单一模式存隐患
由于商业模式成熟，光伏地面电站被看做是目前产业链中最受益的环节，但也有观点认为，单一的建设模式也为光伏电站的盈利能力埋下了隐患。
据了解，目前国内光伏电站开发、建设领域主要有BT/EPC等模式。BT模式主要指公司自己作为电站项目的开发商，进行项目前期开发、路条获取以及项目融资，然后通过EPC建设方（可以自己做EPC或找第三方EPC）进行项目的设计及施工建设，建设完成后开发商负责电站并网和申请国家补贴，最终将电站产品出售给运营方。航天机电、中利科技等上市公司就是以前期项目开发为主。
EPC模式即工程总包，总承包商与电站项目开发商签订工程总包合同，负责电站项目的设计、采购、施工、试运行服务等工作，不包括项目的前期开发和后期并网及销售，因此利润率也低于BT模式。
“这样（即EPC）也有好处，既不用担心前期垫资，对融资没有那么高的要求，也不需要操心电站后期的转让渠道。”。据了解，EPC环节比较领先的公司包括特变电工等。
“目前国内光伏电站开发的商业模式几乎没有差异。”姚遥解释道，“从产业链来看，主要是上述三种参与形式。对企业而言，具体采用哪一种形式，需要看其自身有哪些方面的资源优势[-1.13%]。”
由于商业模式无太大差异且可复制性，有人担忧，“未来如果光伏电站开发商迅速增加导致竞争加剧，行业利润率可能下滑。”
“但只要建设成本和补贴一定，利润率也会保持不会下滑。”上述投资人士认为。
眼下，国内光伏电站仍属于相对较新的行业，由于光伏电站的收益要在其整个生命周期（20~25年）中通过电费逐步实现，如果光伏电站质量问题造成发电量低于预期（如组件衰减过快）或运维成本高于预期，可能会对电站收益产生较大的影响。
“电站开发表面上看很简单，但要做好高质量电站，需要专业技术支撑。未来大家会越来越看重发电质量，行业走向集中也是必然。”某基金新能源分析师告诉记者。
与此同时，国内光伏电站运维市场还不成熟，尚未出现专业的运维企业。“目前，多是一些企业在做了很多电站以后，内部成立一个团队来运维电站。一些简单的业务也有可能外包，比如清洗。”廉锐表示，“但总的来说，国内运维电站市场还未被开发。”
挑战篇
光伏电站集中装机甘肃去年弃光率达13%
“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说。
除了“弃光限电”这一挑战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》（以下简称《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[-4.65%]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。
下一页> 余下全文
>
>
