措施一：科學規(guī)劃外送通道建設，解決東北存量電力冗余
目前，東北地區(qū)只有一條電力外送通道，送出能力為300萬千瓦，不能滿足東北區(qū)域電力外送需求。國家能源局認為當前階段需遠近結合、科學審慎規(guī)劃東北電網外送通道，重點解決存量機組電力冗余問題。
一是加快推進綏中電廠改接華北電網工程建設，力爭在2014年年底前建成投產。本項改接工程完成后，遼寧綏中電廠兩臺百萬機組可直接向華北電網送電，從而增加東北向華北送電200萬千瓦。
二是加快實施赤峰元寶山電廠改接至河北電網工程建設，力爭2016年初建成投產。本項改接工程完成后，赤峰元寶山電廠三臺60萬機組可直接向華北電網送電，再增加東北向華北送電約200萬千瓦。
三是結合“十三五”購俄電力和東北地區(qū)電力冗余情況，研究東北向華北送電特高壓直流工程，增加向華北送電能力約800萬千瓦，力爭2017年發(fā)揮作用。
加大東北電力外送華北，特別是促進東北地區(qū)風電、核電等新能源輸送華北，不僅有利于緩解東北窩電局面，也有利于解決京津唐地區(qū)大氣污染問題，有利于保障華北用電安全。通過實現區(qū)域間的電力資源的優(yōu)化配置，東北、華北地區(qū)可以取得雙贏。
措施二：嚴控新增裝機規(guī)模，優(yōu)化東北電源結構
與用電負荷相比，東北地區(qū)發(fā)電裝機容量明顯偏大，且一直保持較快增速，未來應嚴控東北地區(qū)新增裝機規(guī)模。
一是密切跟蹤東北地區(qū)電力熱力負荷增長情況，嚴控純凝機組建設和投產進度，暫緩核準純凝發(fā)電機組。要求東北各省級政府能源主管部門統(tǒng)籌考慮本地區(qū)用電和外送需求。二是根據熱力需求情況，合理安排已納入規(guī)劃的熱電項目前期工作進度和核準時序，解決供熱和調峰矛盾。三是注重整體電源結構調整，進一步統(tǒng)籌協(xié)調煤電、核電、可再生能源發(fā)電建設規(guī)模和進度。力爭到2020年，東北地區(qū)風電機組利用小時數達到合理水平。促進成本高、效益差的電廠自然淘汰，提高在役運行機組負荷率。
措施三：多措并舉增加系統(tǒng)調峰能力，緩解電網運行壓力
東北電網供熱期電源總調峰能力不到總裝機容量的30%，負荷峰谷差率約為24%。由于風電、核電機組優(yōu)先運行，火電機組一般僅半數左右運行。東北電網調峰困難已經影響到系統(tǒng)的安全穩(wěn)定，電網低谷時段消納風電、核電空間嚴重不足。
一是建立輔助服務市場化補償機制，擴大跨省補償交易范圍，提高常規(guī)火電機組深度調峰積極性。二是嚴格限制現役純凝機組無序打孔抽汽，繼續(xù)完善熱電機組最小運行方式核定工作，嚴格實行“以熱定電”。三是加強調度管理，做好節(jié)能發(fā)電調度。統(tǒng)籌優(yōu)化東北三省和蒙東地區(qū)省間電力交易，科學安排水電站等常規(guī)電源調峰能力，提高清潔高效機組運行效率。
措施四：積極推進電力市場建設，并加強用電需求側管理
東北地區(qū)用電負荷相對較小，2013年全社會用電量為3913億千瓦時，僅占全國用電量的7.5%。而“十二五”以來，東北地區(qū)用電負荷增長明顯放緩，低于全國平均水平。
要利用當前東北地區(qū)電力供大于求的時機，堅定不移推進電力市場化改革，形成主要由市場決定電力價格的體制機制，帶動東北地區(qū)用電負荷合理健康增長。
蒙東地區(qū)電力多邊市場以及國內其他省（區(qū)）電力直接交易試點經驗已經證明，電力市場體系，尤其是電力直接交易機制可有效緩解電力供需矛盾，提升當地核心產業(yè)競爭力，促進企業(yè)擴大產能，從而拉動更多用電負荷。
國家能源局還要求進一步加強用電需求側管理，改進用電方式，優(yōu)化用電負荷特性，減少系統(tǒng)調峰壓力，促進清潔能源電量消納。
措施五：落實責任，加強電力監(jiān)管工作
為確保緩解東北窩電各項措施落實到位，國家能源局對有關派出機構、東北地區(qū)各省級政府能源主管部門明確了職責分工，落實了工作責任。 要求有關派出機構將按照“規(guī)劃引領、規(guī)模控制、條件約束、科學評估、現場監(jiān)管”的工作原則，加強東北地區(qū)未來電力建設和行業(yè)發(fā)展監(jiān)管工作。同時要求有關省級政府能源主管部門要嚴格執(zhí)行國家電力行業(yè)發(fā)展規(guī)劃要求，做好本地區(qū)電源項目建設工作，嚴禁超規(guī)無序審批建設電源項目。
解決東北窩電問題，關鍵要看各項措施能否落實到底、執(zhí)行到位，因此，加強監(jiān)管工作既是制度上的要求，又是落實上的需要。
