在中国，新能源和分布式电源已经得到快速发展，但电网却成了最大阻碍，电网自身的问题亟待改善。
“要改善环境，促进能源结构转型就要大力发展新能源，而要发展以风电和光伏为代表的新能源，就需要电网能够适应这些间歇式电源对电网带来的冲击，改变自身服务电源接入的管理模式。”2014年7月28日，华泰证券电力设备与新能源行业分析师郑丹丹告诉记者。
新能源接入电网的方式主要有二。一种是将分布式电源直接接入35千伏和更低电压的电网，第二种是将大型风电和光电接入110千伏及更高电压电网。这两种接入方式都由于新能源的随机和间歇特征而对电网造成影响，在输电和配电领域都需要随之改变。
以德国为代表的欧洲国家在发展新能源方面已经取得重要进展，新能源接入电网已经不仅仅是个技术问题，而是要形成信息、市场和技术等多位一体的电力交易系统。
新能源已到来——拷问电网传统管理模式
今年入夏以来，为了刺进新能源行业的发展，一系列风电及光伏新政策连续出台。2014年6月19日，国家能源局发布了海上风电标杆电价，规定凡2017年之前投入运行的近海和潮间带项目的上网电价分别为每千瓦小时0.85元和0.75元。据预测，这样的电价将使海上风电项目内部收益达12%左右，是极大的利好。
同日，国家能源局还就有关分布式光伏的问题召开研讨会，进一步确认了今年底前要完成分布式光伏千万千瓦的装机目标。为完成这一目标，与会者提出将扩大分布式定义，除了屋顶项目，可将农业大棚及渔光互补项目等也列入分布式范围，执行地面电站上网电价政策。
过去十几年间，中国风光等可再生能源发展迅速，这给电网带来了一系列挑战。这其中最突出的问题就是“三北”地区大型风光电站严重的限电问题。
究其原因，据郑丹丹分析，是因为风电和光伏属于间歇式能源，其实际发电情况受不同时点的风力和光照强度等波动性因素影响。间歇式能源发电并入电网后，会对电网瞬时平衡造成一定程度的冲击。当然也有新能源建设速度超出规划，“三北”地区消纳能力也有限，电网入网和远距离输电发展跟不上等问题。
在分布式电源方面，问题更为突出。据国家电网公司（下称，国网）发展策划部副主任张正陵介绍，之前地市一级的电网公司工作人员极少处置电源问题。以分布式光伏的审批流程为例，企业首先要向省级电网公司提出申请，同时还要取得省发改委出具的“通行证”，获得开通许可后，才能开工建设，最后并网发电。但分布式光伏业主又以个人或小企业为主，上述手续对他们来讲难度过高。
此外，国家还规定，自发自用的分布式光伏属于自备电厂，这就要征收系统自备费，不但需要接受电网的日常调度，还要向电网调度中心实时上传数据。这些复杂的手续，技术和管理上的复杂性，阻碍了分布式光伏的发展。
国网积极面对——改善输配电及储能设施
新能源来袭，对国网是巨大挑战。为了让新能源顺利接入，电网专门为分布式电源及大型地面新能源电站制定了配电和输电两套方案。
在输电方面，如果将大型新能源地面电站直接接入主干输电网，有可能影响输电网的安全和传输效率，但如果进行限电又涉嫌违反《可再生能源法》。为此，国网正在建立一套能够预测风功率和光功率的系统，这套系统将根据所在地历史数据，对风光电站发电时间和功率进行提前预测，并以此为基础进行调峰准备。
以“三北”地区为例，频繁限电还有另一重要原因，就是当地的消纳能力有限，为此国网规划了数条电力外送通道，至今已有“哈密-郑州”特高压直流工程投入使用，可有效缓解甘肃新疆等风电基地电力外送问题。就在不久前，12条大容量远距离输电项目也获得了国家认可，计划于2017年全部投产，这将更大程度上解决一直困扰“三北”地区的电力外送问题。
在配电方面，分布式电源对电网的管理及建设提出了最为深刻的挑战。这主要是因为中国配电网的功能都是只对接用户的，而分布式电源则要求电网即要对接用户还能对接向电网送电的电源。国网发展策划部二处处长黄震说：“从单纯对接用户到有电源，是配电形态重大改变。”郑丹丹说：“国网2013年2月发布《关于做好分布式电源并网服务工作的意见》，已不再将分布式电源当做常规电源，并通过一系列标准和细则的制定，优化并网流程，简化并网手续，提升效率。”