随着技术进步和越来越多的厂商加入竞争，南非光热项目的中标电价呈逐步下降的趋势。第1轮光热发电项目平均中标电价为每度电22美分，第2轮光热发电项目平均中标电价约为每度电21美分。第三轮招标中，由美国SolarReserve和沙特ACWA领衔组成的联合体获得了装机100MW的Redstone塔式光热发电项目的开发权，该项目的投标电价为第一年每度电12.4美分，剩余合同期内收购电价为每度电15美分，几乎只是上两轮光热发电项目招标电价的一半。
南非的竞争性项目招标制的两大特点是上限电价制和分时电价制：
上限电价制：在招标时，南非政府给投标方规定了上限电价，投标方在投标时的项目电价不能高于这一上限电价。由于南非对项目投标方和项目技术性能的要求比较严格，因此没有出现过于激烈的压价竞争，最终的项目中标电价仅仅比上限电价略低。
分时电价制：2013年，南非政府宣布给予光热发电两种不同的电价，即日常电价和可调电价，以鼓励储热型光热发电项目的开发。可调电价即在用电高峰期发电的电价，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，这期间执行相对较低的日常电价。而在晚上九点半到上午四点半的7个小时内，光热发电发出的电力将不给予电价支持。这一机制从调峰电源的角度出发给予了光热项目峰谷电价的政策支持，凸显了光热发电技术稳定可调的优势，使其有能力与光伏等不稳定可再生能源展开竞争。
在竞争性项目招标制和分时电价等激烈政策的推动下，南非的各大光热项目进展顺利。预计到今年年底，南非总装机容量将突破200MW。同时，南非REIPPPP第三轮中标项目100MW的XinaSolarOne槽式电站也正在建设中，100MW的IlangaCSP1槽式电站和南非REIPPPP第三轮B段招标100MW的KathuCSP槽式电站、100MW的Redstone塔式电站预计也将于今年开工建设。
原标题:全面解读：风口之下的光热产业（二）
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