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。