“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。
新能源补贴机制需完善
新一轮电力改革提出鼓励发电企业和用电企业进行直接交易，鼓励探索发电权交易，这也是电力市场化的方向。同时，根据《可再生能源法》，要求全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量。
两者愿景都是好的，但在现实中，“全额收购”远不能落实，新能源企业又在直接交易中败下阵来。矛盾到底出在哪儿?
