措施一：科学规划外送通道建设，解决东北存量电力冗余

　　目前，东北地区只有一条电力外送通道，送出能力为300万千瓦，不能满足东北区域电力外送需求。国家能源局认为当前阶段需远近结合、科学审慎规划东北电网外送通道，重点解决存量机组电力冗余问题。

　　一是加快推进绥中电厂改接华北电网工程建设，力争在2014年年底前建成投产。本项改接工程完成后，辽宁绥中电厂两台百万机组可直接向华北电网送电，从而增加东北向华北送电200万千瓦。

　　二是加快实施赤峰元宝山电厂改接至河北电网工程建设，力争2016年初建成投产。本项改接工程完成后，赤峰元宝山电厂三台60万机组可直接向华北电网送电，再增加东北向华北送电约200万千瓦。

　　三是结合“十三五”购俄电力和东北地区电力冗余情况，研究东北向华北送电特高压直流工程，增加向华北送电能力约800万千瓦，力争2017年发挥作用。

　　加大东北电力外送华北，特别是促进东北地区风电、核电等新能源输送华北，不仅有利于缓解东北窝电局面，也有利于解决京津唐地区大气污染问题，有利于保障华北用电安全。通过实现区域间的电力资源的优化配置，东北、华北地区可以取得双赢。

　　措施二：严控新增装机规模，优化东北电源结构

　　与用电负荷相比，东北地区发电装机容量明显偏大，且一直保持较快增速，未来应严控东北地区新增装机规模。

　　一是密切跟踪东北地区电力热力负荷增长情况，严控纯凝机组建设和投产进度，暂缓核准纯凝发电机组。要求东北各省级政府能源主管部门统筹考虑本地区用电和外送需求。二是根据热力需求情况，合理安排已纳入规划的热电项目前期工作进度和核准时序，解决供热和调峰矛盾。三是注重整体电源结构调整，进一步统筹协调煤电、核电、可再生能源发电建设规模和进度。力争到2020年，东北地区风电机组利用小时数达到合理水平。促进成本高、效益差的电厂自然淘汰，提高在役运行机组负荷率。

　　措施三：多措并举增加系统调峰能力，缓解电网运行压力

　　东北电网供热期电源总调峰能力不到总装机容量的30%，负荷峰谷差率约为24%。由于风电、核电机组优先运行，火电机组一般仅半数左右运行。东北电网调峰困难已经影响到系统的安全稳定，电网低谷时段消纳风电、核电空间严重不足。

　　一是建立辅助服务市场化补偿机制，扩大跨省补偿交易范围，提高常规火电机组深度调峰积极性。二是严格限制现役纯凝机组无序打孔抽汽，继续完善热电机组最小运行方式核定工作，严格实行“以热定电”。三是加强调度管理，做好节能发电调度。统筹优化东北三省和蒙东地区省间电力交易，科学安排水电站等常规电源调峰能力，提高清洁高效机组运行效率。

　　措施四：积极推进电力市场建设，并加强用电需求侧管理

　　东北地区用电负荷相对较小，2013年全社会用电量为3913亿千瓦时，仅占全国用电量的7.5%。而“十二五”以来，东北地区用电负荷增长明显放缓，低于全国平均水平。

　　要利用当前东北地区电力供大于求的时机，坚定不移推进电力市场化改革，形成主要由市场决定电力价格的体制机制，带动东北地区用电负荷合理健康增长。

　　蒙东地区电力多边市场以及国内其他省（区）电力直接交易试点经验已经证明，电力市场体系，尤其是电力直接交易机制可有效缓解电力供需矛盾，提升当地核心产业竞争力，促进企业扩大产能，从而拉动更多用电负荷。

　　国家能源局还要求进一步加强用电需求侧管理，改进用电方式，优化用电负荷特性，减少系统调峰压力，促进清洁能源电量消纳。

　　措施五：落实责任，加强电力监管工作

　　为确保缓解东北窝电各项措施落实到位，国家能源局对有关派出机构、东北地区各省级政府能源主管部门明确了职责分工，落实了工作责任。  要求有关派出机构将按照“规划引领、规模控制、条件约束、科学评估、现场监管”的工作原则，加强东北地区未来电力建设和行业发展监管工作。同时要求有关省级政府能源主管部门要严格执行国家电力行业发展规划要求，做好本地区电源项目建设工作，严禁超规无序审批建设电源项目。

　　解决东北窝电问题，关键要看各项措施能否落实到底、执行到位，因此，加强监管工作既是制度上的要求，又是落实上的需要。