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数据显示，截至2025年6月，我国新能源装机达到16.7亿千瓦，发电量占比达到23.6%。青海电网新能源发电功率占比最高达84.3%，甘肃电网达到81%，西北电网达到65%，云南电网达到69%。新能源在我国电力系统中的占比正在迅速提升，风光储系统已经成为新型电力系统的重要组成部分。
风光储系统的核心在于“互补”二字。风电和光伏发电具有间歇性和波动性，而新型储能技术则可以有效弥补这些不足。新型储能需要具备低成本电量搬运、支撑系统安全稳定运行、提供多重辅助服务和价值三大能力。这些能力不仅能够补齐新能源发电的短板，还能助力风光储综合系统实现电力和电量的双重替代。
新型储能的灵活性是其最大的优势之一。它不仅建设周期灵活，技术路线多样，还能实现时间搬运、土地空间利用以及源网荷布局的灵活调整。这种灵活性使得新型储能能够更好地适应新能源发电的波动性，为电力系统的稳定运行提供支撑。
从成本角度来看，随着新能源和储能技术的不断进步，风光储系统的成本正在逐步下降。报告预计，“十五五”期间，部分风光储系统在特定场景下将下降至与火电平价水平，具备大规模替代常规电源的条件。目前，风光储系统的成本约为0.25-0.5元/千瓦时。
新能源全面市场化交易面临着风险。与传统电源相比，新能源出力具有不确定性，独立参与电力市场进行确定性的报量报价将面临多种风险。新型储能技术将为新能源补齐短板，发电侧将从“强制配储”逐步转变为“主动配储”。通过新型储能，新能源发电企业可以更好地应对市场波动，降低风险。
电力系统正从“同步旋转系统”转向“同步旋转+换流器静止系统”，构网型技术的应用将成为未来的重要趋势。构网型技术能够提供有功频率支撑、电压无功支撑、短路比提升、惯量和阻尼等多种辅助服务功能，为电力系统的稳定运行提供保障。
人工智能等信息技术的应用也在不断加强。在新能源出力预测、负荷预测、价格预测、新型储能调度控制、电力交易等领域，人工智能技术的应用将持续深化。
长时储能的应用将逐渐显现。调研显示，2030年前，长时储能将以日内调节为主，未来将出现周、季节调节需求。在“极晚无光”场景下，日内长时储能时长可达4至6小时；而在风电、光伏机组大规模退出运行时，周内长时储能时长可达10至100小时。
氢能作为未来能源的重要组成部分，其在电力系统的应用场景也备受关注。例如西部可再生能源制备的氢和风光大基地的清洁电力可以通过管道、铁路、公路等方式输送到东部地区，助力大规模资源优化配置。
尽管新能源和新型储能目前在电力市场中尚不具备全场景显著成本竞争力，但未来通过材料创新、效率提升、能耗降低等手段，其成本有望进一步降低。例如钙钛矿晶硅叠层电池结构的出现，为新能源发电效率的提升提供了新的可能。
新型储能的调节时长需求也在不断演变。长时储能的应用将逐渐显现，不同时期长时储能功能定位不同，不同省份对长时储能需求也不同。
