由于西北和华北地区在供暖期仍有一定量的纯凝机组开机，仅通过对热电进行灵活性改造仍难以将弃风率降低至合理水平。为此，本次规划提出在全国改造8600万千瓦常规纯凝煤电机组。“十三五”期间，将优先改造30万千瓦级及以下的低参数煤电机组，引导该部分机组逐步向调峰电源转型；根据需要确定60万千瓦级机组的改造规模；大容量高参数高效率的机组则应尽可能保持较高的运行负荷率。
通过实施煤电机组灵活性改造，一般情况下热电机组可增加20％额定容量的调峰能力，供热期最小技术出力率达到40～50％，储热系统具备5～7小时的运行能力；纯凝机组一般可增加15～20％额定容量的调峰能力，部分改造条件较好的电厂，争取达到国际先进水平，不投油助燃，纯凝工况下，机组最小技术出力率达到20～25％。
（二）加快抽水蓄能电站建设布局
本次规划中提出加快抽水蓄能电站建设，“十三五”期间，抽蓄电站开工6000万千瓦，投产1700万千瓦左右。但也应看到，抽蓄站址资源有限且建设周期较长（建设周期一般5～6年），“十三五”期间“三北”地区可建成并发挥作用的抽蓄仅560万千瓦，“十三五”期间开工建设的抽水蓄能将主要在“十三五”以后发挥作用。
（三）合理布局调峰气电
天然气调峰电站运行惯性小、爬坡速度快并可进行日内启停调峰，是一种优良的调峰电源。天然气调峰电站发展主要受限于其经济性和外部供需形势。目前天然气价格仍偏高，发电的燃料成本是煤电的3～4倍。同时，“十三五”期间“三北”许多地区存在电力盈余，也不适宜大规模新建气电机组。总体来看，“十三五”期间调峰气电主要布局在中东部地区，作为一种补充性调峰电源。
（四）加大通道外送并优化电力调度运行
为了进一步发挥电网的资源配置与互济效益，本次规划提出依托锡盟至泰州、酒泉至湖南、山西至江苏、扎鲁特至山东、准东至华东等多条电力外送通道，实现跨省跨区联合消纳4000万千瓦左右的可再生能源。
此外，规划提出推行节能低碳电力调度，进一步优化电力调度运行，这将有利于实现波动性电源与灵活性资源的最优匹配。为此，应加强对可中断负荷的统一调用，研究制定储热装置、电热锅炉接入后的新型调度机制，科学合理利用风光功率预测信息，进一步完善日内发电计划滚动调整机制，以确保系统内的灵活性资源发挥最大效用。
（五）实施电力需求侧响应
需求侧响应的直接成本小，是提升系统灵活性最经济的辅助措施之一。“十三五”期间，随着“电能替代”的推进，需求侧响应的内涵也将得到扩充，在负荷特性调节方面发挥积极作用。但考虑到电力消费者参加需求侧响应的机会成本不同，需求侧响应的实施效果往往难以预测。因此，规划并未就需求侧响应提出具体量化目标。
通过全面实施以上各项措施，根据测算，“十三五”期间可以为电力系统增加调节能力4600万千瓦以上。在优化调整风电布局基础上，可以满足全国2．5亿千瓦左右风电消纳的调峰需求，使风电等新能源消纳状况得到明显改善。
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