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新能源限电问题日益严重，推动新能源参与市场交易几乎成了最重要的促进消纳手段，西部各个新能源大省都在着力推动当地的交易，力求扩大交易的规模。
但市场交易的各种弊端日益凸显，几个主要区域的市场交易体量日益扩大，成交价格不断走低，地方政府在组织市场交易时，有些操作和规则存在争议，新能源企业以及一些观察机构开始质疑，在当前的市场交易机制下，新能源企业是否已经成为降低地方高耗能企业电价的工具?
甘肃：量大价低，尖锐矛盾一时难解
甘肃新能源企业参与直接交易的问题在去年已经扰攘了一年。先是年初甘肃多家新能源企业联合上书事件，8月份，甘肃省工信委又下达了《2016年优先发电计划》，设定“2016年风电最低保障收购年利用小时数为500小时，光电最低保障收购年利用小时数为400小时”，意味着新能源企业需要更多地参与市场交易以获得发电量，引起新能源企业极大的不满。
甘肃的问题主要在于其本身特别尖锐的市场供需矛盾，火电与新能源之间的竞争激烈，导致新能源获得的保障利用小时数过低，不得不参与市场交易。而当地新能源企业参与市场交易的交易量大、交易电价低是甘肃市场交易最突出的特点之一。
甘肃地方政府组织的交易形式主要有大用户直接交易、与自备电厂的置换交易、外送交易、水电弃水减量新能源企业增发等，2016年全年新能源企业的总交易电量预计超过100亿千瓦时。
据研究机构的报告，以2016年上半年为例，甘肃省新能源企业各类交易电量达到46.22亿千瓦时，占总发电量的44.2%，比其他传统电源交易高6个百分点，新能源外送交易电量为28.38亿千瓦时。其中，执行大用户直供交易6.72亿千瓦时，参与交易的风、光新能源企业绝大多数以零电价成交，平均电价降低0.297元/千瓦时，为同期火电交易平均电价降低幅度的3倍，降价的金额也达到了2亿元，等于新能源向高耗能大用户让利了2亿元。
外送交易的电价稍微高点，但平均交易电价也只有0.112元/千瓦时，其中，除了北京电力交易中心组织的银东直流跨区直接交易新能源电价略高于火电外，其他外送交易新能源电价都大幅低于同期火电交易电价，如果扣除上述银东直流跨区直接交易，新能源外送平均交易电价仅为0.056元/千瓦时。
由于省内市场实在有限，甘肃一直希望可以扩大外送交易的规模，但外送湖南、湖北等受端一度受限，经过下半年政府和电网公司的多方面协调，对一些缺电省份甚至上门协商，当然，这还需要新能源企业在电价上持续让利，才完成了全年新能源外送交易电量66亿千瓦时。
此外，新能源还参与了发电权置换交易，执行交易电量11.12亿千瓦时，同样的，参与的新能源企业也大多以零电价成交，平均电价降低0.294元/千瓦时，降价金额达到了3.27亿元。
但尽管组织了规模如此之大的市场交易，对甘肃新能源的消纳帮助也并不明显。2016年，甘肃弃风率43%，全国第一，弃光率30%，全国第二。新能源参与市场，降价是必然的，如果不参与，除了400、500小时的保障利用小时数外，新能源没法发电，对企业来说是两害相权取其轻;但如果从现实考虑，有些新能源企业甚至宁愿不发电也不愿意参与市场交易，“因为补贴拖欠太严重了啊”，新能源企业能大幅让利靠得是有国家补贴的支撑，“现在补贴一拖能拖一两年，新能源企业就算愿意降价也没有空间啊”，一位甘肃新能源企业相关人士如是说。
宁夏：大规模的市场交易是否有必要?
