【中玻網】較近，摩洛哥和南非的幾個光熱發電項目的招標電價令這個行業產生了很大的震動。有關未來光熱發電項目的投標價格、項目融入資金、光熱技術路線及其競爭力等幾方面問題成為行業人士熱議的話題。

　　為了收集行業人士對于光熱發電行業在未來一年內的發展預測，記者與阿本戈、ACS Cobra、SolarReserve、Sun&Life和Protermosolar(西班牙光熱發電協會)等公司和機構的部分高管進行了溝通，詢問了他們對上述熱議話題的一些看法。

　　投標價格將越來越低

　　去年12月份，光熱發電行業傳出由沙特ACWA公司和美國SolarReserve公司組成的聯合體在南非REIPPPP第三階段B輪項目招標過程中以他們擬開發的100MW裝機的Redstone塔式熔鹽電站成功中標。相關信息顯示，該聯合體為該項目報出了光熱發電行業歷史較低投標電價：電站運行靠前年收購電價僅為12.4美分/KWh，之后合同期內收購電價為15美分/KWh。

　　而在摩洛哥，ACWA也獲得了NoorII和NoorIII兩個光熱發電項目的開發權，與南非Redstone一樣，ACWA在上述摩洛哥兩個光熱電站的競標中再次報出了較低的投標價格。據相關信息顯示，NoorII槽式光熱發電項目用電高峰時段的中標收購電價為1.36摩洛哥迪拉姆/kWh(合0.151美元/kWh)，NoorIII塔式電站用電高峰時段的中標收購電價為1.42摩洛哥迪拉姆/kWh(合0.157美元/kWh)。

　　那么在考慮稅收的情況下，行業從業者們認為2015年光熱發電電價會怎樣變化呢？西班牙光熱發電協會秘書長LuisCrespo認為，在陽光資源較好的地區光熱電價將維持在13美分-14美分/KWh之間，并預測到2020年含儲熱系統的光熱電站含稅收購電價將降至10美分/KWh。

　　SolarReserve重要地位執行官KevinSmith顯然更加樂觀，他認為在未來3-4年內，伴有熔鹽儲熱系統的光熱發電項目的收購電價將有望打破10美分/KWh這一大關。他表示：“在具有高DNI值的地區，如果裝機規模為150MW并伴有8-12小時儲熱系統的話，我相信可以實現這個目標。”

　　融入資金成本很關鍵

　　ACWA子公司Sun&Life的總經理Alexandre Allegue則認為，光熱發電電價的快速下跌是一個明顯的信號，說明“光熱發電行情正在改變，同時融入資金成本對于項目開發越來越重要，并且正在不斷優化光熱行業的產業鏈。”此外，他補充道：“問題的關鍵是我們要設立一個目標并通過不斷努力去實現它，從根本上來說，這是使光熱發電行業始終保持競爭力的必要條件。”

　　ACS Cobra重要地位執行官José Alfonso Nebrera對上述觀點表示贊同，他認為未來光熱發電項目的電價將取決于光熱發電行業在資金融入資金方面的發展。他表示：“雖然光熱電站的建設成本確實實現了大幅下降，但目前我們所看到的光熱投標電價的明顯下降，主要是因為一些投入資金者對于開發光熱發電項目所實現的內部收益率的預期已大幅降低。”

　　José Alfonso Nebrera還指出，在中東北非地區本土投入資金者認為光熱發電項目“風險低”的看法與歐洲和美國的同行截然相反，光熱發電項目的低收益率也是在較近中標的幾個項目中才出現的。他表示：“大多數西方企業不愿意投入資金回報率如此低的光熱發電項目。”

 　為了提高投標競爭力，各個光熱開發商開始實施不同的策略爭取獲得更廉價的融入資金。例如，阿本戈戰略總監ElisaPrieto指出，去年阿本戈通過出售子公司AbengoaYield的股份來引入新股東從而獲得融入資金。

　　Elisa Prieto指出：“通過運作資產投入資金組合對于降低融入資金成本非常有幫助。此外，它對阿本戈集團也非常有利，因為它還可以讓我們通過一個長期的項目運營的盈利來回購自己的股權。”

　　無獨有偶，ACS也采取了與阿本戈類似的措施，該公司選擇將其可更新能源資產（包括16個風電站和3個光熱電站）重組到一個新的實體公司——SaetaYield。2015年2月16日，SaetaYield在馬德里經濟權益憑證交易單位正式亮相。