《方案》指出，推動新能源上網電價全面由市場形成。新能源項目上網電量全部進入電力市場。在集中式新能源項目上網電量已基本全部進入電力市場的基礎上，推動分布式光伏、分散式風電、扶貧光伏等新能源項目上網電量參與市場交易，實現新能源項目上網電量全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。新能源項目可報量報價參與交易也可接受市場形成的價格。鼓勵分布式、分散式新能源項目作為獨立的經營主體參與市場，也可聚合后參與市場。未選擇直接參與市場交易或未聚合的項目，默認作為價格接受者。參與跨省跨區交易的新能源電量，市場交易電價和交易機制按照國家、自治區關于跨省跨區送電相關政策執行。
健全完善現貨市場交易規則。蒙東電力現貨市場運行后，推動全部新能源電量參與現貨市場中的實時市場?，F貨市場申報價格上限暫定為1.5元/千瓦時；考慮新能源在電力市場外可獲得的其他收益等因素，申報價格下限暫定-0.05元/千瓦時。蒙東電力現貨市場運行后，結合市場價格運行實際，適時評估調整現貨市場申報限價。
2025年6月1日前投產的新能源存量項目
電量規模：銜接目前具有保障性質的上網電量規模確定，保持該部分電量收益基本穩定。一是分布式光伏、分散式風電、扶貧光伏等項目的實際上網電量；二是現貨市場連續運行前，帶補貼集中式風電、帶補貼集中式光伏、風電供熱試點項目、風電特許權項目繼續按照790小時、635小時、1900小時、1900小時對應的電量安排(2025年按照剩余月份相應比例折算)；現貨市場連續運行后，帶補貼集中式風電、帶補貼集中式光伏、風電供熱試點項目、風電特許權項目分別按照380小時、420小時、760小時、720小時對應的電量安排。相關新能源項目在規模范圍內每年自主確定執行機制的電量比例，但不得超過上一年。
機制電價：納入機制的電量機制電價為蒙東煤電基準價(0.3035元/千瓦時)。當市場環境發生重大變化時，結合市場價格運行實際適時調整機制電價水平。
執行期限：納入機制的項目達到全生命周期合理利用小時數或項目投產滿20年后，不再執行機制電價。原國家批復文件中明確項目利用小時數或運行年限的，按照國家要求執行。
2025年6月1日后投產的新能源增量項目
為促進集中式、分布式(分散式)等各類新能源項目公平參與市場，進一步深化上網電價市場化改革，銜接現行電力交易政策，暫不安排新增納入機制的電量。后續根據年度非水電可再生能源電力消納責任權重完成情況，以及用戶承受能力等因素，結合電力市場運行實際及新能源項目收益等再行統籌考慮。
若后續年度安排納入機制的電量，可按年度組織已投產和未來12個月內投產、且未納入過機制執行范圍的項目自愿參與，通過競價形成，自治區價格主管部門會同能源主管部門明確機制電價競價上下限及執行期限，委托國網蒙東電力公司制定具體競價規則并組織開展具體競價工作，競價規則應報自治區價格主管部門和能源主管部門備案。
《方案》在新能源可持續發展價格結算機制的退出規則上指出，納入機制的新能源項目在執行期限內可以自主向國網蒙東電力公司申請退出部分或全部納入機制的電量，自行參加市場。納入機制的新能源項目執行到期后，國網蒙東電力公司組織做好審核退出，并提前告知企業。新能源項目執行到期，或者在期限內自愿退出的，均不再納入機制執行范圍。
詳情見下：