根据当地企业的反映，宁夏新能源参与市场交易更像是个伪命题。
宁夏在西北各省里，弃风、弃光情况并不算特别严重，根据国家能源局日前发布的风电和光伏发电运行情况数据，宁夏的风电装机容量为837万千瓦，光伏装机容量为500万千瓦，在弃风空前恶化的2016年，宁夏弃风率为13%;2016年光伏电站规模崛起，弃光率为7.15%，此前并未出现特别严重的弃光现象。
宁夏当地某新能源企业相关人士认为，即便宁夏消纳市场不大、用电需求增长有限，难以避免一定的弃风弃光，但当地本身新能源盘子就不大，如果按照电网正常调度，弃风率应该能维持在10%左右，不会超过15%，弃光率不会超过10%。“这样的弃风率企业是可以承受的”，从新能源企业的角度来看，如果没有政府的干预，让电网正常地执行调度，他们完全没有参与市场交易的必要。
相关人士也表示，宁夏自治区经信委对新能源参与市场交易的态度较为强硬。一开始，宁夏经信委要求新能源企业采用挂牌交易的方式参与大用户直供交易，但企业没有参与意愿，交易电量一直上不去，对企业来说发电量也没有得到实质性提升，部分新能源企业也因此不再参与挂牌交易。
面对这样的情况，宁夏自治区经信委于2016年5月向宁夏电力公司下发通知，要求取消挂牌交易，改为摊派交易电量。据上述企业人士透露，纳入规划的新能源企业，在政府分配的基数发电量以外，按照装机容量规模分配不同比例的交易电量，不参与交易的企业就只能发很低的基数小时数。根据宁夏经信委《关于下达2016年宁夏统调电厂(机组)基数发电量计划的通知》，区内风电的基数利用小时数为1050小时，光伏为900小时，根据通知，基数小时数是“根据新能源装机占比、供热机组占比，结合新能源发电特性和电网消纳能力确定”，“其余发电量由市场交易和电能替代获得”。
但事实上，宁夏新能源参与的市场交易并不是直接的大用户直供交易。据新能源企业相关人员解释，宁夏经信委组织的大用户直供流程是，高耗能企业的大用户和火电企业进行大用户直供交易，火电企业做出一定的让利;然后经信委再组织火电企业与新能源企业进行发电权置换交易，并且要求新能源企业以火电让利大用户幅度的至少三倍让利给火电企业，“也就是说如果火电让利1分钱给高耗能企业，新能源企业要让利3分钱给火电企业”。
因此，新能源企业实际上并没有直接参与大用户直供交易，整个过程中新能源企业也没有报价、竞争等环节，让利多少、成交电价多少全部由政府设定，这样的交易机制基本上不能算是“市场交易”。企业人士认为，这可以说是政府主导的新能源对火电和高耗能企业的补贴。
如果新能源企业消极对待这些交易，那他们下一年可能将面临更严苛的限电。2017年，宁夏区域内的风电场基数利用小时数进一步下调，最高的风电场为895小时，最低的为795小时，光伏电站则在781-681小时之间。据电网人员表示，企业具体获得的基数小时数会参考新能源企业上一年参与市场交易的情况来划定，比如风电企业，交易电量占比大于35%的企业可以获得较高的895小时，小于35%的则只有795小时，“政府给企业发放的‘粮票’更少了”。
宁夏新能源企业对这样的市场交易怨念颇大，2016年，宁夏新能源企业参与交易的电量大概有30多亿千瓦时，据某机构的研究报告，交易平均电价降低0.1元/千瓦时，为同期火电交易平均电价降低幅度的2-5倍，有一些资源条件不太好的企业已经出现亏损。当然，宁夏的总体情况还是比弃风重灾区的甘肃、新疆等省要好，企业的不满主要集中于政府组织的交易强制和计划色彩太强，不顾市场规律。
2017年开始，宁夏经信委也对交易方式进行了一些调整。要求“参与交易的各火电企业按照不低于交易电量的20%(暂定)通过合同转让给新能源，为避免恶性竞争，合同电量交易价格不低于当期火电企业与电力用户交易平均价差，最高不超过平均价差3倍，最高限价根据总体价格水平适时调整”。但由于基数小时数低，交易量要求较高，新能源企业的压力还是很大。
