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《通知》要求，电力源网荷储一体化项目应充分挖掘和释放生产侧、消费侧调节潜力，重点通过引导用户积极性，最大化调动（或发挥）负荷侧调节响应能力，加强源网荷储多向互动；电力多能互补项目应强化电源侧灵活调节作用，在不降低存量电源参与系统调节能力的前提下，重点通过挖掘配套电源的调峰潜力，激发存量电源调节积极性与潜力，优化配置增量调节性电源或储能，进而实现各类电源互济互补。

《通知》指出，在合理范围内，电力源网荷储一体化项目可通过组织虚拟电厂等一体化聚合模式参与电网运行和市场交易，力求物理界面与调控关系清晰，划出与大电网的物理分界面；电力多能互补项目应就近、打捆，项目布局宜相对集中，与电力系统的连接方式简单清晰，以此充分发挥规模化开发优势、有效衔接各类电源建设进度、实现各类电源出力特性内部互补。

《通知》要求，按照“优化存量资源配置，扩大优质增量供给”的原则，优先实施存量燃煤自备电厂电量替代、风光水火(储）一体化提升，“量入而出”适度就近打捆新能源。按照“先试点，再推广”的节奏，2021年度各省（区、市）试点开展的“一体化”项目增量电源并网容量应在本省(区、市）电力规划、可再生能源发展规划内统筹平衡，在总结经验的基础上再扩大推进规模。

优先推进乡村振兴项目。发挥能源行业在巩固拓展脱贫攻坚成果同乡村振兴有效衔接的作用，优先考虑并重点推进相关脱贫地区“一体化”项目。

鼓励重大创新示范。各省级能源主管部门应在确保安全前提下，以需求为导向，优先考虑含光热发电，氢能制输储用，梯级电站储能、抽水蓄能、电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能等新型储能示范的“一体化”项目。积极鼓励“一体化”项目在规划、建设、运行各个阶段实现统筹管理，充分发挥虚拟电厂调节作用，积极推进一体化智慧联合调控，系统集成管理体制和商业模式。

《通知》提出，统筹推动开工建设。“一体化”项目投资主体应按照国家关于项目开工管理的要求，落实项目开工建设条件和质监注册后再行施工，确保项目建设运行环保、安全和项目质量效益，并根据国家相关规定和技术标准进行项目验收。“一体化”项目的设计、施工、安装和监理等工作应根据项目特征由国家规定具备相应资质的单位承担。项目采用的关键设备应符合国家相应产品准入标准和检测认证要求。

细化并网运行管理。“一体化”项目并网应符合国家及行业相关技术标准，满足电网安全、稳定运行要求。各省级能源主管部门应会同国家能源局派出机构，组织电网企业并征求发电企业、第三方主体等意见，细化“一体化”项目并网标准、流程、时限等相关细则，确保项目并网运行规范有序。对于满足并网要求的“一体化”项目，由电网企业予以并网；对于尚不满足并网要求的“一体化”项目，电网企业应提出具体要求，具备条件后予以并网。“一体化”项目业主应与电网企业协商约定并网运行管理权利和义务，接受相应电力调度机构统一调度。“一体化”项目应根据系统运行需要和自身情况，响应电力调度机构调节指令，提供电力辅助服务并获得相应补偿，在紧急情况下可作为地区应急电源，为地区电网提供必要支持。