增强储能调峰能力，积极有序开发建设抽水蓄能电站，因地制宜发展电网侧、负荷侧新型储能。
促进新能源高效消纳。创新工业企业全额自发自用、建筑“光储直柔”、交通“光储充”充电站等产消一体化模式。
推动风光水火储一体联动。加快大型综合能源基地风光水火储一体化建设运行，统筹建设风光发电基地、煤电配套电源、储能项目和外送电通道。
推动源网荷储一体化发展，探索“煤电+新能源+储能”实时数据交互与协同运行模式，建立健全发电侧容量补偿机制。
加快建设数智化坚强电网。完善电网500千伏主网架，有序推进220千伏、110千伏等电网工程建设，开展老旧变电站、输变电设备和线路整体改造。
提升配电网智能化水平，推进分布式新能源、微电网、新型储能、新能源汇集站、虚拟电厂等开发建设和友好接入。
发展新型储能装备，提升光伏装备市场竞争力，促进风电装备全产业链发展，布局推广一批化工、电力装备制造项目。
推动与分布式新能源、储能协同布局，推动算电协同试点项目建设，支持算力设施开展绿电直连。支持人工智能大模型创新发展，拓展“人工智能+煤矿、+电网、+新能源、+煤电”应用场景试点示范。
推动在绿电园区叠加增量配电改革试点。因地制宜建设智能微电网，稳步扩大虚拟电厂聚合规模，拓展充电车网、站网互动规模化应用。
做强绿电园区建设新优势。坚持差异布局、融合产业、分批实施，推动大同、绛县、长治、侯马等绿电园区试点建设。多途径拓展园区绿电供应，挖掘周边风光大基地、虚拟电厂等资源，充分利用园区内纵向空间，发挥大电网支撑保障能力，创新集中式绿电直连、分布式绿电就地消纳等新模式，重点承载出口导向型先进制造业。建设一批国家级、省级零碳园区。
完善多层次电力市场体系，推进电力中长期、现货、辅助服务市场建设。有序推进各类电源上网电价市场化改革，稳妥有序推动电能量价格、容量价格和辅助服务价格由市场形成。
优化电力中长期交易机制，放开中长期交易供需比，探索建立爬坡等辅助服务市场化交易机制，进一步激发市场活力。建立“用户挂牌、售电公司摘牌”招标竞价机制，促进售电公司充分竞争，切实降低用户用能成本。按照“谁受益、谁承担”原则，精细化管理用户侧分摊规模。深化“获得电力”服务水平，推行“一站式”“开门接电”模式。创新绿电直连、新能源接入增量配电网等供电方式，提升用能价格优势。
原文如下：
责任编辑：尹思琦
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