2015年11月下旬，光伏們获悉甘肃整个地区的光伏最大出力比例为37.99%，酒嘉地区甚至低至31.4%。在限电的阴云之下，光伏們采访了多家甘肃已投运的光伏电站，这些项目目前都安排了一位负责直购电的交易专员，开始专业“跑送电”。简而言之，即光伏或风电免费供大用户或参与外送，然后争取调度分配更多的出力指标，从而获得国家可再生能源补贴(光伏上网标杆电价与用户电价或外送电价的差价)。
近乎免费的可再生能源电力
相比发了电但送不出去，光伏电站为了止损，只能采取一方让利，三方共赢的模式。一位在武威地区负责直供电交易的光伏电站负责人张伟(化名)表示，目前甘肃的新能源电站普遍以给用户让利的方式，以争取用电企业更多的电力使用，从而使新能源电站少限电多送电，同时电网输送容量的增加也将给电网公司带来收益。
其中，让利模式有三种：其一、免费供用电大户，继而在直购电交易中获得更多的上网电量，更多获取光伏上网标杆电价与当地脱硫上网电价的差价;其二：发电权置换(或替代交易)，即新能源发电企业替代自备电厂发电，然后给予自备电厂相应的补偿。符合准入资格的发电企业和电力用户通过甘肃电力市场交易平台，采取双边自主协商交易或集中撮合交易方式开展;其三、让利参与外送，获取差价。
张伟表示：“如果不参加直购电交易，调度给我们光伏电站的出力限制在基准值10%，参加多少交易，调度将相应调高发电出力，目前我们出力能达到30%左右。如果往后能够充分满足电网的交易要求，或将更进一步提高发电出力指标”。另一位在武威地区持有风电和光伏电站的某企业交易专员马亮向光伏們介绍，“平时调度给我们50MW光伏电站的出力指标为20%，而剩余40MW在晒太阳。”
光伏們经调研发现，新能源企业给用户让利几乎等于甘肃省内火电标杆上网电价(含脱硫、脱硝、除尘电价)0.325元/千瓦时(含税)。张伟表示，目前甘肃普遍让利0.325元/kWh，也就意味着几乎免费将可再生能源电力输送给买方。马亮向光伏們介绍，其让利为0.315元/kWh。中国能源报此前有消息称，于2015年5月进行的中国铝业兰州分公司自备电厂(3×30万火电机组，交易电量6亿度)发电权替代交易中，近百家风电场及光伏电站参与其中，部分新能源企业给出的发电权报价已超出甘肃的火电标杆电价(0.325元/千瓦时)，6月的最高度电成交价达0.3556元。此外，张伟表示，无论替代交易、大用户直购还是外送申请，光伏企业拿到的电价相差不多。
行动中的政府
当然，随着甘肃诸多地方新能源消纳问题所带来的社会负面影响日趋凸显，政府层面亦在着力推动新能源的消纳。甘肃发改委、工信部、能监办于2015年11月8日联合下发的《甘肃省2016年电力用户与发电企业直接交易实施细则》(下称“细则”)明确规定，全省范围内发电出力不受网架和时段限制的、符合国家政策、具有独立法人资格、已并网发电的集中式光伏、风力发电企业(但特许权新能源企业、分布式新能源企业、临时接入电网的新能源企业除外)可参与直购电交易。
其中，新能源企业的电量按用户的用电量的1/5参与交易;新能源发电企业与火电企业打捆参与交易，原则上新能源发电企业与火电企业发电量按照1：4打捆的电量，对应电力用户交易电量(打捆交易由省电力公司负责组织实施);交易周期以年度交易为主，季度交易为辅。年度交易组织在上一年12月底前完成;季度交易组织在当年3、6、9月底完成。
据兰州供电公司负责直购电用户侧申请的李斌(化名)表示，交易期间，由地市级供电公司负责直购电用户的申请、审核和上报省交易中心，省交易中心负责新能源发电企业的申请和审核。然后经电力调度安全校核、匹配后发布交易结果，继而经三部委(发改委、工信部、能监办)审核后确定最终交易名单。其中用户的让利，将由地方电网公司返还用户。此外，细则明确，申请完成后，电力调度将优先考虑可再生能源发电。
李斌介绍，其实在2015年6月23日，甘肃发改委下发《2015年电力用户与新能源发电企业直接交易试点方案》之后，规定集中式光伏、风力发电企业可参与直接交易，交易电量按照用电企业增量生产用电量的20%匹配，甘肃已经组织实施过一次直购电交易。
李斌表示，2016年兰州区域的直购电用户申请名单共计60余户已于2015年12月底上报省电力交易中心。2015年11月27日，甘肃能源监管办关于开展甘肃省2016年新能源发电企业替代自备电厂发电交易的通知显示，2016年1-12月份的交易电量为20.3亿度，其中中国铝业兰州分公司自备电厂19亿度，玉门油田自备电厂1.3亿度。
