據國家電網公司日前召開的2012年年中會(hui) 議通報，上半年，國家電網公司經營區域分別新增風電、光伏發電並網容量576萬(wan) kW和10萬(wan) kW，同比分別增長29.7%和4.7%；消納新能源470億(yi) kWh，同比增長22.4%。 

但是，國家電網的這一消納風電的速度，發電企業(ye) 並不滿意。“並網容量並不等於(yu) 上網電量。” 龍源集團的內(nei) 部人士介紹，2011年中國風電並網容量新增1600萬(wan) kW，累計達到4700萬(wan) kW，年發電量800億(yi) kWh，同比增長60%以上，但是因限電嚴(yan) 重，風力發電仍整體(ti) 虧(kui) 損。 

據可再生能源學會(hui) 風電專(zhuan) 委會(hui) 的統計，2011年全國主要風電場限電比例總體(ti) 達16.92%。業(ye) 內(nei) 人士介紹，限電比例超過12%就會(hui) 出現虧(kui) 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，而且隨機出現的間歇性電力對受端係統動態穩定有較大程度的影響，電網出於(yu) 安全性考慮並不願意吸納新能源。 

其次，大型新能源基地的大規模集中開發，因未能明確具體(ti) 的消納方案和跨大區送電電網工程，即使並入了本地區電網，也會(hui) 因本地區消納能力有限而出現實際發電出力受限、風電場棄風現象。 

再次，新能源發電項目與(yu) 配套電網項目審批相脫節。新能源發電項目核準時，很少明確具體(ti) 的配套電網工程。兩(liang) 者核準分屬於(yu) 同一能源主管部門的不同司局，由於(yu) 缺乏有力的協調機製，常常導致電網核準滯後於(yu) 發電項目，電網工程難以做到與(yu) 發電同時投產(chan) 。 

更重要的是，新能源的發展影響了電網的利益。一方麵，新能源能量密度低、隨機性、間接性、經濟性低等特點，增加了電網的建設成本和調度成本；另一方麵，電網的盈利模式在於(yu) 發電環節與(yu) 終端銷售環節之間的“價(jia) 差”，而新能源上網電價(jia) 較高，影響到了電網的價(jia) 差收入。 

要破除上述困擾，除了努力提高相關(guan) 技術水平外，必須大力度推進電力體(ti) 製改革。按照當初電力體(ti) 製改革的設想，政府需對電網企業(ye) 的定價(jia) 執行“成本加成”模式，也就說，電網企業(ye) 隻負責傳(chuan) 輸電力，不參與(yu) 買(mai) 賣電力。然而，我國電價(jia) 市場化改革始終停滯不前，電網的“輸配分離”僅(jin) 停留在口頭上。電力體(ti) 製已經到了非改不可的地步，否則，新能源的發展將失去動力，調整能源產(chan) 業(ye) 結構、構建現代能源產(chan) 業(ye) 體(ti) 係也將成為(wei) 空談。