內蒙古未收購風電電量最多，占全國風電未收購電量總數的75.68%
　　中國電監會發布報告指出，中國風力發電裝機容量連續快速增加，但缺乏具體的風電送出和風電消納方案，內蒙古、甘肅等地區大規模風電送出消納的矛盾日益突出。
　　電監會2月12日首次對外發布《風電、光伏發電情況監管報告》，對未收購風電電量進行了統計。根據報告，至2010年6月，內蒙古未收購風電電量最多，為21.01億千瓦時，占全國風電未收購電量總量的75.68%。
　　內蒙古風電外送問題不容樂觀，隨著河北張家口、承德地區大規模風電裝機的陸續投產，華北電網也面臨著本地風電消納，使得依靠華北電網輸送風電的蒙西地區通道變小。
　　內蒙古地區的風電需通過西電東送通道送往京津唐地區，現有兩條通道容量有限，只能解決少量風電的送出，內蒙古送出第三條通道2006年就已經開始規劃，至今仍未開工。
　　此外，首個“風電三峽”、甘肅酒泉風電基地也存在消納市場及其配套電網建設均不明確問題。到去年年底，酒泉風電基地裝機容量已達500萬千瓦左右，也遠遠超過了酒泉及河西地區的用電需求。
　　電監會指出，風電發展規劃和投資立項的統籌性有待進一步加強。由于風電項目前期工作流程相對簡單，核準進度快，建設周期相對較短，電網接入系統在項目審查、方案確定及工程建設方面相對復雜，致使接入系統工程與風電場建設難以同步完成。內蒙古蒙電華能熱電公司旗下烏力吉木仁等三處風場計劃2010年底投產，但其接入系統至今未取得審查意見，風電無法送出。
　　光伏發電方面，電監會報告指出，國家層面上至今未出臺光伏發電上網電價和項目建設的相關實施細則，制約了光伏發電產業的規模化發展。特別是對于作為未來光伏發電主要形式之一的接入配電網（用戶側）分布式光伏發電項目，缺乏上網售電的政策支持，嚴重制約了小型光伏發電的投資積極性。電費補貼發放不及時，導致發電企業不能及時獲得相應的電價補貼，影響企業經營效益，部分規模較小的發電企業甚至出現流動資金周轉困難的現象。
　　電監會報告顯示，中國風電和光伏發電的投資主體差異明顯，風電的投資主體相對集中在央企和地方國有發電投資企業；光伏發電仍處于試驗、探索階段，投資建設項目規模尚小，投資主體呈多元化發展態勢。