一是加強網架結構，打通局部地區送出瓶頸，提高區域電網內輸送能力，建設快速調節的調峰電源。從長遠看，隨著頁巖氣開發的迅速發展，電力系統中快速調節電源裝機比例將會提高，系統調峰能力將大大提高。　
　　二是優化系統負荷側管理，做好供電負荷削峰填谷工作，推廣峰谷電價等手段，下一步發展電動汽車，培育間歇用能負荷，降低峰谷差。
　　三是實施風電功率預測，尤其是中期預測和短期預測，研究大范圍內風電場整體出力規律，優化電網調度運行方式。
　　四是積極探索供熱模式，改善供熱結構。如果調整北方地區現有的供熱電源結構，將目前以供熱火電機組為絕對主體的單一的供熱結構變成以供熱火電機組為主體、電供熱為有效補充的供熱模式，可緩解風電與供熱機組之間的矛盾，提高系統在供暖季節的負荷低谷時段消納風電的能力，當然這需要電網經營企業的配合和有關政策的調整。
　　（3）智能電網與并網標準應為提高電網接納風電能力提供技術保障：
　　智能電網的重要功能是安全、無縫地容許各種不同類型的發電和儲能系統接入系統，尤其是為可再生能源和分布式電源提供技術支持、接入平臺和運行保障，促進可再生能源和分布式電源的規模化利用。
　　此外，當前需要進一步完善風電場接入電網標準工作。建議對低電壓穿越、無功補償等風電適應電網運行的措施，在不同地區的實際運行效果，進行全面的后評估和經驗總結。對于確實有助于保證電網安全穩定運行或者促進風電并網與發電的有效措施或者技術標準，經進一步完善后，應加以推廣。對于造成不必要投資浪費的技術標準應該加以改進。應本著保證電網運行安全、降低風電開發成本的原則，根據當地電網網架結構、負荷特點、全社會用電量、風電開發規模等因素，對不同地區在風電場接入電網技術標準上區別對待。在綜合考慮技術與成本因素基礎上，不斷探索完善適應我國國情的風電場并網技術標準。例如，應在不同地區對電網側集中進行無功補償方案以及在風電場側分散進行無功補償方案的實際運行效果進行對比分析，優化無功補償方案。有關部門應制定完善可再生能源和分布式能源電能質量、并網標準等相關標準以及調度管理辦法等相關辦法。
　　（4）要認識到只有大幅度降低成本，儲能才可能實現大規模商業化應用。現階段各種現有電力儲能方式在技術和經濟上難以大規模商業化推廣與應用，不建議采取大規模儲能方式降低系統峰谷差，提高風電消納比例。例如，受風資源隨機性的影響，在單位時間內，電池儲能充放電次數較少，工作效率低，初步估算電池儲能的度電成本是風電電價的20倍以上。而由于風資源的隨機性，用抽水蓄能電站解決北方電源過剩地區的風電調峰問題，發揮的作用較小，成本較高，經濟性有待進一步論證。而且，抽水蓄能電站的首要任務是保證系統運行安全，在保證系統運行安全與調峰方面難以兼得。
　　4.采用風火打捆、遠距離外送風電需要前提條件
　　為了解決“三北”地區風電大規模發展與電量消納問題，目前比較大的呼聲是采取集中開發、風火打捆的方式，遠距離外送至華北、華中、華東等負荷中心。
　　由于我國特殊的風資源分布與電網建設特點，在更遠距離和更大范圍內消納風電的確是促進風電規模化發展的重要途徑之一。但是，現階段采取遠距離集中外送風電不是解決風電消納問題的首選辦法，主要原因有：
　　（1）風火打捆、遠距離外送風電的經濟性與可行性需要進一步研究。
　　為了提高可再生能源電價附加的使用效率，每度風電的補貼額度應越少越好。從目前各省火電機組標桿上網電價與風電電價的差額看，“三北”地區風電開發規模大、限電嚴重、寄希望于跨區外送的省區每度風電需要補貼的額度普遍接近0.2元甚至更高。而作為遠距離輸送風電的受電地區，如江蘇、湖南、上海、浙江、江西、廣東等地區，這一差額普遍低于0.15元/千瓦時。此外，如果風火打捆、遠距離外送，不僅應考慮送端風電上網電價與當地火電標桿上網電價的差額，還應考慮風電的輸電成本、遠距離輸電線路損耗以及因火電為風電調峰導致的火電機組低效運行，煤耗增加，以上兩部分相加之和為國家遠距離輸送風電所補貼的最終成本，這一成本已遠遠高于中東部地區的風電補貼成本。如果調整電網接納條件較好的中東部地區以及內陸地區風電的上網電價，則可大大增加中東部地區、內陸地區的風電開發規模。
　　同時，由于風電出力波動范圍大，加上北方地區大型風電基地出力同步性較高，如果采取風火打捆的方式，火電機組不僅要根據風電出力情況隨時調節出力，還要根據受端電網的負荷變化情況調節出力，這導致火電機組的運行難度大大增加，也使得受端電網的調峰更加困難，系統安全穩定運行的壓力更大。在這種運行模式下，出現棄風是必然趨勢，難以保證大型風電基地的整體利用小時。而且，由于北方、西部地區夏季氣溫較高，空冷火電機組的運行效率能否實現與風電運行的高效配置也存在較大的不確定性。