“弃风限电”之痛尚未消除，光伏电站又将遭遇同样的风险。

　　在分布式光伏商业模式尚未成熟的情况下，地面电站仍将是国内光伏新增装机的主要形式，但短时间内大规模装机，会使得新增的发电量无法通过现有电网消纳。“弃光限电”已现苗头。国家能源局7月18日发布的一份监管报告显示，甘肃一些地区由于配套送出工程没有与风、光伏发电项目同步规划建设和改造，送出能力不匹配，受限比例最高可达78%。

　　“是否遭遇限电取决于电网建设速度是否跟得上电站建设速度。当很多电站要挤在一个变电站升压上网，变电站的扩容速度比不上电站扩容速度时，电网输送能力就会出现瓶颈，增加限电风险。”国金证券新能源电力设备高级分析师姚遥告诉记者。

　　除了 “弃光限电”这一挑战，记者通过采访多位业内人士了解到，如何获得路条与并网核准，以及企业的融资能力，也是光伏企业有待解决的难题。而解决这些难题的能力，恰恰就是发展光伏电站的核心竞争力。

　　电网输送能力不足增加限电风险

　　由于光照资源丰富以及土地成本相对较低，目前国内大型光伏地面电站主要集中在西北地区。

　　“西北地区工业较落后，当地用电需求小，所发电量不能就地消纳，只能进行远距离输送，因此对电网向外输送能力依赖性较强。”姚遥表示。

　　在西北地区，可再生能源发电装机规模爆发性增长。但随之而来的是电网输送能力达到瓶颈，从而导致限电风险。

　　“光伏电站与风电面临同样的问题。”NPDSolarbuzz高级分析师廉锐指出。据统计，2009年国内风电新增装机量达到13.8GW，同比增长高达124%，一举成为全球第一大风电市场。随着2009~2011年国内风电持续高企的新增装机量，东北、西北和华北等风电资源丰富的地区出现严重的“弃风限电”。

　　瑞银证券研报显示，截至2013年底，全国22个主要省市区已累计并网741个大型光伏发电项目，项目主要集中在西北地区。甘肃、青海和新疆是目前国内累计装机容量排名前三的省区，占到全国光伏电站总量的60%以上。

　　半个月前的7月18日，国家能源局发布了《可再生能源发电并网驻点甘肃监管报告》（下称《报告》），《报告》提出的六方面问题就包括“电源、电网建设配套衔接不够”、“存在弃风、弃光现象”、“电网企业办理接入系统、并网验收工作不完善”等。

　　《报告》显示，作为全国重要的新能源基地，甘肃风电、光伏等可再生能源在2008年后就已进入规模化快速发展阶段。截至2013年底，甘肃省发电总装机容量3489.32万千瓦，其中风电装机容量702.81万千瓦，居全国第三位；光伏发电装机容量429.84万千瓦，同比增长1025.24%，居全国第一位。但在快速发展的同时，甘肃风电、光伏出现了就地消纳和送出困难，且“这些情况在我国华北、东北、西北风电基地中具有一定代表性”。

　　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（01165.HK）旗下全资子公司江西顺风光电与招商银行签订授信协议。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。”

　　“在产业链利润格局重构的背景下，电站是本轮光伏周期最受益的环节，兼具高增长和高盈利。未来光伏电站的金融属性会越来越强，依托较高的投资回报率 （无杠杆内部收益率10%左右、70%贷款下内部收益率15%-20%）和收益明确的特点，电站类似于高收益的固定收益产品，具备证券化的基础，未来会激发各种商业模式和融资模式的创新。包括互联网金融、融资租赁、与信托/基金合作、境外低成本资金等，各种类型的公司都可以找到合适的融资渠道。”国泰君安在近期的一份研报中评价道。

　　“目前已有类资产证券化的探索，比如电站建好了，有了稳定现金流，开发商可以把它做成一个金融产品卖出去，获得现金后再继续滚动地开发。”廉锐解释。多位业内人士亦指出，光伏电站资产证券化需要更多政策环境来完善，比如说引入第三方保险，“如果做证券化销售，发电量、收益率、电站质量等，必须要有第三方做担保。”

　　显然，保险的介入将是改变银行对光伏电站态度的关键。健全的保险体制能降低运营商的风险，打消银行的部分顾虑，是光伏电站实现资产证券化的重要基础。值得注意的是，2014年6月初，安邦财产保险向保监会提交了一份光伏行业新险种的备案文件，涉及光伏电站发电量的险种。英大泰和、怡和立信也在进行尝试。