光熱發(fā)電的成本雖然已經(jīng)有所削減，但其依然無法與傳統(tǒng)能源和其它成熟可再生能源技術(shù)相競爭。除了技術(shù)原因外，制約光熱發(fā)電成本削減的一大客觀要素是融資成本，光熱電站一般都投資額巨大，項目融資的相關(guān)成本甚至要占一個光熱電站總的資本投資成本的1/3左右。

　　CSPPLAZA光熱發(fā)電網(wǎng)報道：加拿大可再生能源工程咨詢公司Groupe Reaction和CSP Today日前對光熱發(fā)電的融資成本與可實現(xiàn)的PPA電價之間的關(guān)系進行了分析探討。其通過對某一特定的光熱發(fā)電項目的融資情景進行假設(shè)，來研究不同情境下其對項目開發(fā)成本和電價的最終影響，探究在某一特定的市場條件下，融資成本對一個光熱電站的經(jīng)濟性的影響。這對于南非、摩洛哥、智利等采取反向競標模式開發(fā)項目的新興光熱發(fā)電市場的關(guān)聯(lián)很大，反向競標要求開發(fā)商提出有競爭力的投標電價才有希望中標。

　　過去兩年，全球光熱發(fā)電的裝機實現(xiàn)翻番，截至目前，全球總的并網(wǎng)光熱發(fā)電的裝機容量已近4GW。裝機容量增加帶來的一個重要影響是推動了成本的下降趨勢。盡管如此，建設(shè)一個同等裝機的光熱電站的總的投資額依然遠遠高于傳統(tǒng)火力發(fā)電廠和其它可再生能源電站。為了彌補這一差距，幫助光熱發(fā)電最大可能地削減成本，除了革新技術(shù)之外，多個新興市場采取了多樣化的公共政策框架來幫助降低光熱電價，最近被不少新興市場廣泛采用的政策框架是采取競爭性招標機制，反向招標的方式，而非此前如西班牙市場執(zhí)行的統(tǒng)一FIT電價補貼制。FIT機制雖然促進了西班牙光熱發(fā)電裝機的快速增加，但由于收益有保障，開發(fā)商主動降低成本的壓力較小。

　　光熱發(fā)電項目開發(fā)的顯著特征是高額的前期投資成本需求和較低的后期運維費用。絕大多數(shù)的光熱發(fā)電項目是基于項目融資機制進行開發(fā)的，高昂的初始投資需要通過貸款等融資方式獲得，這些貸款最終轉(zhuǎn)化為項目運行前幾年必須承擔的高償債成本，光熱發(fā)電項目的建設(shè)周期一般在2年左右，項目建成后，當初為建設(shè)項目而拿到的貸款已經(jīng)產(chǎn)生了不少利息，除非與放貸機構(gòu)協(xié)商確定一個寬限期，否則后期基本都將面臨較高的利息支出。

　　新興光熱發(fā)電市場普遍采用競爭性招標政策來確定光熱發(fā)電的項目開發(fā)權(quán)，這對降低光熱發(fā)電電價提出了競爭性要求，為此，除了從技術(shù)層面著手降低光熱發(fā)電的成本外，還應(yīng)從削減融資成本層面考慮。

　　基于高融資需求，融資條件對光熱電站的經(jīng)濟性起到關(guān)鍵影響，項目開發(fā)商必須對此給予認真核算。融資成本在光熱電站的整體成本構(gòu)成中占據(jù)重要份額，并影響項目方可以實現(xiàn)和出售電力的PPA電價。融資成本的影響與光熱發(fā)電項目的初始建設(shè)投資額度一樣重要。下面的圖表呈現(xiàn)的是一個由光熱電站的PPA電價構(gòu)成分解情況。其中PPA的1/3由融資成本構(gòu)成（包括項目建設(shè)和運營中的債務(wù)利息支出）。而電站建設(shè)的大頭EPC成本僅占比在38%左右。

　　為了降低高融資成本的影響，實現(xiàn)更低的PPA電價。大型光熱電站項目開發(fā)商在過去幾年內(nèi)利用了不同的公共和私有資源，和多種多樣的融資模型來降低融資成本，以使項目在成本上更具競爭力。

　　整體的項目融資成本取決于所需融資的債務(wù)份額和光熱電站的規(guī)模大小，特定的融資條件可以與貸款機構(gòu)進行協(xié)商確定。一方面，由于一個光熱發(fā)電項目都需要大量的前期投資（在數(shù)億美元范圍內(nèi)），為了降低股權(quán)融資的比例，經(jīng)?？梢赃_到70%~80%的高負債比率。另一方面，決定融資成本的關(guān)鍵融資條件包括：股權(quán)融資成本（通過出售股權(quán)或發(fā)行普通股票獲得資金而付出的代價）：投資商的股權(quán)內(nèi)部收益率；債務(wù)特征：償還機制、利率、貸款期限和相關(guān)費用。

