Планирование энергетических режимов включает в себя также определение резервов мощности, поскольку для существования режима необходим баланс мощностей в любой момент времени (тем более что при параллельной работе ЭЭС различных государств нарушение баланса в одной из них приводит к отклонениям от плана обменных мощностей и отклонению частоты, которая является общим параметром) и на этот баланс влияют различные случайные факторы: погрешности прогноза потребления, аварийные и (или) вынужденные отключения энергоблоков (с учётом продолжительности этих отключений).
Различают первичное и вторичное регулирование частоты и мощности, а также третичное регулирование мощности ЭЭС и соответственно резерв первичного регулирования (первичный резерв), резерв вторичного регулирования (вторичный резерв) и третичный резерв.
Первичное регулирование (ПР) состоит в том, что при отклонении частоты, вызванном случайным нарушением баланса активных мощностей, участвующие в ПР энергоблоки меняют свою генерацию под действием первичных регуляторов, обеспечивая быстрое восстановление баланса и соответственно частоты. ПР, будучи по своему характеру пропорциональным, регулирует частоту со статизмом, причём участие каждого энергоблока определяется его резервом и его настраиваемым статизмом 
, где 
– соответственно номинальная частота и её отклонение, номинальная мощность блока и её отклонение под действием ПР. Первичный резерв энергоблока – это часть диапазона регулирования от текущей до максимальной мощности (учитывая ограничитель). Различают также резерв на снижение мощности – от текущей до минимальной мощности блока.
Суммарный первичный резерв энергообъединения согласовывается и распределяется между партнерами пропорционально суммарной мощности вращающихся генераторов и соответствует такому небалансу активной мощности (в частности, максимальному нормативному), при котором отклонение частоты в квазиустановившемся послеаварийном режиме не превышает заданного согласованного значения. При этом нормируется также время ввода первичного резерва при максимальном небалансе мощности (десятки секунд). Указанное равносильно требованию иметь кажущийся (обобщенный) статизм каждой из ЭЭС (зон регулирования) объединения, исходя из предположения её изолированной работы, не менее заданного 
, где 
– частота ЭЭС перед возмущением, квазистационарное отклонение частоты, аварийный небаланс мощности, суммарная генерация мощности ЭЭС перед возмущением. Кажущийся статизм ЭЭС определяется также регулирующим эффектом нагрузки по частоте.
Вторичное регулирование (ВР) частоты и мощности или регулирование сальдо ЭЭС с коррекцией по частоте воздействует на изменение генерации аварийной ЭЭС (зоны регулирования) так, чтобы её системный параметр регулирования вернулся к нулю, т.е. 
, где 
– отклонение сальдо мощности ЭЭС от планового в результате возмущения; 
– коэффициент частотной статической характеристики ЭЭС; 
– отклонение частоты в объединении. ВР осуществляется пропорционально-интегральным центральным регулятором ЭЭС, но может выполняться и вручную, для чего достаточно обеспечить вычисление в темпе процесса отклонения регулирования. Из выражения для отклонения регулирования видно, что в случае изолированно работающей ЭЭС ВР сводится к астатическому регулированию частоты. Подчеркивается, что при правильном определении 
в неаварийных ЭЭС значение отклонения регулирования останется равным нулю, так как мощность первичного регулирования (первый член) равна по величине частотной коррекции (второй член) и противоположно по знаку.
Резерв вторичного регулирования необходим для компенсации потери самого крупного энергоблока и случайных, нерегулярных отклонений нагрузки, поэтому на крутых участках графика потребления он должен быть больше, чем на пологих. Существует ряд рекомендаций по определению вторичного резерва. В ЕЭС России в настоящее время он не нормирован. Вторичный резерв должен вводиться в течение 5–15 мин, поэтому он может быть расположен на вращающихся агрегатах, на готовых к пуску или переводу в активный режим агрегатах ГЭС, ГАЭС, на ГТУ, а также может быть куплен (продан) у соседних ЭЭС. Для случаев возможных аварийных избытков мощности необходимо предусмотреть вторичный резерв на снижение, что может представлять трудности в часы провала суточного графика нагрузки.
Третичное регулирование мощности – это распределение мощности между энергоблоками и (или) электростанциями, участвующими во вторичном регулировании, с целью обеспечения своевременного и достаточного объёма вторичного резерва и оптимального его размещения.
Третичный резерв необходим для восстановления вторичного резерва, и он должен вводиться по мере уменьшения последнего, т.е. за те же 15 мин. Однако третичное регулирование может продолжаться после этого с целью оптимизации размещения вторичного резерва. Третичный резерв, как и вторичный, может покупаться и продаваться, часть резерва может быть организована несколькими соседними ЭЭС для последующего совместного использования. Так как вероятность одновременных аварий невелика, часть его может быть организована путём заключения соответствующего контракта со специфическими потребителями, часть нагрузки которых может быть отключена на несколько дней взамен на снижение тарифа в течение года.
Существенной особенностью ВР в ЕЭС России, представляющей собой протяженную структуру с относительно слабыми связями между регионами, является функция ограничения перетоков мощности в контролируемых сечениях в составе ЦКС АРЧМ (центральной координирующей системы автоматического регулирования частоты и перетоков мощности), расположенной в ЦДУ ЕЭС России.
Размещение вторичного резерва в интересах ЕЭС как целого осуществляется также с учётом ограничения пропускной способности сетей. Эти ограничения вынуждают иметь вторичный резерв в каждой ОЭС.
* Замыкающие затраты – переменные затраты на производство последнего киловатт часа, необходимого для покрытия нагрузки. Больше нагрузка – менее экономичен последний энергоблок, привлекаемый к покрытию нагрузки и наоборот. Более того, подъем провальной части графика улучшает экономические показатели разгруженных блоков.