南非是最具发展潜力的新兴光热发电市场之一，其拥有丰富的太阳能资源，开发新能源的强大现实需求以及政府对此的激励扶持。南非光热发电市场的现状如何呢？从2014年看2024年，其未来十年的发展又将如何呢？
适合开发光热发电技术
南非的DNI辐照水平高达2800kWh/平方米/年，这比老牌光热发电市场西班牙的2100kWh/平方米/年要高出不少，南非有大面积的平坦土地可供利用，是开发光热电站的理想选址。
南非年电力需求预计将在不超过10年内从现在的240.5TWh增长到375TWh。电价上涨和供应短缺目前已经困扰着南非的用电端，很明显，南非这个煤炭发电量占比高达85.5%的国家需要寻求新型的替代能源。
南非以矿业开采为主的经济结构对能源的需求持续增加，用电市场对电力的需求增长迫使其增加发电装机。南非国有电力公司Eskom垄断了电力市场，其占据的市场份额高达95%。
光热发电适合于南非电力市场的原因是其可以通过储热实现持续供电，满足电力的调峰需求。南非在冬季的晚用电高峰在16:30到21:30之间的五个小时，储热型光热发电可以在这5个小时内满足供电需求。
南非光热发电开发现状
南非REIPPPP计划实施下的光热发电项目计划已达400MW。除此之外，Eskom正计划开发一个100MW的塔式光热电站。REIPPPP第三阶段B轮招标的两个100MW光热电站的投标方已经确定。
项目招标已吸引了领先国际厂商的参与，竞争也更加激烈。行业专家预计REIPPPP第四轮招标将再有200MW光热发电项目。
表：南非三轮光热发电项目招标情况
南非综合能源资源规划（IRP2010）规划到2030年实现1200MW光热发电装机，但综合能源资源规划（IRP）修正版（2013）提议对光热发电的装机容量从1200MW增加到3300MW。
如果该项提议通过，对光热发电产业而言将产生连锁效应，增加装机规模将进一步增加规模经济效益，推动本土化产业的发展，也将帮助提高开发商的本土化率。这从REIPPPP第一轮到第三轮的本土化率就可以看出。第一轮招标项目的本土化率在21%，第二轮和第三轮分别达到35%和45%（无储热配置项目），25%~40%（带储热项目）。如果没有较大的规划装机规模支持，就没有人愿意投资于相关设备的本土化生产。
对IRP修正版的意见征求意见已经于今年的2月7日结束，预计今年能正式获得通过。
支持储热型光热发电
2013年中期，南非政府宣布对光热发电给予两种不同的电价，即分时电价政策，以鼓励储热型光热发电项目的开发。即日常电价和可调电价，可调电价即在用电高峰期发电的电价，为18.95欧分/KWh，日常电价则为11.88欧分/KWh。南非划定的用电高峰期大致为下午四点半到晚上九点半的五个小时，日常用电期为上午四点半到下午四点半的12个小时，而在晚上九点半到上午四点半的7个小时内，光热发电发出电力将不给予电价支持。因此为了保证电站的经济效益最大化，第三轮两大项目的储热时长都在5小时左右以维持高峰期的持续电力输出。这一分时电价政策也将在未来影响南非的光热发电项目储热时长设计。
未来展望
南非当前有200MW光热发电装机正在建设，在2014年或2015年预计将有另外200MW项目动工。
南非对光热发电的装机规划并不太大，到2030年实现3300MW装机与沙特到2032年实现25GW装机的目标相去甚远。但可能也更为现实。如中国到2015年规划实现1GW装机，但到现在为止并网装机仅仅10MW，根本不可能实现规划目标。
南非的光热发电产业发展在过去两年内取得了长足进步，南非政府对该产业的推进力度和成效可见一斑。
但这并不意味着南非光热发电市场没有挑战，相反也有很多。南非货币兰特的疲软，此前关于融资和招标流程的拖延，本土光热发电装备制造业并不发达，政府2030年装机规划的不确定性等都是不利因素。但这并不影响南非成为全球最具吸引力的光热发电新兴市场之一。