　　如上所示，融資條件因不同市場而有所不同，具體取決于市場特點和項目特征。為說明這種變化，上表的一些數(shù)據(jù)展示了在八個不同的光熱發(fā)電市場開發(fā)光熱發(fā)電項目的不同融資參數(shù)。每個市場都有特定的融資環(huán)境，這也導致了不同市場不同的融資條件和融資成本。

　　股權(quán)融資成本通常是內(nèi)部收益率的表現(xiàn)方式，其作為對股權(quán)投資者的回報而存在，采用現(xiàn)金流貼現(xiàn)法（DCF）結(jié)算未來光熱發(fā)電項目的預(yù)期股息。由于光熱發(fā)電項目的風險較大，相對其它的項目投資，股權(quán)投資者投資光熱電站一般要求獲得較高的股權(quán)內(nèi)部收益率（EQ IRR）。

　　就絕大多數(shù)的經(jīng)濟因素而言，項目的特殊性取決于市場和投資商的類型。光熱發(fā)電項目的預(yù)期股權(quán)內(nèi)部收益率一般要求在10%以內(nèi)，同時需要考慮通脹因素。具體取決于項目開發(fā)商的需求和當?shù)厥袌龅母偁幁h(huán)境。比如，西班牙的FIT政策沒有促進競爭，因此項目開發(fā)商就沒有動力去降低其對股權(quán)內(nèi)部收益率的預(yù)期。反之如印度，其采用反向競標機制，對項目開發(fā)商帶來了較大地成本降低壓力，使其不得不自主調(diào)低對股權(quán)內(nèi)部收益率的預(yù)期，以實現(xiàn)較低的度電成本，贏得項目競標。

　　在一個項目融資體系下，如果一個光熱發(fā)電項目由商業(yè)銀行提供融資支持，貸款利息和融資費用（如預(yù)付費用和承諾費）一般要比傳統(tǒng)火電站和其它成熟可再生能源發(fā)電站（如光伏和風電）要高，這是因為光熱發(fā)電技術(shù)目前在融資機構(gòu)眼中尚不算成熟技術(shù)，風險較大。技術(shù)越成熟，融資風險就越小，相關(guān)利息和費用也就越少。光熱發(fā)電相對光伏和風電而言還不夠成熟，對項目的經(jīng)濟性和競爭力產(chǎn)生了一些負面影響。

　　貸款利率。以上述的南非案例光熱電站為例，可以看到如果獲得的利率更低，融資條件更好一些，項目開發(fā)商所能接受的PPA電價就更低一些，同時還能維持同樣的股權(quán)內(nèi)部收益率。舉例來看，對于一個典型的負債比率為70%的情景，融資利率從11.5%下降到9.5%可以帶來PPA電價5.5%的削減。

　　為降低貸款利率，采用軟貸款成為更好的融資路徑。從國際融資機構(gòu)如世界銀行、德國復(fù)興發(fā)展銀行或國際金融組織（IFC）獲得低息長期的軟貸款可以確保開發(fā)商在保證一定的股權(quán)內(nèi)部收益率的前提下實現(xiàn)較低的電價。如摩洛哥瓦爾扎扎特160MW的NOOR1電站就從多個國際融資機構(gòu)獲得了低息貸款支持，利率在3.5%左右，從而實現(xiàn)了較低的電價。Abengoa在智利將要開發(fā)的110MW的Cerro Dominador塔式熔鹽電站也有望獲得低息貸款支持，智利政府正在就此與歐盟、泛美開發(fā)銀行和德國復(fù)興發(fā)展銀行等機構(gòu)進行談判，欲求獲得3.5億美元的軟貸款支持。另外我國中廣核太陽能在德令哈開發(fā)的50MW槽式電站也已經(jīng)獲得亞洲開發(fā)銀行提供的1.5億美元低息貸款支持。

　　負債比率對降低電價也有重要作用，以上述的南非案例電站為例，貸款利率保持11.5%不變，負債比率從70%上升到80%，可以帶來2.2%的電價削減。但是，負債比率的影響取決于預(yù)期股權(quán)內(nèi)部收益率，EQIRR一般要高于貸款利率，負債比率越高則可實現(xiàn)的PPA電價越低。