三是甘肃作为新能源的输出大省，为积极响应国家政策，一边通过风火打捆争取跨省跨区外送电量，以减少弃风弃光，同时增加火电利用小时数;一边因实施的深度调峰市场中，调峰成本无法有效疏导，进而挤占不具调峰能力电厂及新能源的利益。2019年1~10月，甘肃新能源承担深调费用共计8亿元，其中省内分摊6.36亿元，西北电网省间分摊1.64亿元。受高额深调费用分摊及“两个细则”的考核，新能源电价被拉低近60元/兆瓦时。新能源既是能源的输出方，又是调峰的购买方，双重降价导致新能源已开始全面亏损，生存压力进一步加剧。新能源省内及省间调峰辅助服务分摊金额过大，对综合电价的负向拉动影响较大，建议出台相关政策适度减少或取消部分分摊费用。

　　四是2018年6月12日，甘肃省人民政府办公厅印发《甘肃省清洁能源产业发展专项行动计划的通知》(甘政办发[2018]96号)，通知要求“2018年完成新能源保障性收购电量137亿千瓦时。预计2020年完成国家规定的新能源保障性收购小时数”。目前甘肃新能源参与了现行电力体制改革中所产生的所有交易品种，为所有电源中参与交易最为全面的交易主体，市场电量继续挤占保障性收购电量，造成“量升价跌”的局面。截至2019年新能源保障小时数全省平均只有522小时，加之补贴严重滞后，新能源企业经营困难，现金流已出现问题。建议在2019年甘肃省新能源保障性收购电量的基础上，结合全省全社会用电量情况，提高2020年度的新能源保障性收购电量，确保配额指标尽可能接近国家《关于实行可再生能源电力配额制的通知》中的要求。

　　本文刊载于《中国电力企业管理》2020年06期，作者系大唐甘肃公司销售事业部主任