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。
