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但好景不长，原计划于今年7月份签署的Redstone项目购电协议(PPA)迟迟尚未落定，Eskom甚至宣称将“无限期推迟”。同时，南非政府在新发布的整合能源规划中，并未对2020年以后的光热发电项目做出部署。
这些开发过程中出现的阻力，其实也是提醒人们重新审视南非市场的信号。
“要真正打开并主宰这个市场，开发商们首先需要明确，他们必须与南非国家电力公司Eskom展开密切合作，以共同出资的开发模式，来应对该国较差的财政状况、以及尚不明朗的光热发展前景。”业内专家表示。
图：正在建设当中的Ilanga1光热电站的集热器
光热发电装机骤增之后的电网容量隐忧
南非的光热发电项目开发模式不同于中国，其于2011年启动可再生能源独立电力生产商采购计划(REIPPPP)，这一模式更利于国际开发商和大型EPC总承包商的参与，因此，该国的可再生能源的发电装机规模得以迅速扩大。
但在南非能源部于11月22日发布的整合资源规划(IRP)草案中，从2020年起，光热发电项目不再被列入整体规划，这一信号引起了业界的担忧。
众多开发商纷纷表示，光热电站的储能优势不可取代，希望南非当局能够对整合资源规划草案内容酌情进行修正。
据统计，目前当地共有三个百兆瓦级的槽式光热电站在建，分别是由Abengoa开发的XinaSolarOne项目、由Engie开发的Kathu项目和由Emvelo开发的Ilanga1电站，上述项目都是在第三轮REIPPPP计划中中标，三个项目预计将在2017~2018年间投运并网。
而与Kathu项目一起在REIPPPP第三轮B段中标的100兆瓦Redstone塔式项目的PPA签约还依然处在僵局之中。
据了解，迄今为止开发的光热发电项目的所在地都有着极佳的辐照资源和优异的地理位置，十分便于电力的输出。目前，南非太阳能发电项目的装机量达2.9GW，其中65%都位于光资源极其丰富的北开普省。
除了建设和运营电站，开发商们还需解决如何将电力输送至变电站的难题。换言之，南非输电网的必要性投资将决定这些光热项目的未来。
“作为独立电力生产商，我们的工作范围只涉及将光热电站与输电网络连接起来。至于升级和维护电力传输的基础设施，这是Eskom的职责所在，“Engie南非首席执行官MohamedHoosen表示。
然而，面对愈演愈烈的财政危机，Eskom却并没有因为电站装机规模增长而相应地加强电网的容纳能力，这导致像北开普省这样光资源丰富同时光伏电站装机量飙升的地区所面临的电力传输和接纳压力空前巨大。
而根据政府IPP办公室和Eskom咨询顾问撰写的分析报告，在REIPPPP第三轮投标中入选的三个光热项目分别消耗了开普省北部、东部及西部的部分电网可容纳电量。
“开普省迫切需要为REIPPPP创造额外的输电网容量。”Energize在其2015年6月发布的分析报告中指出。
南非能源部长TinaJoemat-Pettersson今年3月份曾表示，目前的项目开发需求持续激增。例如，在2015年举行的4.5轮REIPPPP竞标中，可再生能源项目的提交量就远远超过了释放的配额，达配额装机规模的5倍之多。据悉，当时提交的项目装机量共计9.5GW，其中约6.5GW的项目位于北开普省。
“随着项目依次开发，他们对北开普省的电网消纳需求也会不断增加，但政府在未来第三阶段电价调整方案(MYPD3)中并未针对需增加的电网基础设施建设做出相关预算。”Joemat-Pettersson表示。
三大光热电站的输电解决方案及进展
在三个在建的光热项目当中，进展较为领先的当属XinaSolarOne，该电站预计将于2017年第二季度实现并网。
据Xina的项目经理SantiagoLopezPerez介绍，XinaSolarOne项目已于今年11月份开始调试，项目整体进展已超过95%，接下来将很快完成机械、电气、仪表和控制等部分的安装工作。”
图：南非REIPPPP前三轮中标的光热发电项目
据了解，XinaSolarOne光热电站所产生的电力将通过一条长3公里的传输线路送至Paulputs变电站。而建成这样一条输送线路需耗费3个月时间。根据非洲开发银行的一份项目报告显示，这条220kV的线路将由西班牙开发商出资建造，建成后归其持有并负责经营，总投资达540万美元。
2015年3月，由Abengoa开发的装机100MW的KaXu光热电站已经投入运行，该项目所发电力也被输送至Paulputs变电站。该电站是依靠由Eskom修建的220/132kV输电线路与变电站连接起来。
为了适应新增的电力容量，该变电站购入了第二台变压器，由南非的承包商TyrisConstruction公司负责运营，据报道，投资成本接近1760万兰特(约合126万美元)。
据悉，Emvelo开发的Ilanga1光热电站将通过由Eskom建造的一条400kV的传输线路连接到电网，预计将于2017年第一季度连接到132kV的Gordonia变电站。
“未来解决‘并网难’问题的关键方法是，南非的国企Eskom能够通过和开发商展开积极合作，协同建设输电网，并将相关基础设施的建设工作交付给有关公用事业公司，以更快推进电力传输计划。”Emvelo的首席执行官兼南非太阳能热电协会主席PanchoNdebele表示。
南非光热发电市场将面临更多挑战
有限的电网容量是所有的可再生能源发电项目的关注焦点，有部分专家建议可通过出台新的电价机制来缓解电网能力不足的缺陷。
可再生能源项目开发商juwi集团的项目开发经理CornevanderWesthuizen在今年6月8日的南非2016年会议上提出，可以引入节点电价法(注：以电网中特定的节点上新增单位负荷所产生的新增供电成本为基础核定电价的方法。)来扶持电力产量较低地区发展光伏技术，同时优化风电和光热发电项目的布局。
“2015年年底时，北开普省的中部地区出现了变压器容量不足的问题，”vanderWesthuizen表示，“该省当时可用的电网容量约为1300MW，但2015年加速配给的6500MW尚未被计入。如果扣除掉这些，该地区输电方面将受到更大的限制”。
在最近一次提交IRP提案之前，这些开发商还要面临很多因政策发布时间不明确可能带来的风险，例如，在4.5轮投标中，光热发电项目配置的装机量为450MW，但最后的结果截止目前仍尚未发布。
此外，南非国有公用事业公司Eskom延迟了Redstone项目PPA的签署，据报道，这是由于兰特币(南非货币)兑换美元的汇率下跌，成本的增加导致了此份合同迟迟未能签署。
尽管南非的监管制度存在不确定性，但自REIPPPP推出以来，光热项目开发商对这里的兴趣只增不减，并对这里的发展潜力保持乐观态度。
“Engie在南非的光热事业已经发展了九年，我们有意愿继续在该国发展电力项目，”Hoosen说，“因为对我们而言，南非仍然是开发新项目的主战场。”
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