目前，在全球一些天然气价格相对昂贵的地方，光热发电行业正在上演涅槃重生的好戏。
诚然，美国天然气非常廉价，但这只是一个例外。在世界上的大部分区域，天然气价格还是比较昂贵的。因此，在阳光普照的非洲，配置廉价储能系统的光热发电项目目前看来极具竞争力。
事实上，当光热项目配置储热系统，具有较高的容量因子，作为一种可以实现调峰的可再生能源时，其可以直接与天然气抗衡。目前，尽管槽式技术仍是更受欢迎和比较成熟的光热发电技术路线，但熔盐塔式光热发电系统的性价比更高。配置储热系统后光热电站可以实现日夜不间断运行，且寿命可长达三十年之久，而且在电站停运的情况下，系统仍可以持续保温两个月左右。
由于非洲以及中东北非地区天然气昂贵，其光热市场正日益兴旺，蓬勃发展。
目前，摩洛哥已着手执行其到2020年实现将近2GW光热发电装机的发展目标，这个数字是目前美国总光热发电装机的两倍左右。同时，纳米比亚也已发布一份征求意见书，考虑开发光热发电并使其未来满足本国电力需要的20%左右。此外，埃及和阿尔及利亚也有了一些光热混合电站。而所需能源几乎全部依赖进口天然气的南非则正在本国可再生能源独立电力生产采购计划(REIPPPP)的实施过程中稳步发展光热发电，截止目前光热发电并网规模已达200MW，而且未来还将开发更多光热电站。
这些市场当中，储热是必要条件，以此代替进口价格昂贵的天然气。摩洛哥给日落后的太阳能发电提供15%的补贴，纳米比亚发布的征求意见书中也要求配置8小时储热系统，而南非则直接规定储热型光热电站在下午四点半到晚上九点半的晚高峰用电时段内将享受基准电价2.7倍的额外补贴。
事实上，因为经济快速发展、淘汰破旧燃煤电厂和提高人民生活环境质量方面的需要，上述国家都急需额外电力。
首先来看电力需求长期无法满足的南非，到2030年该国发电装机量必须翻一倍才能满足需求。同时，按照南非政府的计划，届时可再生能源发电装机量需占总发电装机规模的42%左右，达到近18GW。正是基于上述可再生能源发展的长远目标，南非政府才希望给予储能型光热电站特殊的补贴来促进行业的发展。
与拥有丰富且廉价的天然气做后备资源的美国不同的是，南非并没有寄希望通过发展蓄电池来储存能量。目前，美国最大的蓄电池——位于加州Tehachapi的蓄电池系统每天可供应32MWh电能，但它的寿命周期仅为三到五年。
相比之下，南非开发的前五个光热项目所配置的储热系统每天可提供2500MWh电能，而且连续运行寿命可长达30年。
Greenpeace和SolarPaces最近发布的一篇报告称，在乐观的发展条件下，到2050年全球光热电站将提供总电力需求的12%。
SolarPACES部长Christoph Richter表示：“在过去5到10年的时间里，光伏行业得到了巨大的发展，而目前光热发电行业尚处在发展的初级阶段，因此我们预计未来光热发电成本将大大下降。”
市场稳定对行业发展极其重要
Richter在掀起光热行业发展第一波浪潮的西班牙工作。在曾经的短短四年内，西班牙光热发电就发展至发电量占电网总接收电量的2%，但随着西班牙违背了其原定的FIT电价政策之后，就再没有开发新的光热电站。
Richter表示：“最初西班牙发展光热发电行业的政策环境很好，但并不稳定。经济危机发生后，政府的支持力度大大削减，这对于非常依赖工业发展的光热发电行业非常不利。”
而南非看起来更可能会严格执行既定的补贴政策，该国光热发电项目多由众多利益相关者组成的财团共同开发。南非一系列稳步推进的投标轮次中都有明确的装机要求，因为开发者的专业性是项目进一步开发的必要条件，所以每一个项目在投标前都可以确定其可实现性并预测其获得通过核准的可能性。
SolarReserve首席执行官Kevin Smith表示：“为了在南非光热项目招标中胜出，你需要对所属已获核准项目的股权债权问题有百分之百的信心。目前我们在南非所参与的光热项目的融资总额已近40亿美元。”
事实上，SolarReserve目前在南非拟开发的光热项目总装机已经超额。除了在第三轮投标中中标的配置12小时储热系统的Redstone塔式项目，SolarReserve还联合法国ENGIE能源集团(其前身是法国天然气苏伊士集团)投标了今年进行的第四轮招标B段的七个备选光热发电项目中的三个，项目装机规模均为150MW。
国际融资机构积极参与
目前，诸如世界银行、海外私人投资公司以及美国进出口银行等国际融资机构均会优先考虑推动非洲的可再生能源发展。
Smith表示：“有很多人对在非洲投资很感兴趣。对他们来说，关键是要找到好项目;我们和国际金融公司以及海外私人投资公司都建立了良好的关系。”
