四川省发布的《四川省能源领域碳达峰实施方案》中称，大力推进风电、光伏发电开发，其中重点提到药加快打造金沙江上游、金沙江下游、雅砻江、大渡河中上游4个水风光一体化可再生能源综合开发基地，同步推进其他流域水风光多能互补开发。
火电2142小时，同比提高84小时;其中，煤电2244小时，同比提高104小时;气电1136小时，同比提高47小时。密切跟踪主要流域来水变化，不断强化水情预测，做好蓄水发电工作，科学优化水电调度，积极采取多能互补等有效措施以发挥大水电顶峰发电能力。
落实用户侧消纳责任，完善绿证交易机制，畅通购买绿电和绿证的渠道，扩大绿证、绿电交易规模，落实全社会共同推动能源转型的责任。(三)促进新能源高质量发展一是科学合理提升新能源消纳空间。太阳能发电、核电、风电、火电、水电投资同比分别增长113.6%、56.1%、34.3%、13.0%和10.6%。全口径并网风电发电量同比增长21.2%。截至6月底，全国全口径发电装机容量27.1亿千瓦;其中，非化石能源发电装机容量13.9亿千瓦，同比增长18.6%，占总装机容量比重为51.5%，同比提高3.4个百分点。
电网工程建设完成投资2054亿元，同比增长7.8%。形成可中断用户清单，确保可中断负荷量满足系统应急响应需求。关注重点区域、重点时段、重点领域电力保供，守好民生用电安全底线。
制定煤矿保供与弹性生产办法，优先组织满足条件的先进产能煤矿按一定系数调增产能，形成煤矿应急生产能力，夯实能源安全保供基础。持续释放煤炭先进产能，为煤炭保质稳价提供基础，同时保持进口煤政策的稳定性，持续将国内煤价稳定在合理区间。三、有关建议2023年上半年电力系统经受住了来水持续偏枯、多轮高温等考验，电力运行平稳有序。非化石能源发电装机合计15.1亿千瓦，占总装机容量比重上升至53%左右，同比提高3个百分点;其中，水电4.2亿千瓦、并网风电4.3亿千瓦、并网太阳能发电5.3亿千瓦、核电5846万千瓦、生物质发电4500万千瓦左右。
五是跨区输送电量同比增长11.7%，跨省输送电量同比增长6.1%。并网太阳能发电658小时，同比降低32小时。
上半年，全国新增220千伏及以上输电线路长度1.69万千米，同比多投产314千米;新增220千伏及以上变电设备容量(交流)1.26亿千伏安，同比少投产1027万千伏安。为确保用电高峰期间大电网安全稳定，守好民生用电底线，保障经济社会用电需求，报告结合电力供需形势和行业发展趋势，提出以下几点建议：(一)综合施策做好用电高峰期电力保供工作一是精细做好电力供需动态监测和分析预警。鼓励企业制定季节性错峰生产计划，引导高耗能企业错峰避峰生产。受来水偏枯、电煤供应紧张等因素叠加影响，西南地区少数省级电网在部分时段电力供需形势较为紧张，通过供需两端协同发力，守牢了民生用电安全底线。
(二)保障煤电企业健康发展以发挥煤电保供基础作用一是确保电力燃料的量、质、价。在新能源汽车的快速发展带动下，新能源车整车制造上半年用电量同比增长50.7%。结合各省(区)煤价变化情况，统筹考虑本区域内煤电发电利用小时、固定成本、长期贷款利率等因素，开展煤电基准价评估，研究建立煤电基准价调整制度与燃煤上网电价浮动机制。调整中长期合同当前单卡一致的定价机制，明确遵循优质优价、低质低价原则，采取分档级差定价。
7月25日，中国电力企业联合会召开2023年上半年电力供需形势新闻发布会，中电联新闻发言人、秘书长郝英杰发布《2023年上半年全国电力供需形势分析预测报告》。从供需平衡看，在来水、燃料供应和机组运行总体正常情况下，预计2023年迎峰度夏期间全国电力供需总体紧平衡，其中，华东、华中、南方区域高峰时段电力供需形势偏紧，华北、东北、西北区域电力供需基本平衡。
(二)电力供应预测在新能源发电快速发展带动下，预计2023年全年全国新增发电装机规模将有望历史上首次突破3.0亿千瓦，其中新增非化石能源发电装机规模超过2.3亿千瓦。二是完善新能源市场交易机制，科学推动新能源入市。
