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kW，累計達到4700萬kW，年發電量800億kWh，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：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。
其次，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。
再次，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。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，也就說，電網企業只負責傳輸電力，不參與買賣電力。然而，我國電價市場化改革始終停滯不前，電網的“輸配分離”僅停留在口頭上。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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