（一）电力供应缺口逐年增加。
各发电集团受火电企业经营压力持续恶化等因素影响，大幅增加了风电投资，导致火电机组近几年投产普遍减少；受电煤供应、煤价和电价影响，很多机组以检修为名停机，一些网内的机组可调容量不升反降；新建的跨省输电线路近几年项目少，一些跨省区输送线路的输送能力受各种限制负载率较低。以上因素将导致今后几年，特别是在迎峰度夏期间电力缺口将逐年增加。
（二）调峰能力越来越难以满足电网安全运行需求。
受网内供热机组装机比例逐年增加，风电发展迅速和一些地区自备电厂装机规模过大等因素影响，导致迎峰度冬期间特别是低谷时段电网的调峰压力逐年增加，如蒙西地区在冬季供暖期间纯凝机组开机率低，弃风比例达40%以上，电网的安全运行受到严重威胁。
天津电网随着城市化进程加快和第三产业的发展，在2010年天津电网最大负荷峰谷差已达368万千瓦，而网内直调机组调峰最大容量在非供热期约为266万千瓦，供热期约为160万千瓦，存在较大调峰缺口。
（三）一些地区的风电、自备电厂对电网安全运行的压力越来越大。
目前华北区域的风电装机已经占到全国的三分之一强，风电的快速发展已经对电网的安全运行造成越来越大的影响，去年4月17日的张家口的脱网事故，造成风电近600台、80多万千瓦的机组脱网，脱网事故导致电压大幅波动，甚至波及主网，对整个区域电网造成威胁。近几年蒙西地区大批公用电厂转为自备电厂运行，不但使电网调峰更加困难，而且企业自发自用负荷的波动以及发电机组的出力波动，影响电网供电负荷大幅波动，给负荷预测和电网安全运行带来较大的难度。
（四）受安全因素和企业用户原因影响电力有序供应。
当前极端灾害性天气时有发生，地方大量基础设施建设全面开展，控制违章作业难度增大，造成电网运行外部环境日益恶劣。同时，电网输变电设备中老旧设备比例较大，部分厂站短路容量超标日益突出，设备负载较重，造成电网运行控制难度加大。部分企业和单位出于自身生产、经营方面的考虑，对有序用电不理解，对实施有序用电措施态度消极，而各方在落实有序用电工作的行政、经济、技术手段不足，客观上造成对部分执行有序用电方案不力的用户，无法及时采取有效措施。
破解难题主要靠挖掘潜力
（一）深入挖掘机组的发电潜力。
一是稳步推进发电企业设备改造升级，完善有关制度，鼓励发电企业对 通流部分等进行技术改造，提高发电能力，预计华北区域在2~3年将有5%的发电能力提升，华北电监局将在认真试点的基础上逐步推广。二是在总结去年冀北地区供热电厂供热参数核查工作的基础上，开展京、津和河北南网的供热机组核查工作，拓宽热电联产机组冬季运行出力区间，提高机组的调峰能力。三是完善发电企业顶峰和深调发电的激励措施。调整“三公”调度考核指标体系，制订有效的电量计划与考核补偿、政府补贴机制，对于有能力和意愿多发电的发电企业予以鼓励。
（二）利用市场化手段提高电网输电能力。
一是华北电监局将贯彻落实下发的《华北区域短时电力支援交易暂行办法》，要求各电网公司利用各电网峰值负荷出现的时间差实现错避峰，提高网间短时电力支援效率，进一步提高网间联络线使用效率，确保短时支援公开、公平、公正。二是完善相关制度保障必要的事故备用总容量。通过加强调度、优化调度方式，在满足安全运行前提下探索建立备用共享机制，减少事故备用总容量，提高供电能力。三是督促电网公司加强输变电设备扩容，特别是老旧设备的改造，保持设备的健康运行水平，提高应对极端气候的能力，增强电网安全运行控制水平。
（三）进一步加强并网电厂的并网运行管理。
一是加快实施华北电监局2011年11月下发实施的 《华北区域风电场并网运行管理实施细则（试行）》，将地级及网省级调度的风电场全部纳入并网管理范围，从严对风机机组的低电压穿越、有功功率控制系统、大面积脱网等多方面进考核，促进电网的安全稳定运行，促进电力供需的平衡。二是深入推进“两个细则”的实施，特别是会同有关部门加强对自备电厂的监管力度，包括公用转自备、自备转公用的合规性，要求自备电厂要参与电网的调峰，以经济手段自觉平抑自发自用负荷的波动，促进电网安全运行。
（四）加强需求侧管理，研究建立电力需求侧响应机制。
首先是加强有序用电监管，供电企业应以“平抑电力、尽可能减少电量损失”为目标，加强用户负荷分析，提高有序用电潜力。其次是研究需求侧响应措施。鼓励电力用户参与“削峰填谷”，如可中断负荷参与 “两个细则”等。再次是推进研究大工业季节性加价措施，对高耗能工业的季节性高峰惩罚性电价，引导大工业企业合理安排生产，调整基础负荷，起到年度削峰填谷作用。
此外，目前蒙西电网东送两条通道稳定运行最高容量只有400万千瓦，远远不能满足电力外送需要，为尽快发挥好内蒙古资源组合条件好、绿色能源储量丰富、区位优势突出和环境容量大等得天独厚的优势，建议电监会进一步协调国家有关部门开展蒙电东送新通道的核准和建设。