截至6月底，全国全口径发电装机容量27.1亿千瓦;其中，非化石能源发电装机容量13.9亿千瓦，同比增长18.6%，占总装机容量比重为51.5%，同比提高3.4个百分点。上半年共有12个省份城乡居民生活用电量同比为负增长，其中，上海、新疆同比分别下降6.4%和5.9%，西藏、湖南、湖北、江苏同比下降幅度超过2%。电动汽车高速发展，拉动充换电服务业上半年用电量增长73.7%。上半年，全国完成跨区输送电量3654亿千瓦时，同比增长11.7%。分季度看，一、二季度全社会用电量同比分别增长3.6%和6.4%;一、二季度两年平均增速分别为5.0%和4.3%。2023年底全国发电装机容量预计将达到28.6亿千瓦，同比增长11.5%左右。
二、全国电力供需形势预测(一)电力消费预测综合考虑宏观经济、夏季气温、上年基数等因素，根据不同预测方法对全社会用电量的预测结果，并结合电力供需形势分析预测专家的预判，综合判断，预计2023年全年全社会用电量9.15万亿千瓦时，同比增长6%左右，其中下半年全社会用电量同比增长6%～7%。电力企业积极助力乡村振兴，大力实施农网巩固提升工程，推动农业生产、乡村产业各领域电气化改造，拉动第一产业用电量快速增长。
(三)电力供需形势预测用电负荷方面，国民经济恢复向好叠加今年夏季全国大部地区气温接近常年到偏高，预计夏季全国最高用电负荷比2022年增加8000万千瓦至1亿千瓦。四大高载能行业上半年用电量同比增长2.5%，其中，一、二季度同比分别增长4.2%和0.9%;黑色金属冶炼和压延加工业上半年用电量同比下降1.6%，季度增速从一季度增长2.7%转为二季度下降5.6%。
五是全国共有29个省份用电量正增长，东部和西部地区用电量增速相对领先。火电2142小时，同比提高84小时;其中，煤电2244小时，同比提高104小时;气电1136小时，同比提高47小时。
做好采取需求侧管理、网间省间互济保障的电力保供预案。督促各地严格落实煤电价格政策，尽快公布高耗能企业能效清单目录，建立完善高耗能企业差别电价制度。原文如下：2023年上半年全国电力供需形势分析预测报告上半年，电力行业认真贯彻落实党中央、国务院关于能源电力安全保供各项决策部署，以实际行动践行人民电业为人民宗旨，弘扬忠诚担当、求实创新、追求卓越、奉献光明的电力精神，经受住了来水持续偏枯、多轮高温等考验，为经济社会发展和人民美好生活提供了有力的电力保障。按照谁承担、谁受益的原则，科学设置辅助服务补偿标准和发用分摊比例，推动辅助服务向用户侧疏导。
研究完善电煤中长期合同定价机制，补充优质优价内容，形成长效机制提升电煤质量，为煤电机组高水平出力提供切实保障。二是第二产业用电量2.87万亿千瓦时，同比增长4.4%，保持中速增长。
健全电力需求响应机制，进一步扩大需求响应资金来源，建立市场主体分摊的长效机制。预计2023年全年全社会用电量9.15万亿千瓦时，同比增长6%左右，其中下半年全社会用电量同比增长6%～7%。
完善辅助服务市场机制，加强对优化辅助服务品种，扩大辅助服务资源共享范围、拓展辅助服务主体等方面的探索研究。(三)促进新能源高质量发展一是科学合理提升新能源消纳空间。
电力供应方面，实际增加的稳定有效供应能力低于用电负荷增加量，此外，降水、风光资源、燃料供应等方面存在不确定性。上半年，规模以上电厂火电、核电发电量同比分别增长7.5%和6.5%。2023年底并网风电和太阳能发电合计装机容量将达到9.6亿千瓦，占总装机比重达到三分之一，同比提高4个百分点左右。一是电力投资同比增长32.2%，非化石能源发电投资占电源投资比重达到88.6%。
滚动优化新能源发展规模、布局和时序，合理推进新能源建设进度，保障大规模可再生能源消纳。密切跟踪主要流域来水变化，不断强化水情预测，做好蓄水发电工作，科学优化水电调度，积极采取多能互补等有效措施以发挥大水电顶峰发电能力。
落实用户侧消纳责任，完善绿证交易机制，畅通购买绿电和绿证的渠道，扩大绿证、绿电交易规模，落实全社会共同推动能源转型的责任。三是水电发电量同比下降22.9%，煤电发电量占全口径总发电量的比重保持在六成，充分发挥兜底保供作用。
电力行业认真贯彻落实党中央、国务院决策部署，以时时放心不下的责任感，超前谋划，全力以赴做好电力保供工作。上半年，全国跨省输送电量8199亿千瓦时，同比增长6.1%，其中，内蒙古外送1388亿千瓦时，占全国跨省输送电量的16.9%，同比增长15.7%;四川、云南外送电量同比分别减少12.9%和23.2%，主要因来水偏枯导致水电出力明显受限以及上年同期基数较高。