逐步取消发电计划，推进电力跨省跨区交易，实现全国性资源优化配置。近期，有序放开发电计划，推进现货市场建设，建立新能源跨区消纳的市场机制。中长期，建立跨省区的全国性电力交易市场，促进跨省区资源优化配置和电力消纳，逐步实现各省区电力交易的开放与融合，形成覆盖更大范围的多层次电力交易平台。
探索建立辅助服务市场，提高系统运行灵活性。近期，推动建立不同电源之间的利益补偿机制，继续尝试试点电力辅助服务市场。中长期，探索引入容量市场和辅助服务市场，促进灵活电源建设，增加电源参与辅助服务的灵活性。
调度运行管理方面
加强对新能源功率预测的管理，提高预测精度与分辨率。未来，我国西部北部部分省区新能源装机占比将超过50%，对新能源功率预测与管理提出更高要求，新能源发电功率预测将向高精度、高分辨率、中长期时间尺度方向发展，措施包括极端气象事件预报提高预测分辨率，提高新能源发电功率预测精度，提供多时间尺度的预测产品，建立新能源发电计划申报考核制度等。
优化高比例新能源运行控制手段，实现高比例清洁能源消纳。“十三五”末新能源将逐步纳入日前、日内和实时市场中，需要在调度中考虑市场机制及运行风险，措施包括基于市场机制的多种新能源互补优化调度，高比例新能源运行的风险预警与主动防御等。
增加系统惯量，提高系统运行稳定性。随着新能源出力占比不断增加，系统电力电子化特征凸显，电网转动惯量和等效规模不断减小，可以通过虚拟同步机增加系统惯量，提高系统运行稳定性。“十三五”应开始逐步在“三北”地区布局虚拟同步机，之后，推广至其他地区。
优化跨区通道的运行方式，有力促进新能源的大范围跨区消纳。目前我国已投运直流输电工程一般跟随受端区域负荷特性运行，在每一时段内输电功率恒定。这样虽然有利于受端区域更轻松地接纳新能源发电，但并未充分利用送受端区域的调节能力，通道潜力未得到充分挖掘。未来可在综合考虑受端电网接纳能力的前提下，在送端风电低谷时段，降低直流输电功率，而在送端系统风电大发时段，提高直流输电功率。通过充分利用直流跨区通道的功率调节能力，扩大新能源消纳规模。
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