我国电力系统已进入高比例新能源电力系统阶段，处于新型电力系统“加速转型期”。截至2025年6月，全国新能源装机容量达16.7亿千瓦，发电量占比达23.6%，其中青海、甘肃、西北、云南电网新能源发电功率占比分别高达84.3%、81%、65%和69%。
新型电力系统仍以交流同步系统为主，新能源和新型储能需具备低成本电量搬运、支撑系统安全稳定运行、提供调频、调压、爬坡、转动惯量等多重辅助服务能力，以补齐新能源发电的不足。新型储能具有建设周期灵活、技术路线多样、土地空间利用灵活、源网荷布局灵活等特点。
预计“十五五”期间，部分风光储系统在部分场景下将下降至与火电平价水平，开始具备大规模替代常规电源的条件。联盟秘书处按源网荷比例2:2:1:6进行简单算例定性分析，计及负荷曲线、新能源出力曲线、弃电率等因素，风光储系统成本约在0.25～0.5元。
新能源发展经历了补贴驱动、配额驱动阶段，未来将进入市场驱动阶段。配额驱动阶段新能源逐步实现平价上网，但仍需系统提供支撑；市场化发展阶段，“风光储”系统全成本替代常规电源标志着“市场驱动”的开始。
近期政策环境包括《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》等，推动新能源全面市场化交易。新能源价格机制经历了从定量定价+补贴到逐步全面市场化交易的转变。
新能源全面市场化交易存在风险，如出力不确定性导致报量报价困难，可能面临超额获利回收或超发损失。以山西和蒙西电力市场为例，超额和缺额电量可能导致不同程度的损失。
电力现货市场建设将逐步完善发展环境，但存在波动性电能量价格不确定性、机制设计复杂性等风险。电力市场建设的目的是优化规划和运营，引导推动发电侧、输电网、新能源合理布局投资，确保安全经济绿色高效的电力供应。
构网型技术应用于新能源/新型储能，将成为同步旋转机组的有效补充，并提供多种辅助服务功能。人工智能等信息技术的应用将持续加强，利用区块链技术协助分布式风光储、聚合储能等的调用和结算。
降本增效和高质量发展是主题。新能源和新型储能目前尚不具备全场景显著成本竞争力，未来需通过材料创新、效率提升、能耗降低等途径，寻找合适的应用场景和需求特性并推广，最终实现经济应用。
新型储能调节时长需求将演变，2030年前以日内调节为主，远期将出现周、季节调节需求。长时储能的应用将逐渐显现，不同时期功能定位不同，不同省份需求也不同。
氢能在电力系统的典型应用场景包括氢能流与电能流协同优化、绿色氢基燃料为火电供给清洁燃料、西部可再生能源制备氢输送到东部地区等，助力大规模资源优化配置，缓解输电走廊紧张等问题。
