以酒泉风电基地外送通道制约电量送出为例：截至2013年底，甘肃河西电网总装机容量1589万千瓦，当地用电负荷约380万千瓦左右，输电能力450万~520万千瓦。按照目前甘肃河西电网装机容量、消纳和送出能力分析，现有输电通道无法满足已投产发电企业富余电量的外送需要，夏季最大受限容量308万~378万千瓦，最大受限比例26%~31%；冬季最大受限容量198万~268万千瓦,最大受限比例18%~24%。在武威皇台地区，2013年夏电力受限容量31万千瓦，受限比例达79%，冬季受限容量29万千瓦，受限比例达78%。此外，酒泉、嘉峪关、武威等局部电网，也存在高压电网输送能力不足导致可再生能源受限较为严重的情况。

    “主要是外送通道不够多。如果发了电，本地消纳不了又外送不出去，就只能放弃掉了。”廉锐告诉记者，“大规模长距离的高压输送线路总量有限，如果同时有很多光伏电站、风电都要升压送电，就会因为电网输送线路不够，导致限电。”

    上述《报告》还指出，根据甘肃省各发电企业弃风统计数据汇总，甘肃省2013年弃风电量31.02亿千瓦时，占全国弃风电量的19.11%，占西北地区弃风电量的85.86%，弃风率20.65%，较全国平均10.74%的弃风率高出近一倍；2013年弃光电量约为3.03亿千瓦时，弃光率约为13.78%。

    “这也是为什么能源局或地方政府在项目审批时，持相对谨慎的态度。因为输电能力和就地消纳能力有限，中央、地方政府一方面相对抑制地面电站的发展速度，另一方面则加快东部分布式电站发展速度。”廉锐表示。

    值得注意的是，能源局已经开始关注光伏电站大规模建设后可能产生的限电风险，并强调“对于甘肃、青海、新疆（含兵团）等光伏电站建设规模较大的省（区），如发生限电情况，将调减当年建设规模，并停止批复下年度新增备案规模。对于青海省海西地区、甘肃省武威、张掖和金昌等地区，青海省和甘肃省能源主管部门安排新建项目时应关注弃光限电风险。”

    电站融资创新大势所趋

    除了“弃光限电”的风险，融资能力也考验着光伏电站开发和运营者。

    业内人士指出，光伏电站开发属于典型的资本密集型产业，融资能力是开发者的核心竞争力之一，也是一个巨大的门槛。
据记者了解，光伏电站成本投入价为8~8.5元/瓦，一座100MW的电站投入约8亿元以上。瑞银证券指出，每100MW的光伏电站建设需要资金8亿~10亿元，未来随着进入光伏电站的开发商数量增多，是否拥有畅通的电站转让渠道并迅速回笼资金，提高利用效率，将成为企业投资决策的重要考量。

    目前，银行仍是光伏电站的主要融资渠道。“在中国内地融资，要有抵押物，自有资本金达到20%~30%，银行才会放款。”廉锐告诉《每日经济新闻》记者，这样资本金消耗非常快，加上融资成本比较高，对企业的回款能力要求更高。

    “对于光伏电站，几乎只有国开行能够提供长期贷款。”姚遥指出，“但随着行业成熟，商业银行会逐渐介入。。”7月18日，顺风光电[-6.14%]（01165，HK）旗下全资子公司江西顺风光电与招商银行[-0.45%资金研报]签订授信协议。根据该协议，招行同意向江西顺风光电批出不超过20亿元人民币的循环综合授信额度。

    “到后期，商业银行大规模介入应是趋势。”姚遥补充道。

    不过，越来越多的人已意识到，仅仅依靠银行融资还远远不够，电站融资创新是大势所趋。

    今年2月底，联合光伏与中兴租赁公司订立为期12年、总价约为1.5亿美元的融资租赁协议。在租期内，设备所有权归中兴租赁公司所有，租期届满后，联合光伏出资100美元即可从中兴租赁公司手中购买设备所有权。根据协议，联合光伏以旗下的若干太阳能电站和抵押发电站产生收入的权力作为抵押。

    这类“光伏融资租赁”，被业内看做是前景较好的一种新型融资模式。虽然利率较高，“但可提高电站项目的财务杠杆比例（二次加杠杆），提升资金使用效率，盘活电站资产，对电站运营商突破融资瓶颈具有重要意义。”国金证券指出，这种方式“适合快速扩张、抢占资源的民营企业。”