如果道路不通或者不夠用，車輛愈多就堵得越厲害。如今，以風電、光伏為代表的新能源電力就如同堵在路上的汽車，受困于電網(wǎng)建設速度和接納意愿，不少新能源電力難以上網(wǎng)出力。

面對上網(wǎng)瓶頸，一方面，應合理規(guī)劃，避免太多的新能源裝機無序地涌入到有限的電網(wǎng)通道;另一方面，要調動電網(wǎng)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(wǎng)難的根源歸根結底還是電網(wǎng)的壟斷，而要打破壟斷，則必須推動電力體制改革。

根據(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)公司經營區(qū)域分別新增風電、光伏發(fā)電并網(wǎng)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(wǎng)的這一消納風電的速度，發(fā)電企業(yè)并不滿意。“并網(wǎng)容量并不等于上網(wǎng)電量。” 龍源集團的內部人士介紹，2011年中國風電并網(wǎng)容量新增1600萬千瓦，累計達到4700萬千瓦，年發(fā)電量800億千瓦時，同比增長60%以上，但是因限電嚴重，風力發(fā)電仍整體虧損。

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

造成限電的原因有很多：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(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。

其二，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、風電場棄風現(xiàn)象。

其三，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)電項目核準時，很少明確具體的配套電網(wǎng)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(xié)調機制，常常導致電網(wǎng)核準滯后于發(fā)電項目，電網(wǎng)工程難以做到與發(fā)電同時投產。

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、經濟性低等特點，增加了電網(wǎng)的建設成本和調度成本;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，除了努力提高相關技術水平外，必須大力度推進電力體制改革。電網(wǎng)企業(yè)屬于自然壟斷企業(yè)，其任務是為所有發(fā)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(wǎng)企業(yè)的管理和定價方式應與其他從事競爭性業(yè)務的發(fā)電企業(yè)有原則區(qū)別。這也是國務院2003年批準電價改革方案中“廠網(wǎng)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(wǎng)企業(yè)的定價執(zhí)行“成本加成”模式，即根據(jù)電網(wǎng)企業(yè)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(wǎng)費形式來實現(xiàn)。也就說，電網(wǎng)企業(yè)只負責傳輸電力，不參與買賣電力。也只有這樣，用戶與發(fā)電企業(yè)之間才有可能建立起電力市場，才能夠開創(chuàng)出新能源大規(guī)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(wǎng)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(fā)展將失去動力，調整能源產業(yè)結構、構建現(xiàn)代能源產業(yè)體系也將成為空談。