2016年全国风电、光伏发电量合计达3071亿千瓦时，占全国发电量的5.13%；在全国15个省区，新能源成为第二大电源，部分省区新能源装机比重超过30%。

秦红三从四个方面分析了当前新能源产业与电网企业之间的发展问题。

首先，面对新能源持续快速增长，电网企业多措并举，积极支持新能源发展，但部分区域新能源井喷式增长，带来的电网安全风险和并网消纳矛盾日益突出，弃风、弃光问题已成为新能源发展的主要矛盾。

其次，大规模新能源接入，加剧电网调峰压力，配套电网工程建设难度较大，全省电网调峰容量十分紧张。同时，高比例风电、光伏发电接入电网后电网运行控制更加困难，特别是大量分布式电源项目接入配电网后，配电网由单端电源变为多端电源，形态上发生根本性转变，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，极易造成电器设备损坏和人身安全事故。此外，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。

再者，新能源与常规能源统筹协调发展的矛盾日益突出，市场化机制缺失。随着新能源的大规模并网，增加了常规火电机组调峰启停次数以及调峰频度和深度，同时也增加了火电机组运行成本。目前，单台容量60万千瓦火电机组启停一次的成本近100万元。当前，我国还缺乏完善的新能源调峰辅助服务补偿机制，常规火电机组缺乏调峰的意愿，调峰积极性不强，难以为新能源让出更多的消纳空间。

同时，市场无序竞争导致投资盲目性加大，新能源投资收益存在较大不确定性，不利于行业的持续健康发展。当前，光伏组件成本较2016年初降幅超过20%。在当前电价水平下，光伏电站投资收益较高，大量社会资本不断涌入光伏等新能源投资领域，有可能引发无序竞争。据报道，国家用于补贴的可再生能源电价附加资金存在550—600亿元的缺口。一旦国家规模指标和电价补贴等宏观政策收紧，大量的“先建先得”电站可能无法获得预期的年度规模指标，从而不能享受原先设计的标杆电价，将导致项目预期收益大幅下降。国家引导开展竞争性配置规模，新能源投资方将竞相下降上网电价，增加了投资收益的不确定性。

为促进上述问题得到有效解决，秦红三代表经过充分调研，并结合先进地区经验，提出以下建议。

一是促请国家相关部委依据全国规划制定合理的分省发展目标和项目布局规划。在国家可再生能源“十三五”规划总规模前提下，合理确定各省、各地市的建设规模。规划编制应结合地市电力消纳空间、土地、林业等实施条件，建立规划项目库，经统一审查批准后实施。

二是建立联合工作机制，多措并举解决新能源快速发展面临的问题。

在新能源项目规模化开发的较为集中地区，建议建立政府、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，综合考虑已备案光伏电站项目规模，对不具备建设条件的备案项目应及时清理。