“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。
“首先，中国多年的计划经济延续至今，形成的一个意识和习惯是：优先保证火电的发电量；其次，由于新能源发电有一定的不确定性，比如风电，有风才能发电。”秦海岩说，“所以，目前形成的一个现象是，虽然《可再生能源法》规定了要优先保障可再生能源的发电上网，但各地政府和电网在做电量计划时，只有火电的计划电量，而没有风电、光电等新能源的计划电量。火电拥有了事实优先的地位。”
新能源发电量目前在全国总发电量中占比只有4％，在经济增速强劲、全社会用电需求量大时，这种体制不会给新能源发电项目造成过大冲击；可一旦出现经济下滑、用电动力减弱，惯有的“保火电”意识，便会直接威胁新能源发电企业的经济效益。
客观地看，在全社会用电量同比增长仅有0.5％的背景下，不只是风电企业的弃风限电率达到历史新高，各类型发电企业的平均发电小时均出现了大幅下滑。
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》，全国风电设备平均利用小时数同比下降了74小时。然而全国火电设备的平均利用小时数同比下降得更多，达355小时，降幅比2014年同期扩大了94小时，在火电利用小时同比下降的28个省份中，下降最多的云南和福建甚至超过了900小时。
“火电企业的体量比较大，因此，地方政府首先要面对的是火电企业效益下滑的问题。火电企业同时还牵扯到相关行业的税收、就业及由此带来的社会稳定问题。”一位不愿具名的业内专家表示，“也要看到，在大家都吃不饱的情况下，这是一个在错误的框架内不得已而为之的办法。”
宁夏的情况或许可以作为注脚。据媒体报道，为进一步拉动煤炭增长，宁夏地方政府促成神华宁煤集团与区内16家电力企业签订电煤合同，总量为2790万吨。在一篇题为《宁夏经济升级版的破局路径》中，区经济和信息化委员会相关负责人介绍的经验之一为：加大电煤合同兑现考核力度，确保区内电厂每天消化宁煤8万吨。
但一些地方政府的做法超出了新能源企业的接受范围。
记者获得的一份云南省工业和信息化委员会下发的《2015年11月和12月风电火电清洁能源置换交易工作方案通知》显示，云南省工信委要求：因火电企业经营困难，2015年11月、12月，风电场发电量要按一定置换比例，将风电企业的电费收入，按国家批复火电电价的60％支付给火电企业。
国家能源局新能源和可再生能源司副处长李鹏的总结很直接。在2015北京国际风能大会的开幕讲话中，他公开表示：风电消纳“不是技术问题，更多是利益分配问题”。
2015年11月30日，国家主席习近平在气候变化巴黎大会上发表主旨演讲中也表示：中国将实施优化产业结构，构建低碳能源体系，并将尽力达到2030年单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降60％-65％，非化石能源占一次能源消费比重达到20％左右。“虽然需要付出艰苦的努力，但我们有信心和决心实现我们的承诺。”
在秦海岩看来，能否从制度上解决弃风、弃光的问题，是能否兑现这一承诺的关键环节。
事实上，弃风限电现象已经引起了国家层面的重视。李鹏在2015北京国际风能大会上公开表示：风电“十三五”规划的重点不是装机和并网目标，而是保持政策的稳定性，并重点解决弃风限电问题；否则，装机量增加，发电量不增长，将造成投资浪费，“整个行业的发展没有意义”。
李鹏在接受记者采访时称，电力体制改革涉及方方面面，2015年弃风现象创历史新高，原因也比较复杂，国家发改委正在研究解决办法。
2015年12月31日，国家能源局起草下发了《可再生能源发电全额保障性收购管理办法（征求意见稿）》。虽然尚在征求意见中，但一些条款已开始向新能源企业倾斜。比如：将可再生能源并网发电项目年发电量划分为“保障性收购电量部分”和“市场交易电量部分”，各地电网要优先安排保障性收购部分，如因调度安排等原因导致没有优先收购，要对可再生能源并网发电项目给予补偿。
上述多家新能源企业表示，如这一管理办法能够落实，将有效缓解目前的困局。
据了解，目前各地新能源企业直接参与电量交易及风火电发电权交易政策，已被紧急叫停，但新的政策仍未公布。
