分布式電源。積極發展分布式發電，鼓勵能源就近高效利用。放開用戶側分布式電源建設，推廣“自發自用、余量上網、電網調節”運營模式。鼓勵企業、機構、社區和家庭根據自身條件，投資建設屋頂式太陽能、風能等各類分布式電源。鼓勵在有條件的產業聚集區、工業園區、商業中心、交通樞紐及公用機構等推廣建設分布式能源項目。因地制宜發展中小型分布式中低溫地熱發電、沼氣發電和生物質氣化發電等項目。支持企業利用余熱、余壓、余氣等余能建設發電項目。在有條件的沿海地區建設海洋能與風電、太陽能等可再生能源互補的海島微電網示范項目。
(三)加強調峰能力建設
重視電力系統調節能力建設，堅持電源側、電網側、負荷側多措并舉，充分挖掘現有系統調峰能力，加快調峰電源規劃建設，著力增強系統靈活性、適應性，破解新能源消納瓶頸，提高電力系統運行效率。
抽水蓄能。綜合考慮地形地質、水文氣象等條件以及電網需求，合理布局抽水蓄能電站。在膠東負荷中心布局抽水蓄能電站，增強區域電網調峰能力，提高東部沿海核電基地電力送出和風電等可再生能源發電消納水平;在“外電入魯”通道落點集中的魯中、魯南地區布局抽水蓄能電站，保障電網以及特高壓電網安全穩定運行。“十三五”期間，加快文登、沂蒙抽水蓄能電站建設，開工建設泰安二期、濰坊、棗莊等項目，適時啟動沂蒙二期項目前期工作。
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天然氣調峰電站。適度發展集中式天然氣發電，積極發展分布式天然氣發電，提高天然氣發電調峰能力。優先發展燃氣蒸汽聯合循環熱電聯產機組，在濟南、淄博、濰坊、青島等經濟發達、氣源保障條件較好的城市率先規劃建設集中式天然氣發電。根據電網調峰需要和天然氣供需情況，適時在沿海城市和重要用電負荷中心建設調峰與聯合循環發電兼顧的天然氣調峰機組，啟動天然氣調峰示范電站建設。在大氣污染重點控制區域城市負荷中心，積極發展基于天然氣發電的冷、熱、電三聯供分布式能源，實現能源梯級利用。規劃到2020年，全省天然氣發電裝機規模達到400萬千瓦。
推進煤電靈活性改造。實施煤電機組調峰能力提升工程，充分借鑒國際火電靈活性改造相關經驗，加快推動熱電機組儲熱改造和純凝機組靈活性改造試點示范及推廣應用。“十三五”期間，全省力爭改造熱電聯產機組430萬千瓦左右，改造純凝機組510萬千瓦左右。
優化調度運行。以節能環保低碳為目標，進一步優化電力系統調度原則和具體措施，合理確定各類機組的發電優先序位、用戶側的有序用電序位以及機組的調峰、輪停序位，結合中長期、日前交易電量及負荷預測安排開機組合。推行節能低碳電力調度，完善電力調峰成本合理補償機制。加強對新能源發電的功率預測和考核，努力消納可再生能源電力。
提高需求側響應能力。建立健全基于價格激勵的負荷側響應措施，優化推廣發電側和用戶側峰谷電價機制，探索實行可中斷負荷電價。進一步完善電力需求側管理，整合系統運行、市場交易和用戶用電數據，提高負荷側大數據分析能力，增強負荷側響應能力。多途徑引導用戶錯峰用電，努力降低系統峰谷差率。試點開展儲能示范工程建設，積極推進大容量和分布式儲能技術示范應用與推廣。
(四)優化電網網架結構
優化發展輸電網，側重發展配電網，加快智能電網建設，形成結構清晰、技術先進、運行靈活、安全可靠、經濟高效、各級電網協調發展的堅強智能電網。
特高壓電網。“十三五”期間，規劃建設“兩交兩直一環”特高壓工程，投運濟南、濰坊、臨沂、棗莊4座特高壓交流變電站，以及臨沂、青州特高壓直流換流站。到2020年，形成“兩交兩直一環”特高壓電網，全省接納省外來電能力達到3500萬千瓦左右。
500千伏主網架。重點圍繞滿足特高壓電網送出、核電等大型電源建設以及負荷增長需求，進一步增加變電站布點，完善網架結構，加強輸電通道間溝通，強化供電區域互供能力建設，完善末端局部環網，提高電網受電能力、輸送能力和供電能力。
升級改造配電網。圍繞中心城市(區)發展定位和高可靠用電需求，統籌配置空間資源，保障變電站站址和電力廊道落地，高起點、高標準建設配電網，著力提升供電保障能力。按照“遠近結合、分步實施”的原則，合理確定網架過渡方式。采用成熟、可靠、技術先進、節能環保的設備設施，逐步更換運行狀況差、高損耗設備，有序推進電纜通道建設。以信息網絡技術和智能控制技術為支撐，推進配電自動化、通信網、用電信息采集的“全覆蓋”，構建智能服務平臺，實現配電網的靈活調控、優化運行。
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