三大光热电站的输电解决方案及进展
在三个在建的光热项目当中，进展较为领先的当属XinaSolarOne，该电站预计将于2017年第二季度实现并网。
据Xina的项目经理SantiagoLopezPerez介绍，XinaSolarOne项目已于今年11月份开始调试，项目整体进展已超过95％，接下来将很快完成机械、电气、仪表和控制等部分的安装工作。”
图：南非REIPPPP前三轮中标的光热发电项目
据了解，XinaSolarOne光热电站所产生的电力将通过一条长3公里的传输线路送至Paulputs变电站。而建成这样一条输送线路需耗费3个月时间。根据非洲开发银行的一份项目报告显示，这条220kV的线路将由西班牙开发商出资建造，建成后归其持有并负责经营，总投资达540万美元。
2015年3月，由Abengoa开发的装机100MW的KaXu光热电站已经投入运行，该项目所发电力也被输送至Paulputs变电站。该电站是依靠由Eskom修建的220/132kV输电线路与变电站连接起来。
为了适应新增的电力容量，该变电站购入了第二台变压器，由南非的承包商TyrisConstruction公司负责运营，据报道，投资成本接近1760万兰特（约合126万美元）。
据悉，Emvelo开发的Ilanga1光热电站将通过由Eskom建造的一条400kV的传输线路连接到电网，预计将于2017年第一季度连接到132kV的Gordonia变电站。
“未来解决‘并网难’问题的关键方法是，南非的国企Eskom能够通过和开发商展开积极合作，协同建设输电网，并将相关基础设施的建设工作交付给有关公用事业公司，以更快推进电力传输计划。”Emvelo的首席执行官兼南非太阳能热电协会主席PanchoNdebele表示。
南非光热发电市场将面临更多挑战
有限的电网容量是所有的可再生能源发电项目的关注焦点，有部分专家建议可通过出台新的电价机制来缓解电网能力不足的缺陷。
可再生能源项目开发商juwi集团的项目开发经理CornevanderWesthuizen在今年6月8日的南非2016年会议上提出，可以引入节点电价法（注：以电网中特定的节点上新增单位负荷所产生的新增供电成本为基础核定电价的方法。）来扶持电力产量较低地区发展光伏技术，同时优化风电和光热发电项目的布局。
“2015年年底时，北开普省的中部地区出现了变压器容量不足的问题，”vanderWesthuizen表示，“该省当时可用的电网容量约为1300MW，但2015年加速配给的6500MW尚未被计入。如果扣除掉这些，该地区输电方面将受到更大的限制”。
在最近一次提交IRP提案之前，这些开发商还要面临很多因政策发布时间不明确可能带来的风险，例如，在4.5轮投标中，光热发电项目配置的装机量为450MW，但最后的结果截止目前仍尚未发布。
此外，南非国有公用事业公司Eskom延迟了Redstone项目PPA的签署，据报道，这是由于兰特币（南非货币）兑换美元的汇率下跌，成本的增加导致了此份合同迟迟未能签署。
尽管南非的监管制度存在不确定性，但自REIPPPP推出以来，光热项目开发商对这里的兴趣只增不减，并对这里的发展潜力保持乐观态度。
“Engie在南非的光热事业已经发展了九年，我们有意愿继续在该国发展电力项目，”Hoosen说，“因为对我们而言，南非仍然是开发新项目的主战场。”
原标题:南非2020年后将不再开发光热电站？电网能否跟上是关键
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