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產發電企業富余電量的外送需要，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，占全國棄風電量的19.11%，占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%。

　　“這也是為什么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布式電站發展速度。”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后可能產生的限電風險，并強調“對于甘肅、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，并停止批復下年度新增備案規模。對于青海省海西地區、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，光伏電站開發屬于典型的資本密集型產業，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。

　　據記者了解，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并迅速回籠資金，提高利用效率，將成為企業投資決策的重要考量。