首先，質(zhì)量安全問題頻發(fā)嚴重影響新能源市場需求。由于風(fēng)電、光伏等新能源呈現(xiàn)隨機性、間歇性和波動性的特點，與水電、火電等常規(guī)電源相比，目前還沒有辦法像常規(guī)電源一樣對其進行計劃安排和控制，大規(guī)模接入電網(wǎng)可能會產(chǎn)生諧波、逆流、網(wǎng)壓過高等問題，對電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行帶來新的問題和挑戰(zhàn)，主要體現(xiàn)在：電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻壓力增大、電壓控制難度提高、電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行風(fēng)險增加等。近期，甘肅酒泉、甘肅瓜州與河北張家口等地接連發(fā)生風(fēng)電機組脫網(wǎng)事故。如2011年2月，發(fā)生在酒泉的一起“脫網(wǎng)”事故，導(dǎo)致附近16個風(fēng)電場的598臺風(fēng)電機組脫網(wǎng)，損失出力84萬千瓦，占事故前酒泉地區(qū)風(fēng)電出力的54.4%。我國新能源整機制造企業(yè)和零部件制造企業(yè)產(chǎn)品質(zhì)量控制手段較低，產(chǎn)品批量投產(chǎn)后，性能不夠穩(wěn)定，幾乎所有整機制造企業(yè)的產(chǎn)品在試運行階段和交付業(yè)主后均出現(xiàn)過質(zhì)量問題。已安裝運行的風(fēng)電場，大部分采用的是非常簡單的監(jiān)測手段，自動監(jiān)測的范圍小，監(jiān)測的指標簡單，缺乏對信號的自動分析，大多依賴于人工巡檢和故障后處理。
其次，“并網(wǎng)難”使得新能源市場擴張阻力增大。按照“建設(shè)大基地、融入大電網(wǎng)”的規(guī)劃布局，我國規(guī)劃在內(nèi)蒙古、甘肅、河北、吉林、新疆、江蘇等省區(qū)建設(shè)八個千萬千瓦級風(fēng)電基地。這些風(fēng)電基地所在地區(qū)大多負荷較低，電網(wǎng)規(guī)模小，無法就地消納，需要依托更高電壓等級、大規(guī)模遠距離輸送，這就要求配套建設(shè)輸變電設(shè)施，投資非常巨大。為了遠距離輸送風(fēng)電光電，需要層層升高電壓，配套新建從10千伏至750千伏之間各個電壓等級全套輸變電設(shè)施，才能將風(fēng)電光電輸送到上千公里甚至數(shù)千公里以外去使用。加之長距離線損和層層變損對輸電經(jīng)濟性影響頗大，過網(wǎng)費進一步降低了經(jīng)濟競爭力。而我國電網(wǎng)建設(shè)現(xiàn)狀與風(fēng)電等新能源大規(guī)模發(fā)展的形勢不相適應(yīng)，主網(wǎng)架不強，跨地區(qū)輸送存在制約，導(dǎo)致新能源發(fā)展出現(xiàn)了“并網(wǎng)難”、設(shè)備利用小時下降、能源浪費等問題。北方風(fēng)電集中開發(fā)地區(qū)大都遭遇較嚴重的棄風(fēng)限電問題，大部分風(fēng)機在夜間低谷期棄風(fēng)停運，東北一些地區(qū)冬季棄風(fēng)限電比例已近50%；西北主要風(fēng)場因數(shù)次脫網(wǎng)事故，目前限電竟高達70%-80%，風(fēng)能資源最好的一些地區(qū)，設(shè)備年利用小時數(shù)還不到1400。2011年，并網(wǎng)風(fēng)電發(fā)電量盡管同比增長48.16%，但設(shè)備利用小時數(shù)卻比上年降低144小時，全國范圍內(nèi)平均風(fēng)電棄風(fēng)電量占比達20%，直接經(jīng)濟損失達近百億元。太陽能也出現(xiàn)因無法并網(wǎng)而不得不“棄光”的苗頭，2011年光伏發(fā)電的設(shè)備利用率也較上年有所下降，年利用小時數(shù)僅1700左右。
最后，發(fā)電成本過高是制約新能源市場擴張的關(guān)鍵因素。在市場經(jīng)濟條件下，企業(yè)和用戶天然具有選擇低價能源的傾向，如果具有綠色、低碳、無污染等環(huán)保優(yōu)勢的新能源成本能降到和傳統(tǒng)能源不相上下，必將推動國家發(fā)改委和能源局對其的重視程度，在電網(wǎng)建設(shè)、補貼政策、上網(wǎng)電價的實際落實上會有很大進步，并網(wǎng)難問題也將逐步解決。
盡管與前幾年相比，我國新能源成本已經(jīng)大幅下降，然而在不考慮常規(guī)能源外部環(huán)境成本的情況下，除太陽能熱水器外，絕大多數(shù)新能源電力成本仍然大大高于常規(guī)電力，缺乏市場競爭優(yōu)勢，如果國家不出臺強有力的支持政策，新能源市場很難迅速擴大。目前我國光伏發(fā)電成本已降至1.1元/千瓦時，預(yù)計到2015年將下降到0.8元/千瓦時；目前1兆瓦的光熱電站每千瓦時發(fā)電成本約為2元，10兆瓦的約為1.5元，50兆瓦可降至1.2元左右。其余新能源電力中，風(fēng)電平均成本在0.5-0.65元/千瓦時，生物質(zhì)發(fā)電成本在0.4-1元/千瓦時，核電成本在0.45元/千瓦時左右。而目前我國火電上網(wǎng)標桿電價一般在0.4元/千瓦時左右，價格最高的廣東火電也只有0.5元左右，而水電上網(wǎng)電價還不到0.4元/千瓦時?？梢?，除了核電外，其余新能源發(fā)電成本均明顯高于傳統(tǒng)電源，并且還存在波動性大、出力不穩(wěn)定、并網(wǎng)難等缺點，使得在調(diào)峰調(diào)頻方面需要較多的其他電力來平衡，如抽水蓄能、燃氣燃油電站配套等，這將給電網(wǎng)的調(diào)度增加負擔(dān)，間接抬高了成本。
