千瓦，环比增长9.6倍，同比增长155%，约占2015年风电全年新增装机容量的一半，并且主要集中在西北地区，占新增风电装机容量的69%。突击抢装导致今年上半年西北地区风电消纳形势更加严峻。
外送清洁电需要调动地方政府积极性
弃风弃光问题涉及调度、地方政府、发电企业等多个方面，且各地情况不一，消纳症结不同。各方要形成共识，坚持共赢，共同努力，多措并举，推动新能源又快又好发展。
为了消纳新能源，电网企业使出全身力气。加快电网建设，优化调度，扩大新能源消纳空间，完善新能源标准体系，加大科技研发投入。
新能源的消纳不能仅依靠本地，还需要在更大范围内优化配置，加强网间互联，否则将形成“死循环”。
为了解决电力过剩，国网甘肃电力积极主动推动电力改革工作在甘肃落地实施，创新交易模式，不断扩大市场化电力交易份额，外送规模屡创新高。2015年，甘肃直接交易电量比例居全国首位，首创实施跨区跨省新能源替代火电发电，进一步开拓了新能源消纳空间。上半年，甘肃向华中、山东、青海、西藏等省份送电77.05亿度，完成年度外送计划的67.59%。在政府的主导下，国网甘肃电力牵头，组织省内发电企业与中国铝业连城分公司进行大用户直购电洽谈。截至8月底，国网新疆电力开展疆电外送交易，打捆新能源1.9201亿度，通过电力援疆交易，打捆新能源1.95亿度。
记者调查了解到，目前多数负荷需求高的省份电力消纳都以省内为主，省内不够时，才向外要电。地方政府首先保证的是本省火电消纳，并没有积极性消纳外省清洁电。
业内人士表示，与国外相比，我国促进新能源消纳的市场化机制严重滞后，仅局部地区开展了风火发电权交易、辅助服务交易等试点。由于缺乏常规电源提供辅助服务补偿机制，火电企业普遍没有为新能源调峰的积极性。“需要建立统一、开放的市场平台来调配解决。”上述业内人士说。
“国外电力市场不成熟时，地方也是有保护的。短期内，还是需要调动地方政府的积极性，给与其政策上的利好，更多消纳外省清洁电。比如明确各省消纳的绿电指标和配额，规定用电量内清洁能源的百分比，并给与补贴。这需要电力交易市场有能够落地实施的细则。”李琼慧表示。
中国可再生能源学会副理事长孟宪淦在接受记者采访时表示，电力市场改革有几个辅助条件，首先就是保证可再生能源的优先发电权。秦海岩也表示，在现有电力体制下，火电因为每年有政府下达的计划电量，形成了事实上的优先发电权，挤占了可再生能源的发展空间。
除了需要提高地方政府的积极性，新能源发电企业的竞争积极性也需要调动。根据现有国家能源主管部门下发的电价批复文件，新能源上网电价已按照资源区域划分，各区域新能源上网电价已明确终身享用，导致各新能源发电企业参与市场竞争积极性不足，市场决定资源配置功能不能完全体现，不利于推进发用电计划改革，不能更好地发挥市场机制的作用，不利于推动有序放开发电用电计划的有效实施。
同时，电价补贴也制约着新能源发电企业参与市场竞争的积极性。“只要发电了，新能源发电企业就能拿到补贴。如今，风电技术在进步，成本在不断下降，风电电价越来越趋于平价。而为了拿到补贴，在风电过剩的情况下，发电企业还在不断发电，这就必然造成弃风弃光。”上述业内人士告诉记者。
“应以合理的收益水平，保证新能源产业健康发展，补贴机制需逐步退出市场。”业内人士表示，到2020年，风力发电的装机容量达到2亿千瓦以上，将逐步取消可再生能源补贴。到那时，可再生能源发电，将走向市场化运行。
此外，也要同时在技术上有所突破。中国工程院院士黄其励在近日举办的“低碳奥运院士行”活动上建议，应将国家风光储输示范工程的经验总结并推广到全国，真正解决弃风弃光严重地区的消纳难题。
要解决弃风弃光难题，仅靠一方努力显然是不够的。在采访中，多位专家表示，弃风弃光问题涉及多个方面，有调度、地方政府、发电企业等。且各地情况不一，消纳症结不同，没有一个‘包治百病’的办法。消纳清洁电应取得认识上的统一，各方要有共赢的思想，共同努力，多措并举，推动新能源又快又好发展。
【案例】
甘肃：补短板，促进新能源发电并网送出
9月13日，甘肃金昌金泰光伏电站总经理姚辉对电站运营指标进行了对比，对比结果让他的心情大好。作为全省第一家尝试市场交易的新能源企业，2015年金泰光伏交易电量6373万度，2016年已经拿到了9755万度的交易电量合同。
让金泰光伏受益的是国网甘肃电力深入开展的大用户直购电、自备电厂发电权交易和外送电量招标交易。一系列市场手段的应用，是电网企业为改变新能源弃风弃光严峻形势的探索实践。
截至2016年5月底，甘肃新能源并网装机容量中，风电装机1262万千瓦，全国排名第三，光伏装机623万千瓦，居全国第一，仅新能源装机容量远超甘肃本地负荷。
然而，2016年1月~5月，甘肃弃光电量13亿度，弃风电量51亿度，领跑新能源发展的甘肃因弃风弃光问题遭受各方质疑。
国网甘肃电力负责人分析说，我们尝试新能源市场交易，就是从供给侧发力，弥补短板，以市场手段为大工业用户提供质优价廉的电能。
探索新能源市场交易，国网甘肃电力探索了一条由点到面，由浅入深的路径。在地方政府的支持下，2015年，国网甘肃电力组织金泰光伏电站开展供暖锅炉电能替代，同时组织多家新能源企业与自备电厂开展发电权置换；2016年，根据政府主管部门的指导意见，推广新能源参加大用户直购电交易。
2015年甘肃省内新能源各种交易电量17.46亿度，2016年目前已经促成37.19亿度的交易合同。从新能源运行数据看，市场交易手段的实施，改善了新能源企业的经营状况。截至5月底，风电发电量同比增长4.29%；光伏发电量同比增长8.7%。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201609/22/157722.html