Gigawatt Global公司的首席运营官Weldon Turner同意Smith的说法，他认为，在非洲国家，如果开发商拥有一个财务状况良好的项目，就有很多投资商会追着项目跑，而不需要项目方追着投资机构寻求融资。
中东北非地区最大的能源进口国当属摩洛哥，该国所需的化石燃料主要依靠进口。该国计划到2020年，太阳能发电量占总电力需求的42%。
不久之前，摩洛哥宣布投运了位于Ouarzazate、Noor混合发电园区的首个160MW的光热电站，该园区预计到2020年建设完工，总装机将达600MW。同时，Noor发电园区只是摩洛哥计划开发的2GW太阳能发电项目中的一部分。
目前，项目中标联合体的牵头方ACWA电力集团已经开建NoorII和NoorIII。此外，摩洛哥一月份发布的新的征求建议书计划开发另一个装机400MW的混合太阳能发电园区，包括光伏电站和储热型光热电站。
摩洛哥从世界银行、气候投资基金会的清洁技术基金、非洲发展银行以及欧洲融资机构等机构一共给位于Ouarzazate的Noor混合电站融资了30亿美元。一旦该项目完工，摩洛哥将拥有并运营该项目。
在这些国家，相比更昂贵的进口化石燃料，光热不仅被视为一项套期保值的投资，同时也是一项能推动工业发展的任重而道远的事业。
Richter表示：“摩洛哥所需能源主要依赖进口，并因此给该国带来了巨大的经济压力，特别是当石油价格很高的时候。所以他们把探索的目光逐渐转移到自身拥有的丰富的太阳能和风能，同时他们清楚地意识到可再生能源项目的开发将会给摩洛哥创造很多的工作机会。”
同样依赖能源进口，另一个跟摩洛哥这种走国际融资路线相似的国家就是纳米比亚。在纳米比亚电力公司NamPower财务状况稳定的前提下，该国工程师最终选择开发光热发电项目来满足该国电力总需求的五分之一。经过认真调研后，纳米比亚递交了一份开发装机200MW储热8小时的光热项目征求建议书，并认为这将是能满足该国200万人民能源需求的最佳方案。
从繁荣到萧条的周期性循环
1979 年，美国受到第二次油价冲击，在联邦政府的支持下，光热应运而生。ITC政策(联邦税收抵免政策)激励了来自LUZ公司的、富有远见的梦想家Arnold Goldman去开发光热槽式项目SEGS，最终该公司建设了9座小规模槽式电站，总装机354MW。后来，石油价格下降，税收抵免又受到削减，导致 LUZ公司逐步走向破产，美国光热行业也陷入暂时的低谷。
接下来，从2004年开始，西班牙通过补贴政策鼓励光热发展，但随后又调整了原定的电价补贴政策，太阳能行业随之搁浅，留下了一个巨大的太阳能工业产业和已经并网装机的总规模达2.3GW的光热发电项目。
而美国第二轮光热发电热潮的兴起得益于奥巴马推出的新增1.4GW装机计划的驱动。
以下两个项目由Luz公司的继承者开发：NextEra能源公司收购了9个SEGS系列光热电站中的绝大多数，并从中获得丰富经验，如今他们正运营着位于加利福尼亚、装机250MW的Genesis槽式电站。此外，参与SEGS电站开发的部分工程师重组成立了BrightSource公司，并转换了技术路线，最终建设了采用塔式水工质技术路线、装机390MW的Ivanpah项目。
此外，Abengoa公司也开发了两个槽式项目，总装机560MW，一个是位于加利福尼亚州的Mojave项目，另一个是位于亚利桑那州、配置储热系统的Solana项目。与此同时，SolarReserve公司在内华达州建设了全球第一个大规模塔式熔盐光热电站——装机110MW的 CrescentDunes。
但是还有很多项目都没有得到明确的核准。到2013年，由于投资者担心建设周期3年左右的光热电站不能在ITC政策到期前完成投运，导致许多项目方转向观望，历时四年的美国第二轮光热发电热潮也宣告结束。
但是，这种断断续续的行业发展进程同时也减缓了行业提高的进程，使成本下降更加困难。尽管如此，通过上述仅有的五个项目，光热发电每千瓦时的价格还是从19.7美分降到13.5美分。
相比之下，南非政策的确定性促使光热发电成本价格迅速下降。2015年，Redstone项目的中标电价为12.5美分/KWh，仅为REIPPPP计划第一轮首个光热项目——Abengoa开发的Kaxu Solar One项目的投标电价32美分/KWh的三分之一左右。此外，去年在智利Atacama光热项目的投标过程中，Abengoa报出了截止目前最低的光热投标电价，仅为11.5美分/KWh，该价格仅是他们在西班牙投标的第一个光热发电项目——Helioenergy1项目投标电价的三分之一。
目前看来，凭着全球可靠的金融支持以及稳定的激励政策，非洲光热市场所带来的光热行业复兴最有可能实现绿色和平组织的预言。
