自建已成普遍现象
按照《通知》，各类接入输电网的可再生能源发电项目接网及输配电工程，应全部由所在地电网企业投资建设，以保障配套电网工程与项目同时投入运行。
国家能源局派驻某区域监管机构相关负责人陈某表示，接网工程之所以回购不力，除了电网方面缺乏线路规划外，更多是由于电网规划和建设跟不上可再生能源项目的建设速度。“电网企业建设新能源发电项目接网工程，从立项到建成使用的周期在三年左右，而有些可再生能源发电项目从立项到建成投产只需一年左右。”
值得注意的是，针对这类接网项目，国家曾出台相应的补助政策。按照2012年3月国家财政部、国家发改委和国家能源局联合印发的《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》，可再生能源发电项目接入电网系统而发生的工程投资和运行维护费用，能够按上网电量享受国家补助，标准为50公里以内每千瓦时0.01元，50—100公里每千瓦时0.02元，100公里及以上每千瓦时0.03元。
据记者了解，考虑到电网无规划、建设缓慢、可享受补助等因素，为了尽早并网发电，大量可再生能源项目业主选择了自行投建接网线路。事实上，仅在2012年10月国家公布的第二批可再生能源电价附加资金补助目录中，各类项目的自建接网工程就达到约9694公里，此后第四批补助目录约7428公里，第五批9348公里，第六批19373公里。
回购动作迟缓
今年6月，国家财政部、国家发改委、国家能源局联合下发《关于公布可再生能源电价附加资金补助目录(第七批)的通知》，已纳入和尚未纳入国家可再生能源电价附加资金补助目录的可再生能源接网工程项目，不再通过可再生能源电价附加补助资金给予补贴，转由省内自行消化，并由电网企业回购处理。
电网方面的顾虑源于工程标准的不统一。据李某介绍，一些由可再生能源企业自建的接网工程安全等级都比较低，电网公司一旦接手，就需要投入大笔资金进行改造。
但也有可再生能源企业负责人向记者表示：“接网线路的建设在安全等级、工程规范上是完全比照电网标准的。虽然工程是企业自投自建，但电网企业是总承包。设计院、施工单位实际上都是电网方面的，所以应该不存在不符合电网要求的情况。”
根据《通知》，电网企业的回购工作可按协议进行或经第三方评估确认投资额。今年内，已有少数省份电网公司开始实质性回购。如蒙西电网在今年9月启动了第一批24座光伏电站配套接网工程回购，目前正开展尽职调查等前期工作。但对大部分省区而言，类似实质性回购动作并不多见，“转由省内自行消化”的补助资金也少有落实。
另据陈某透露，在2016年前后，部分省区的电网公司一度对回购接网工程态度积极。“原因在于当时正值国家核定输配电价的重要当口，接网工程等资产可以计入所在省级电网输配电价核定的成本范围。也就是说，资产越多，输配电价可能越高。”
部分企业“惜售”已建项目
据记者了解，不仅仅是电网方面心存顾虑，部分自建接网工程，特别是建设时间较早、已经获得相应补助资金的可再生能源企业，也缺乏出售线路的意愿。
据蒙西电网人士向记者透露，2018年蒙西电网已梳理了500个可再生能源项目的接网工程，其中就有10个项目明确不同意由电网公司回购接网工程。
陈某表示，这一方面是因为部分企业在接网和送出工程上投入的建设和运行成本不是很大;另一方面，此前接网工程享有补贴，所以对部分企业来说，投资成本是可以承受的。
权责定位待清晰明确
中国社会科学院财经战略研究院副研究员冯永晟说:“自建接网工程是历史遗留问题，也暴露出当时体制机制存在的问题。以前常规电源的接网工程通常也是电源方自建，之后无偿交给电网，这其实是不合理的。现在可再生能源并网遇到一些问题，国家比较重视，专门要求电网公司回购可再生能源的接网工程。如果是在一个比较健全的市场环境下，电网、发电企业应该投资到哪个层面，权责的界定应该是明确的，成本的分担应该是清晰合理的。真正解决这一现实问题，需要有更清晰明确的权责定位。即使现在国家通过公开发文的方式让电网去帮助降低可再生能源企业负担，也只是解决可再生能源项目资金压力的短期策略，如果背后的体制问题得不到解决，电网、地方政府等相关方依然不会有解决这一问题的积极性，这显然也是对政策资源的浪费。”
