为了收集行业人士对于光热发电行业在未来一年内的发展预测，记者与阿本戈、ACSCobra、SolarReserve、Sun&Life和Protermosolar(西班牙光热发电协会)等公司和机构的部分高管进行了沟通，询问了他们对上述热议话题的一些看法。

　　投标价格将越来越低

　　去年12月份，光热发电行业传出由沙特ACWA公司和美国SolarReserve公司组成的联合体在南非REIPPPP第三阶段B轮项目招标过程中以他们拟开发的100MW装机的Redstone塔式熔盐电站成功中标。相关信息显示，该联合体为该项目报出了光热发电行业历史最低投标电价：电站运行第一年收购电价仅为12.4美分/KWh，之后合同期内收购电价为15美分/KWh。

　　而在摩洛哥，ACWA也获得了NoorII和NoorIII两个光热发电项目的开发权，与南非Redstone一样，ACWA在上述摩洛哥两个光热电站的竞标中再次报出了极低的投标价格。据相关信息显示，NoorII槽式光热发电项目用电高峰时段的中标收购电价为1.36摩洛哥迪拉姆/kWh(合0.151美元/kWh)，NoorIII塔式电站用电高峰时段的中标收购电价为1.42摩洛哥迪拉姆/kWh(合0.157美元/kWh)。

　　那么在考虑税收的情况下，行业从业者们认为2015年光热发电电价会怎样变化呢?西班牙光热发电协会秘书长LuisCrespo认为，在阳光资源较好的地区光热电价将维持在13美分-14美分/KWh之间，并预测到2020年含储热系统的光热电站含税收购电价将降至10美分/KWh。

　　SolarReserve首席执行官KevinSmith显然更加乐观，他认为在未来3-4年内，伴有熔盐储热系统的光热发电项目的收购电价将有望突破10美分/KWh这一大关。他表示：“在具有高DNI值的地区，如果装机规模为150MW并伴有8-12小时储热系统的话，我相信可以实现这个目标。”

　　融资成本很关键

　　ACWA子公司Sun&Life的总经理AlexandreAllegue则认为，光热发电电价的快速下跌是一个明显的信号，说明“光热发电行情正在改变，同时融资成本对于项目开发越来越重要，并且正在不断优化光热行业的产业链。”此外，他补充道：“问题的关键是我们要设立一个目标并通过不断努力去实现它，从根本上来说，这是使光热发电行业始终保持竞争力的必要条件。”

　　ACSCobra首席执行官JoséAlfonsoNebrera对上述观点表示赞同，他认为未来光热发电项目的电价将取决于光热发电行业在金融融资方面的发展。他表示：“虽然光热电站的建设成本确实实现了大幅下降，但目前我们所看到的光热投标电价的明显下降，主要是因为一些投资者对于开发光热发电项目所实现的内部收益率的预期已大幅降低。”

　　JoséAlfonsoNebrera还指出，在中东北非地区本土投资者认为光热发电项目“风险低”的看法与欧洲和美国的同行截然相反，光热发电项目的低收益率也是在最近中标的几个项目中才出现的。他表示：“大多数西方企业不愿意投资回报率如此低的光热发电项目。”

　　为了提高投标竞争力，各个光热开发商开始实施不同的策略争取获得更廉价的融资。例如，阿本戈战略总监ElisaPrieto指出，去年阿本戈通过出售子公司AbengoaYield的股份来引入新股东从而获得融资。

　　ElisaPrieto指出：“通过运作资产投资组合对于降低融资成本非常有帮助。此外，它对阿本戈集团也非常有利，因为它还可以让我们通过一个长期的项目运营的盈利来回购自己的股权。”

　　无独有偶，ACS也采取了与阿本戈类似的措施，该公司选择将其可再生能源资产(包括16个风电站和3个光热电站)重组到一个新的实体公司——SaetaYield。2015年2月16日，SaetaYield在马德里证券交易所正式亮相。