一是明确了绿色电力交易定义和交易框架。我国尚未有绿色电力交易和产品的清晰定义，《方案》中首次对此做出了明确的表述。绿色电力产品初期为风电和光伏发电企业上网电量，条件成熟时扩大至符合条件的水电；而绿色电力交易则是以这类电力产品为标的物，开展的电力中长期交易。对于中长期框架下的交易周期，《方案》中不仅提出了初期开展以年度（多月）为周期的交易，还鼓励市场主体之间可签订5-10年的长期购电协议。此举有利于市场主体通过长周期协议获得较为稳定的价格，投资方也能够以长期电力销售形式获取投资回报，并且长期购售电协议能够预判市场对绿色能源的诉求，可作为绿色能源规划的重要依据。

二是强调了绿色电力交易的优先原则。绿色电力优先是《方案》的核心原则，明确了绿色电力从交易组织、交易执行到交易结算的优先属性，形成了绿色电力从生产到利用的全周期管理顺序，实现绿色电力交易体制机制的新突破。在交易组织方面，《方案》提出绿色电力交易作为独立交易品种，优先组织有绿色电力消费需求的市场主体开展长周期的市场化交易；在交易执行方面，《方案》规定发电企业参与绿色电力交易的对应合同优先执行，已开展现货试点地区则需为市场主体提供优先出清履约的市场机制；在交易结算方面，《方案》要求绿色电力交易优先于其他优先发电计划和市场化交易结算，月结月清并做好与其他分时段交易结算的衔接。

三是规范了绿色电力产品的交易方式。《方案》提出了直接交易购买和向电网企业购买两种方式。第一种直接交易购买方式主要面向省内市场，由电力用户或售电公司通过直接交易方式向省内绿色电力企业购买绿电，以实现绿色能源供需的精准匹配，促进绿色能源的利用水平提升。在无法满足绿色电力消费需求的情况下，电力用户可通过第二种交易方式——向电网企业购买其保障收购的绿色电力产品达成交易。这类绿色电力产品来自部分带补贴的新能源项目，或来自本省电网企业参与省间市场化交易购入。其中，带补贴的新能源项目交易电量将不再领取补贴或注册申请自愿认购绿证，不计入其合理利用小时，实现了从计划体系下的定量定价转向由市场决策下的量价构成，通过市场机制分担补贴，缓解补贴缺口压力；电网企业参与省间市场化交易则是通过市场机制实现绿色电力的优化配置，扩大了绿色电力的交易范围，有助形成全社会消费绿色电力的理念。

四是厘清了绿色电力产品的市场化定价机制。购买绿色电力产品的交易价格由发电企业与电力用户、售电公司通过双边协商、集中撮合等市场化方式形成。《方案》中对交易价格未有限制，并鼓励交易价格可以高于发电企业核定的上网价格和电网企业收购的价格，充分体现了电能的绿色价值和环境价值。《方案》规定交易价格高于核定上网价格的收益，将分配给对应的发电企业，以鼓励发电企业为绿色能源发展做出的贡献，并支撑发电企业持续建设绿色能源；交易价格高于电网企业收购价格的部分，将补偿给参与交易的新能源发电企业、促进新能源消纳的相关投资及运营方，以激发新能源发电企业和相关方积极参与绿色电力交易，为市场主体提供功能健全、友好易用的绿色电力交易服务。

五是提出了绿色电力交易的衔接与发展预期。在中长期交易框架下，《方案》要求绿色电力交易的时段划分、曲线形成等衔接现有中长期合同，优先执行和结算，并由市场主体自行承担经济损益，赋予市场主体自主交易的权利和责任；在已开展现货交易的地区，《方案》在要求引导市场主体根据实际发用电情况实现绿色电力交易与中长期交易衔接的基础上，仍强调了优先原则，明确了绿色电力交易在现货交易中的优先出清顺序，以规避偏差风险，确保绿色电力交易电量履约。对于正在推行的可再生能源消纳责任权重政策，《方案》提出了将消纳责任权重分解至电力用户和售电公司作为刚性约束的预期，以激励广大市场主体积极参与绿色电力交易；对于初步启动的碳市场，《方案》建议通过CCER等机制实现电力市场与碳市场的有机连接，以规避环境费用在两个市场之间重复计算。