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做好燃料供应保障的同时，国家能源局等有关部门还适度超前优化电力供应布局，全力抓好重大电力项目投产工作。

“总体看，电源投产情况基本符合电力供需预期要求。”国家能源局电力司负责人刘明阳介绍说，截至今年6月底，全国累计发电装机容量约27.1亿千瓦，同比增长10.8%，上半年投产及并网各类电源装机约1.4亿千瓦，其中支撑性电源约3000万千瓦。我国“西电东送”输电能力已超过3亿千瓦，其中跨省跨区直流通道度夏期间最大输电能力可达1.8亿千瓦，较去年同期提升约1750万千瓦。入夏以来，跨省跨区直流送电规模最高约1.6亿千瓦。

值得注意的是，风电光伏发电装机规模不断扩大，已成为我国新增电源装机和新增发电量的双重主体，在电力保供中的作用越来越明显。据统计，2023年1—6月，风电光伏新增装机占全国新增装机的比重达到71%，新增发电量占全国新增发电量54%以上，有力满足了全国新增电量需求。

“总的来看，今年迎峰度夏保供准备工作做得比较早、比较充分，我们有信心、有底气、有能力保障迎峰度夏能源电力安全稳定供应。” 欧鸿称。

加大需求侧开发力度

保供工作除了着力于供给侧以外，需求侧也应更积极地参与响应与调节，提高电力系统应对韧性。

关鹏透露，今年以来，国家发展改革委会同有关方面组织修订了《电力需求侧管理办法》，已完成社会公开征求意见，将加快推动印发。

所谓电力需求侧管理，是指加强全社会用电管理，通过综合采取合理可行的技术、经济和管理措施，实现“削峰填谷”，缓解用电高峰供应压力，是国际通用的应对尖峰负荷最经济的手段。

“从多年电力运行情况看，全国每年用电负荷高于95%的尖峰负荷发生的时间只有几十小时，如果我们能够在这几十小时适当错避峰用电，就可以节约5000万千瓦以上顶峰发电资源。” 关鹏称。

据介绍，下一步国家发展改革委将加大需求侧资源开发利用力度，完善需求响应激励政策和市场机制，持续推动全社会节约用电。

近年来，电动汽车、新型储能、分布式电源、虚拟电厂等需求侧新主体新业态不断涌现，有关部门鼓励各类经营主体积极参与市场化需求响应，通过自主降低用电负荷来获取相应收益。预计到2025年，各省需求响应能力达到最大用电负荷的3%至5%；其中年度最大用电负荷峰谷差率超过40%的省份，需求响应能力将超过5%。

“在认真总结近年来一些地方探索实践的基础上，我们将进一步完善电价政策和市场机制，引导电力用户优化用电方式，主动削峰填谷。” 关鹏表示。