南非可再生能源电力独立生产采购计划（REIPPPP）第一阶段总计开发150MW的光热发电项目，第二阶段开发50MW，第三阶段开发200MW，第三阶段B轮已确定再增加200MW项目，这使得目前REIPPPP计划实施下的总的光热发电项目装机已扩大到600MW。

    CSPPLAZA分析认为，从第一阶段到第三阶段，南非REIPPPP计划下的光热发电项目招标在近几年的发展中呈现出了两个显著特征，这两大特征也将成为南非光热发电项目未来开发的两大趋势。

    1.储热时长：第一阶段和第二阶段的三个光热发电项目虽然都配有一定容量的储热系统，但时长分布不等，而第三阶段两大项目的时长都在5小时左右。

    主要原因：第三轮招标将光热发电的电价分为两个部分，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五点到晚上十点的五个小时，日常用电期为上午五点到下午五点的12个小时，而在晚上十点到上午五点的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。

    2.中标电价：REIPPPP三轮招标的平均电价呈直线下降趋势，光热发电平均中标电价从第一轮的21.86欧分/KWh降至第三轮的11.88欧分/KWh和18.95欧分/KWh。根据不同的光热电站的储热容量设计，一个光热电站以可调电价出售电力的电量比例可以占到35％到65％。即便全部以可调电价标准计算，与第二轮招标相比，第三轮招标的光热电站中标电价仍然要下降13％。

    主要原因：从2011年第一轮招标开始到2013年第三轮招标落地，南非光热发电作为新兴市场吸引了越来越多国际光热发电厂商的积极参与，这导致了项目竞标日趋激烈，拉低了平均投标电价；另外从宏观面来看，得益于供应链等的完善和发展，全球光热发电的度电成本在近几年内也有显著下跌。

    上述两大变化预计将在未来持续影响南非REIPPPP计划光热发电项目的招标，成为普遍趋势。

    南非光热发电市场显然正在吸引国际产业界越来越大的关注，其项目电价水平从高位回归正常水平，能够继续支持光热发电行业的持续发展；其从调峰电源的角度出发给予光热发电项目不同的峰谷电价支持，凸显了光热发电技术的独特优势，使其与光伏等不稳定可再生能源的竞争趋向合理化竞争水平，这一点值得中国市场等其它新兴光热发电市场学习。