三部门联合发文明确风、光项目三个重点发展方向，新型电力系统建设提速

1、新能源项目将以新模式发展

1）源网荷储模式

整合源储资源、优化调度机制、完善市场规则，提升典型场景下风电、光伏电站的系统友好性能。改造升级一批已配置新型储能但未有效利用的新能源电站，新能源置信出力提升至10%以上。

2）与数据中心结合

探索新能源就近供电、聚合交易、就地消纳的“绿电聚合供应”模式。整合调节资源，提升算力与电力协同运行水平，提高数据中心绿电占比，降低电网保障容量需求。探索光热发电与风电、光伏发电联营的绿电稳定供应模式。

3）智能微电网项目

在电网末端和大电网未覆盖地区，建设一批风光储互补的智能微电网项目，提高当地电力供应水平。在新能源资源条件较好的地区，建设一批源网荷储协同的智能微电网项目，提高微电网自调峰、自平衡能力，提升新能源发电自发自用比例，缓解大电网调节和消纳压力，积极支持新业态新模式发展

通过有序安排各类电源投产，同步加强送受端网架，提升送端功率调节能力，有效提高在运输电通道新能源电量占比。开展新增输电通道先进技术应用 。优选一批电力规划明确的“沙戈荒”大基地和主要流域水风光一体化基地送出通道 ，在 保障送出通道电力供应能力的前提下 ，依托先进的发电、调节、控制技术，开展新型交直流输电技术应用 ，  有效降低配套煤电比例， 实现高比例或纯新能源外送。

在《2024年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》中也明确提出：严格落实西电东送和跨省跨区输电通道可再生能源电量占比要求，2024年的占比原则上不低于2023年实际执行情况。

（详见《重磅！可再生能源消纳权重大幅提高，最大超7%！电解铝绿电消费最高要求70%！》）

在之前发布的《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》中提出：到2025年，配电网承载力和灵活性显著提升，具备5亿千瓦左右分布式新能源、1200万台左右充电桩接入能力。

（详见《2025年，500GW分布式新能源可接入配电网！》）

4、加强智慧化调度体系设计

适应大规模高比例新能源和新型主体对电力调度的新要求，全面推进调度方式、机制和管理的优化调整。加快新型调度控制技术应用，做好调度与电力市场的衔接。

创新新型有源配电网调度模式。重点在分布式新能源、用户侧储能、电动汽车充电设施等新型主体发展较快的地区，探索应用主配微网协同的新型有源配电网调度模式，鼓励其他地区因地制宜同步开展探索。通过完善市、县级电力调度机制，强化分布式资源管控能力，提升配电网层面就地平衡能力和对主网的主动支撑能力。

5、开展典型地区高比例需求侧响应

在尖峰负荷问题突出或新能源消纳困难的地区实施高比例需求侧响应。依托新型电力负荷管理系统，建立需求侧灵活调节资源库，优化调度运行机制，完善市场和价格机制，充分激发需求侧响应活力，实现典型地区需求侧响应能力达到最大用电负荷的5%或以上，着力推动具备条件的典型地区需求侧响应能力达到最大用电负荷的10%左右。

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