新能源限電問題日益嚴重，推動新能源參與市場交易幾乎成了最重要的促進消納手段，西部各個新能源大省都在著力推動當地的交易，力求擴大交易的規模。

但市場交易的各種弊端日益凸顯，幾個主要區域的市場交易體量日益擴大，成交價格不斷走低，地方政府在組織市場交易時，有些操作和規則存在爭議，新能源企業以及一些觀察機構開始質疑，在當前的市場交易機制下，新能源企業是否已經成為降低地方高耗能企業電價的工具？

甘肅：量大價低，尖銳矛盾一時難解

甘肅新能源企業參與直接交易的問題在去年已經擾攘了一年。先是年初甘肅多家新能源企業聯合上書事件，8月份，甘肅省工信委又下達了《2016年優先發電計劃》，設定“2016年風電最低保障收購年利用小時數為500小時，光電最低保障收購年利用小時數為400小時”，意味著新能源企業需要更多地參與市場交易以獲得發電量，引起新能源企業極大的不滿。

甘肅的問題主要在于其本身特別尖銳的市場供需矛盾，火電與新能源之間的競爭激烈，導致新能源獲得的保障利用小時數過低，不得不參與市場交易。而當地新能源企業參與市場交易的交易量大、交易電價低是甘肅市場交易最突出的特點之一。

甘肅地方政府組織的交易形式主要有大用戶直接交易、與自備電廠的置換交易、外送交易、水電棄水減量新能源企業增發等，2016年全年新能源企業的總交易電量預計超過100億千瓦時。

據研究機構的報告，以2016年上半年為例，甘肅省新能源企業各類交易電量達到46.22億千瓦時，占總發電量的44.2%，比其他傳統電源交易高6個百分點，新能源外送交易電量為28.38億千瓦時。其中，執行大用戶直供交易6.72億千瓦時，參與交易的風、光新能源企業絕大多數以零電價成交，平均電價降低0.297元/千瓦時，為同期火電交易平均電價降低幅度的3倍，降價的金額也達到了2億元，等于新能源向高耗能大用戶讓利了2億元。

外送交易的電價稍微高點，但平均交易電價也只有0.112元/千瓦時，其中，除了北京電力交易中心組織的銀東直流跨區直接交易新能源電價略高于火電外，其他外送交易新能源電價都大幅低于同期火電交易電價，如果扣除上述銀東直流跨區直接交易，新能源外送平均交易電價僅為0.056元/千瓦時。

由于省內市場實在有限，甘肅一直希望可以擴大外送交易的規模，但外送湖南、湖北等受端一度受限，經過下半年政府和電網公司的多方面協調，對一些缺電省份甚至上門協商，當然，這還需要新能源企業在電價上持續讓利，才完成了全年新能源外送交易電量66億千瓦時。

此外，新能源還參與了發電權置換交易，執行交易電量11.12億千瓦時，同樣的，參與的新能源企業也大多以零電價成交，平均電價降低0.294元/千瓦時，降價金額達到了3.27億元。

但盡管組織了規模如此之大的市場交易，對甘肅新能源的消納幫助也并不明顯。2016年，甘肅棄風率43%，全國第一，棄光率30%，全國第二。新能源參與市場，降價是必然的，如果不參與，除了400、500小時的保障利用小時數外，新能源沒法發電，對企業來說是兩害相權取其輕；但如果從現實考慮，有些新能源企業甚至寧愿不發電也不愿意參與市場交易，“因為補貼拖欠太嚴重了啊”，新能源企業能大幅讓利靠得是有國家補貼的支撐，“現在補貼一拖能拖一兩年，新能源企業就算愿意降價也沒有空間啊”，一位甘肅新能源企業相關人士如是說。

寧夏：大規模的市場交易是否有必要？

根據當地企業的反映，寧夏新能源參與市場交易更像是個偽命題。

寧夏在西北各省里，棄風、棄光情況并不算特別嚴重，根據國家能源局日前發布的風電和光伏發電運行情況數據，寧夏的風電裝機容量為837萬千瓦，光伏裝機容量為500萬千瓦，在棄風空前惡化的2016年，寧夏棄風率為13%；2016年光伏電站規模崛起，棄光率為7.15%，此前并未出現特別嚴重的棄光現象。

