實施方案主要包括三方面內(nèi)容：

一是新能源上網(wǎng)電價全面由市場形成。2026年1月1日起，全省光伏發(fā)電、風(fēng)力發(fā)電項目上網(wǎng)電量原則上全部進入電力市場，上網(wǎng)電價通過市場交易形成。根據(jù)電力市場建設(shè)和行業(yè)發(fā)展實際，適時推動生物質(zhì)發(fā)電等其他新能源發(fā)電項目，參與電力市場交易。

二是建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)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(jié)算機制。區(qū)分存量和增量，分別明確納入機制的電量規(guī)模、電價水平和執(zhí)行期限。享有財政補貼的項目，全生命周期合理利用小時數(shù)內(nèi)的財政補貼標(biāo)準，按國家規(guī)定執(zhí)行。

三是健全適應(yīng)新能源高質(zhì)量發(fā)展的電力市場交易機制。逐步完善電力中長期交易規(guī)則，加快電力現(xiàn)貨市場建設(shè)，推動輔助服務(wù)市場發(fā)展。鼓勵新能源發(fā)用雙方簽訂多年期綠電購買協(xié)議，穩(wěn)定項目收益和用戶成本預(yù)期。鼓勵新能源項目基于出力特性、調(diào)節(jié)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(wù)市場，有序建立可靠容量補償機制，探索建設(shè)容量市場，對電力系統(tǒng)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(xù)發(fā)展價格結(jié)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(jié)算，即：當(dāng)市場交易價格低于機制電價時，給予價差補償；當(dāng)市場交易價格高于機制電價時，對價差進行回收。相關(guān)差價費用納入系統(tǒng)運行費用，由全體工商業(yè)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(wǎng)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(fēng)電項目，視同存量項目。存量項目的機制電量比例設(shè)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(zhí)行。執(zhí)行期限按照項目剩余全生命周期合理利用小時數(shù)對應(yīng)年份與投產(chǎn)滿20年對應(yīng)年份較早者確定（原特許權(quán)風(fēng)電項目投產(chǎn)發(fā)電利用小時數(shù)為滿30000小時）。

增量項目是指2025年6月1日（含）后全容量并網(wǎng)且未納入過機制的項目。每年根據(jù)國家下達的非水電可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重完成情況和用戶承受能力，動態(tài)調(diào)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(fēng)電（含海上風(fēng)光同場建設(shè)項目）、光伏（含其他海上光伏項目）和其他風(fēng)電兩類，分類設(shè)置競價上下限。執(zhí)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(fā)電企業(yè)有什么影響？發(fā)改委表示：

對于存量項目，執(zhí)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(wěn)運行，同時賦予項目自主選擇退出機制的權(quán)利，退出機制后可參與綠電交易，獲得綠證收益，項目可結(jié)合運營實際和收益預(yù)期，進行自主選擇。用存量項目的穩(wěn)定收益預(yù)期，增強新能源發(fā)電企業(yè)對增量項目的投資信心，進而帶動增強省內(nèi)產(chǎn)業(yè)鏈發(fā)展后勁。

對于增量項目，通過合理控制建設(shè)成本、有效調(diào)控發(fā)電實現(xiàn)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(yōu)勢、運行管控得當(dāng)?shù)脑隽宽椖�，將通過市場獲得高于行業(yè)平均水平的收益，這對于促進新能源行業(yè)高質(zhì)量發(fā)展將起到積極作用。