“棄風限電”之痛尚未消除，光伏電站又將遭遇同樣的風險。

　　在分佈式光伏商業模式尚未成熟的情況下，地面電站仍將是國內光伏新增裝機的主要形式，但短時間內大規模裝機，會使得新增的發電量無法通過現有電網消納。“棄光限電”已現苗頭。國家能源局7月18日發佈的一份監管報告顯示，甘肅一些地區由於配套送出工程沒有與風、光伏發電項目同步規劃建設和改造，送出能力不匹配，受限比例最高可達78%。

　　“是否遭遇限電取決於電網建設速度是否跟得上電站建設速度。當很多電站要擠在一個變電站升壓上網，變電站的擴容速度比不上電站擴容速度時，電網輸送能力就會出現瓶頸，增加限電風險。”國金證券新能源電力設備高級分析師姚遙告訴記者。

　　除了 “棄光限電”這一挑戰，記者通過採訪多位業內人士了解到，如何獲得路條與並網核準，以及企業的融資能力，也是光伏企業有待解決的難題。而解決這些難題的能力，恰恰就是發展光伏電站的核心競爭力。

　　電網輸送能力不足增加限電風險

　　由於光照資源豐富以及土地成本相對較低，目前國內大型光伏地面電站主要集中在西北地區。

　　“西北地區工業較落後，當地用電需求小，所發電量不能就地消納，只能進行遠距離輸送，因此對電網向外輸送能力依賴性較強。”姚遙表示。

　　在西北地區，可再生能源發電裝機規模爆發性增長。但隨之而來的是電網輸送能力達到瓶頸，從而導致限電風險。

　　“光伏電站與風電面臨同樣的問題。”NPDSolarbuzz高級分析師廉銳指出。據統計，2009年國內風電新增裝機量達到13.8GW，同比增長高達124%，一舉成為全球第一大風電市場。隨著2009~2011年國內風電持續高企的新增裝機量，東北、西北和華北等風電資源豐富的地區出現嚴重的“棄風限電”。

　　瑞銀證券研報顯示，截至2013年底，全國22個主要省市區已累計並網741個大型光伏發電項目，項目主要集中在西北地區。甘肅、青海和新疆是目前國內累計裝機容量排名前三的省區，佔到全國光伏電站總量的60%以上。

　　半個月前的7月18日，國家能源局發佈了《可再生能源發電並網駐點甘肅監管報告》（下稱《報告》），《報告》提出的六方面問題就包括“電源、電網建設配套銜接不夠”、“存在棄風、棄光現象”、“電網企業辦理接入系統、並網驗收工作不完善”等。

　　《報告》顯示，作為全國重要的新能源基地，甘肅風電、光伏等可再生能源在2008年後就已進入規模化快速發展階段。截至2013年底，甘肅省發電總裝機容量3489.32萬千瓦，其中風電裝機容量702.81萬千瓦，居全國第三位；光伏發電裝機容量429.84萬千瓦，同比增長1025.24%，居全國第一位。但在快速發展的同時，甘肅風電、光伏出現了就地消納和送出困難，且“這些情況在我國華北、東北、西北風電基地中具有一定代表性”。

　　以酒泉風電基地外送通道制約電量送出為例：截至2013年底，甘肅河西電網總裝機容量1589萬千瓦，當地用電負荷約380萬千瓦左右，輸電能力450萬-520萬千瓦。按照目前甘肅河西電網裝機容量、消納和送出能力分析，現有輸電通道無法滿足已投産發電企業富餘電量的外送需要，夏季最大受限容量308萬-378萬千瓦，最大受限比例26%-31%；冬季最大受限容量198萬-268萬千瓦，最大受限比例18%-24%。在武威皇臺地區，2013年夏電力受限容量31萬千瓦，受限比例達79%，冬季受限容量29萬千瓦，受限比例達78%。此外，酒泉、嘉峪關、武威等局部電網，也存在高壓電網輸送能力不足導致可再生能源受限較為嚴重的情況。

　　“主要是外送通道不夠多。如果發了電，本地消納不了又外送不出去，就只能放棄掉了。”廉銳告訴記者，“大規模長距離的高壓輸送線路總量有限，如果同時有很多光伏電站、風電都要升壓送電，就會因為電網輸送線路不夠，導致限電。”

　　上述《報告》還指出，根據甘肅省各發電企業棄風統計數據匯總，甘肅省2013年棄風電量31.02億千瓦時，佔全國棄風電量的19.11%，佔西北地區棄風電量的85.86%，棄風率20.65%，較全國平均10.74%的棄風率高出近一倍；2013年棄光電量約為3.03億千瓦時，棄光率約為13.78%。

