存量項目
電量規模：按項目實際上網電量乘以年機制電量比例確定。集中式新能源單個項目年機制電量比例，按其2024年度上網電量扣減當年中長期（含綠電）合同實際結算電量（小于零則按零處理，下同）占當年上網電量的比例確定。分散式風電、分布式光伏項目年機制電量比例為100%。
機制電價：按燃煤發電基準價（0.3844元/千瓦時）執行。部分項目已有文件明確其上網電價的，以該上網電價（不含補貼）作為其機制電價。
執行期限：按自投產之日起滿20年與剩余全生命周期合理利用小時數（風電36000小時、光伏22000小時）較早者確定。
增量項目
電量規模：每年新增納入機制的電量規模，根據國家下達的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確定。增量項目機制電量均通過競價獲得，年上網電量按年合理利用小時數計算，風電、光伏年合理利用小時數分別按1800、1100小時確定。已投產的增量新能源項目在參與競價獲得機制電量前，可以參與月度及以下中長期（綠電）交易，不對項目競價申報電量上限產生影響。
單個項目申報電量上限為上一年度發電量的85%。
機制電價：考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素，確定競價上下限。
執行期限：按同類型項目回收初始投資的平均期限確定。2025年6月1日前尚未投產，但已通過競爭性配置（含配儲的6MW以下地面光伏電站）等方式納入年度開發建設方案的新能源項目，可單獨組織競價，由企業自愿參與。通過單獨競價納入機制的項目，其相應儲能容量不再獲得容量補償收益。
另外，文件要求根據新能源發展情況，分光伏和風電兩類組織競價，對應設置競價規模。2025年6月1日前尚未投產，但已通過競爭性配置(含配儲的6MW以下地面光伏電站)等方式納入年度開發建設方案的新能源項目，可單獨組織競價，由企業自愿參與。通過單獨競價納入機制的項目，其相應儲能容量不再獲得容量補償收益。
具體見下：
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