“网”端主要在电网侧，根据我国国情与资源禀赋，“西电东送、北电南送”的电力流分布持续强化，新能源开发呈现集中式与分布式并举的格局，电网呈现出交直流混联大电网、柔直电网、主动配网、微电网等多种形态电网并存。电网不仅承担电能传输的作用，而且将更多地承担电能互济、备用共享的职能。配电网将从交流电网转为柔性交直流配网，还将接入分布式可再生能源、储能、电动汽车、需求响应等各种灵活性的“配套”资源，实现灵活性需求的就地平衡。

　　“荷”端主要在负荷侧，随着能源消费结构与产业结构调整，电气化水平不断提升，高耗能工业负荷逐步减少，数据中心、电动汽车等负荷将大幅增长，电制氢、储能、智能电器等交互式用能设备将广泛接入和应用，未来负荷种类呈多元化特点。一方面伴随数字化转型发展，海量用户聚合下的双向互动与需求响应将成为常态;另一方面通过“电–热–冷–气”等不同能源消费的协同互动与优化，实现不同能源负荷的弹性替代，灵活可控负荷将成为电力灵活性资源的重要组成部分。

　　“储”端主要在储能侧，储能将成为未来电力系统升级最关键的环节。风光等新能源发电具有不稳定性，为了保证电力系统稳定运行，需要储能调节，起到削峰填谷的作用。新型电力系统将依托抽蓄、化学储能、光热储热、氢储能、压缩空气储能等多元储能技术体系，以电网为纽带，将独立分散的电网侧、电源侧、用户侧储能资源进行全网的优化配置，推动“源–网–荷”各环节储能能力全面释放，构建多元、融合、开放、共享的储能体系。对应构建新型电力系统而言，储能系统的进展直接决定了新型电力系统构建的进程和成果。

　　能源清洁低碳转型　未来发展方向

　　构建新型电力系统对电力系统装备提出了新的要求。

　　一是适应能源配置平台化，创新电网发展方式。考虑到我国能源资源与需求逆向分布的特点，需持续完善核心骨干网架，加大各级电网建设投资力度，尤其特高压交直流再次迎来大规模建设。特高压作为解决资源禀赋约束的重要环节，成为构建新型电力系统重要组成部分。“十四五”计划新建特高压线路“24交14直”，涉及线路长3万余千米，总投资约计3800亿元。特高压产业链受益，既能拉动包括高压电气开关设备、换流阀、线缆、变压设备等硬件的需求，又能带动智能化终端、智能芯片等需求。

　　二是适应能源生产清洁化，提升新能源开发利用水平。截至2021年底，全国发电装机容量约23.77亿千瓦，同比增长7.9%，其中可再生能源发电装机达到10.63亿千瓦，占总发电装机容量的44.8%。最近，国家发改委等九部门联合印发《“十四五”可再生能源发展规划》，明确可再生能源发电量增量在全社会用电量增量中的占比超过50%，风电和太阳能发电量实现翻倍。同时，我国能源结构基本特征是“富煤、贫油、少气”，燃气调峰电站发展不足，抽水蓄能和燃气电站占比仅约6%，其中抽水蓄能占比约1.4%，与发达国家相比，我国抽水蓄能仍有较大发展空间。根据《抽水蓄能中长期发展规划(2021~2035年)》，到2025年，抽水蓄能投产总规模6200万千瓦以上;到2030年，投产总规模1.2亿千瓦左右。

　　三是适应能源消费电气化，促进节能降耗满足用能需求。电力行业碳排放约占全社会碳排放总量的40%。稳妥有序、因地制宜推动电能替代，在北方地区推动以电代煤清洁取暖，全面开展全电景区、全电船舶、公路与铁路电气化等电能替代项目。加快建设充电基础设施，构建“十纵十横两环网”快充网络，有效缓解电动汽车远距离出行“里程焦虑”。积极引导用户高效用能、绿色用能、节约用能。

　　四是适应能源创新融合化，打造原创技术策源地。大力实施新型电力系统科技攻关行动，推进协同创新，加大研发经费投入，开展大电网安全稳定控制、虚拟电厂、特高压分接开关等重大技术攻关，攻克各种“卡脖子”“无人区”技术难题，全方位提高自主创新能力，打造新型电力系统示范区。持续跟踪颠覆性技术发展趋势，强化基础研究和前沿技术布局，取得更多原创成果。

　　五是适应能源业态数字化，加强能源互联网建设。深入应用“大云物移智链”等新一代信息技术，加快推动电网向能源互联网升级，实现电网生产、经营、管理等核心业务数字化转型，促进发输配用各领域、源网荷储各环节、电力与其他能源系统协调联动。加强产业链上下游协同，以数字平台服务推动上下游企业供需匹配、资源共享，促进产学研用深度结合，加快孕育能源数字经济新业态新模式，当好现代产业链的“链长”。