新能源占比提高也带来了整个系统的变革。北京大学能源研究院副院长杨雷介绍，根据国际能源署的研究，当可再生能源发电量占电网的比例在5%以内时，通过调度可以实现较好的并网。比例在5%至10%之间时，通过抽水蓄能、火电的灵活性改造等提高现有电力系统灵活性的方式，也可完成调度、保证安全，这是传统的线性思维模式。但当可再生能源发电量超过10%之后，老的方式就难以为继了。这就需要电网整体系统的优化，提高源网荷储整体的灵活性。电力的供应与需求的界限越来越模糊，数据是双向的，能源也会变成双向的，这是根本性的变化。

蒋莉萍则表示，新能源发电占比越来越高的情况下更需要电网互济。德国2020年的新能源发电占到33%，跨区通道即整个欧洲的电力系统给了它很大的支持。再例如，我国西北地区风光发电比重比较大，而且大基地比较多，去年西北地区的电网调峰互济达到3万多次，这是非常频繁的调配运行管理措施。

蒋莉萍说，当新能源为主体时，就不应该再讨论新能源消纳问题了，而应讨论新能源为主体的电力系统，如何给用户提供安全可靠、成本更低的电力供应。不是说有多少新能源，就得消纳多少，这个命题是错的,“成年了，该养家了，还要别人去消纳你吗”。

在电力行业新形势下，传统的煤电企业如何应对挑战？陈宗法表示，概括来说就是要多管齐下，持续创新。新型电力系统的特点第一条是绿色低碳，构建以新能源成为电量供应的主体，新能源的占比就要超过50%。传统的电力企业要开展多能互补业务，实现冷热电联通，开展综合能源服务。同时，要建立起一个有效竞争的市场体系，以及智慧高效的电力系统。

另一方面，技术也是影响电力市场改革的一个重要因素。夏清表示，业界需要认真研究未来各种技术的成熟度、成本下降趋势，不能老盯着现在的技术。让技术竞相迸发，不断创造新价值，是体制机制改革最根本的目的。

杨雷也表示，技术进步是推进“双碳”的重要动力。全球除了南非、澳大利亚、智利之外，煤电都不再是最便宜的发电方式。新能源技术进步推动的成本快速降低，是实现能源转型与“双碳”最根本的驱动力，这一点已是全球共识。

但现实距此还有差距，陈宗法也提醒，当前国内存量的新能源项目由于存在补贴，光伏综合加权平均电价约为0.81元/度，风电综合加权平均电价约为0.61元/度，新能源综合加权大约为0.71元/度，远远高于煤电的0.36元/度的水平，最廉价的是水电，大约0.24元/度。陈宗法表示，今年是平价第一年，大家在闷头干，看当前的风电电价水平回报如何，新能源的经济性需要技术进步来进一步降低价格。