《总体方案》包含四章共十四条：

第一章为“推动新能源全面进入电力市场”。一是明确新能源项目（风电、光伏，下同）上网电量全部全面参与现货市场。统调新能源以“报量报价”参与现货市场，其他新能源暂作为价格接受者参与现货市场。二是有序参与中长期市场，各类新能源项目通过绿电交易形式参与中长期交易。三是健全电力辅助服务市场，现货市场正式运行期间，新能源项目不再承担调频、备用等辅助服务市场费用。

第二章为“建立新能源可持续发展价格结算机制”。按照“136号文”要求并结合我省实际，一是促进存量项目机制电价与现行价格政策有序衔接，明确为0.4153元/千瓦时；机制电量比例每年可自主确定次年机制电量比例一次（首次确定时，统调新能源上限90%，其他新能源100%），但不得高于上一年；绿电不纳入机制电价保障，以今年1-5月绿电交易比例为基准，设置绿电占比封顶机制，存量项目的机制电量比例按1-min【该项目1~5月绿电交易比例；1~5月全省绿电交易平均比例】计算。二是明确新能源增量项目机制电价、机制电量通过全省集中性竞价确定；除统调新能源项目外，其他新能源项目应在全容量投产后参与竞价；执行期限按照同类项目回收初始投资的平均期限确定。三是明确新能源机制电价差价电费的计算公式、电量上限、偏差管理和疏导方式，以及新能源可持续发展价格结算机制有序退出方式。

第三章为“做好改革政策衔接”。统筹衔接电力市场、绿证、代理购电、配储等现行新能源政策。一是明确新能源项目参与中长期（绿电）交易限值计算公式，当年已结算机制电量达到上限后，后续月可全量参与绿电交易。二是明确机制电量对应绿证处理方式，纳入机制的电量不重复获得绿证收益，机制电量对应绿证统一划转至省级专用绿证账户。三是明确代理购电政策、新能源政策衔接，落实新能源项目不得强制配储、完善新能源利用率统计与考核、继续执行财政补贴政策等要求。

第四章为“协同推进政策落地”。明确“136号文”在浙江省落地实施职责分工、组织实施、用户告知、跟踪评估等方面的工作。一是新能源存量项目需在规定期限内与电网企业重签购售电合同（含机制电价结算条款）；统调新能源项目在规定期限内未完成重签的，视为主动放弃机制电量，不再纳入机制电价执行范围；其他新能源项目在规定期限内未完成重签的，机制电价结算条款按政府公告的统一标准执行。二是新能源增量项目在办理并网投产流程时应完成购售电合同（含机制电价结算条款）签订，机制电价结算条款按照政府公布的竞价结果确定。三是做好新能源项目主体告知，机制电量、机制电价及执行期限的确定方式按照相关实施细则执行。

（二）实施细则

三项实施细则从落地操作层面考虑，主要制定电费结算、成本测算、增量项目竞价的具体工作指南。

《结算细则》包含六章二十七条，主要明确新能源项目在参与电力市场交易结算后，进行机制电价差价结算的具体方式，重点区分存量项目与增量项目，明确机制电价、机制电量、机制电价执行期限等关键参数的确定方法，构建年度机制电量月度分解、年累计结算机制电量上限、机制电量分档退坡等机制，规定机制电价差价电费的计算公式、时间节点、分摊方式等。

《成本测算细则》包含四章十九条，主要明确新能源发电成本测算原则、方法、标准及相关工作保障机制。新能源发电成本以经营周期平准化度电成本进行测算，主要包括折旧费、运行维护费和财务费用；当增量项目竞价触发下限时，需启动新一轮成本测算工作。

《竞价细则》包含七章二十四条，主要明确增量项目竞价规则，重点制定竞价主体认定方法，明确机制电量总规模、分类型机制电量规模、竞价充足率、单个项目申报机制电量上限、竞价价格限值等关键参数确定方式，规定了竞价流程与保障机制。增量户用自然人光伏采用“只勾一次、无感竞价”，在签订购售电合同（含机制电价结算条款）时，同步选择自主参与机制电价竞价或“无感竞价”；选择“无感竞价”项目按照竞价下限自动申报、优先出清，充分保障权益。