围绕深化电力市场化改革方面，完善电力现货市场建设，分类、逐步提高新能源市场化交易比例。2025年到2026年，新增风电项目（含分散式风电，下同）可自主选择全电量或30%发电量参与电力市场，新增光伏发电项目（含分布式光伏，下同）可自主选择全电量或15%发电量参与电力市场，实施过程中根据国家政策要求变化优化调整；2030年起，新增风电、光伏发电项目实现全面入市。
围绕创新开发利用模式方面，有序推进源网荷储一体化。支持企业因地制宜采用新能源就近直供、绿电交易、虚拟电厂、新能源自发自用等4种模式，依托电力市场交易平台和“云大物移智链边”等技术，开展源网荷储一体化工作，通过电源、用电负荷、电网、储能的多方协同互动，充分挖掘用电负荷侧的调节消纳能力，打造新能源消纳新模式。
探索新能源电力供应新模式。对有绿电需求的产业园区或出口型企业，支持采取物理或虚拟方式，创新新能源电力供给模式，探索建设一批绿电产业园；原则上供电线路由电网公司投资建设，输配电价及相关费用按国家政策规定执行。鼓励新能源发电企业与出口型企业签订电力中长期合同，新能源发电量由出口型企业全部消纳。
探索推进“风光氢氨醇”一体化开发。依托鲁北大型风光基地、海上风电基地等新能源规模化开发，探索建设可作为调峰资源的绿氢（氨、醇）项目，支持参与储能租赁市场。支持“风光氢氨醇”项目整体化推进，按照国家、省有关要求实行一体化核准（备案），配建的合成氨、合成甲醇部分，不受“两高”行业减量替代政策限制。
探索推动虚拟电厂建设。推动综合能源管理服务商、售电公司等开展虚拟电厂业务，聚合源荷储资源，高质量常态化参与电力系统调节。鼓励新建虚拟电厂纳入全省试验项目，研究相关支持政策。
围绕构建新型调节体系方面，强化煤电基础调节地位。提高大型清洁高效煤电机组调峰能力，新建纯凝和抽凝煤电机组最小技术出力应不高于20%和30%额定负荷。加快存量煤电机组灵活性改造，按改造后新增深调能力10%×8小时的标准折算储能容量，作为新建新能源项目配套储能。鼓励煤电机组通过配建电锅炉储热设施、熔盐储热等设施增加深度调峰能力，相关设施建设在发电企业计量出口内的，其用电按照厂用电管理但统计上不计入厂用电。
加快推进电化学储能项目建设。鼓励发展集中式电化学储能，建设储能容量租赁交易平台，租赁集中式储能的新能源项目优先纳入年度市场化并网项目名单。配建储能项目单个规模原则上不低于3万千瓦，鼓励与新能源项目联合参与电力市场交易。完善储能参与电力市场规则，建立“一体多用、分时复用”交易模式。
提升燃机应急调峰能力。持续优化调整燃机容量电价、气量气价等支持政策，公用燃机参与现货市场按照《山东电力市场规则（试行）》给予特殊机组补偿。重型燃机项目运行满一年后，由第三方机构核定实际调峰能力与参与调峰时长。2027年前投产的项目，若参与调峰时长达到独立电化学储能项目平均水平的，可按核定调峰能力×8小时折算储能容量，视作新能源项目配套储能。