最近五大國字頭新能源企業聯名向國家發改委上書，表達對新能源企業參與直購電的意見，一時間引起了業內的熱議。
作為一名發電企業的一線營銷人員，覺得有必要從案例分析的角度再次試著發現問題，從而找出根源，針對根源探尋出路。
本文以甘肅、新疆、云南相關情況作為案例。
一組表格先貼上，用以交代甘肅、新疆、云南的裝機容量、發電量、棄風（光）等基本情況。
截至2015年底，新能源裝機容量排名前三的依次是內蒙古、新疆、甘肅；新能源裝機占比排名前三的依次是甘肅、寧夏、新疆。風電裝機排名前三的依次是內蒙古、新疆、甘肅；光電裝機排名前三的依次是甘肅、青海、新疆。
截至2015年底，新能源裝機發電量排名前三的依次是內蒙古、新疆、甘肅；新能源發電量占比排名前三的依次是甘肅、青海、內蒙古。
2015年，甘肅棄風率39%、棄光率31%，新能源合計37%。新疆棄風率32%、棄光率26%；新能源合計31%。云南新能源未出現棄風（光）現象。
這里，再補充交代一下：2015年，甘肅電網最大用電負荷1303萬千瓦，最大發電出力1628萬千瓦。甘肅公用火電利用小時3122小時。
新能源參與市場之案例及由此引起的問題思考
新能源直購電上網電價最大降幅350元/兆瓦時，最小降幅120元/兆瓦時。甘肅省火電標桿電價2015年4月20起執行325元兆瓦時；2016年1月1起執行297.8元/兆瓦時。
由2015年甘肅新能源直購電引起的問題思考：
●思考1：哪些用電企業具有與新能源開展直購電的準入資格？
●思考2：新能源直購電規模如何設定？多少為宜？
●思考3：新能源參與直購電能夠做大新能源的發電空間嗎？
●思考4：新能源參與直購電市場，通過雙邊協商方式或集中競價方式決定價格，有錯誤嗎？或者可以由政府進行最低最高限價？
●思考5：新能源直購電價格“裸奔”的原因？
●思考6：如何理解和落實新能源保障性收購政策？新能源優先全額保障收購政策有其“時過境遷”？在開啟電力市場化改革過程中，新能源保障性收購政策是否需要修訂？
●思考7：各風電場風資源千差萬別，風機效率也不一致。電網調度如何保證新能源基數電量的公正公平的實現？
新能源替代發電上網電價最大降幅350元/兆瓦時，最小降幅120元/兆瓦時。
2015年新疆新能源替代發電上網電價50元/兆瓦時。
由2015年甘肅、新疆新能源與自備電廠發電權置換引起的問題思考：
●思考8：“天上掉餡餅”了：自備電廠其“自發自用”的發電權指標通過轉讓后，僅需向電網支付輸配電價（實際上自備電廠用電價格=原下網電價-新能源降價幅度）就可以用上“0”上網電價的新能源替代電量？
●思考9：電網因此是不是增加了售電量？因為新能源與自備電廠發電權置換而增加了收入，電網是否“搭了便車”？
●思考10：即便新能源置換自備電廠發電權確實能夠等量做大新能源發電空間，那么火電機組的調峰備用是不是加大了？是否應當同時完善輔助服務補償辦法和標準？
●思考11：美國最高法院為什么裁定暫停執行奧巴馬清潔電力計劃呢（這個問題扯遠了點）？
2016年甘肅新能源與火電送青海按1：4打捆。
導讀：事實已經充分說明了再繼續走直購電市場就是“撞南墻”：此路不通。因此，沒有必要“畫地為牢”。那么，如何突破藩籬？有沒有解決病根的辦法？或者說新能源（電力）市場化出路在哪里？
由2016年1-2月份甘肅新能源外送青海引起的問題思考：
●思考12：新能源與火電為什么打捆外送？打捆比例的考慮是什么？是考慮風火發電物理特征上互補性、可行性，還是考慮了風火打捆在價格和利益的互補性、可行性？
●思考13：新能源外送青海“0”電價有問題嗎？為什么所有新能源均按“0”電價中標？
●思考14：誰應當是受益者，誰又是實際的受益者？
●思考15：外送青海的電量實際上是不是1：4的新能源電量與火電電量（還是僅用以結算）？
●思考16：如何通過區域市場實現新能源更大范圍的消納？
●思考17：外送電市場規則誰來定？外送電市場平臺由誰搭建？
●思考18：如何建設跨省區外送電市場，或如何建設區域市場？
云南2015年11月和12月風電火電清潔能源置換交易情況：云南新能源裝機與發電量占比小，2015年云南原本未將新能源納入市場售電主體。云南省工信委下文并組織開展2015年11月和12月風電火電清潔能源置換交易，并規定11月12月風電企業上網電量按213.78元/兆瓦時（火電標桿電價的60%）標準補償火電。背后的原因是：云南2015年設定了火電基數保障小時（計劃發電權），主要靠水火發電指標置換（自愿或強制）予以落實，但實際執行中由于用電量增長低于預期造成火電基數保障小時出現缺口，這時新能源就成為補償火電的“后備軍”。
●思考19：云南新能源全額上網，11月12月對火電的補償標準由政府直接決定。那么云南設定火電保障性基數發電權有無道理？誰應當承擔對火電保障性基數發電權的補償義務？云南的這種做法引起爭議的原因在哪？云南用行政手段設定火電保障性基數發電權，目的是體現火電的調峰、備用價值？
“病根”在哪里？
搞清楚問題，更重要的是找到產生問題的原因，找到病根，才能真正解決問題。
前面通過案例列舉了新能源當前市場（直購電、發電權置換、外送電市場）的現狀和問題。結合案例提出的若干反思問題，相信直購電市場本身以及政府主管部門都無法給大家一個滿意而精確的答案。
實踐和案例以及大家的爭吵說明了當下的市場是一個“殘缺的手”，就是說目前市場（直購電、發電權置換、外送電市場）模式選擇以及規則設計本身就是病根。可想而知，“亂哄哄”的場面自然難以避免。
出路在哪里？
事實已經充分說明了再繼續走直購電市場就是“撞南墻”：此路不通。因此，沒有必要“畫地為牢”。那么，如何突破藩籬？有沒有解決病根的辦法？或者說新能源（電力）市場化出路在哪里？
有！那就是中長期加現貨市場才是現代電力市場的必然選擇，現貨市場才是電能的最終市場。
事實上，本輪電改明確提出了“電力市場建設”的總體要求是：具備條件的地區逐步建立以中長期交易為主、現貨交易為補充的市場化電力電量平衡機制；逐步建立以中長期交易規避風險，以現貨市場發現價格，交易品種齊全、功能完善的電力市場。條件成熟時，探索開展容量市場、電力期貨和衍生品等交易。
方向和道理其實早已指明。
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