过去两年来，国际光热市场上多次爆出了创纪录的中标电价。其中最受人关注的有两个项目，一是迪拜700MW的DEWACSP电站项目，中标电价7.3美分/kWh(~0.5元);另一个是南澳大利亚州的Aurora电站项目，中标电价约为6.1美分/kWh(~0.42元)。相比光热前些年动辄十几美分的电价，这两个项目指明了今后光热成本的下降趋势。
当前我国首批光热示范项目电价为1.15元/kWh，约合17美分/kWh，比上述电价高了足足两倍多。考虑到我国光热发电产业当前的发展情况，产业人在致力于不断追求技术创新和制造升级的同时，也的确面临一些非技术层面的挑战。
在此前发布的50MW塔式电站土地支出上亿?我国光热发电项目非技术成本居高不下(点击查看)一文当中，CSPFocus光略咨询分析了我国光热发电项目开发和实施中面临的土地支出和增值税问题。本文我们将试着从融资环境的角度来分析下我国CSP项目度电成本下降的空间。
根据DLR和IRENA在2016年的分析，建设期的利息对平准化电力成本(LCOE)的影响贡献高达47%，可见一个宽松的融资环境和低息贷款对电站电价的影响至关重要。
槽式电站中平准化电力成本的影响因子(来源：IRENA，DLR，2016)
国企的参与对光热发电项目融资有很大促进作用
我国当下首批示范项目中，4个项目已经退出，其中三个项目(国华玉门、北方联合电力、黄河水电的项目)为国企牵头开发的项目，剩下的一个中信张北新能源公司的项目也有着国资背景。
而年底前有望并网的3个光热电站，其中两个隶属于民营企业(首航节能和中控太阳能的项目)，另外一个则是国有企业中广核新能源的项目。
毫不意外的是，目前五大电力公司还没有一个积极介入光热行业，更多的是在保持关注和观望态度。而这些国企能源巨头对于银行贷款的影响巨大。
海通证券研究的一组数据表明，国企在过去三年平均融资规模从7.15亿元上升到22.54亿元，而民企从5.99亿元下降到4.6亿元，差距进一步扩大。而国企的多样化融资手段也比民企的融资成本要低很多。
资金问题成为民企推动光热发电项目最大困难之一
实际上，示范项目推动中民企碰到的最大困难之一也确实是资金问题。动辄十几亿的投入让众多民企望而生畏，项目一拖再拖。
考虑到行业发展阶段，国内商业银行还没有真正意义上大力支持光热发展，更不用说向民企提供大量贷款资金了。
在这种情况下，民企寄希望于融资的关键——商业银行来提供极低利率的优惠贷款短期内可能性不高，更多的是通过政策性银行、自身发行债券、稀释自身股权、融资租赁等方式来获取资金。
而Aurora项目上面，南澳政府提供了约项目总投资1/6的股权融资，大大降低了开发商Solar Reserve的融资压力;
DEWA项目是由上海电气和ACWA合作中标，作为拉动“一带一路”国家战略的重要海外投资项目之一，丝路基金、中国工商银行、中国农业银行和中国银行都为该项目提供融资。
从另一方面来讲，可以看到国有商业银行对海外光热项目的投资性、风险规避、技术都更加有信心，而国内光热这方面刚刚起步，需要更多案例来说服贷款方。
所以，短期来看，国内光热的融资环境目前还不足以支撑电价的迅速降低。
在行业内部不断自我升级，首批示范项目逐步并网投运并稳定发电之后，光热融资的成本和难度会有所下降，国企的进入也会带给投资人更多信心。
光热行业的健康稳步发展需要全体光热人积极的向上传达业内的声音和信心，也需要政府和金融机构对行业更多实在的支持和包容。
