想要理解南非的电力市场，需要先抛开”转型””改革””脱碳“这些宏大词汇。

我们先来看一组数字，这些数字相互矛盾，却展示了现今南非电力市场最真实的一面：出口电力的同时国内限电；172GW可再生能源排队接入，但最优资源区域可用容量为零；2030年前规划新增38GW发电装机容量，电网扩建需R3900亿（约合1500–1600亿人民币）但资金到位情况是个谜；竞争性批发市场SAWEM定于2026年4月启动，但全国绝大多数市政主体连进场的法律资格都没有。这些问题像齿轮一样互相啮合，拨动其中一个，其他的就跟着联动；卡住其中一个，整组就一起锁死，牵一发而动全身。

R代表兰特，目前人民币对兰特汇率约为：1 CNY ≈ 2.5–2.6 ZAR

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限电停止，可危机远未结束

2023年，南非全国限电262天，削减负荷23187GW。2024年3月之后，几乎不再限电。

表面看是好消息。Eskom能量可用率（EAF）从2023年约51%升到2024年60%，2026年3月更是达到了65.38%。Kusile Unit V（南非在建燃煤电厂第5号机组）新增800MW并网，此前因烟道故障停运的三台机组逐步修复。

不过，如果只看这些数据，很容易忽略另一面的风险。Opera Assessment Report指出，若Matimba、Kendal、Medupi等关键电厂因基础设施恶化损失13000MW，南非可能面临Stage 13限电。水处理厂状况恶化、维护长期不足、集中式管理低效……这一系列结构性问题不会因机组修复而自动消失。

南非的限电（load shedding）采用Stage分级制，每个Stage代表从电网中强制切除的负荷量级。南非历史上实际经历过的最高限电级别是Stage 8（2023年危机期间）。官方分级体系最初设计时，最高也只到Stage 8。

需求的持续下降是限电停止的另一个原因。工商业与家庭大规模安装屋顶光伏，全国屋顶太阳能从2022年7月2.5GW增至2024年12月6.2GW，SSEG注册量增长474%。也就是说，为了应对彼时的限电，用户没有等Eskom恢复供电，而是直接脱离电网，采取了自救措施。需求收缩反过来”缓解”了电网压力，从另一个角度来看，需求下降反而掩盖了供给不足的真相。

限电停止的根因究竟是什么？如果主要是用户逃逸而非供给改善，Eskom的财务模型还能撑多久？

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电网装不下 172GW 的并网队列

根据NTCSA 2024年电网调查数据，南非私人部门可再生能源管道从2022年63GW暴增至2024年172GW，其中太阳能占比44%、风电28%、储能27%。可是同期GCCA显示，资源最优的区域偏偏没有电网空间：

NTCSA – National Transmission Company of South Africa：南非国家输电公司

GCCA – Generation Connection Capacity Assessment：发电接入容量评估

172GW管道中，45%处于”高级开发阶段”，仅7%提交电网申请。但即便明天就给所有排队项目接入许可，南非现今的输电线路远未具备可支撑的能力。NTCSA过去十年只建了约2250km输电线路，未来十年需要约14500km。在理想情况下，建设速度需提升500-700%才能满足目标承接容量。

政府推出ITP计划，试图以BOT/BOOT模式引入私人资本建设上述线路。但是第一阶段仅1164km，面对172GW的接入需求，这一规模可以说是杯水车薪。

当最优资源区域与最差电网条件高度重合时，留给开发商的说到底是答案模糊的选择题：是转向低资源区域换取接入确定性，还是继续等待？

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38GW目标与资金缺口

政府Energy Action Plan设定2024-2030年间新增38GW发电容量，2026年单年峰值8.6GW。同期IRP Horizon One规划约29GW，两份官方文件之间就存在近10GW的缺口。

上述新增发电量计划不一致只是问题的一半，输电侧投资需求带来了问题的另一半：TDP十年需R3900亿，目前年均建设速度约300km/年，要达成容量目标则需以2300km/年的建设速度追赶。Eskom债务峰值达 R4240亿，政府纾困包为 R2540亿、分三年拨付。市政欠Eskom超 R1000亿，其中 R622亿可能核销，少于12个市政能满足基本信用或流动性基准。

这意味着，即便发电项目能筹到资金（私人PPA市场预计2030年吸引 R1320亿），电网扩建的钱和速度仍是硬性制约。没有输电配套，新增装机只是”纸上富贵”。

38GW的发电目标与 R3900亿的电网投资，哪一个更现实？如果电网跟不上，建新增装机难免沦为搁浅资产。

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SAWEM启动，参与者却无资格：一场无运动员的比赛

SAWEM（南非批发电力市场）定于2026年4月启动全市场运行，简单来说，这是一个混合”净池”市场：日前市场每小时出清系统边际价格（SMP），日内市场每6小时拍卖一次，平衡机制由系统运营者实时调度。

