在一线风企看来，除了外省市接受外来电的内生动力减弱之外，联络线考核也是导致近期甘肃新能源消纳不畅的一个关键因素。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。”当地一家风电央企的负责人告诉记者，“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，极端情况下甚至将全省风电出力降为零。”
多家风企负责人对记者表示，联络线考核实质上是将消纳压力转移给了新能源企业。对于联络线考核后带来的限电比例上升，电网公司应该以更加积极主动和负责任的态度来改善这种现状，降低限电比例。
近渴难解
新能源消纳形势异常严峻，甘肃省政府不得不出手“救市”，以解近渴。据记者了解，从经济可行的角度出发，目前甘肃缓解新能源消纳的主要尝试有两个，一是参与风火发电权交易，二是试点大用户直供电。
在发电权交易方面，甘肃已于今年5月底小试牛刀——中国铝业兰州分公司自备电厂(3×30万火电机组)拿出6亿千瓦时电量，与甘肃新能源企业做发电权交易。记者拿到的交易文件显示，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。这意味着新能源企业要拿出部分补贴电价，让利给对方。
新能源参与大用户直供电则面临负荷波动大的弊端，并因此产生挤占通道之嫌。“经过计算，如果风电参与大用户直供电，大用户用电100万千瓦时，实际只有约30万千瓦时来自风电，剩下的70万千瓦时还要靠火电和水电供应。”一位风企负责人告诉记者。
值得注意的是，一线企业实质上并不认同上述两种交易方式，目前参与交易只能说是一种无奈抉择。
“参与带有一种半胁迫的性质，现在别人都在做，你不做能行吗?毕竟这关系到利用小时数，还会直接影响出力分配。”一家企业负责人说，“按照电改9号文及其配套文件，新能源应享有优先调度权。现在不仅优先权没有，在风场不能盈利的情况下，我们还得让出3毛多，现在发一度电只能收回2毛多钱的边际效益。”
“我们6月开始参与交易，可7、8月限电比例仍大增。事实证明，交易难以改善弃风限电情况。”另一家企业的负责人更为直白，“按照常理，让风电参与发电权交易和大用户直供的前提应是保证企业基本收益，比如保障风电全年利用小时到达2000小时，2000小时之外的风电参与竞价。”
