时光匆匆，蓦然回首，2024年已经逝去。

2024年，三大光热电站并网投运，贡献新增并网装机250MW；内蒙古、青海等地积极探索项目开发新模式……此刻，请跟随CSPPLAZA的视角，全面观察2024年的光热发电产业。

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一系列光热发电支持政策接踵发布

3月18日，国家能源局发布《2024年能源工作指导意见》指出，稳步推进大型风电光伏基地建设，有序推动项目建成投产。做好全国光热发电规划布局，持续推动光热发电规模化发展。

8月6日，国家发改委、国家能源局、国家数据局在《加快构建新型电力系统行动方案(2024-2027年)》中指出，探索光热发电与风电、光伏发电联营的绿电稳定供应式。

11月8日，十四届全国人大常委会第十二次会议表决通过《中华人民共和国能源法》。其中第二十五条指出，国家推进风能、太阳能开发利用，坚持集中式与分布式并举，加快风电和光伏发电基地建设，支持分布式风电和光伏发电就近开发利用，合理有序开发海上风电，积极发展光热发电。

更多相关政策请见：年终盘点|2024年光热发电行业新政一览

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新增光热发电并网装机250MW

2024年，三大项目并网投运，贡献新增并网装机250MW。分别是：中核玉门“光热+”示范项目10万千瓦光热储能项目、阿克塞汇东光热+光伏项目、西藏扎布耶源网荷储一体化综合能源站光热项目。

9月20日，中核集团新华发电玉门“光热+”示范项目10万千瓦光热储能项目顺利并网发电，标志着国内首个“光热储能+光伏+风电”项目实现全容量投产。该项目总装机700MW，包括10万千瓦光热储能发电项目、40万千瓦光伏发电项目、20万千瓦风电项目和1座330kV汇集站。其中，10万千瓦光热储能项目集热面积达130万平方米，配置8小时熔盐储热系统。

11月29日，国投阿克塞汇东光热+光伏项目全容量并网发电。该项目总装机750MW，其中包括110MW塔式熔盐光热电站，640MW光伏。

12月31日，西藏扎布耶离网型源网荷储一体化综合能源站光热发电系统成功并网发电，标志着全球海拔最高（4500米）、采用槽式光热发电系统作为主电源的孤网运行综合能源站进入试运行阶段。

该项目为可再生能源孤网系统，由电源（光热+光伏）、负荷（电、蒸汽）、储能（储热+电化学储能）、变配电和控制系统构成的热电综合能源系统，包含光热系统40MW，光伏系统容量35MW（交流侧），电化学储能20MW/40MWh，主要为扎布耶碳酸锂厂提供孤网运行、电网应急、综合能源等一揽子调度运行方案。

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在建项目稳步推进，总装机约3GW

2024年，多个在建光热项目稳步推进建设中，总装机约3GW，这些项目最晚或将于2026年内建成。

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已投运光热电站运行表现持续向好

截至2024年12月31日24时，青海中控德令哈50MW光热电站2024全年累计发电量达1.402亿kWh，连续三年成功完成发电量目标，以优异的成绩顺利收官2024年。

2024年，中广核德令哈50MW光热示范电站完成上网电量1.41亿千瓦时，再创新高。2024年内该电站单日上网电量突破114万kWh，单月上网电量达1892万kWh，年度等效利用小时数达到2824h。

另外，已投运的首航敦煌100MW塔式光热电站、乌拉特中旗100MW槽式光热电站、青海共和50MW塔式光热电站、中国能建哈密50MW塔式光热电站在2024年的运行表现均在向好发展。

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内蒙古光热与风电光伏一体化项目启动申报

12月4日，内蒙古自治区能源局对外发布《关于光热与风电光伏一体化项目申报的预通知》。通知指出，为推动光热发电与风电光伏一体化可持续发展，合理有序推进项目建设，各盟市能源主管部门需根据本地区实际，按照此前发布的《征求意见稿》，组织具备条件的地区和企业，抓紧编制一体化项目申报初步方案，并填报项目申报汇总表，于2024年12月11日前报送自治区能源局。

通知下发后，一大批项目积极申报。2025年，相关项目将开始落地。

此前的8月11日，内蒙古自治区能源局发布《光热发电与风电光伏发电一体化系统项目实施细则（征求意见稿）》。根据文件，光热发电与风电光伏一体化系统，光热发电、风电、光伏发电装机规模按照1:2:0或1:1.5:1或1:1:2（风光：光热=2~3:1）三种方案进行配比，项目业主可根据实际自行选择。

其中，光热发电装机规模原则上不低于20万千瓦，光热发电储热时长和镜场面积根据风电光伏调节需求确定（原则上储热时长不小于6小时，镜场面积不少于8平方米/千瓦）。可通过补燃方式提高光热发电出力能力，补燃发电量不高于一体化系统总发电量的10%，碳排放标准不高于100克二氧化碳当量/千瓦时。

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青海探索独立型光热发电项目开发新模式

12月31日，青海省发展和改革委员会发布《关于青海省光热发电上网电价政策的通知》。通知指出，2024年至2028年年底，经青海省级发展改革、能源主管部门评审认定，纳入全省年度光热发电示范（试点）开发计划，履行基本建设程序并单独建设的光热发电项目，自投入商业运营之日起，上网电价按每千瓦时0.55元（含税）执行。上述光热项目不参与电力市场化交易。