电网企业相关人员认为，“宁夏的新能源装机近年来发展较快，区域内消纳确实是有一定困难的”，“电网是希望尽量安排新能源发电参与外送交易，跨区交易的价格比大用户直供还是好一点，但这部分的份额不大，基本不解决什么问题，其余还是要参与大用户直供”，“还要考虑到新能源企业的补贴拖欠问题，现在企业基本上是靠新能源的补贴来支撑他们让利，补贴一向滞后严重，而交易量又那么大，可以理解新能源企业对市场交易的抵触”。
蒙西：风电无限价交易，还要承担抽水蓄能容量电费
据内蒙古电网公司相关人士透露，2016年，蒙西新能源主要是风电参与交易，全年交易电量大概是30亿千瓦时，主要的交易方式为交易平台上的大用户直接交易。
据了解，2016年上半年，蒙西参加大用户直供交易的火电机组有25%-30%的交易限价系数，限价价差为0.07-0.08元/千瓦时，但风电则没有限价系数，直接以价差0.227元/千瓦时参与交易，电价降低幅度为同期火电的3倍。
2016年6月，内蒙古自治区还进行了蒙西电网首次电力无限价挂牌交易，涉及多(单)晶硅、云计算、大数据、蓝宝石、石墨电极等行业16户用户企业，发电企业有40家火电企业、16家风电企业参与。这次交易的成交电价之低也震惊了行业。此次交易的总电量为8.42亿千瓦时，火电企业摘牌价差为0.1188元/千瓦时，折算上网电价0.1584元/千瓦时;风电参与交易价差依然为0.2272元/千瓦时，折算上网电价0.05元/千瓦时，仅为同期火电交易电价的三分之一。而最大的得益者当然还是当地的大用户，因电压等级不同，上述用户企业到户电价最低为0.253元/千瓦时，最高为0.287元/千瓦时，为全国同类行业最低电价。
对地方政府来说，这次交易意义很重大，政府认为这是“为下一步我区全面放开工业行业的用电市场化积累了经验，同时形成的区域低电价洼地竞争优势”，“也有助于缓解和解决我区电力行业近年来由于快速发展而出现的电力装机过剩、新能源消纳不足等一系列问题”。
内蒙古是传统的风电富集区，开发时间较早，大部分风电场资源条件较好，收益能力也较强，这让他们有一定的底气参与市场交易，也能做出较大的让利。据电网相关人士透露，风电企业的报价也是在可以承受的范围内按当地的用户需求协商确定的，交易价格也是风电企业自行申报的，当然，背后也有政府的指导。
但这并不意味企业的压力不大，尤其是现在当地风电企业还需要分摊抽水蓄能的容量电费。2016年4月，内蒙古自治区发改委在蒙西地区实施利用可再生能源发电企业承担呼和浩特抽水蓄能电站部分容量电价的临时政策。分摊原则为超出平均发电利用小时以上的电量，剔除市场交易电量后，剩余电量提取每千瓦时0.16元，超出平均发电利用小时以上的市场交易电量，提取每千瓦时0.05元，蒙西电网的风电企业分摊金额总计达到1.46亿元。
目前，各地市场交易暴露的最大问题在于，国家能源主管部门希望通过市场交易手段推动新能源参与竞争，设想是新能源企业可以依靠国家补贴的支持一定程度上降价让利，以赢得跟火电的竞争，争取更多的发电权。但这项政策落到地方上就变了味，对地方政府来说，组织市场交易的出发点变成了为当地的高耗能企业争取低电价，新能源企业更多地是单纯承担让利者的角色，使直接交易变成扶持当地企业为其降电价的特殊政策。
当然，从地方政府的角度来说，发展当地经济，扶持当地企业无可厚非。但某些地方政府在操作过程中欠缺公平，强制和计划色彩太强，新能源企业参与的已经不是市场竞争，而是政府意志之下的利益切割。
从另一个角度来看，新能源行业也应该在各地交易的窘况中看到市场的残酷。某些政府的定价方式固然不公，但如果进行纯粹的市场交易，让新能源与传统电源同平台竞争，并且同时充分考虑化石能源的环境外部性以及吸纳新能源对电网运行成本的增加，新能源会有几成胜算?
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