因为，在这一体制下，新能源的发展将极度依赖于电网的接入能力、接受意愿和入网价格标准，能源供给者无法与需求者直接交易，对新能源的研发、投资和生产，也无法借助价格信号和市场机制的引导，结果潜在的发展无法实现。

    电力系统的去中心化将是未来的发展方向，大电网将不再是不容动摇的唯一选择，允许消费者和企业自行发电、自主选择供电方。

    我国新能源的快速发展正面临着来自传统电力体制的诸多制约。

    厦门大学能源研究所教授林伯强表示，现在的情况往往是电网和新能源发电没有互相配合，风场盖起来，电却送不出去。

    对此，业内人士指出，新能源要实现大规模应用必须跨越以单一垄断电网和电力统购统销为核心的现行电力体制。去中心化将是未来电力体制的发展方向，大电网将不再是不容动摇的唯一选择，允许消费者和企业自行发电、自主选择供电方。

    现实

    “可以肯定的说，这个风场将无法赢利。”作为风场运营商，漳泽电力的一位负责人表示。该负责人所在的巴音风场位于风电大省内蒙古的达茂旗地区。“巴音风场招标的上网电价是0.51元/KW，略低于风力发电的成本价，如果风场无法持续运转，每发一KW.h电都意味着亏损。”

    电网问题是最主要的原因。据该负责人介绍，尽管风场已经并网发电，但是大多数时间，5万KW的巴音风场只允许发出10%的电，即使在夜间风力最大的时候，整个风场的风机也几乎全部处于停运状态。此外，即使在连续数月用电需求减少的情况下，电网也完全不顾必须全额收购风电的硬性规定，拼命压缩负荷。

    事实上，巴音风场的遭遇代表了大部分风场的发展困境。冲动建立起来的大规模风电场虽然拥有着接近成本的上网电价，但仍然要面对中国火电富余的现实。

    “风电并网最大的问题在于风电的不稳定性和不可控性，并且，风电上网成本要高于火电，因此，风电对电网来说并不是好电。”中国能源网首席信息官、中国企业投资协会金融委员会副秘书长韩晓平对记者表示。

    韩晓平指出，风电上网电价国家最新规定是0.51～0.61元/KW.h，可是风电资源最多，风电项目上的最多、最快的内蒙古、甘肃的脱硫燃煤火电的上网电价分别是0.2749元、0.2615元/KW.h，即便是要建设沿海风电项目的江苏，脱硫火电电价也不过0.3535元/KW.h。目前全国在建的发电容量9202万KW，其中火电6555万KW。“火电厂已经建了却闲着不用，银行的钱都还不上了，却要买贵了一倍的风电，多出来的差价怎么解决？从根本上说，电网公司发展新能源动力不足。”

    难题

    比上网价格更为突出的全局性问题，是风电项目分布与电网之间的矛盾。

    发改委能源研究所副所长、研究员李俊峰表示，中国是很年轻的电网，用了最先进的技术。所以，技术上不存在风力发电上不了网的问题。原因在于我国的风能资源大部分分布在偏远地区和海上，离大城市密集区和负荷中心较远，风电大多不在电网覆盖地区。

    在中国，要支持风电发展就必须在这些薄弱地区兴建大规模电网，但这些尚未纳入电网规划。数字显示，2008年风电已经达到1200万KW，而按照原来国家风电的建设规划，电网到2010年才能接受1000万KW风电。

    中投顾问新能源行业首席研究员姜谦对记者表示，未来几年中国风电依然将保持高速增长，并且风电与电网仍然是一对最主要的矛盾，并网仍然是制约风电发展的突出问题。

    数据显示，截至2008年底，国家和省级主管部门核准建设的风电装机共2326KW，实现吊装的有1227万KW，并网发电894万KW，尚有333万KW已吊装风机不能上网发电。

