受電網建設及接納的問題的影響，以風電、光伏為代表的新能源電力就如同堵在路上的汽車，難以入網而無法順利前行。
面對上網瓶頸，一方面，應合理規劃，避免太多的新能源裝機無序地涌入到有限的電網通道；另一方面，要調動電網的積極性，廣開通道加速分流。只不過，這兩個方法都是治標不治本，新能源并網難的根源歸根結底還是電網的壟斷，而要打破壟斷，則必須推動電力體制改革。
根據國家電網公司日前召開的2012年年中會議通報，上半年，國家電網公司經營區域分別新增風電、光伏發電并網容量576萬千瓦和10萬千瓦，同比分別增長29.7%和4.7%；消納新能源470億千瓦時，同比增長22.4%。
但是，國家電網的這一消納風電的速度，發電企業并不滿意。“并網容量并不等于上網電量。” 龍源集團的內部人士介紹，2011年中國風電并網容量新增1600萬千瓦，累計達到4700萬千瓦，年發電量800億千瓦時，同比增長60%以上，但是因限電嚴重，風力發電仍整體虧損。
據可再生能源學會風電專委會的統計，2011年全國主要風電場限電比例總體達16.92%。業內人士介紹，限電比例超過12%就會出現虧損。
造成限電的原因有很多：其一，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系統動態穩定有較大程度的影響，電網出于安全性考慮并不愿意吸納新能源。
其二，大型新能源基地的大規模集中開發，因未能明確具體的消納方案和跨大區送電電網工程，即使并入了本地區電網，也會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。
其三，新能源發電項目與配套電網項目審批相脫節。新能源發電項目核準時，很少明確具體的配套電網工程。兩者核準分屬于同一能源主管部門的不同司局，由于缺乏有力的協調機制，常常導致電網核準滯后于發電項目，電網工程難以做到與發電同時投產。
更重要的是，新能源的發展影響了電網的利益。一方面，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；另一方面，電網的盈利模式在于發電環節與終端銷售環節之間的“價差”，而新能源上網電價較高，影響到了電網的價差收入。
要破除上述困擾，除了努力提高相關技術水平外，必須大力度推進電力體制改革。電網企業屬于自然壟斷企業，其任務是為所有發電商和用電戶提供公共服務，不以多盈利為經營目標。因此，政府對電網企業的管理和定價方式應與其他從事競爭性業務的發電企業有原則區別。這也是國務院2003年批準電價改革方案中“廠網分開”的基本原理所在。按照當初電力體制改革的設想，政府需對電網企業的定價執行“成本加成”模式，即根據電網企業經營的資產量、輸電量、運營成本和提供公共服務以及普遍服務的需要，單獨核定其準許收入總量，然后攤入年度輸電量，通過向用電戶收取度電過網費形式來實現。也就說，電網企業只負責傳輸電力，不參與買賣電力。也只有這樣，用戶與發電企業之間才有可能建立起電力市場，才能夠開創出新能源大規模高效替代化石能源的局面。
但令人遺憾的是，我國電價市場化改革停滯不前，電網的“輸配分離”僅停留在口頭上。如今看來，電力體制已經到了非改不可的地步，否則，新能源的發展將失去動力，調整能源產業結構、構建現代能源產業體系也將成為空談。<
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