中国电力报：您今年特别关注新能源的有序健康发展，为什么？
秦红三：我国新能源发展迅速，在**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**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**。
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*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**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**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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