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从区域与行业两个层面压实可再生能源消费和消纳责任，首次把非电消费纳入刚性考核。主要要点：①省级行政区域与重点用能行业双线压实责任；②首次将非电利用（绿色氢氨醇等）纳入可再生能源消费最低比重考核；③自2026年8月1日起施行；④以绿证为主要核算凭证，强化考核结果运用。⑤对电解铝、钢铁、水泥、多晶硅及国家枢纽节点新建数据中心明确绿电消费比例要求。

新版导则取消变压器反向负载率80%硬性红线，转向动态柔性评估机制，可释放约50GW分布式光伏存量并网需求。

将绿电直连由单一用户拓展至多用户模式，推动新能源在园区级场景就近平衡消纳。主要要点：①支持工业园区、零碳园区、增量配电网等就近接入新能源；②建立小时级绿电溯源机制，确保绿电可追溯、可核验；③明确以荷定源的规模比例要求；④推动源荷匹配与就地消纳，降低对大电网的依赖。

推动新能源与产业、源网荷储、绿氢氨醇等集成融合发展，提升新能源系统友好性。

下达年度及次年可再生能源电力消纳责任权重，压实省级与行业消纳责任。主要要点：①下达2025、2026年各省可再生能源电力消纳责任权重；②明确重点用能行业绿色电力消费比例；③2025年权重为约束性指标；④以消纳责任权重倒逼消纳能力提升与市场建设。

首次在国家层面明确绿电直连的制度框架，探索新能源就近就地消纳新模式。主要要点：①明确绿电直连项目定义、分类与建设运行管理要求；②探索新能源就近就地消纳的新型供用电关系；③明确源荷匹配与市场化交易衔接规则；④为后续多用户绿电直连政策奠定基础。

全面规范分布式光伏开发建设管理，为分布式光伏高质量发展立规矩。主要要点：①明确分布式光伏定义、分类、备案管理、电网接入等要求；②分为自然人户用、非自然人户用、一般工商业和大型工商业四类；③规范全额上网与自发自用等上网模式选择；④强化电网接入服务与消纳保障。

以科学利用率目标和配套电网建设保障新能源高水平消纳。主要要点：①加快推进新能源配套电网项目建设，打通送出瓶颈；②科学优化新能源利用率目标，原则上不低于90%；③推动调节能力与消纳协同；④兼顾消纳水平与项目合理收益，避免一刀切。

明确可再生能源电量全额保障性收购的监管要求、责任主体与监管措施，保障可再生能源发电企业合法权益。

强化配电网对分布式新能源和充电设施的承载能力，推动配电网形态升级。主要要点：①到2025年配电网具备5亿千瓦左右分布式新能源接入能力；②具备1200万台左右充电桩接入能力；③推动配电网从无源向有源、从单向向双向转变；④提升供电可靠性与智能化水平。

规范发电侧并网运行管理，明确并网协议、调度纪律、技术指导与运行考核要求。

规范电网公平开放，明确电源接入、电网互联等公平无歧视服务要求。

以一体化模式提升可再生能源就地消纳水平，创新新能源开发组织方式。主要要点：①明确源网荷储一体化和多能互补发展的实施路径与政策保障；②推动电源、电网、负荷、储能统筹规划建设；③促进可再生能源就近消纳与系统友好并网；④鼓励增量配电网、园区级一体化试点示范。

提出建立健全清洁能源消纳长效机制，从规划引领、市场机制、电网建设、储能调节等方面系统解决消纳问题。

完善新能源消纳和调控政策体系，支撑每年大规模新增新能源消纳需求。主要要点：①2025年11月发布；②完善新能源消纳和调控政策体系；③到2030年满足全国每年新增2亿千瓦以上新能源合理消纳需求；④统筹电网建设、调节能力与市场化消纳机制。