《规划》 还提出，将加快煤电转型升级，促进清洁有序发展。“十三五”期间，取消和推迟煤电建设项目1.5亿千瓦以上，到2020年煤电装机规模力争控制在11亿千瓦以内；全国实施煤电超低排放改造约4.2亿千瓦，实施节能改造约3.4亿千瓦，力争淘汰落后煤电机组约2000万千瓦。
《规划》 同时指出，将加强调峰能力建设，提升系统灵活性。“十三五”期间，抽蓄电站开工6000万千瓦左右，新增投产1700万千瓦左右，2020年装机达到4000万千瓦左右；单循环调峰气电新增规模500万千瓦。“三北”地区热电机组灵活性改造约1.33亿千瓦，纯凝机组改造约8200万千瓦，其它地方纯凝改造约450万千瓦。
改造后，增加调峰能力4600万千瓦，其中三北地区增加4500万千瓦。落实全额保障性收购制度，将弃风、弃光率控制在合理水平。此外，《规划》还将鼓励多元化能源利用、因地制宜试点示范。
充分论证全国同步电网格局
在电网发展方面，《规划》明确，将优化电网结构，提高系统安全水平。建设分层分区、结构清晰、安全可控、经济高效原则，充分论证全国同步电网格局，进一步调整完善区域电网主网架，提升各电压等级电网的协调性，探索大电网之间的柔性互联，加强区域内省间电网互济能力，提高电网运行效率，确保电力系统安全稳定运行和电力可靠供应。严格控制建设成本。全国新增500千伏及以上交流线路9.2万公里，变电容量9.2亿千伏安。电网综合线损率，控制在6.5%以内。
分区域看，《规划》指出，“十三五”期间，华北地区电网“西电东送”格局将基本不变，京津冀鲁接受外来电力超过8000万千瓦，初步形成“两横两纵”的1000千伏交流特高压网架；西北地区电网要重点加大电力外送和可再生能源消纳能力，继续完善750千伏主网架，增加电力互济能力；华东地区电网将初步形成受端交流特高压网架，开工建设闽粤联网工程，长三角地区新增外来电力3800万千瓦；华中地区电网要实现电力外送到电力受入转变，湖南、湖北、江西新增接受外电达到1600万千瓦；东北地区电网要在2020年初步形成1700万千瓦外送能力，力争实现电力供需基本平衡；南方地区电网要稳步推进“西电东送”，形成“八交十一直”输电通道，送电规模达到4850万千瓦，实现云南电网与主网异步联网，区域内形成2-3个同步电网。
同时，《规划》提出，要筹划外送通道，增强资源配置能力。“十三五”期间，新增“西电东送”输电能力1.3亿千瓦，2020年达到2.7亿千瓦。《规划》还明确，将升级改造配电网，推进智能电网建设。
明确电改时间表
《规划》指出，要深化电力体制改革，组建相对独立和规范运行的电力交易机构，建立公平有序的电力市场规则，初步形成功能完善的电力市场。同时明确了有序推进电改的时间表。
一是，核定输配电价。2017年底前，完成分电压等级核定电网企业准许总收入和输配电价，逐步减少电价交叉补贴。加快建立规范明晰、水平合理、监督有力、科学透明的独立输配电价体系。
二是，建立健全电力市场体系。建立标准统一的电力市场交易技术支持系统，积极培育市场主体，完善交易机构，丰富交易品种。2016年启动东北地区辅助服务市场试点，成熟后全面推广。2018年底前，启动现货交易试点；2020年全部启动现货市场，研究风险对冲机制。
三是，组建相对独立和规范运行的电力交易机构。建立完善的治理结构、完备的市场规则和健全的制度体系；充分发挥各类市场主体和第三方机构促进交易机构规范运行的作用。积极推进交易机构股份制改革和相对独立运行，2016年底前完成电力交易机构组建工作。
四是，有序放开发用电计划。建立优先购、发电制度，落实优先购电和优先发电的保障措施；切实保障电力电量平衡。逐年减少发电计划，2020年前基本取消优先发电权以外的非调节性发电计划。
五是，全面推进配售电侧改革。支持售电主体创新商业模式和服务内容，2018年底前完成售电侧市场竞争主体培育工作，基本形成充分竞争的售电侧市场主体；鼓励社会资本开展新增配电业务；明确增量配电网放开的具体办法；建立市场主体准入退出机制；完善市场主体信用体系；在试点基础上全面推开配售电改革。
值得注意的是，根据《规划》，在其实施过程中，将每年对规划执行情况进行回顾、梳理、评估，并结合实际情况对规划项目进行微调。规划确需调整的，将在国家能源局按程序修订后公布。
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