2月16日，国家能源局发布《关于做好“三北”地区可再生能源消纳工作的通知》，要求华北、东北、西北地区挖掘电能消纳潜力和电力系统辅助服务潜力，着力解决弃风、弃光问题。通知的第一条，即指出：鼓励可再生能源发电企业积极参与直接交易并逐步扩大交易范围和规模。
而就在月余前，五大新能源国企刚刚上书国家发改委请求政策支持。其理由是在电力用户和发电企业的直接交易中，新能源因无法保障交易量而在竞争中处于劣势。
此时国家能源局公布的一纸通知，其态度似乎也趋于明朗——让新能源企业和火电企业共同竞争。
然而，在过去几年“大干快上”的新能源发电企业却发现自己陷入了某种尴尬的境地。
“2015年可能是这几年弃风率最严重的一年，我所在项目的弃风率超过40%。”华能新能源下属的一个甘肃风电项目经理告诉《中国经营报》记者，为了享受没有下调电价前的电价政策，去年风电企业都加大装机规模。但发出来的电无法消纳，企业投资利润受损。
根据国家能源局的数据，去年“弃风弃光”形势严峻，以甘肃省为例，弃光率31%、弃风率达39%。
当中国进入电力过剩时代，火电与新能源的竞争和矛盾更加激烈，他们面临着同样的问题——“市场在哪里？”而“弃风弃光”难题，更是一场交织着中央和地方，环保与市场，企业和企业间的多重利益博弈。
错位的电量直接交易？
为解决新能源消纳，不少地方政府试图进行机制性的创新实现突破。
以把新能源作为升级转型的支柱产业的甘肃省为例，该省创新手段包括了让新能源企业参与直接交易以及发电权交易。
在2015年11月，甘肃出台《2016年电力用户与发电企业直接交易实施细则》，发电企业的参与主体包括了所有的火电企业和水电企业，也囊括了已并网发电的集中式光伏、风力发电企业。
然而在2015年，甘肃省仅是在小部分新能源项目中试行。
“直接交易说到底就是要让新能源电价下调，但是新能源发电成本高啊！”前述华能风电项目经理告诉记者，一般来说，新能源发出来的电量应该有保障利用‘兜底’小时数，但甘肃的做法是要求企业先交易，再按剩余电量确定保证利用小时数。但甘肃电量供应宽松，企业不得不折价给大用户供电。”
甘肃省2015年度新能源发电企业与电力用户直接交易结果显示，成交电价约为每千瓦时0.12元~0.316元不等，甘肃中电酒泉风力公司给甘肃文县一家冶金企业的电价只有每千瓦时7分钱。
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。
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