“我们去年在甘肃亏损了将近1亿千瓦时，其中有5000多万的交易电量，交易电量基本是零电价。今年开始的时候，甘肃是说只是拿出50亿做基础电量，剩下都是交易或者置换，但后来反映比较强烈，叫停。叫停以后，今年年初他们依然是有火电有125亿交易电量，新能源按10%配比，新能源最后交易了有12亿多。这12亿多依然是零电价，不降到零电价就拿不到量。”
“宁夏现在一直也是有交易，宁夏的交易实际上确实是一个保火电的交易。我们也去拜访了一下当地——就是说必须得保火电、保煤矿、保高耗能，因为是经济支柱。但我们要是不参加交易，那就没有电量。还有交易和调度是脱节的，不参加交易，可能我的电量会很惨，但参加交易以后，我这个交易和那个基础电量并不是叠加的，有的月份或者有的风厂就减掉交易电量，几乎就没有了，或者基础电量很少。所以我们现在属于量价齐跌。”
如此看来，以前不让发电，大家说是技术问题，现在可以发电了，却压低电价。风电企业蒙受巨额损失，自是苦不堪言。
另一位开发商提到新疆、甘肃、云南三个地区很有代表性，应该分两类来看：
“新疆和甘肃以降低电价方式扶持地方产业发展。火电可以更多拉动地方经济产业，可再生能源相对来讲在这方面没有优势，所以地方政府为了发展当地经济，吸引用户，打着消纳电量来出台的办法，变相降低可再生能源电价。”
“但云南基本上是不限电的。这种情况下强制要求风电企业向火电企业，包括地方的高耗能企业进行利益输送，我们认为他们叫风火置换本身就不妥。置换应该是一种交换，我把钱补偿给你，你给我什么?通过风火置换也好，还是补偿也好，我们企业并不能得到任何东西。不限电情况下强行把我们企业效益去补偿、置换给地方的火电这是不合法、不依规也是不稳妥的。”
全额保障性收购不能是空话，法律维权进行时
虽然《可再生能源法》早就确立了“全额保障性收购可再生能源电力”制度，但现实中这项规定一直未能真正落地。
前几日，发改委下发了《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》。无所不能(caixinenergy)刊发了秦海岩对全额保障性收购办法的解读。
一个发电项目的收益，是由上网电价和上网电量所决定的，按价保量收购，才能确保投资收益。实际上，我国可再生能源分类电价就是根据各地区资源水平、投资成本、按照内部资本金收益率8%确定的。
举例来说，我国I类风资源区自2015年1月1日开始执行的风电上网标杆电价是0.49元/千瓦时，所依据的基本测算指标是资本金内部收益率为8%，再加上长期贷款利率4.9%，I类风区建设成本平均8100元/千瓦以及设备折旧等其他指标，则得出一个风电项目的年利用小时数至少要在2180才能保证8%的基本收益。
办法中首次提出保障性收购电量和市场交易电量的划分：
在通过计划方式优先安排一部分保障性发电量，保障可再生能源项目合理收益的同时，使其超出保障性范围的发电量参于市场交易。
如果项目有能力达到2300的年利用小时数，那么超出2180保障范围的120小时对应电量，就能够以较低的价格竞争取得售电合同，必要时可以用零电价甚至负电价参与市场交易，通过市场化的手段实现市场交易电量部分的优先上网。
当前我国西北地区的一些省份推行的所谓“直供交易”，是违反《可再生能源法》的行为，必须予以纠正。低于标杆电价的直供交易应该是在完成保障性收购电量的前提下，对超额部分做出的市场性安排，即只有市场交易电量部分，才能执行市场价格。
所以，所谓全额，是量的全额和价的全额，不能保量不保价，否则量保了价上不去还是影响风电收益。
