一家光伏上市公司的一位管理人士说，大型地面电站主要建在西北地区，当地消纳能力有限，且远距离输配电设施建设不够完善，导致电力供需在光照资源丰富地区内部及西北内陆和东南沿海地区间的不平衡。一家坐落在江苏太仓的某光伏上市公司基地行政经理说，电站建好未并网致积淀资金量达数十亿元。上不了网就还不了贷，银行就要收贷，他们无奈通过市场机构融资，利率达12%至15%。

新能源发电不稳和电网负荷安全之间也存在矛盾。太阳光时有时无，新能源发电易造成电压不稳定。2017年1月至12月底，全国分布式光伏新增装机量超过19GW，同比超过360%，远超前五年分布式光伏总装机量，在新增装机量占比超过36%。分布式大量涌入，无疑给电网增加了负荷，特别是国家针对分布式可以就地消纳，可随时申请随时并网，没有一个良好的规划，蜂拥而上，无疑加大了其所在区域的负荷预测难度，改变了既有的负荷增长模式，很显然会使配电网的改造和管理变得更为复杂。

国家电网东部某省分公司一位负责人称，尽管特高压电网建设为解决“三弃”问题提供治本之策，但清洁能源具有随机性、间歇性，对电网运行安全提出严峻挑战。高比例光伏发电介入电网后运行控制更加困难，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段电源，受目前装备和技术水平限制，难实现实时监控和安全调度，易造成电网安全和人身安全事故。

装备迈向高端化困难重重

国家电网及光伏企业界人士称，光伏发展正面临消纳与升级双重难题，比如，新能源发展规模控制及煤电灵活性改造难，储能、输送及预测能力突破难、电网匹配新能源高速发展难及光伏产业本身向高端化装备突破难。

首先，新能源发展规模控制及煤电灵活性改造难。国家电网公司相关负责人称，我国电力市场建设尚处起步阶段，“十三五”建成全国统一电力市场存很大挑战。从生产端来说，新能源发展规模控制在国家规划目标内难度大，煤电灵活性改造规模和进展难达预期，西北、华北地区推进缓慢。从消费端来说，鼓励新能源使用的绿政制度效果尚未显现。

随着新能源大规模并网，增加了常规火电机组调峰启停次数以及调峰频度和深度。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。江苏省电力有限公司调控计划处副处长汪志成说，实践中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。

其次，储能、输送及预测能力突破难。国网泰州供电公司副总经理姚军说，通过调研十多家市场主体的储能技术发现，由于前期投资大，商业化运行主靠峰谷价差，内部收益率低，回收周期长，运营不划算。

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