寧夏當地某新能源企業相關人士認為，即便寧夏消納市場不大、用電需求增長有限，難以避免一定的棄風棄光，但當地本身新能源盤子就不大，如果按照電網正常調度，棄風率應該能維持在10%左右，不會超過15%，棄光率不會超過10%。“這樣的棄風率企業是可以承受的”，從新能源企業的角度來看，如果沒有政府的干預，讓電網正常地執行調度，他們完全沒有參與市場交易的必要。

相關人士也表示，寧夏自治區經信委對新能源參與市場交易的態度較為強硬。一開始，寧夏經信委要求新能源企業采用掛牌交易的方式參與大用戶直供交易，但企業沒有參與意愿，交易電量一直上不去，對企業來說發電量也沒有得到實質性提升，部分新能源企業也因此不再參與掛牌交易。

面對這樣的情況，寧夏自治區經信委于2016年5月向寧夏電力公司下發通知，要求取消掛牌交易，改為攤派交易電量。據上述企業人士透露，納入規劃的新能源企業，在政府分配的基數發電量以外，按照裝機容量規模分配不同比例的交易電量，不參與交易的企業就只能發很低的基數小時數。根據寧夏經信委《關于下達2016年寧夏統調電廠（機組）基數發電量計劃的通知》，區內風電的基數利用小時數為1050小時，光伏為900小時，根據通知，基數小時數是“根據新能源裝機占比、供熱機組占比，結合新能源發電特性和電網消納能力確定”，“其余發電量由市場交易和電能替代獲得”。

但事實上，寧夏新能源參與的市場交易并不是直接的大用戶直供交易。據新能源企業相關人員解釋，寧夏經信委組織的大用戶直供流程是，高耗能企業的大用戶和火電企業進行大用戶直供交易，火電企業做出一定的讓利；然后經信委再組織火電企業與新能源企業進行發電權置換交易，并且要求新能源企業以火電讓利大用戶幅度的至少三倍讓利給火電企業，“也就是說如果火電讓利1分錢給高耗能企業，新能源企業要讓利3分錢給火電企業”。

因此，新能源企業實際上并沒有直接參與大用戶直供交易，整個過程中新能源企業也沒有報價、競爭等環節，讓利多少、成交電價多少全部由政府設定，這樣的交易機制基本上不能算是“市場交易”。企業人士認為，這可以說是政府主導的新能源對火電和高耗能企業的補貼。

如果新能源企業消極對待這些交易，那他們下一年可能將面臨更嚴苛的限電。2017年，寧夏區域內的風電場基數利用小時數進一步下調，最高的風電場為895小時，最低的為795小時，光伏電站則在781-681小時之間。據電網人員表示，企業具體獲得的基數小時數會參考新能源企業上一年參與市場交易的情況來劃定，比如風電企業，交易電量占比大于35%的企業可以獲得較高的895小時，小于35%的則只有795小時，“政府給企業發放的‘糧票’更少了”。

寧夏新能源企業對這樣的市場交易怨念頗大，2016年，寧夏新能源企業參與交易的電量大概有30多億千瓦時，據某機構的研究報告，交易平均電價降低0.1元/千瓦時，為同期火電交易平均電價降低幅度的2-5倍，有一些資源條件不太好的企業已經出現虧損。當然，寧夏的總體情況還是比棄風重災區的甘肅、新疆等省要好，企業的不滿主要集中于政府組織的交易強制和計劃色彩太強，不顧市場規律。

2017年開始，寧夏經信委也對交易方式進行了一些調整。要求“參與交易的各火電企業按照不低于交易電量的20%(暫定)通過合同轉讓給新能源，為避免惡性競爭，合同電量交易價格不低于當期火電企業與電力用戶交易平均價差，最高不超過平均價差3倍，最高限價根據總體價格水平適時調整”。但由于基數小時數低，交易量要求較高，新能源企業的壓力還是很大。

