南非憑借豐富的輻照資源，逐漸吸引了越來越多開發商的關注，而其自從于2011年啟動REIPPPP(可再生能源獨立電力生產商采購計劃)計劃以來，更使本國的可再生能源發電裝機規模迅速擴大。光伏、光熱、風能發電項目如雨后春筍，裝機規模不斷攀升，呈現一派如火如荼的開發景象。

但好景不長，原計劃于今年7月份簽署的Redstone項目購電協議(PPA)遲遲尚未落定，Eskom甚至宣稱將“無限期推遲”。同時，南非政府在新發布的整合能源規劃中，并未對2020年以后的光熱發電項目做出部署。

這些開發過程中出現的阻力，其實也是提醒人們重新審視南非市場的信號。

“要真正打開并主宰這個市場，開發商們首先需要明確，他們必須與南非國家電力公司Eskom展開密切合作，以共同出資的開發模式，來應對該國較差的財政狀況、以及尚不明朗的光熱發展前景。”業內專家表示。



光熱發電裝機驟增之后的電網容量隱憂

南非的光熱發電項目開發模式不同于中國，其于2011年啟動可再生能源獨立電力生產商采購計劃(REIPPPP)，這一模式更利于國際開發商和大型EPC總承包商的參與，因此，該國的可再生能源的發電裝機規模得以迅速擴大。

但在南非能源部于11月22日發布的整合資源規劃(IRP)草案中，從2020年起，光熱發電項目不再被列入整體規劃，這一信號引起了業界的擔憂。

眾多開發商紛紛表示，光熱電站的儲能優勢不可取代，希望南非當局能夠對整合資源規劃草案內容酌情進行修正。

據統計，目前當地共有三個百兆瓦級的槽式光熱電站在建，分別是由Abengoa開發的XinaSolarOne項目、由Engie開發的Kathu項目和由Emvelo開發的Ilanga1電站，上述項目都是在第三輪REIPPPP計劃中中標，三個項目預計將在2017~2018年間投運并網。

而與Kathu項目一起在REIPPPP第三輪B段中標的100兆瓦Redstone塔式項目的PPA簽約還依然處在僵局之中。

據了解，迄今為止開發的光熱發電項目的所在地都有著極佳的輻照資源和優異的地理位置，十分便于電力的輸出。目前，南非太陽能發電項目的裝機量達2.9GW，其中65%都位于光資源極其豐富的北開普省。

除了建設和運營電站，開發商們還需解決如何將電力輸送至變電站的難題。換言之，南非輸電網的必要性投資將決定這些光熱項目的未來。

“作為獨立電力生產商，我們的工作范圍只涉及將光熱電站與輸電網絡連接起來。至于升級和維護電力傳輸的基礎設施，這是Eskom的職責所在，“Engie南非首席執行官MohamedHoosen表示。

然而，面對愈演愈烈的財政危機，Eskom卻并沒有因為電站裝機規模增長而相應地加強電網的容納能力，這導致像北開普省這樣光資源豐富同時光伏電站裝機量飆升的地區所面臨的電力傳輸和接納壓力空前巨大。

而根據政府IPP辦公室和Eskom咨詢顧問撰寫的分析報告，在REIPPPP第三輪投標中入選的三個光熱項目分別消耗了開普省北部、東部及西部的部分電網可容納電量。

“開普省迫切需要為REIPPPP創造額外的輸電網容量。”Energize在其2015年6月發布的分析報告中指出。

南非能源部長TinaJoemat-Pettersson今年3月份曾表示，目前的項目開發需求持續激增。例如，在2015年舉行的4.5輪REIPPPP競標中，可再生能源項目的提交量就遠遠超過了釋放的配額，達配額裝機規模的5倍之多。據悉，當時提交的項目裝機量共計9.5GW，其中約6.5GW的項目位于北開普省。

“隨著項目依次開發，他們對北開普省的電網消納需求也會不斷增加，但政府在未來第三階段電價調整方案(MYPD3)中并未針對需增加的電網基礎設施建設做出相關預算。”Joemat-Pettersson表示。

三大光熱電站的輸電解決方案及進展

在三個在建的光熱項目當中，進展較為領先的當屬XinaSolarOne，該電站預計將于2017年第二季度實現并網。

據Xina的項目經理SantiagoLopezPerez介紹，XinaSolarOne項目已于今年11月份開始調試，項目整體進展已超過95%，接下來將很快完成機械、電氣、儀表和控制等部分的安裝工作。” 



據了解，XinaSolarOne光熱電站所產生的電力將通過一條長3公里的傳輸線路送至Paulputs變電站。而建成這樣一條輸送線路需耗費3個月時間。根據非洲開發銀行的一份項目報告顯示，這條220kV的線路將由西班牙開發商出資建造，建成后歸其持有并負責經營，總投資達540萬美元。

2015年3月，由Abengoa開發的裝機100MW的KaXu光熱電站已經投入運行，該項目所發電力也被輸送至Paulputs變電站。該電站是依靠由Eskom修建的220/132kV輸電線路與變電站連接起來。

為了適應新增的電力容量，該變電站購入了第二臺變壓器，由南非的承包商TyrisConstruction公司負責運營，據報道，投資成本接近1760萬蘭特(約合126萬美元)。

據悉，Emvelo開發的Ilanga1光熱電站將通過由Eskom建造的一條400kV的傳輸線路連接到電網，預計將于2017年第一季度連接到132kV的Gordonia變電站。

“未來解決‘并網難’問題的關鍵方法是，南非的國企Eskom能夠通過和開發商展開積極合作，協同建設輸電網，并將相關基礎設施的建設工作交付給有關公用事業公司，以更快推進電力傳輸計劃。”Emvelo的首席執行官兼南非太陽能熱電協會主席PanchoNdebele表示。

南非光熱發電市場將面臨更多挑戰

有限的電網容量是所有的可再生能源發電項目的關注焦點，有部分專家建議可通過出臺新的電價機制來緩解電網能力不足的缺陷。

可再生能源項目開發商juwi集團的項目開發經理CornevanderWesthuizen在今年6月8日的南非2016年會議上提出，可以引入節點電價法(注：以電網中特定的節點上新增單位負荷所產生的新增供電成本為基礎核定電價的方法。)來扶持電力產量較低地區發展光伏技術，同時優化風電和光熱發電項目的布局。

“2015年年底時，北開普省的中部地區出現了變壓器容量不足的問題，”vanderWesthuizen表示，“該省當時可用的電網容量約為1300MW，但2015年加速配給的6500MW尚未被計入。如果扣除掉這些，該地區輸電方面將受到更大的限制”。

在最近一次提交IRP提案之前，這些開發商還要面臨很多因政策發布時間不明確可能帶來的風險，例如，在4.5輪投標中，光熱發電項目配置的裝機量為450MW，但最后的結果截止目前仍尚未發布。

此外，南非國有公用事業公司Eskom延遲了Redstone項目PPA的簽署，據報道，這是由于蘭特幣(南非貨幣)兌換美元的匯率下跌，成本的增加導致了此份合同遲遲未能簽署。

盡管南非的監管制度存在不確定性，但自REIPPPP推出以來，光熱項目開發商對這里的興趣只增不減，并對這里的發展潛力保持樂觀態度。

“Engie在南非的光熱事業已經發展了九年，我們有意愿繼續在該國發展電力項目，”Hoosen說，“因為對我們而言，南非仍然是開發新項目的主戰場。”