根据宁夏发布的《2017年电力直接交易工作方案》，明确停止新能源企业参与市场过渡期与电力用户开展的直接交易，市场电量通过与火电企业合同电量交易和即将开展的深度调峰获得。
其中，火电企业合同电量交易分两个阶段开展。第一阶段是先期参与直接交易的统调火电企业与电力用户直接交易，第一阶段结束后，参与交易的火电企业按照不低于交易电量20%（暂定）通过合同转让给新能源企业。为避免恶性竞争，合同电量交易不低于火电企业与电力用户交易的平均价差，最高不超过平均价3倍，最高限价根据实际情况适时调整。
上述方案还规定，未购得发电权的新能源企业，视为主动放弃基数以外的市场电量，连续两个交易周期未参与合同转让取得市场电量，则取消该企业下一交易期参与市场资格。
收益率受损
根据银星能源的公告，其此次参与发电权交易的新能源装机规模为120.78万千瓦，其中风电115.78万千瓦，光伏5万千瓦，购买的发电权合计为99324万千瓦时。如果以0.09/千瓦时的价格计算，其购买发电权的总费用8936.16万元。
而根据前述保障性收购通知，新能源发电站的市场电量仍然会按新能源标杆上网电价与当地煤电标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘）的差额享受可再生能源补贴。这意味着，其最终的价格为当地的脱硫电价+补贴-购买发电权的费用。相较基础电量，最大的不同是发电权费用。
以银星能源来看，其20MW的光伏电站需要购买的发电权为1660度，整体费用约为150万元，对电站的年收益而言，并非一个可以忽略的数目。
不过，从其他省份出台的直接电力交易来看，鲜有新能源企业参与交易的例子。这或许也意味着，这种基础电量+市场电量模式，可能只限于存在“弃光”的地区。
