新能源入市后，将公平承担电力系统调节成本，各类电源在电力系统中的价值将得到更充分体现，更好引导新能源与调节电源、电网协调发展。然而，参与市场交易后，新能源项目收益风险增加，影响投资积极性。如何保障新能源平稳入市成为业内讨论的热点问题。
电力现货市场发现电力实时价格，反映市场供需关系。数据显示，2024年甘肃省光伏和风电捕获价格分别较上年下降36.99%和15.88%，蒙西地区光伏和风电捕获价降幅分别为20.61%和18.97%。入市后电价下行等因素导致新能源收益率下滑。中金公司研究部测算显示，2024年上半年大型电企新能源度电税前利润在0.12-0.2元，多数企业同比降幅在15-20%。
为应对新能源价格波动，稳定项目收入预期，《通知》提出建立新能源可持续发展价格结算机制，对纳入该机制的电量，当市场交易价格低于机制电价时给予差价补偿，高于机制电价时扣除差价。省级价格主管部门会同相关部门负责明确纳入机制的新能源电价水平、电量规模、执行期限等。
《通知》在实施新能源可持续发展价格结算机制时，同步区分了存量和增量，实行不同的政策。2025年6月1日以前投产的存量项目，通过开展差价结算，实现电价等与现行政策妥善衔接；2025年6月1日及以后投产的增量项目，纳入机制的电量规模根据国家明确的各地新能源发展目标完成情况动态调整，机制电价由各地通过市场化竞价方式确定。
这种“多退少补”的差价结算方式参考了英国等国的政府授权差价合约(CfD)模式，相当于给了新能源项目一个“价格锚点”。CfD是一种将电力市场机制下变动的电价风险转换为固定履约价格的方法。实行可持续发展价格结算机制，意味着新能源项目的收入构成发生变化，由原先的保障性收入为主，转为市场交易收入+价差补偿收入-辅助服务分摊费用。
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