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。