首先，文件提出新型电力系统建设分为3个大阶段：
1）当前至2030年为加速转型期，包括煤电发挥压舱石作用，数字化、智能化技术发力，分布式智能电网进入发展起步期，全国统一电力市场体系基本形成，终端用能电气化水平提升至35%以上等；
2）2030-2045年为总体形成期，包括电网稳步向柔性化、智能化、数字化方向转型，规模化长时储能技术取得重大突破，全社会各领域电能替代广泛普及等；
3）2045-2060年为巩固完善期，包括新能源逐步成为发电量结构主体电源，新型输电组网技术创新突破，多类型储能协同运行等。
其次，针对电网建设方面，文件提出了多个新型电力系统相关的细分领域：
1）特高压，风光大基地+特高压线路是新能源开发体系的重要一环，目前特高压建设逐步进入加速阶段，国网十四五特高压规划增长明显，并且我们判断2023年特高压直流将进入集中招标阶段；同时，文件中多次提及柔性输电技术，柔性灵活是新型电力系统四大特征之一，我们认为是特高压直流未来明确的升级方向；
2）数字化智能化，电网建设的重点任务包括推动电网智能升级，打造新型数字基础设施等，再次证明了数字电网的重要性，考虑到数字化领域建设目前仍处于前期阶段，因此未来投资景气度有望持续保持在较高水平，2022年国网数字化设备、服务招标金额均增长30%以上；
3）调度，文件提及建设适应新能源发展的新型调度运行体系，需要提高新能源预测精度、统筹全系统调节资源等，国网目前正在推进新一代调度系统的更新，预计2-3年时间省级及以上调度系统将完成更新，维持较高景气；
4）文件中提出了柔性、交直流互联、分布式智能电网等新技术，未来技术成熟后也有望迈入普及建设阶段。
同时，储能方面，文件对储能发展路径进行归纳：
1）加速转型期（2030年前），抽蓄目标1.2亿千瓦以上，压缩空气、电化学储能、热储能等新型储能并存，源、网、荷各侧满足系统日内调节需求。
2）总体形成期（2030-2045年），新型储能技术多元化发展，满足大规模新能源消纳需求，以机械储能、热储能、氢能等为代表的10小时以上长时储能技术攻关取得突破。
3）巩固完善期（2045-2060年），储电、储热、储气、储氢等多类型储能协同运行，重点发展基于液氢和液氨的化学储能、压缩空气储能等长时储能，解决新能源季节出力不均衡问题。此外，理顺输配电价结构，推动输电价格和配电价格分开核定，优化跨省跨区通道输电价格机制，也有望助推储能商业模式改善。
【专家解读】
1、电源侧：
非常看好煤电困境反转，预计今年两会后，电力市场化会有新动作，特别是煤电的容量电价、现货市场等，提升煤电对整个电力系统的保供。
新能源提的指标比较保守，说30年发电占比到20%，其实25年就能做到。十四五期间主要还是能源电力补短板。
功率预测未来会变成刚需。
2、电网侧：
特高压：稳增长的重要手段，去年受到多方面原因影响，原本说10条交流4条只留，结果直流0交流5，今年按照规划，有十几条直流很多条交流，十四五肯定要加快特高压建设。柔性直流的价格是传统直流输电的2-3倍以上，像海风就需要用到柔直，但现在能不用就不用，因为太贵了，只有海风和高原场景用柔直。
分布式智能电网：去年户用光伏慢下来了，就是以为电网到上限了接不进了，县域、农村的电网，适应不了高比例的户用光伏。文件里提到了分布式智能电网的开端起步，定位很准确，今年投资可能不会往这块大幅度倾斜，但后面几年会加快。
3、用户侧：
需求响应：2025年提出目标5%，国网在推新型负荷控制系统，投资超过100亿元，在原有需求响应基础上，用信息化、智能化手段做负荷管理系统，目前国内的电力批发市场较国外仍比较落后
虚拟电厂：分为负荷型（连接可调节型负荷）、电源型（连接分布式光伏或储能）、混合型，目前主要是负荷型；电源型比较少，还没法达到直控刚需的程度；负荷型运营商以电网公司为主
4、储能侧：
文件里提的很多，储能重要性非常高。60年，风光装机至少到60亿千瓦，储能配比至少要20%，储能装机至少要12亿千瓦时，抽蓄的天花板是3.5亿千瓦，所以一定要其他来弥补。除了电化学储能，还要推动长时储能。
没有任何一种储能技术会胜出，不同场景要求不同。
今年新型储能装机至少要到10GW，才能支撑1.6亿千瓦时装机（电网能支撑1.1-1.2亿千瓦时）
文件后续肯定会出很多配套细则来落实文件。
Q：之前国家也发了很多电力市场化的一些政策，终端用户的电价能传导到电源端吗？
增加的费用（比如辅助服务）要传导到终端用户，所以现在是一半发电企业承担，一半是工商业用户承担。
电力现货市场涨价能传导到发电企业，但现在大部分签的长协是传导不到发电侧的。
Q：为什么储能调用率很低？
之前很多储能都是为了并网，质量不行，电网不敢用。去年电网消纳能力勉强还够，今年肯定不行了，储能必须得调用。
现在对储能要求更加严格，要有并网验收，达到标准才行。
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