如今电网建设，似乎已被风电、太阳能等新能源电源建设远远甩在了后面。智能电网的提出，表面看在实现与国际“接轨”，实际上更是国内风电等新能源大规模的并网需求倒逼所致。
 
   以风电为例，近十年，我国风电装机年均增长70%，约为世界风电年均增速的两倍。正酝酿的“新能源产业振兴规划”可能把2020年风电装机的目标提升到1.5亿千瓦，意味着从2009年到2020年的12年间，全国风电装机将净增1.38亿千瓦，年均新增装机约1200万千瓦。

   粗略计算，2020年全国风电发电比例将达到8%-9%，西北等局部地区将接近20%。由于电网建设以及其他调峰电源建设严重滞后，相当比例已装配运行的风电机组在白白空转，风电并网、风电调度成为横在风电发展路上的两大“绊脚石”。而风电特有的来风时间不确定、电能质量不确定等特性必将使电网承受极大的冲击。 

   国家电网有关人士举例说，目前，我国电网建设水平远远不能与风电装机增长速度相匹配。就好比一碗水泼进另一碗水，必然导致第二只碗里的水溢出来，但如果一碗水泼进一个游泳池，水就不会溢出。简而言之，若想顺利“接纳”风电，电网需要大力扩容，同时还需要完成电网的智能化，以满足新能源分布式电源的接入要求。 

   除了容量够大的强有力电网之后，还需要足够量的其他调峰电源，以保证风电在接入和切出的时候不会威胁到电网的稳定运行。 

   然而，在国内该问题的解决面临着技术层面以及政策层面的双重阻碍。我们看到国外的风电基本都属于分布式，风电机组容量较小，能够做到就地消化，避免长途输送。而在中国，就地消化风电、太阳能等新能源几乎是不可能的，我国能源分布西多东少而电网布局东强西弱的现状，决定了新能源发电必然要走长距离输送、大容量输送这座“独木桥”。 

   国外对于风电并网发电设立了严格的准入标准并强制执行，但在我国，尽管目前也有风电并网技术标准，但为了促进风电发展，并未强制执行。这在一定程度上导致电网对于新能源的接入“不买账”。分析人士认为，一方面，亟待建立并完善科学的风电入网标准，另一方面，国内的区域电网之间需要实现无障碍互联。 

   然而，即便是远距离、大容量输电的问题解决了，如何实现调峰还是棘手的问题。中国电力科学院有关专家介绍说，由于我国现行标准没有要求现有运行风电机组参与系统频率调整，为保证电网频率维持稳定，在风电大规模接入“发力”的时候，其他传统电源的“出力”需要相应降低，因此需要与风电大致比例的其他电源紧随风电的“节拍”参与电网调频，以保证电网稳定运行。 

   此外，我国的传统能源以火电为主，水电比例较低，快速调节机组少且运行制约因素多，难以为风电大规模接入提供“后备军”支持。不难想像，未来需要大力配套建设相应容量的调峰电源，以“备战”风电集中接入。 

   国家电网今年5月份提出建设智能电网概念，并公布了初步建设规划，目的在于实现更大程度地利用可再生能源，新能源并网、调峰只是智能电网需要解决的诸多高难度问题中的一二。但考虑到仅仅智能电网的技术标准就需要到年底才能定出个大概，可想而知，依靠智能电网解决上述新能源并网发电的问题还需要耐心等待。