據(jù)國家電網(wǎng)公司日前召開的2012年年中會議通報，上半年，國家電網(wǎng)公司經(jīng)營區(qū)域分別新增風(fēng)電、光伏發(fā)電并網(wǎng)容量576萬kW和10萬kW，同比分別增長29.7%和4.7%；消納新能源470億kWh，同比增長22.4%。 

但是，國家電網(wǎng)的這一消納風(fēng)電的速度，發(fā)電企業(yè)并不滿意。“并網(wǎng)容量并不等于上網(wǎng)電量。” 龍源集團的內(nèi)部人士介紹，2011年中國風(fēng)電并網(wǎng)容量新增1600萬kW，累計達到4700萬kW，年發(fā)電量800億kWh，同比增長60%以上，但是因限電嚴重，風(fēng)力發(fā)電仍整體虧損。 

據(jù)可再生能源學(xué)會風(fēng)電專委會的統(tǒng)計，2011年全國主要風(fēng)電場限電比例總體達16.92%。業(yè)內(nèi)人士介紹，限電比例超過12%就會出現(xiàn)虧損。 

造成限電的原因有很多：首先，新能源的供能過程具有隨機性和間歇性，而且隨機出現(xiàn)的間歇性電力對受端系統(tǒng)動態(tài)穩(wěn)定有較大程度的影響，電網(wǎng)出于安全性考慮并不愿意吸納新能源。 

其次，大型新能源基地的大規(guī)模集中開發(fā)，因未能明確具體的消納方案和跨大區(qū)送電電網(wǎng)工程，即使并入了本地區(qū)電網(wǎng)，也會因本地區(qū)消納能力有限而出現(xiàn)實際發(fā)電出力受限、風(fēng)電場棄風(fēng)現(xiàn)象。 

再次，新能源發(fā)電項目與配套電網(wǎng)項目審批相脫節(jié)。新能源發(fā)電項目核準(zhǔn)時，很少明確具體的配套電網(wǎng)工程。兩者核準(zhǔn)分屬于同一能源主管部門的不同司局，由于缺乏有力的協(xié)調(diào)機制，常常導(dǎo)致電網(wǎng)核準(zhǔn)滯后于發(fā)電項目，電網(wǎng)工程難以做到與發(fā)電同時投產(chǎn)。 

更重要的是，新能源的發(fā)展影響了電網(wǎng)的利益。一方面，新能源能量密度低、隨機性、間接性、經(jīng)濟性低等特點，增加了電網(wǎng)的建設(shè)成本和調(diào)度成本；另一方面，電網(wǎng)的盈利模式在于發(fā)電環(huán)節(jié)與終端銷售環(huán)節(jié)之間的“價差”，而新能源上網(wǎng)電價較高，影響到了電網(wǎng)的價差收入。 

要破除上述困擾，除了努力提高相關(guān)技術(shù)水平外，必須大力度推進電力體制改革。按照當(dāng)初電力體制改革的設(shè)想，政府需對電網(wǎng)企業(yè)的定價執(zhí)行“成本加成”模式，也就說，電網(wǎng)企業(yè)只負責(zé)傳輸電力，不參與買賣電力。然而，我國電價市場化改革始終停滯不前，電網(wǎng)的“輸配分離”僅停留在口頭上。電力體制已經(jīng)到了非改不可的地步，否則，新能源的發(fā)展將失去動力，調(diào)整能源產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)、構(gòu)建現(xiàn)代能源產(chǎn)業(yè)體系也將成為空談。