秦红三：我国新能源发展迅速，在全国15个省区都在大力发展，其中部分省区新能源装机比重超过30%。随之也带来了并网消纳的矛盾，出现了弃风、弃光问题，也给电网安全带来了一定的风险。
只有积极推进新能源与其他电源的有效衔接，形成常规能源、新能源、可再生能源多轮驱动的能源供应体系，才能立足国内能源多元化供应，保障能源供应安全。
中国电力报：您怎么看待目前存在的新能源并网消纳难题?
秦红三：许多新能源项目在具体布局上，未充分考虑当地负荷水平，超出当地电力市场的实际消纳能力。
以安徽为例，“十三五”规划的光伏装机是到2020年达到800万千瓦，风电350万千瓦，而目前为止备案的光伏装机容量已超过1000万千瓦。两淮煤炭沉陷区光伏先进技术领跑者基地规划在2018年前建成320万千瓦，新能源规划装机已大大超出所在地消纳能力，需要远距离送出至其他地区进行消纳。
中国电力报：新能源的大规模接入对电网会产生什么影响?
秦红三：新能源的大规模接入，加剧了电网调峰压力，配套电网工程建设难度较大。“十三五”期间，安徽省仅规划的光伏并网容量就达800万千瓦，占全省最大负荷的17%左右。在算上水电、抽水蓄能等调峰电源的前提下，全省电网调峰容量十分紧张。
大量分布式电源项目接入配电网后，配电网将由单端电源变为多端电源。受目前的装备和技术水平限制，难以实现实时监控和安全调度，这是需要我们特别注意和研究的。
目前光伏、风电等项目数量众多，且分属不同建设业主，地方政府层面缺乏统一的整体布局规划和进度协调，部分地区利用光伏扶贫政策集中建设村级和户用光伏电站，建设周期短，给配套电网工程建设带来较大难度。
中国电力报：您认为怎样才算是新能源有序健康发展?
秦红三：要保证新能源产业健康可持续发展，必须保持合理、有序的新能源开发规模。在部分地区新能源消纳能力不足的情况下，会出现新能源所发电力通过公用电网层层升压上送、异地降压消纳的不经济模式。而且在经济新常态下，部分地区压低了一些符合能效的火电机组利用效率。
只有统筹协调好新能源、传统能源以及电网发展之间的相互关系，才能保障新能源持续健康发展。要在新能源建设年度规模下通过加大对新能源上网电价差异化引导、强化竞价配置、加强弃风弃光风险预警等方式，引导投资企业合理投资。此外，还要在电力规划层面，超前引导新电源发展规模与布局，有序安排新能源建设时序，同时加强储能、调峰、调频以及智能电网建设。
中国电力报：您对新能源有序健康发展有什么好的建议?
秦红三：我认为，首先国家相关部委应依据全国规划制定合理的分省发展目标和项目布局规划，合理确定各省、各地市的建设规模。
还可以建立联合工作机制。比如在新能源项目规模化开发的较为集中地区，建立政府、电源和电网三方联合工作机制，由所在市政府主管部门牵头不同项目业主的前期接入工作，协助电网公司统一考虑接入方案，并协调送出工程建设。建议政府进一步强化项目备案管理，对不具备建设条件的备案项目应及时清理。
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