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但甘肃采取了“本末倒置”的做法——新能源需参与市场竞价交易，然后根据交易后的剩余电量确定保障利用小时数。换句话说，按照甘肃省2016年的发电计划，新能源保障发电量(即全价收购的电量)与大用户直供发电量(即降价收购的电量)总量为100亿千瓦时，两者存在此消彼长的关系。这就出现了一个有意思的情况，举个极端的例子，假设新能源企业全都不参与大用户直供竞价交易，那么电量计划中的这100亿千瓦时就全成了全价收购的电量，反而对新能源企业有利，这样看来政策似乎存在不鼓励新能源企业参与竞价的导向。当然现实情况是，甘肃省电力市场的蛋糕远不够分，且新能源企业又不可能默契地一致选择不竞价，因此他们一定会全力争取这56.2亿千瓦时的竞价电量，这就恰好把新能源企业置于了“囚徒困境”中，结果只能是将保障电量压到低的44亿千瓦时，以2000万千瓦的装机折算，保障利用小时数大致仅为220小时。
在甘肃一线新能源企业看来，受新政影响，加之失衡的供需状态，明年甘肃新能源企业陷入全面亏损已成必然，特别是考虑到目前甘肃新能源企业中仍有一半尚未进入新能源补贴目录，这类企业参与竞价交易势必出现“发电却无现金收入”的怪象，现金流断裂的风险陡增，一旦失控，整个甘肃的可再生能源产业发展都将受到难以估量的负面影响。
关于甘肃乃至三北地区新能源消纳受限的根本原因，业内的一致共识是电网、电源企业之间协调不畅、中央精神与地方政策无法做到对接落地所致，特别是《可再生能源法》、新电改配套文件《关于有序放开发用电计划的实施意见》提出的全额保障新能源电力上网几乎从未得到切实执行，甘肃在推进新能源参与电力直接交易时本末倒置的做法就是典型。
在此背景下，有行业建议，为从制度上保障可再生能源的消纳，包括甘肃在内的西北五省可试点可再生能源配额制，将非水电可再生能源电力纳入配额制考核范围，明确西北各省可再生能源消纳的比例。与此同时，国家层面应加强协调，增加西北电网尤其是甘肃电网跨区外送的份额，让新能源电力在全国更广大的范围内消纳，并合理控制甘肃新能源的发展节奏，在外送通道不畅且需求有限的情况下，避免一窝蜂式地上马新项目。另外，在保障甘肃电网安全的前提下，研究建立调峰辅助服务市场，激励现有公用纯凝火电机组进一步压低小技术出力，水电深度调峰，推动自备电厂参与调峰服务，从而解决电力电量严重供大于求的矛盾，在降低碳排放的基础上实现多方共赢作为我国利用跨区特高压输电通道促进风电建设和消纳的示范项目—哈密风电基地二期基地建设又传来捷报，12月23日，由中国核工业集团公司投资建设的20万风电项目完成了试运行工作，顺利并网发电，成为哈密风电二期基地投入运营的风电场。