　　“這也是為什麼能源局或地方政府在項目審批時，持相對謹慎的態度。因為輸電能力和就地消納能力有限，中央、地方政府一方面相對抑制地面電站的發展速度，另一方面則加快東部分佈式電站發展速度。”廉銳表示。

　　值得注意的是，能源局已經開始關注光伏電站大規模建設後可能産生的限電風險，並強調“對於甘肅、青海、新疆（含兵團）等光伏電站建設規模較大的省（區），如發生限電情況，將調減當年建設規模，並停止批復下年度新增備案規模。對於青海省海西地區、甘肅省武威、張掖和金昌等地區，青海省和甘肅省能源主管部門安排新建項目時應關注棄光限電風險。”

　　電站融資創新大勢所趨

　　除了“棄光限電”的風險，融資能力也考驗著光伏電站開發和運營者。

　　業內人士指出，光伏電站開發屬於典型的資本密集型産業，融資能力是開發者的核心競爭力之一，也是一個巨大的門檻。

　　據了解，光伏電站成本投入價為8-8.5元/瓦，一座100MW的電站投入約8億元以上。瑞銀證券指出，每100MW的光伏電站建設需要資金8億~10億元，未來隨著進入光伏電站的開發商數量增多，是否擁有暢通的電站轉讓渠道並迅速回籠資金，提高利用效率，將成為企業投資決策的重要考量。

　　目前，銀行仍是光伏電站的主要融資渠道。“在中國內地融資，要有抵押物，自有資本金達到20%-30%，銀行才會放款。”廉銳告訴記者，這樣資本金消耗非常快，加上融資成本比較高，對企業的回款能力要求更高。

　　“對於光伏電站，幾乎只有國開行能夠提供長期貸款。”姚遙指出，“但隨著行業成熟，商業銀行會逐漸介入。”7月18日，順風光電（01165.HK）旗下全資子公司江西順風光電與招商銀行簽訂授信協議。根據該協議，招行同意向江西順風光電批出不超過20億元人民幣的迴圈綜合授信額度。

　　“到後期，商業銀行大規模介入應是趨勢。”姚遙補充道。

　　不過，越來越多的人已意識到，僅僅依靠銀行融資還遠遠不夠，電站融資創新是大勢所趨。

　　今年2月底，聯合光伏與中興租賃公司訂立為期12年、總價約為1.5億美元的融資租賃協議。在租期內，設備所有權歸中興租賃公司所有，租期屆滿後，聯合光伏出資100美元即可從中興租賃公司手中購買設備所有權。根據協議，聯合光伏以旗下的若干太陽能電站和抵押發電站産生收入的權力作為抵押。

　　這類“光伏融資租賃”，被業內看做是前景較好的一種新型融資模式。雖然利率較高，“但可提高電站項目的財務杠桿比例（二次加杠桿），提升資金使用效率，盤活電站資産，對電站運營商突破融資瓶頸具有重要意義。”國金證券指出，這種方式“適合快速擴張、搶佔資源的民營企業。”

　　“在産業鏈利潤格局重構的背景下，電站是本輪光伏週期最受益的環節，兼具高增長和高盈利。未來光伏電站的金融屬性會越來越強，依託較高的投資回報率 （無杠桿內部收益率10%左右、70%貸款下內部收益率15%-20%）和收益明確的特點，電站類似于高收益的固定收益産品，具備證券化的基礎，未來會激發各種商業模式和融資模式的創新。包括網際網路金融、融資租賃、與信託/基金合作、境外低成本資金等，各種類型的公司都可以找到合適的融資渠道。”國泰君安在近期的一份研報中評價道。

　　“目前已有類資産證券化的探索，比如電站建好了，有了穩定現金流，開發商可以把它做成一個金融産品賣出去，獲得現金後再繼續滾動地開發。”廉銳解釋。多位業內人士亦指出，光伏電站資産證券化需要更多政策環境來完善，比如説引入第三方保險，“如果做證券化銷售，發電量、收益率、電站品質等，必須要有第三方做擔保。”

　　顯然，保險的介入將是改變銀行對光伏電站態度的關鍵。健全的保險體制能降低運營商的風險，打消銀行的部分顧慮，是光伏電站實現資産證券化的重要基礎。值得注意的是，2014年6月初，安邦財産保險向保監會提交了一份光伏行業新險種的備案文件，涉及光伏電站發電量的險種。英大泰和、怡和立信也在進行嘗試。