面对新形势，传统的电力调控运行体系亟需做出改变。徐小东表示，目前的调度方式仍然主要是面向常规电源为主的计划调度方式，比较僵化。未来市场主体将从单一化向多元化转变，电力输送将从发输配用，向源网荷储灵活转变。新的调控运行体系需要适应灵活的市场环境，适应电力市场环境下交易体系的频繁改变，还要适应高比例新能源电网与电价运行方式的频繁变化。

同时，新能源的发展和并网也需要有新范式。黄少中认为，新型电力系统的首要挑战还是消纳问题。要提高新能源发电的利用率，减少弃风弃光率。而新能源的“三性”（随机性、波动性和间歇性）很难维持电网安全，必须有别的措施。

黄少中表示，在消费侧形成良好局面引导用户自愿买绿电，是消纳新能源的好渠道。政府要积极引导、组织资源、牵线搭桥，建立新能源消纳的市场机制，而且要有跨省跨区的市场交易机制，让用户端能享受到好处。现在，主要是因为条件太苛刻，江苏、浙江、广东等用电大省购买绿电的意愿不强烈。如果绿电价格低，量也有保证，就能提高用户购买积极性。此外，还要有机制解决发电侧、输电侧，以及用户利益，才能很好地消纳新能源发电。

夏清也强调，要思考从用户侧下功夫，电力市场改革并不是解决要上多少新能源，而是要让用户有消费新能源的冲动，现在跨国公司积极买绿电，涨价也愿意，需求侧带动供给侧改革效率是最高的。国家战略要落实到需求侧对绿电比例的要求，在需求侧的引导下，可以促使用电行为与新能源匹配度不断提高，减少灵活性电源投资。

电价市场机制是影响电力市场发展的核心因素，新形势下的电价机制将如何改革？夏清说，随着新能源比例越来越高，火电与其他的资源变成灵活资源，与之相关的定价机制面临三个挑战：第一，新能源边际成本几乎是零，如果是零边际成本，就没有价格空间来引导储能行为、用电行为。第二，容量定价困难。容量定价对火电是可以的，但对新能源就不能它给容量定价。第三，新能源波动大，理应谁波动越厉害，谁就承担更多的成本，但目前没有这个市场机制。价格就像一个黏合剂，合理的定价机制源才能让荷源同步起舞。

夏清表示，新型电力系统的含义是：要同时组建新能源市场与灵活性市场，所有常规电源要全放到灵活性市场里面去。可以建立分时容量定价机制，让正向调峰与反向调峰获得不一样的收益，用价格机制去激励新能源安装储能，而不是强迫新能源安装储能设施。对用户也是类似，要用峰谷电价差等市场机制去引导用户自愿安装储能。此外，要有反映灵活性市场不同成本与代价的市场机制。为新能源提供支撑的灵活性电源，需要新能源发电付出相应的成本。建议未来可根据负荷量偏差大小分摊成本，负荷越多分摊越多，偏差越大成本越高，那么用户就越有动力把偏差变小。

按照上述定价机制，电网的新能源占比虽然越来越高，但供电仍可由不确定性变成确定性。夏清说，这是由经济、成本力量驱动的变化，本质上是要解决新能源的波动与储能之间怎么协同，各类电源如何分摊成本的问题。因此，下一步需要建立一整套新的电力定价机制。

华北电力大学国家能源发展战略研究院执行院长王鹏教授认为，电价机制改革关键是要看电力，即能源低碳转型情况下电力有什么样的需求。在此基础上，要处理好两个关系。一是市场与政府的关系。坚持市场化的方向已是改革的共识，要让市场在资源配置中起决定性作用。但同时还要有效发挥政府作用，政府必须要在外部框架上做整体设计，在制度上做安排，而不是和市场去抢作用。

第二个关系就是体制与机制之间的互动。电网的问题不仅关系本身的体制建设，还关系着行政管理体制，行政管理体制里面非常重要的就是央地关系调整，不能一竿子插到底。机制上，要有应对可再生能源大规模并网，应对可再生能源分布式、分散式的一些交易机制。要让体制与机制间形成良好的互动。