7月27日，国新办举行“加快建设能源强国全力保障能源安全”新闻发布会，国家能源局局长章建华等领导出席会议，并对迎峰度夏、能源安全、能源双控等热点问题做出回应。国家能源局明确提出，对于今年迎峰度夏期间，部分地区出现的号召用户有序用电情况，这是当地为应对高峰负荷作出的负荷侧响应。
“电力需求侧响应是全球通用的一个电力负荷管理手段，利用市场化方式引导电力用户主动错峰、避峰，同时还能得到一定的经济补偿”，能源局有关专家进一步解释称，“这个方式可以有效达到减少尖峰负荷目的，（从而）促进全社会经济效益达到最优。”
事实上，每年的用电尖峰有时候只有几个小时，章建华指出，“这几个小时如果要配机组，就等于一年它只发挥几个小时的作用，所以通过一些需求侧响应给它降下来，降下来以后对整个电力行业的发展会有更好的作用。”
7月17日19时30分至21时30分，山东省能源局会同国网山东省电力公司成功开展2022年紧急型削峰电力需求响应，全省共有1685户客户参与，最大响应负荷265.45万千瓦。“今年，山东电网在需求响应方面迈出的重要一步是建立了‘谁受益、谁承担’的电力需求响应补偿费用分摊机制。”国网山东电力营销部市场处负责人刘继彦说。
7月下旬，受居民空调负荷大幅攀升、燃煤机组非计划停运、风电出力下降等多重因素叠加影响，预计8月1日13:00-17:00区内电力缺口均达100万千瓦。7月31日，广西电力交易中心组织开展了广西首场需求侧响应交易，共有52家需求侧资源成交，最大成交容量91.7万千瓦。通过市场化手段，引导企业自愿参与负荷调节，市场主体积极响应。
7月25日，广东2022年首次需求侧响应交易圆满完成。从通知的下发到位、系统的运行申报、用户的响应落实都增加了难度，各市场主体积极响应号召，动员用户参与此次交易，不少供电所同仁也是加班加点动员用户参与。近期还在持续组织开展需求侧响应交易，一切都在稳中向好的趋势中进行。为让更多用户参与到需求侧响应交易当中，此次通知还下调了日前邀约需求侧响应可响应容量申报下限，由原来的0.3MW调整为0.1MW。
电力需求响应是以价格信号或补贴激励的形式，引导负荷侧用户调节自身的用电负荷（削峰需求时削减负荷、填谷需求时拉升负荷），进而实现电网供需平衡、稳定安全运行，即需求响应侧重于负荷侧用户调节自身用电增减。未来随着新型电力系统的日趋完善，需求响应也是不可或缺的重要组成部分与市场交易形式。当前，我国的需求响应需要向国际化的方向发展，与国际电力市场接轨，主要发展方向有以下几个方面：
（1）实施主体多元化：由电网企业单一主体向多类主体参与方向发展。随着电力市场化改革的推进，允许发电企业、分布式能源企业、节能服务公司等进入售电市场，组成多元化的售电主体，将会越来越多的参与需求响应市场。
（2）运行机制市场化：运行机制由激励补贴向市场化机制方向发展。由政府主导、用户被动参与转变为市场引导、用户主动响应，将会产生容量辅助服务、需求侧竞标等实施机制。
（3）系统决策智能化：由被动执行调节指令转变为基于人工智能的自适应调节发展。随着人工智能技术的发展，基于自学习的人工智能自适应调节能力将会得到提升和推广。
（4）执行方式自由化：由人工向半自动全自动方向发展。随着“互联网+”智慧能源和信息化系统的发展，自动化水平将进一步提升。
（5）应用场景多样化：需求响应调节场景由单一调峰向双向调节方向发展。随着可再生间歇式能源的发展，供给侧波动性不断增大，需求响应将面向调峰、可再生能源消纳，能效提升等多种场景，实现需求响应工作常态化开展。
（6）能源种类综合化：由电力需求响应向冷热电多种能源耦合的综合需求响应方向发展。在能源互联网背景下，分散化的能源市场和多能互补的能源网络结构需要供需双侧资源协调互动，在需求侧实现产能、供能、用能、蓄能和节能相互协调统一，通过冷热电等能互补和综合能源供需互动响应实现高效运行。
总体上看，各典型省份电力需求响应实施范围、频次与力度均显著提升。但是，从各省的实践中来看，也存在很多问题亟待解决。
电力需求响应的普遍性问题
1、需求响应资源的可靠性仍待提高。
可靠性指实际需求响应时的响应量能否达到之前预上报的水平。各地实践中，由于不同类型用户响应能力和意愿的差异，实现响应资源的可靠调用仍存困难。
调研了解到，中小型电力用户参与较为积极，但其用电行为相对无序，响应能力弱，单体响应成功率一般在60%左右甚至更低。
大型用户用电管理精细化程度较高，响应能力强，成功率高，通常以独立主体身份参与响应。其参与意愿易受主营业务的市场行情影响，且许多情况下是为了规避有序用电而参与需求响应。不少企业担心影响生产，参与意愿并不强烈。
居民用户的参与意愿较高，但实施精准度、负荷调节能力等方面仍差强人意。电动汽车中，公交车辆、物流车辆等集中响应的参与度较好，私家车受个体行为随机、价格敏感性差异化大等因素影响，难以成为可靠的调用资源。
资金方面，总体是按照“谁收益谁承担”的原则进行积极探索。但是随着各区域电力需求响应的响应频次、规模不断加大，补偿资金需求规模快速增加。部分省份探索季节性尖峰电价等方式，但可能会提高整体用电成本。
3、组织实施方式的计划性仍较明显。
从国际主流电力市场中需求响应的运行情况看，需求响应通常作为一种常态化运行的品种参与电力市场。如美国PJM市场中，需求响应采用了紧急型响应和经济型响应的双品种设计，并可参与容量市场、电能量市场和辅助服务市场。
我国目前各省份的试点项目中，已经开始采用电力、电量和容量竞价等方式，但是大部分地区实施的需求响应仍呈现较强的季节性、节假日性和响应总量计划性特点，仅将需求响应作为有序用电的前置保险措施，尚未成为常态化、市场化的系统调节手段。
地区需求响应存在的差异性问题
1、电力需求响应资源储备方面。
电力需求响应尚未在全国范围内普遍推广，且各地电力需求响应推广程度和电力基础设施条件等方面差异大。
响应资源的构成仍主要以用户自主调整的邀约式为主，可与电网进行实时互动的实时响应储备仍待进一步提高，特别是将需求响应储备资源纳入电力中长期规划、电网调度管理仍需创新推进。
2、电力需求响应资源潜力方面。
商场、办公楼宇等大型公共建筑，调节空调、照明、电梯等电力负荷手段多样，响应潜力较大。
钢铁、水泥等行业，可调节电力负荷一般为工艺流程中的辅助部分，在全工艺流程中能耗的占比不高，响应潜力相对有限。
电解铝行业，可调节或终止主工艺流程以实施需求响应，但对电解槽等设备影响较大，甚至造成设备损坏。
数据中心用电量主要受运算需求影响，且考虑差异化的数据应用技术指标，参与响应的潜力和方式仍待探索。目前集中于算力优化、空间调整等方式。
居民用户的柔性资源分布广泛，管理和调节难度较大，目前鼓励通过负荷聚合商、虚拟电厂服务商、售电公司等专业能源服务企业实现整合。
这其中，各个用户对自身的响应潜力没有清晰定位，不能够准确有效地对响应潜力进行精准量化，导致预报容量偏高或偏低，最终在实际响应中降低自己的收益。