电量规模：存量项目年度上网电量全部纳入机制。新能源发电企业在纳入机制的电量规模范围内每年可自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年。鼓励新能源项目通过设备更新改造升级等方式提升竞争力，主动参与市场竞争。

机制电价：按本市煤电基准价0.3598元/千瓦时执行。

执行期限：集中式新能源项目投产满20年（含），或达到全生命周期合理利用小时数（光伏发电为26000小时，陆上风电为36000小时）前执行机制。分布式新能源项目投产满20年（含）之前执行机制。

电量规模：2025年新增纳入机制电量规模结合2024年同期投产的新能源项目年度上网电量规模和可再生能源发展规划需要确定。后续年度新增纳入机制电量规模由市发展改革委会同市城市管理委按照上一年度本市完成国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重情况，以及用户承受能力等因素确定。

机制电价：由每年已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的新能源项目自愿参与竞价形成。在年度机制电量规模内、按照报价从低到高确定入选项目，最后一个入选项目的报价作为当年所有入选项目的机制电价。若存在多个项目按出清价格申报，则按申报电量比例分配机制电量规模（电量单位为千瓦时，保留整数）。

执行期限：按照当年同类项目回收初始投资的平均期限确定，原则上不高于12年。起始时间按项目申报的投产时间确定，入选时已投产的项目按入选时间确定。如入选项目未按期投产，延期六个月（含）以内的，投产前对应的机制电量自动失效；延期六个月以上的，该项目当次竞价入选结果作废，且项目

投资方所有新能源项目三年内不得参与机制电价竞价。

单个项目竞价方式：单个项目申报电量规模上限按照预计年上网电量的一定比例确定。预计年上网电量根据装机容量乘以年度平均发电利用小时数并扣除厂用电后确定，本市光伏发电年度平均发电利用小时为1450小时，风电年度平均发电利用小时为2000小时，厂用电率为3%；比例原则上逐年递减。单个项目申报价格不得高于竞价上限，竞价上限不高于本市煤电基准价。分布式光伏和分散式风电项目可独立或聚合参与竞价，聚合项目（视同单个项目）投产时间以所有项目中最晚投产的时间确定且所有项目投产时间间隔不得超过一年。

竞价组织形式：本市竞价工作由市发展改革委牵头组织，每年9月底前，在市发展改革委政务网站发布竞价通知，明确机制电量规模、竞价上限、机制电价执行期限、竞价项目类型、竞价流程安排、竞价主体资质要求、竞价申报材料等。市电力公司成立竞价工作小组，配合开展竞价相关工作。竞价工作原则上在当年11月底完成，并在市发展改革委政务网站公示。

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2025年6月1日（不含）前并网容量未达到核准（备案）容量的新能源项目，原则上视作存量项目，2025年6月1日（不含）前已并网容量部分对应的上网电量纳入机制，后续并网容量对应的上网电量不再纳入机制；新能源项目也可自愿选择作为增量项目通过竞价方式纳入机制。

强化与绿证政策协同，纳入机制的新能源上网电量对应的绿色环境属性价值（即绿证）划转至专用绿证账户，由全体工商业用户共享，计入本市绿电消纳量。

对纳入机制的新能源上网电量制定机制电价，开展差价结算，当市场交易均价低于机制电价时给予差价补偿，高于机制电价时扣除差价，结算费用纳入本市系统运行费。