此前的11月5日，青海省2024年光热发电示范（试点）项目入选结果公布，共有三家单位申报的3个光热发电示范（试点）项目入围，分别是浙江中光新能源科技有限公司、中广核风电有限公司、浙江可胜技术股份有限公司。在上述电价政策推动下，这三个项目将于2025年9月底前开工建设。

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新增400MW光热！电价0.341元/度！西藏2024年电力保供项目竞配完成

2024年上半年，西藏发布了《西藏自治区2024年今冬明春电力保供方案》，针对电力供需，西藏将新建新能源3GW。着眼2025、2026年电力保供工作，2025年将建成风电1.2GW+构网型储能240MW/960MWh，力争建成光热发电项目400MW。

《方案》发布后，西藏阿里、拉萨、那曲、日喀则市、山南市五地积极响应，相继发布项目竞争性配置公告，共计3.02GW风电、光伏、光热项目参与竞配，其中光热0.4GW。

按照2023年11月西藏自治区人民政府办公厅印发的《关于进一步优化调整全区上网电价和销售电价引导降低社会用电成本的通知》，对根据国家政策规定，平价上网的风力发电、地热发电、太阳能热发电以及光伏配套储能等其他新能源发电项目，执行上网电价0.341元/千瓦时。

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7个项目投产，熔盐储能（非光热）市场加速发展

2024年，熔盐储热技术在多个领域的商业化发展显著加速，共有7个项目建成投产，应用场景覆盖火电灵活性改造、余热利用、综合能源等相关领域。

其中，6月30日投产的济宁华源热电熔盐储能项目，是我国首台套“汽电”联合加热熔盐储能项目，填补了我国“蒸汽+电加热熔盐”辅助煤电调峰调频、热电解耦的技术空白。项目熔盐汽电联合加热功率50MW，储能容量100MWh，额定产汽量为75吨/小时。

12月9日，全国首例熔盐储热耦合百万机组、四机联调汽水电控调频调峰示范项目——华能海门电厂“基于熔盐储热的调频调峰安全供热综合提升示范项目”建成投产，标志着我国在兆瓦级6千伏高电压直驱熔盐电热装备创新，以及多电压等级熔盐电热设备综合利用上实现新突破，并且首次实现了国内熔盐成套装备控制（华能睿渥）全国产化运行。该项目熔盐电加热功率60MW，储能容量120MWh，额定产汽量90吨/小时。

12月28日，国能龙山600MW机组“抽汽蓄能+高温熔盐储能”储热调峰项目成功完成储放热全流程联合试运。该项目是全国首个采用多汽源抽汽-配汽调控技术，同时抽取火电机组主、再热蒸汽进行熔盐储热的新型储能项目，储热容量730MWh，对外供汽参数为压力3.35~4.35Mpa，温度320~325℃，流量188t/h。项目建成后，机组调峰能力将在现有基础上增加100MW，至机组额定负荷9%，时长不低于4小时，顶峰能力增加47MW，时长不低于6小时。

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光热发电技术创新再上新台阶

8月22日，从中国科学院电工研究所获悉，经过5年的技术攻关、工程建设，首座超临界二氧化碳光热发电机组研制成功。第三方测试结果表明，该发电机组发电功率、热工转换效率等各项指标，全面达到项目任务书要求。

该项目突破了太阳能高温颗粒吸热、流化床颗粒/二氧化碳换热、200千瓦级超临界二氧化碳发电机组等核心装备设计制造等难题，在全球范围内率先实现包括高焦比聚光场、颗粒吸热器、颗粒/超临界二氧化碳换热器、超临界二氧化碳压缩机透平机组和高速电机在内的超临界二氧化碳太阳能热发电系统运行。

常州龙腾光热科技股份有限公司历时4年研发新一代高效低成本的龙腾RT86大槽集热器，开口宽度8.6m，采用国际最先进的空间框架结构，拥有完全自主的专利技术，实现了国产化槽式集热装备的更新迭代。2024年，龙腾光热位于内蒙古巴彦淖尔龙腾光热储能科技创新园的新一代高效低成本槽式聚光集热示范项目推进建设，将对高温熔盐集热管、新型反射镜技术、国产化柔性连接解决方案、二元与三元熔盐等各种技术进行工程化示范和验证。

2024年1月，中广核大开口熔盐介质槽式集热器系统完成试制，于4月15日在槽式集热器太阳法向辐射跟踪平台完成组装，并开展联合调试。其集热器开口为8.62米，集热温度550℃，是目前国内最大的使用熔盐介质的槽式集热器。目前，中广核新能源大开口熔盐槽式集热器研发熔盐槽式试验回路正在建设中。

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单机装机扩大到350MW，推动成本进一步下降

11月5日，青海省2024年光热发电示范（试点）项目入选结果公布，浙江可胜技术股份有限公司申报的格尔木350MW光热项目入围，该项目装机规模350MW，配置10小时熔盐储能系统，将采用“三塔一机”技术方案，镜场面积约300万平方米。

目前在建的三峡恒基能脉瓜州70万千瓦“光热储能+”项目中的100MW光热电站采用两塔一机方案，“三塔一机”方案将是对塔式项目单机大规模开发的全球首创性尝试，其将进一步发挥规模化效益，降低成本。在青海省给予该项目上网电价每千瓦时0.55元（含税）的背景下，该项目要实现预期的收益率，成本必须在当前市场成本的基础上进一步降低，“三塔一机”方案是从技术层面降本的关键措施。