电力消纳机制的创新，无疑是消纳甘肃新能源电力的有效手段之一。但仍难解甘肃的新能源消纳之困。
为什么消纳如此之难？
甘肃可再生能源电力消纳难的原因主要有以下几点：
其一，电力富裕，供大于求。近日，国家电网报一组数据显示，甘肃电力装机约为4531万千瓦，最大用电负荷仅1300万千瓦，装机容量是用电负荷的3.42倍。其中，甘肃新能源装机1784万千瓦(光伏584万千瓦)，已经超过最大负荷484万千瓦。
其二，装机增加，外送受限。虽然电力富裕，但是国家电网今年3季度数据显示，1-9月份甘肃新增装机为306万千瓦，设备利用小时合计下降393小时。光伏装机更是从2012年底的47.5万千瓦迅速增至585.6万千瓦(光伏們11月统计)。
同时，1-9月发电权交易18.13亿度，下降49.79%;甘肃送出陕西、青海、宁夏、新疆电力分别为2.37、35.58、0.44、0.02亿度，分别下降16.75%、3.86%、77.46%，仅新疆增5.31%。能源报数据显示，2014年华中区域接收的甘肃新能源电力为46亿度，而今年上半年，华中地区仅接收13亿度来自甘肃的新能源电力。
那么，外送下降的原由何在。中国能源报此前报道称，2014年9月，西北网调开始对西北五省进行跨省联络线考核。实施联络线考核后，西北电网将调管权下放至省级电网，收紧了跨省交易权限，不仅控制总量，还要控制何时外送、送多少，超出计划就是白送，不结算电费。由于甘肃新能源占比大，调峰能力不足，为减少和避免考核，甘肃省调践行的原则是尽可能压低新能源出力。同时，华中等区域的用电需求的下降亦是原由之一。
其三，经济下行，用电萎缩。据甘肃省统计局披露，11月份，全省用电量大幅下降(中电联数据显示为下降10.7%)，自9月份以来已连续三个月“负增长”，且降幅不断扩大，其中六大高耗能行业用电均呈下降。铁合金、电石、碳化硅、电解铝等是甘肃省传统的高载能产业，也是甘肃的支柱行业，其用电量占全省用电量的45%左右，占工业用电量的58%左右。而就在2015年10月，位于兰州的中铝连城分公司因亏损全面停产。
其四，在《国家电网公司新能源运行消纳情况》调研报告中显示，电网发展滞后，新能源送出和跨省跨区消纳受限。电网项目核准滞后于新能源项目，新能源富集地区不同程度都存在跨省跨区通道能力不足问题，已成为制约新能源消纳的刚性约束。比如，甘肃酒泉风电基地装机规模已超过1200万千瓦、太阳能发电近600万千瓦，但酒泉-湖南特高压直流工程2015年5月核准建设，预计2017年才能投产，外送通道建设滞后2-3年。
概而言之，甘肃各种能源装机盲目增长、用电需求下降、外送消纳受限，引起用电市场的供过于求。
希望在哪里？
除了目前甘肃政府着力推行的交易政策。于2015年6月3日正式开工建设的酒泉至湖南±800千伏特高压直流输电线路，成为甘肃新能源企业的最大期盼。工程建成后，预计年外送电量400亿千瓦时，输送能力将超过800万千瓦，其中40%输送清洁能源，届时将在一定程度缓解甘肃省河西地区新能源外送之困。
同时，于2015年12月由国家能源局起草的《可再生能源发电全额保障性收购管理办法(征求意见稿)》(下称《办法》)开始向全社会广泛征求意见。《办法》规定，可再生能源并网发电项目年发电量分为保障性收购电量部分和市场交易电量部分，其中：保障性收购电量部分通过优先安排年度发电计划、与电网公司签订优先发电合同(实物合同或差价合同)保障全额收购;市场交易电量部分由可再生能源企业通过参与市场竞争方式获得发电合同，并通过优先调度执行发电合同。有业内人士称，这一规定既可保障可再生能源项目的基本收益，还能充分发挥可再生能源电力边际成本较低的优势，使其通过市场竞争的方式落实优先发电权。
但是，有人士认为，酒—湖线远期的外送情况却令人堪忧。能源报报道称，在陇电入湘特高压工程的刺激下，甘肃方面“正在酝酿”同步启动“千瓦千万风电基地二期项目”，新建500万千瓦风电和150万千瓦光电。而现在项目管理权限都在地方，在稳增长压力之下，地方缺乏有效制衡机制，这类事情会一再发生。
总体看来，政府电力体制机制的创新和新能源的保障政策将在一定程度上缓解甘肃光伏发电的消纳之困，但是短期之内仍旧是一个难解之题。
