實施方案主要包括三方面內容：

一是新能源上網電價全面由市場形成。2026年1月1日起，全省光伏發電、風力發電項目上網電量原則上全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。根據電力市場建設和行業發展實際，適時推動生物質發電等其他新能源發電項目，參與電力市場交易。

二是建立新能源可持續發展價格結算機制。新能源項目參與電力市場交易后，在市場外建立差價結算機制。區分存量和增量，分別明確納入機制的電量規模、電價水平和執行期限。享有財政補貼的項目，全生命周期合理利用小時數內的財政補貼標準，按國家規定執行。

三是健全適應新能源高質量發展的電力市場交易機制。逐步完善電力中長期交易規則，加快電力現貨市場建設，推動輔助服務市場發展。鼓勵新能源發用雙方簽訂多年期綠電購買協議，穩定項目收益和用戶成本預期。鼓勵新能源項目基于出力特性、調節性能，自愿配建或租賃儲能，提高項目市場獲利能力。推動新型儲能參與電能量市場、輔助服務市場，有序建立可靠容量補償機制，探索建設容量市場，對電力系統可靠容量給予合理補償。

新能源項目參與電力市場交易后，在電力市場外建立新能源可持續發展價格結算機制，對新能源項目納入機制的電量，對比市場交易價格和機制電價之間的價差，給予多退少補的差價結算，即：當市場交易價格低于機制電價時，給予價差補償；當市場交易價格高于機制電價時，對價差進行回收。相關差價費用納入系統運行費用，由全體工商業用戶分攤或分享。

存量項目是指2025年6月1日（不含）以前已全容量并網的項目，2025年6月1日以前已開展并完成競爭性配置的承諾配建儲能的海上風電項目，視同存量項目。存量項目的機制電量比例設置為90%，其中：戶用分布式光伏項目、光伏扶貧項目機制電量比例為100%。機制電價參考我省燃煤基準價0.391元/千瓦時執行。執行期限按照項目剩余全生命周期合理利用小時數對應年份與投產滿20年對應年份較早者確定（原特許權風電項目投產發電利用小時數為滿30000小時）。

增量項目是指2025年6月1日（含）后全容量并網且未納入過機制的項目。每年根據國家下達的非水電可再生能源電力消納責任權重完成情況和用戶承受能力，動態調整增量項目機制電量比例，與存量項目適度銜接。每年通過競價形成機制電價，競價分類暫分為海上風電（含海上風光同場建設項目）、光伏（含其他海上光伏項目）和其他風電兩類，分類設置競價上下限。執行期限按照同類項目回收初始投資的平均期限確定。具體以每次增量項目競價公告為準。 

本次改革對新能源發電企業有什么影響？發改委表示：

對于存量項目，執行新的價格機制后，項目擁有較高的保障比例，可保持其平穩運行，同時賦予項目自主選擇退出機制的權利，退出機制后可參與綠電交易，獲得綠證收益，項目可結合運營實際和收益預期，進行自主選擇。用存量項目的穩定收益預期，增強新能源發電企業對增量項目的投資信心，進而帶動增強省內產業鏈發展后勁。

對于增量項目，通過合理控制建設成本、有效調控發電實現與用戶用電的精準匹配，積極開展綠電交易，獲取綠證收益等途徑，可保障投資主體獲得合理回報。具有成本優勢、運行管控得當的增量項目，將通過市場獲得高于行業平均水平的收益，這對于促進新能源行業高質量發展將起到積極作用。