《方案》将保障电力市场平稳运行、推动中长期分时段签约、促进绿色低碳发展作为基本原则，将充分发挥电力中长期交易“压舱石”作用，创新交易品种，扩大市场化规模，提高交易频次，实现中长期交易连续开始。按照峰、平、谷以及季节性分月划分时段，以时段内电量作为交易标的，实现分时段组织、分时段计量、分时段结算。同时，将加大新能源参与市场化交易的支持力度，体现新能源发电特性，促进能源清洁低碳安全高效利用。
对于发电侧的市场准入范围，《方案》明确，燃煤、生物质、资源综合利用发电企业（含余热余压气发电、煤层气发电等）进入电力市场，生物质、资源综合利用发电企业视为火电企业参与市场化交易。集中式扶贫光伏、特许权新能源、示范试验类新能源等实行全额保障性收购，暂不参与新疆电力市场交易。省调调管水电站、装机5万千瓦及以上地调调管水电站原则上进入电力市场。水电企业因所在流域特殊原因放弃进入市场的，流域内水电机组电量纳入优先发电计划，由电网企业按照批量上网电价收购。同时，鼓励新型储能、虚拟电厂等各类新型市场主体参与市场化交易。
在价格机制方面，《方案》明确，燃煤发电企业在省内直接交易中申报的平时段报价按国家规定的燃煤基准价浮动范围进行限制，目前为20%浮动比例，即250×（1±20%）元/兆瓦时。在双边直接交易中，双方按月申报分时段电量电价，应先申报平时段电价，平台根据各时段电价系数，自动生成峰（尖峰）时段和谷时段的报价范围。
《方案》特别提出，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制，本地区高耗能企业名单由各地出台并定期完善。国家明确规定的电气化铁路牵引用电用户、参与市场化交易时，按时段申报电量和电价，各时段电价申报相同价格。结算时，按照不分时段的原则进行结算。
用户侧执行到户电价由市场交易上网价格、输配电价、辅助服务费和政府性基金及附加组成，市场交易上网电价由用户或市场化售电主体与发电企业通过分时段市场化交易组织形成，输配电价、辅助服务费和政府性基金及附加按照政府政策执行。
对于优先发电计划，《方案》明确由电网企业根据政府分时段优先发电计划下达情况，依据新疆电网发电企业月度合同电量计划编制规范要求在合同中明确分时段电量或者分时段电量形成方案，形成月度分时段优先电量计划，在交易组织前将优先计划分时段电量推送至交易机构。优先发电计划价格初期统一按政府批复价格执行。关停替代交易组织完成后，替代方电厂获取的关停发电权指标按照优先发电计划方式下达。
此外，《方案》还提出，所有市场用户按照国家和自治区可再生能源电力消纳保障要求，履行可再生能源消纳权重责任。对2023年自治区可再生能源消纳责任权重及分配方案执行情况开展月度监测预警，鼓励可再生能源电力优先疆内消纳。
