首先，質量安全問題頻發(fā)嚴重影響新能源市場需求。由于風電、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)模接入電網可能會產生諧波、逆流、網壓過高等問題，對電網安全穩(wěn)定運行帶來新的問題和挑戰(zhàn)，主要體現(xiàn)在：電網調峰調頻壓力增大、電壓控制難度提高、電網安全穩(wěn)定運行風險增加等。近期，甘肅酒泉、甘肅瓜州與河北張家口等地接連發(fā)生風電機組脫網事故。如2011年2月，發(fā)生在酒泉的一起“脫網”事故，導致附近16個風電場的598臺風電機組脫網，損失出力84萬千瓦，占事故前酒泉地區(qū)風電出力的54.4%。我國新能源整機制造企業(yè)和零部件制造企業(yè)產品質量控制手段較低，產品批量投產后，性能不夠穩(wěn)定，幾乎所有整機制造企業(yè)的產品在試運行階段和交付業(yè)主后均出現(xiàn)過質量問題。已安裝運行的風電場，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，“并網難”使得新能源市場擴張阻力增大。按照“建設大基地、融入大電網”的規(guī)劃布局，我國規(guī)劃在內蒙古、甘肅、河北、吉林、新疆、江蘇等省區(qū)建設八個千萬千瓦級風電基地。這些風電基地所在地區(qū)大多負荷較低，電網規(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，這就要求配套建設輸變電設施，投資非常巨大。為了遠距離輸送風電光電，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施，才能將風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濟性影響頗大，過網費進一步降低了經濟競爭力。而我國電網建設現(xiàn)狀與風電等新能源大規(guī)模發(fā)展的形勢不相適應，主網架不強，跨地區(qū)輸送存在制約，導致新能源發(fā)展出現(xiàn)了“并網難”、設備利用小時下降、能源浪費等問題。北方風電集中開發(fā)地區(qū)大都遭遇較嚴重的棄風限電問題，大部分風機在夜間低谷期棄風停運，東北一些地區(qū)冬季棄風限電比例已近50%；西北主要風場因數(shù)次脫網事故，目前限電竟高達70%-80%，風能資源最好的一些地區(qū)，設備年利用小時數(shù)還不到1400。2011年，并網風電發(fā)電量盡管同比增長48.16%，但設備利用小時數(shù)卻比上年降低144小時，全國范圍內平均風電棄風電量占比達20%，直接經濟損失達近百億元。太陽能也出現(xiàn)因無法并網而不得不“棄光”的苗頭，2011年光伏發(fā)電的設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鍵因素。在市場經濟條件下，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，在電網建設、補貼政策、上網電價的實際落實上會有很大進步，并網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，風電平均成本在0.5-0.65元/千瓦時，生物質發(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，而水電上網電價還不到0.4元/千瓦時?？梢姡撕穗娡?，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、并網難等缺點，使得在調峰調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，這將給電網的調度增加負擔，間接抬高了成本。