電網企業相關人員認為，“寧夏的新能源裝機近年來發展較快，區域內消納確實是有一定困難的”，“電網是希望盡量安排新能源發電參與外送交易，跨區交易的價格比大用戶直供還是好一點，但這部分的份額不大，基本不解決什么問題，其余還是要參與大用戶直供”，“還要考慮到新能源企業的補貼拖欠問題，現在企業基本上是靠新能源的補貼來支撐他們讓利，補貼一向滯后嚴重，而交易量又那么大，可以理解新能源企業對市場交易的抵觸”。

蒙西：風電無限價交易，還要承擔抽水蓄能容量電費

據內蒙古電網公司相關人士透露，2016年，蒙西新能源主要是風電參與交易，全年交易電量大概是30億千瓦時，主要的交易方式為交易平臺上的大用戶直接交易。

據了解，2016年上半年，蒙西參加大用戶直供交易的火電機組有25%-30%的交易限價系數，限價價差為0.07-0.08元/千瓦時，但風電則沒有限價系數，直接以價差0.227元/千瓦時參與交易，電價降低幅度為同期火電的3倍。

2016年6月，內蒙古自治區還進行了蒙西電網首次電力無限價掛牌交易，涉及多(單)晶硅、云計算、大數據、藍寶石、石墨電極等行業16戶用戶企業，發電企業有40家火電企業、16家風電企業參與。這次交易的成交電價之低也震驚了行業。此次交易的總電量為8.42億千瓦時，火電企業摘牌價差為0.1188元/千瓦時，折算上網電價0.1584元/千瓦時；風電參與交易價差依然為0.2272元/千瓦時，折算上網電價0.05元/千瓦時，僅為同期火電交易電價的三分之一。而最大的得益者當然還是當地的大用戶，因電壓等級不同，上述用戶企業到戶電價最低為0.253元/千瓦時，最高為0.287元/千瓦時，為全國同類行業最低電價。

對地方政府來說，這次交易意義很重大，政府認為這是“為下一步我區全面放開工業行業的用電市場化積累了經驗，同時形成的區域低電價洼地競爭優勢”，“也有助于緩解和解決我區電力行業近年來由于快速發展而出現的電力裝機過剩、新能源消納不足等一系列問題”。

內蒙古是傳統的風電富集區，開發時間較早，大部分風電場資源條件較好，收益能力也較強，這讓他們有一定的底氣參與市場交易，也能做出較大的讓利。據電網相關人士透露，風電企業的報價也是在可以承受的范圍內按當地的用戶需求協商確定的，交易價格也是風電企業自行申報的，當然，背后也有政府的指導。

但這并不意味企業的壓力不大，尤其是現在當地風電企業還需要分攤抽水蓄能的容量電費。2016年4月，內蒙古自治區發改委在蒙西地區實施利用可再生能源發電企業承擔呼和浩特抽水蓄能電站部分容量電價的臨時政策。分攤原則為超出平均發電利用小時以上的電量，剔除市場交易電量后，剩余電量提取每千瓦時0.16元，超出平均發電利用小時以上的市場交易電量，提取每千瓦時0.05元，蒙西電網的風電企業分攤金額總計達到1.46億元。

目前，各地市場交易暴露的最大問題在于，國家能源主管部門希望通過市場交易手段推動新能源參與競爭，設想是新能源企業可以依靠國家補貼的支持一定程度上降價讓利，以贏得跟火電的競爭，爭取更多的發電權。但這項政策落到地方上就變了味，對地方政府來說，組織市場交易的出發點變成了為當地的高耗能企業爭取低電價，新能源企業更多地是單純承擔讓利者的角色，使直接交易變成扶持當地企業為其降電價的特殊政策。

當然，從地方政府的角度來說，發展當地經濟，扶持當地企業無可厚非。但某些地方政府在操作過程中欠缺公平，強制和計劃色彩太強，新能源企業參與的已經不是市場競爭，而是政府意志之下的利益切割。

從另一個角度來看，新能源行業也應該在各地交易的窘況中看到市場的殘酷。某些政府的定價方式固然不公，但如果進行純粹的市場交易，讓新能源與傳統電源同平臺競爭，并且同時充分考慮化石能源的環境外部性以及吸納新能源對電網運行成本的增加，新能源會有幾成勝算？