該項目同時也被視為我國企業深度參與的海外合作光熱發電項目典型，上海電氣擔任EPC總包，絲路基金、中國工商銀行、中國銀行、中國農業銀行等提供資金支持，此外我國中建三局二公司海外分公司、中國電力工程顧問集團華東電力設計院、內蒙古電力勘測設計院等也擔任重要角色。
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。那么結合我國光熱當前的發展情況，未來我們是否能達到，甚至低于這樣的電價成本呢？
根據Johan Lilliestam（蘇黎世聯邦理工學院）和Robert Pitz-Paal（德國宇航局太陽能研究所）對迪拜和南澳的這兩個項目的分析發現，除去技術方面不斷創新引起的成本下降之外，還有其他兩個要點在推動這兩個電站降低電價的時候起到了重要的作用：
1. 一個穩定的、長期的購電協議（PPA），或者一個基于自由市場化電力交易的新型購售電模式；
2. 極低利率的優惠貸款和寬松的融資條件；
此外，引入不同光熱技術配比或者光伏的混合電站模式和近乎零成本的土地使用也是重要的原因。
本文將就第一點購電協議模式進行補充探討。
縱觀我國新能源行業，公認的一大頑疾就是棄風棄光。盡管能源局多次下發過文件來強調各地應加強新能源的消納，但現實情況是，風電、光伏兩大新能源產生的電能仍被大量擱置。
再看光熱行業，樂觀情況下，年底并網的裝機預計有200MW，到2020年可達1GW左右。這樣的體量甚至不達目前光伏行業一年的新增裝機。
顯而易見的是，在光熱產業不成熟、體量較小、短期內新能源補貼不到位、棄風棄光率高居不下的環境下，期望電網企業與發電方簽訂長期、穩定的購電合同難度頗大。
澳大利亞早在1998年就已經建立了國家電力交易市場，Aurora項目在簽訂了125MW的固定PPA之外，可通過在用電高峰期出售剩余25MW光熱電站的儲電來保障自身獲取更多利潤。而DEWA光熱項目更是簽署了一份長達35年的購電合同，大大降低了度電成本。
相比之下，我國的電力市場長期以來實行的是計劃經濟模式，即根據預測提前規劃好發用電量，再將發電指標任務下達給發電廠。在推動電力市場體制改革方面，我國仍然處在初級水平。真正意義上的電力體制市場化改革，可看做是在2015年的《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（簡稱9號文）出臺后才重新啟動。
當電改進入到深水區，各方利益糾葛盤根錯節，我國電電改可能還需要較長時間才能慢慢摸索出適合自身的發展道路。發電方與終端用戶的直接交易很大程度上也會從部分地區試點開始，再逐步覆蓋到更大的范疇。
可見，我國仍缺乏長期、穩定、新穎的購電協議模式來降低光熱發電的度電成本。
我國人力成本較低，工業基礎強，光熱產業鏈做大做強僅僅是時間問題。
單純從技術、規模、人資方面的發展預期來看，我國完全有能力在短時間內達到國際市場的電價水平，甚至于領先。但由于行業處于發展初期，仍然有太多非技術因素決定了我國電價成本難以快速下降。
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，而土地、稅收等優惠政策也會一并而來，這需要光熱行業內部積極的向上傳達業內的聲音和信心，也需要國家、地方政府對行業更多實在的支持和包容。
我們有理由相信，在各方努力之下，以上問題若能夠盡早妥善解決，我國光熱發電度電成本低于7.3美分指日可待。