    国家电监会今年发布的《可再生能源电量收购和电价政策执行情况监管报告》和《我国风电发展情况调研报告》，也将矛头直指电网企业新能源发电电网接入滞后、导致风电发电无法并网的问题。

    “传统的电力体制已成为新能源发展的一大障碍。”姜谦指出，从国外的发展经验来看，新能源发电，特别是光伏发电的参与者更主要的是居民用户，而我国要大力推广光伏产业，家庭市场才是最广阔的“处女地”。但由于社会经济水平所限，目前我国居民用户基本上无法负担得起光伏发电的系统安装费用。这也是新能源的发展极度依赖于电网的一大客观因素。

    姜谦表示，新能源发电与传统的发电相比，不管是电厂的规模、还是电能的质量等都存在着巨大的差别，在技术条件并不十分成熟的条件下，如果强行接入，必然会对目前尚未实现智能化的电网的调峰产生巨大冲击。这应该是入网价格之外，电网不愿接纳新能源发电的另一个主要因素。

    据国家电网公司提供的信息，在东北地区（含蒙东），由于风电发展过快，而当地电网调峰能力又很不足，已出现低谷时段限制风电出力的情况。

    改革

    针对新能源发电上网难题，姜谦认为，一大转变已经出现。在已经发布的《金太阳示范工程的通知》中，财政补助资金支持范围包括利用大型工矿、商业企业以及公益性事业单位现有条件建设的用户侧并网光伏发电示范项目，另外，用户侧并网的光伏发电项目所发电量原则上自发自用等。

    另外，8月底，中国《可再生能源法》修正案草案（以下简称草案）正式提交全国人大常委会审议并向社会公示征求意见。草案内容也显示，中国可再生能源发电将全面获得政府财政补助，确立可再生能源发电全额保障性收购制度，国家设立政府基金性质的可再生能源发展基金。

    “原来的《可再生能源法》也有政府补助一项内容，但实际上根本做不到，因为电网公司很不配合，导致这项工作很难推进。解决能源问题是个系统工程，并且存在利益格局的问题。”韩小平指出，现在，可再生能源发电接入电网就存在很大的问题，电网会提出很多苛刻的条件限制这些企业，根本原因在于电力改革不到位。

    经济评论员周飙指出，在当前的电力体制下，新能源的发展将极度依赖于电网的接入能力、接受意愿和入网价格标准，能源供给者无法与需求者直接交易，对新能源的研发、投资和生产，也无法借助价格信号和市场机制的引导。比如某些风力资源丰富的偏僻地区，原本一个风电场可以带来收益，但由于所产电能不能直接卖给用户，必须输入大电网，而电网公司又不愿为此而改造输配系统，结果潜在的发展便无法实现。

    “中国电力体制自2002年开始改革后，实现了厂网分离，但输配并没有得到分离。国家电网公司到现在还控制着输电、配电和售电。未来改革的根本还是要解决电网公司隔阻供需纽带的问题。”韩小平对记者表示。

    而立即可行的解决办法则是允许消费者和企业自行发电、自主选择供电方。周飙认为，各种发电和储能技术的相对优势，在不同的地理气候和人口分布条件下差别很大，采用何种技术更经济，应由分散的个体和企业各自作出；其次，是允许社区、乡镇和城市自行选择本地的公共电力配置，允许中小发电户将剩余电力在社区网络内调剂和交易；当各种能源获得平等竞争机会之后，围绕新能源是否有前途的争议，便可交给用户和市场来回答，政府只需在税收上给予一定优惠。

    姜谦也对记者表示，从新能源对现行电力体制的要求看，一方面要改变现有的“一刀切”现状，要从新能源发电的具体特点入手，采用因地制宜，就近消费等原则，加大新能源发电在企业、家庭用户中的推广力度；另一方面，由于未来很长时间，我国的电力负荷中心还将集中在经济较为发达的东部地区，而同时，在大型风电、光伏产业基地的模式已经确认的情况下，加速电网的接入能力，尽快实现智能化也是电力系统未来的一大改革方向。