基礎電量加市場電量，一直是火電企業的主營模式之一。
如今，包括風電以及光伏在內的新能源企業，正向這一模式看齊，尤其是在那些存在“棄風”、“棄光”的地區。
作為寧夏本土的新能源主力，銀星能源最近的一紙公告，揭開了這種模式運作的內幕。
根據公告，銀星能源將向其控股股東所屬的火電企業購買相應規模的發電權，價格為0.09元/千瓦時。
按照慣例，此處的9分錢不是指電價，而是指該部分電量的電價確定模式，即在標桿上網電價中減去9分錢，剩下的才是企業實際獲得的電價。
就銀星能源的公告來看，一個49.5兆瓦的風電站，需要購買超過2000萬度的市場電量，最高的甚至超過4000萬度，而一個10兆瓦的光伏電站需要購買的市場電量在700萬度左右。
根據國家發改委、國家能源局此前下發的《關于做好風電、光伏發電全額保障性收購管理工作的通知》，新能源發電站的市場電量，仍然會按新能源標桿上網電價與當地煤電標桿上網電價（含脫硫、脫硝、除塵）的差額享受可再生能源補貼。這意味著，這部分發電量的最終的價格，為當地的脫硫電價+補貼-購買發電權的費用。相較基礎電量，最大的不同是發電權費用。
“基礎電量”模式登場
根據電改中的設想，解決“棄光”的主要辦法是每年給予光伏電站一定數量的基本電量，此電量之內的全額收購，超過之外的則由市場化交易方式獲得。
2016年5月份，根據兩部委發布的前述通知，保障性收購電量應由電網企業按標桿上網電價和最低保障收購年利用小時數全額結算，超出最低保障收購年利用小時數的部分應通過市場交易方式消納，由風電、光伏發電企業與售電企業或電力用戶通過市場化的方式進行交易。
上述通知還規定，地方政府能源主管部門或經濟運行主管部門應積極組織風電、光伏發電企業與售電企業或電力用戶開展對接，確保最低保障收購年利用小時數以外的電量能夠以市場化的方式全額消納。
就寧夏的做法來看，顯然是對上述方式做了一定的變通。即，新能源企業不直接參與電量市場交易，而是由參與直接交易的火電企業將自己競購的部分比例電量轉售給新能源企業。
根據寧夏發布的《2017年電力直接交易工作方案》，明確停止新能源企業參與市場過渡期與電力用戶開展的直接交易，市場電量通過與火電企業合同電量交易和即將開展的深度調峰獲得。
其中，火電企業合同電量交易分兩個階段開展。第一階段是先期參與直接交易的統調火電企業與電力用戶直接交易，第一階段結束后，參與交易的火電企業按照不低于交易電量20%（暫定）通過合同轉讓給新能源企業。為避免惡性競爭，合同電量交易不低于火電企業與電力用戶交易的平均價差，最高不超過平均價3倍，最高限價根據實際情況適時調整。
上述方案還規定，未購得發電權的新能源企業，視為主動放棄基數以外的市場電量，連續兩個交易周期未參與合同轉讓取得市場電量，則取消該企業下一交易期參與市場資格。
收益率受損
根據銀星能源的公告，其此次參與發電權交易的新能源裝機規模為120.78萬千瓦，其中風電115.78萬千瓦，光伏5萬千瓦，購買的發電權合計為99324萬千瓦時。如果以0.09/千瓦時的價格計算，其購買發電權的總費用8936.16萬元。
而根據前述保障性收購通知，新能源發電站的市場電量仍然會按新能源標桿上網電價與當地煤電標桿上網電價（含脫硫、脫硝、除塵）的差額享受可再生能源補貼。這意味著，其最終的價格為當地的脫硫電價+補貼-購買發電權的費用。相較基礎電量，最大的不同是發電權費用。
以銀星能源來看，其20MW的光伏電站需要購買的發電權為1660度，整體費用約為150萬元，對電站的年收益而言，并非一個可以忽略的數目。
不過，從其他省份出臺的直接電力交易來看，鮮有新能源企業參與交易的例子。這或許也意味著，這種基礎電量+市場電量模式，可能只限于存在“棄光”的地區。
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