电网企业相关人员认为，“宁夏的新能源装机近年来发展较快，区域内消纳确实是有一定困难的”，“电网是希望尽量安排新能源发电参与外送交易，跨区交易的价格比大用户直供还是好一点，但这部分的份额不大，基本不解决什么问题，其余还是要参与大用户直供”，“还要考虑到新能源企业的补贴拖欠问题，现在企业基本上是靠新能源的补贴来支撑他们让利，补贴一向滞后严重，而交易量又那么大，可以理解新能源企业对市场交易的抵触”。
蒙西风电无限价交易，还要承担抽水蓄能容量电费
据内蒙古电网公司相关人士透露，2016年，蒙西新能源主要是风电参与交易，全年交易电量大概是30亿千瓦时，主要的交易方式为交易平台上的大用户直接交易。
据了解，2016年上半年，蒙西参加大用户直供交易的火电机组有25%-30%的交易限价系数，限价价差为0.07-0.08元/千瓦时，但风电则没有限价系数，直接以价差0.227元/千瓦时参与交易，电价降低幅度为同期火电的3倍。
2016年6月，内蒙古自治区还进行了蒙西电网首次电力无限价挂牌交易，涉及多(单)晶硅、云计算、大数据、蓝宝石、石墨电极等行业16户用户企业，发电企业有40家火电企业、16家风电企业参与。这次交易的成交电价之低也震惊了行业。此次交易的总电量为8.42亿千瓦时，火电企业摘牌价差为0.1188元/千瓦时，折算上网电价0.1584元/千瓦时；风电参与交易价差依然为0.2272元/千瓦时，折算上网电价0.05元/千瓦时，仅为同期火电交易电价的三分之一。而最大的得益者当然还是当地的大用户，因电压等级不同，上述用户企业到户电价最低为0.253元/千瓦时，最高为0.287元/千瓦时，为全国同类行业最低电价。
对地方政府来说，这次交易意义很重大，政府认为这是“为下一步我区全面放开工业行业的用电市场化积累了经验，同时形成的区域低电价洼地竞争优势”，“也有助于缓解和解决我区电力行业近年来由于快速发展而出现的电力装机过剩、新能源消纳不足等一系列问题”。
内蒙古是传统的风电富集区，开发时间较早，大部分风电场资源条件较好，收益能力也较强，这让他们有一定的底气参与市场交易，也能做出较大的让利。据电网相关人士透露，风电企业的报价也是在可以承受的范围内按当地的用户需求协商确定的，交易价格也是风电企业自行申报的，当然，背后也有政府的指导。
但这并不意味企业的压力不大，尤其是现在当地风电企业还需要分摊抽水蓄能的容量电费。2016年4月，内蒙古自治区发改委在蒙西地区实施利用可再生能源发电企业承担呼和浩特抽水蓄能电站部分容量电价的临时政策。分摊原则为超出平均发电利用小时以上的电量，剔除市场交易电量后，剩余电量提取每千瓦时0.16元，超出平均发电利用小时以上的市场交易电量，提取每千瓦时0.05元，蒙西电网的风电企业分摊金额总计达到1.46亿元。
目前，各地市场交易暴露的最大问题在于，国家能源主管部门希望通过市场交易手段推动新能源参与竞争，设想是新能源企业可以依靠国家补贴的支持一定程度上降价让利，以赢得跟火电的竞争，争取更多的发电权。但这项政策落到地方上就变了味，对地方政府来说，组织市场交易的出发点变成了为当地的高耗能企业争取低电价，新能源企业更多地是单纯承担让利者的角色，使直接交易变成扶持当地企业为其降电价的特殊政策。
当然，从地方政府的角度来说，发展当地经济，扶持当地企业无可厚非。但某些地方政府在操作过程中欠缺公平，强制和计划色彩太强，新能源企业参与的已经不是市场竞争，而是政府意志之下的利益切割。
从另一个角度来看，新能源行业也应该在各地交易的窘况中看到市场的残酷。某些政府的定价方式固然不公，但如果进行纯粹的市场交易，让新能源与传统电源同平台竞争，并且同时充分考虑化石能源的环境外部性以及吸纳新能源对电网运行成本的增加，新能源会有几成胜算？
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