制度设计层面，SAWEM有一些有趣的特征：能量与备用产品在同一出清过程中联合优化，过渡期不平衡结算暂定为SMP±5%。

可市场启动不等于市场有效，有几项关键问题仍然悬而未决：

• Eskom的vesting contracts（暂时译为“过渡性锁定合约”，是南非从“垂直一体化”向市场化过渡时的金融安排）结构和估值尚未公布，这将直接决定煤电在竞争性市场中的地位。

• 既有IPP合同（包括REIPPPP的BW1-BW7）将转移至中央采购代理（CPA），差价通过既有合同差价回收费（即Legacy Charge）回收，但是回收机制的具体设计仍待NERSA年度审批。

• 市政参与被MFMA锁死：市政财政管理法（MFMA）将SAWEM采购视为”违规及未经授权的支出”，参与者可能面临个人刑事责任。在MFMA修订之前，全国绝大多数市政无法直接参与。

• 影子市场测试计划在2025年末-2026年初进行，可是具体行动时间表存在延迟风险，正式启动或可推迟到2027年。

一个市场在法律框架、参与者资格、核心合同条款等等都未完全确定的情况下启动，它的有效性将面临怎样的考验？

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碳中和与煤电现实

在南非的能源供给结构中，煤电占发电量约85%，装机容量约40GW。2019年IRP原规划2030年前退役10.5GW煤电，但实际执行效果不佳。2024年IRP更新草案中，2030年煤电装机仍比2019年规划多7GW。

与此同时，新建机组Medupi和Kusile（合计约4800MW）虽然经历了严重建设延误与故障，仍在逐步投运。Kusile 5号机组于2024年6月并网新增800MW，Medupi 4号机组预计2025年重新投运（720MW）。就是说，一边要退役旧机组，一边新煤电刚建好。旧机组退役与新机组投运同步推进，碳中和遥遥无期。

碳税框架升级将进一步推高煤电成本，进而影响SMP。碳税传导过快，Eskom可能无法承受；传导过慢，转型信号又不足。

在煤电仍占系统主导地位的条件下，碳中和目标究竟是时间表问题，还是物理可能性问题？

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区域出口与国内短缺并存

2024年，南非出口电力$8亿，进口$3.53亿，净顺差$4.47亿。出口目的地主要为SADC邻国：莫桑比克（$2.54亿）、赞比亚（$1.08亿）、纳米比亚（$1.03亿）、博茨瓦纳（$1.03亿）。进口99.97%来自莫桑比克，几乎全部为Cahora Bassa水电站的2075MW电力，通过1400km HVDC线路输送。

南非在与邻国共享电力资源的同时，国内仍在限电（或刚刚从限电中恢复）。出口电力的驱动力来自SAPP（南部非洲电力池）互联协议与长期双边PPA的约束，而非系统富余。SAWEM启动后，市场运营商将代表所有市场参与者构建净出口曲线提交入SAPP市场，跨境交易从政府间协议转向市场驱动。但是互联线路可用传输容量能支撑多少新增交易量，仍是未知数。

当国内市场尚未平衡时，区域市场承诺会带来额外的物理限制，还是额外的收入来源？

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是结束，也是开始

以上六个问题不是孤立存在的。它们彼此交织，相互牵制。

当工商业和家庭大规模转向自发自用，Eskom的售电量和收入同步下滑，电网投资能力随之削弱，172 GW的可再生能源管道因此更难获得接入。电网扩建越是缓慢，市政和用户越缺乏信心，分布式光伏的逃离循环就越深。与此同时，SAWEM启动将煤电推向竞争性市场，碳税框架又持续推高其发电成本。煤电退出速度加快，系统可靠性风险随之累积；可煤电退得太慢，碳中和目标又遥不可及。所有冲突最终都指向现实的问题：钱从哪来，时间够不够。

一篇文章没有办法带你了解南非电力市场的全貌，不过，一个系列或许可以。五万字+的篇幅，一篇一个切入口，我们一起走进这个资源丰富、结构失衡、发展受限的南半球国家的电力市场。

这个系列没有宏大叙事，没有”南非应该……”，只有具体的数据、具体的事件，和它们背后的机制逻辑。数据显示了什么，制度设计意味着什么，市场参与者实际上面临什么样的选择空间，是这个系列关心的事。

这个系列会按以下结构展开：

— 入门篇：呈现数字背后”在发生什么”。

— 基础篇：解释”为什么是这样”，制度是如何发展的。

— 中级篇：分析市场参与者的实际决策、定价与交易逻辑。

— 进阶篇：在现有数据和制度条件下，推演”接下来可能怎样”。

对这个系列感兴趣的读者，可以蹲一个后续更新。

下一篇，从2023年那场262天的限电开始讲起

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主要参考数据来源：Eskom, NTCSA, Nedbank, NERSA，DMRE / DEE，SAPP，OEC World

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