當前我國首批光熱示范項目電價為1.15元/kWh，約合17美分/kWh，比上述電價高了足足兩倍多。考慮到我國光熱發電產業當前的發展情況，產業人在致力于不斷追求技術創新和制造升級的同時，也的確面臨一些非技術層面的挑戰。
在此前發布的50MW塔式電站土地支出上億？我國光熱發電項目非技術成本居高不下一文當中， CSP Focus光略咨詢分析了我國光熱發電項目開發和實施中面臨的土地支出和增值稅問題。本文我們將試著從融資環境的角度來分析下我國CSP項目度電成本下降的空間。
根據DLR和IRENA在2016年的分析，建設期的利息對平準化電力成本（LCOE）的影響貢獻高達47%，可見一個寬松的融資環境和低息貸款對電站電價的影響至關重要。
國企的參與對光熱發電項目融資有很大促進作用
我國當下首批示范項目中，4個項目已經退出，其中三個項目（國華玉門、北方聯合電力、黃河水電的項目）為國企牽頭開發的項目，剩下的一個中信張北新能源公司的項目也有著國資背景。
而年底前有望并網的3個光熱電站，其中兩個隸屬于民營企業（首航節能和中控太陽能的項目），另外一個則是國有企業中廣核新能源的項目。
毫不意外的是，目前五大電力公司還沒有一個積極介入光熱行業，更多的是在保持關注和觀望態度。而這些國企能源巨頭對于銀行貸款的影響巨大。
海通證券研究的一組數據表明，國企在過去三年平均融資規模從7.15億元上升到22.54億元，而民企從5.99億元下降到4.6億元，差距進一步擴大。而國企的多樣化融資手段也比民企的融資成本要低很多。
資金問題成為民企推動光熱發電項目最大困難之一
實際上，示范項目推動中民企碰到的最大困難之一也確實是資金問題。動輒十幾億的投入讓眾多民企望而生畏，項目一拖再拖。
考慮到行業發展階段，國內商業銀行還沒有真正意義上大力支持光熱發展，更不用說向民企提供大量貸款資金了。
在這種情況下，民企寄希望于融資的關鍵——商業銀行來提供極低利率的優惠貸款短期內可能性不高，更多的是通過政策性銀行、自身發行債券、稀釋自身股權、融資租賃等方式來獲取資金。
而Aurora項目上面，南澳政府提供了約項目總投資1/6的股權融資，大大降低了開發商SolarReserve的融資壓力；
DEWA項目是由上海電氣和ACWA合作中標，作為拉動“一帶一路”國家戰略的重要海外投資項目之一，絲路基金、中國工商銀行、中國農業銀行和中國銀行都為該項目提供融資。
從另一方面來講，可以看到國有商業銀行對海外光熱項目的投資性、風險規避、技術都更加有信心，而國內光熱這方面剛剛起步，需要更多案例來說服貸款方。
所以，短期來看，國內光熱的融資環境目前還不足以支撐電價的迅速降低。
在行業內部不斷自我升級，首批示范項目逐步并網投運并穩定發電之后，光熱融資的成本和難度會有所下降，國企的進入也會帶給投資人更多信心。
光熱行業的健康穩步發展需要全體光熱人積極的向上傳達業內的聲音和信心，也需要政府和金融機構對行業更多實在的支持和包容。
