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明确电网高质量发展的目标与路径，强化电网对高比例新能源的承载能力。主要要点：①到2030年西电东送规模超4.2亿千瓦、支撑新能源发电量占比达30%；②接纳分布式新能源能力达9亿千瓦；③加快建设主网、配网、微网协同的新型电网平台；④完善输配电价监管与投资激励机制。

将光热发电作为调节性电源重点培育，推动其从示范走向规模化发展。主要要点：①到2030年光热发电总装机力争达1500万千瓦左右；②从规划引导、应用市场培育等方面提出18项举措；③发挥光热储热调峰与长时调节优势；④推动光热与风光一体化基地协同开发。

健全输配电定价成本监审与定价制度体系，提升输配电价监管科学化水平。主要要点：①印发成本监审办法及省级电网、区域电网、跨省跨区专项工程三项定价办法；②明确分用户类别输配电价统筹政策性交叉补贴；③逐步缩减不同类型用户间交叉补贴；④自2026年1月1日起实施。

细化绿证全生命周期管理规则，为绿证市场规范运行提供操作依据。主要要点：①对绿证核发、划转、核销、监管等全生命周期作出细化；②明确绿证价格应大于0元等交易规则；③规范核发凭证与账户管理；④强化监管与违规处理，保障绿证权威性与唯一性。⑤明确年度证电时间匹配要求，防止环境价值重复计算。

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。

以三年倍增为目标加快补齐充电设施短板，支撑电动汽车规模化发展。主要要点：①到2027年底建成2800万个充电设施、公共充电容量超3亿千瓦；②满足超8000万辆电动汽车充电需求；③加快城市、城际、农村充电网络建设；④推动车网互动与智能有序充电。

以三年专项行动推动新型储能规模化发展，为新能源高比例消纳提供调节支撑。主要要点：①到2027年全国新型储能装机达1.8亿千瓦以上；②部署应用场景拓展、市场机制完善等五方面举措；③推动独立储能、共享储能等模式发展；④完善价格与市场机制，提升储能经济性。

完善新能源发电就近消纳项目价格机制，明确公共电网稳定供应保障服务与费用承担。

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。

首次系统组织能源领域氢能试点，推动氢能制储输用全链条发展。主要要点：①分项目试点和区域试点两种形式；②涵盖氢能制取、储运、应用（炼油及煤制油气绿色替代、氢氨燃料供电供能、氢储能长时运行）及共性支撑；③2025年最终确定41个项目试点和9个区域试点；④以试点探索技术路线、商业模式与政策机制。

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。

以全覆盖、连续结算为目标全面提速现货市场建设。主要要点：①2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖；②全面开展连续结算运行；③明确各省现货市场建设时间表；④推动现货与中长期、辅助服务市场协同衔接。

首次将全国碳市场扩围至工业重点行业，扩大碳市场覆盖面与减排贡献。主要要点：①覆盖钢铁、水泥、铝冶炼三大行业；②新增重点排放单位约1500家；③延续基于强度的配额分配思路；④推动工业领域深度减排与碳市场扩容衔接。

首次明确虚拟电厂定义与功能定位，推动其规模化发展并参与系统调节。主要要点：①明确虚拟电厂定义和功能定位；②到2027年、2030年全国虚拟电厂调节能力分别达2000万、5000万千瓦以上；③支持聚合分布式电源、储能、可调负荷参与市场；④完善准入、交易与结算机制。

以绿证市场建设为抓手推动绿色电力消费，让环境价值得到合理体现。主要要点：①提出2027、2030年绿证市场建设目标；②建立强制消费与自愿消费相结合的绿证消费机制；③推动绿证价格合理体现环境价值；④强化绿证与碳核算、能耗双控政策衔接。