在发电权交易方面，甘肃已于今年5月底小试牛刀——中国铝业兰州分公司自备电厂(3×30万火电机组)拿出6亿千瓦时电量，与甘肃新能源企业做发电权交易。记者拿到的交易文件显示，近百家风电场及光伏电站参与其中，部分新能源企业给出的发电权报价已超出甘肃的火电标杆电价(0.325元/千瓦时)，6月的最高度电成交价达0.3556元。这意味着新能源企业要拿出部分补贴电价，让利给对方。
新能源参与大用户直供电则面临负荷波动大的弊端，并因此产生挤占通道之嫌。“经过计算，如果风电参与大用户直供电，大用户用电100万千瓦时，实际只有约30万千瓦时来自风电，剩下的70万千瓦时还要靠火电和水电供应。”一位风企负责人告诉记者。
值得注意的是，一线企业实质上并不认同上述两种交易方式，目前参与交易只能说是一种无奈抉择。
“参与带有一种半胁迫的性质，现在别人都在做，你不做能行吗?毕竟这关系到利用小时数，还会直接影响出力分配。”一家企业负责人说，“按照电改9号文及其配套文件，新能源应享有优先调度权。现在不仅优先权没有，在风场不能盈利的情况下，我们还得让出3毛多，现在发一度电只能收回2毛多钱的边际效益。”
“我们6月开始参与交易，可7、8月限电比例仍大增。事实证明，交易难以改善弃风限电情况。”另一家企业的负责人更为直白，“按照常理，让风电参与发电权交易和大用户直供的前提应是保证企业基本收益，比如保障风电全年利用小时到达2000小时，2000小时之外的风电参与竞价。”
矛盾无解?
在多位新能源企业人士看来，目前甘肃新能源消纳已“无解”。由此，酒湖特高压成为了甘肃新能源企业的最大期盼。据记者了解，酒泉至湖南±800千伏特高压直流输电工已于6月3日开工建设，预计2017年初建成投运。该项目总的电网输送能力将超过800万千瓦，满负荷情况下每年将可外送电量420亿千瓦时。
事实上，在消纳不力的背景下，目前甘肃河西地区已暂停新项目审批。但据接近甘肃省政府的人士向记者透露，在陇电入湘特高压工程的刺激下，甘肃方面“正在酝酿”同步启动“千瓦千万风电基地二期项目”，新建500万千瓦风电和150万千瓦光电。
“现在项目管理权限都在地方，在稳增长压力之下，地方缺乏有效制衡机制，这类事情会一再发生。”一位资深行业人士对记者表示。
甘肃的“扩张举动”也确非个例。国家能源局此前发布的数据显示，2015年上半年，风电限电现象出现明显反弹，限电量达到175亿千瓦时(相当于同期北京市居民生活用电量的2倍)，同比增加101亿千瓦时，限电比例15.2%，同比上升6.8个百分点。面对这种局面，部分省份的地方政府仍没有引起足够重视，单纯为了拉动当地投资，在不具备电网送出等开发条件的前提下，催促开发企业开工建设项目;再加上，有的企业也急于扩大规模、抢占市场份额，不计后果加快项目上马，造成无序建设，导致限电形势进一步加剧。
对于甘肃的这种现状，多位行业人士对本报记者表示，目前新电改方案9号文的执行层面的文件还没有下来，电力体制、机制改革未推进，就不可能保证可再生能源优先上网。
对此，行业人士提出，从大的政策层面而言，“第一，可再生能源法中规定电网要保障收购可再生能源，这实际上是一个标准问题，电网吸收多大比例的风电电量是保障性收购?国家应尽快根据实证经验确定这个比例。第二，必须明确这部分发电空间由谁让出，用什么方式让出，是用承担法律责任的方式，还是其他办法?这需要以政策或法律、法规的形式确定。”
就地方政府而言，专家建议，地方政府应制定相应规划，让新能源发展与整个电力系统发展相协调，不盲目上项目，保证优化发展;同时，各省政府之间应打破条块分割，优先使用清洁能源，以实现减排承诺，发展低碳经济。
对于电网公司，甘肃新能源企业的要求则显得更为迫切。“希望西北电网能重新考虑跨省联络线考核制度，建议国家电网以促进新能源保障性全额收购为前提，优化调度考核方式、适当提高断面稳定极限值。”
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