实施方案主要包括三方面内容：

一是新能源上网电价全面由市场形成。2026年1月1日起，全省光伏发电、风力发电项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。根据电力市场建设和行业发展实际，适时推动生物质发电等其他新能源发电项目，参与电力市场交易。

二是建立新能源可持续发展价格结算机制。新能源项目参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算机制。区分存量和增量，分别明确纳入机制的电量规模、电价水平和执行期限。享有财政补贴的项目，全生命周期合理利用小时数内的财政补贴标准，按国家规定执行。

三是健全适应新能源高质量发展的电力市场交易机制。逐步完善电力中长期交易规则，加快电力现货市场建设，推动辅助服务市场发展。鼓励新能源发用双方签订多年期绿电购买协议，稳定项目收益和用户成本预期。鼓励新能源项目基于出力特性、调节性能，自愿配建或租赁储能，提高项目市场获利能力。推动新型储能参与电能量市场、辅助服务市场，有序建立可靠容量补偿机制，探索建设容量市场，对电力系统可靠容量给予合理补偿。

新能源项目参与电力市场交易后，在电力市场外建立新能源可持续发展价格结算机制，对新能源项目纳入机制的电量，对比市场交易价格和机制电价之间的价差，给予多退少补的差价结算，即：当市场交易价格低于机制电价时，给予价差补偿；当市场交易价格高于机制电价时，对价差进行回收。相关差价费用纳入系统运行费用，由全体工商业用户分摊或分享。

存量项目是指2025年6月1日（不含）以前已全容量并网的项目，2025年6月1日以前已开展并完成竞争性配置的承诺配建储能的海上风电项目，视同存量项目。存量项目的机制电量比例设置为90%，其中：户用分布式光伏项目、光伏扶贫项目机制电量比例为100%。机制电价参考我省燃煤基准价0.391元/千瓦时执行。执行期限按照项目剩余全生命周期合理利用小时数对应年份与投产满20年对应年份较早者确定（原特许权风电项目投产发电利用小时数为满30000小时）。

增量项目是指2025年6月1日（含）后全容量并网且未纳入过机制的项目。每年根据国家下达的非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况和用户承受能力，动态调整增量项目机制电量比例，与存量项目适度衔接。每年通过竞价形成机制电价，竞价分类暂分为海上风电（含海上风光同场建设项目）、光伏（含其他海上光伏项目）和其他风电两类，分类设置竞价上下限。执行期限按照同类项目回收初始投资的平均期限确定。具体以每次增量项目竞价公告为准。 

本次改革对新能源发电企业有什么影响？发改委表示：

对于存量项目，执行新的价格机制后，项目拥有较高的保障比例，可保持其平稳运行，同时赋予项目自主选择退出机制的权利，退出机制后可参与绿电交易，获得绿证收益，项目可结合运营实际和收益预期，进行自主选择。用存量项目的稳定收益预期，增强新能源发电企业对增量项目的投资信心，进而带动增强省内产业链发展后劲。

对于增量项目，通过合理控制建设成本、有效调控发电实现与用户用电的精准匹配，积极开展绿电交易，获取绿证收益等途径，可保障投资主体获得合理回报。具有成本优势、运行管控得当的增量项目，将通过市场获得高于行业平均水平的收益，这对于促进新能源行业高质量发展将起到积极作用。