美华头条7月12日综合报道，中国三峡集团7月9日发布消息称，位于新疆哈密戈壁地区的100万千瓦“光热+光伏”一体化综合能源示范项目，已于7月7日转入商业试运行。项目由90万千瓦光伏电站和10万千瓦线性菲涅尔式熔盐光热电站组成，利用高温熔盐储存白天获得的太阳热能，在日落或光照不足后继续发电。

项目位于新疆哈密市伊州区西山乡，总投资约36亿元，占地约1817公顷，是新疆第二批市场化并网重点新能源项目之一。三峡集团将其称为目前中国规模最大的线性菲涅尔式光热综合能源示范项目。

此次转入商业试运行，意味着项目完成主要建设、并网和涉网性能试验后，开始在实际电网调度环境中检验发电稳定性、储热效率、设备可靠性及运行成本。项目是否能够长期达到设计指标，仍需完整年度及更长周期的运行数据验证。

光伏与光热按9比1配置

哈密项目采用光伏与光热协同运行模式。90万千瓦光伏电站承担主要发电任务，10万千瓦光热机组则兼具发电和储能功能。

光热部分设置约26万块自动追踪反射镜，总集热面积约80万平方米。镜面随太阳位置调整角度，将阳光集中到吸热系统，加热其中的熔盐。高温熔盐进入储罐保存，需要发电时再释放热量，加热水产生蒸汽，推动汽轮发电机运行。

项目配套约8小时高温熔盐储热系统。白天光照充足时，光伏电站向电网输送电力，光热系统可同步聚光储热；傍晚、夜间或阴天光伏出力下降时，储存的热量被转换为电力，从而降低太阳能发电随昼夜和天气变化产生的波动。

需要明确的是，项目100万千瓦总装机包括90万千瓦光伏和10万千瓦光热。日落后依靠熔盐储热继续运行的主要是10万千瓦光热机组，并不意味着整座电站能够在夜间维持100万千瓦输出。

商业试运行检验多系统协同能力

三峡集团项目负责人牛建乐表示，熔盐光热储能具有容量较大、持续时间较长等特点，线性菲涅尔技术则着重在建设成本、工程结构和实际运行能力之间取得平衡。

与传统光伏电站相比，光热项目需要同时协调镜场追踪、熔盐循环、热量交换、蒸汽发电和电网控制等多个系统。项目建设方称，由于国内同等规模的线性菲涅尔项目运行经验有限，前期调试涉及不同负荷下的稳定出力、熔盐系统长周期运行及电网适应性等多项试验。

哈密项目此前已完成光伏部分并网，并逐步开展光热机组调试。转入商业试运行后，项目运行将更多受到日照变化、电力需求和调度指令影响，设备性能也将从工程测试转向实际运营检验。

建设方下一步将对并网、试运行和商业运行准备过程进行总结，形成标准化操作和维护方案，为其他光热综合能源项目提供参考。

设计年发电量超过20亿千瓦时

按照地方政府此前公布的设计指标，项目全面运行后预计年发电量约20.67亿千瓦时，测算每年可减少约163万吨二氧化碳排放。光热机组设计年等效利用小时数约1450小时，光伏部分约1778小时。

上述发电量和减排数字属于设计测算结果，并非项目完成一个完整商业运行年度后形成的实际数据。最终发电水平将受到太阳辐射、沙尘天气、镜面清洁程度、设备停机时间、储热损耗和电网调度等因素影响。

项目进入商业试运行后的年度发电量、机组可用率和夜间出力，将成为判断其是否达到预期目标的重要依据。

光热储能瞄准晚间调节需求

随着光伏装机规模扩大，部分电力系统面临日间发电集中、傍晚光伏出力快速下降的问题。光热储能的主要作用，是将部分白天获得的太阳能以热能形式保存，并根据电网需要转移到晚间使用。

国家能源主管部门将光热发电定位为兼具长时储能和调峰电源功能的技术，认为其可以为电力系统提供持续数小时的调节能力，并通过汽轮发电设备提供一定的电网支撑。

与锂电池相比，熔盐储热不直接储存电力，而是储存高温热能。电池系统具有响应速度快、部署灵活和建设周期较短等特点；光热系统则更适合与汽轮机结合，承担持续时间较长的发电和调节任务。

两种技术并非完全相互替代。未来大型新能源基地可能根据电网需求，同时配置电池、光热储能、抽水蓄能或其他调节资源。具体选择取决于储能时长、建设成本、设备寿命、土地条件和电力市场规则。

初始投资和市场竞争力仍受关注

国家能源局公布的信息显示，中国光热电站单位千瓦建设成本已由约10年前的3万元下降至约1.5万元，度电成本降至每千瓦时0.6元上下。但主管部门同时指出，光热行业仍面临初始投资较大、市场竞争能力偏弱、系统调节价值未能充分体现等问题。

哈密项目由大面积反射镜场、吸热装置、熔盐储罐、蒸汽系统和汽轮发电机等设施构成，系统复杂程度和维护环节多于普通光伏电站。戈壁地区的风沙还可能降低光伏组件及反射镜效率，增加清洗、巡检和维护需求。

熔盐系统需要维持适当温度，避免低温凝固影响管道和设备运行。高温环境也会对材料、保温、密封及防腐性能提出要求。这些因素将直接影响项目的设备可用率和全寿命成本。

哈密项目目前尚未公布经过长期运营核算的实际度电成本。其商业价值不仅取决于发电量，还取决于电力市场是否对晚间供电、调峰和电网支撑能力给予相应补偿。

输电和电网消纳影响项目效益

哈密太阳能资源丰富、土地相对开阔，是中国“沙戈荒”大型新能源基地的重要建设区域。当地新能源电力除满足区域需求外，还需要通过跨区域输电通道送往其他省市。

截至2026年3月底，哈密市并网电力总装机超过5000万千瓦，其中新能源装机超过3800万千瓦，占比超过74%。随着风电和光伏装机继续增加，电网对储能、调峰和稳定外送能力的需求也在上升。

光热机组能够在光伏出力降低时提供相对稳定的电力，有助于改善新能源外送曲线。但项目能否提高整体利用率，还取决于输电通道容量、跨区域电力交易、用电需求和调度安排。

如果新能源建设速度超过输电和市场消纳能力，即使发电设施具备储能功能，仍可能面临利用小时不足等问题。因此，哈密项目的运行效果不仅取决于电站本身，也与区域电力系统建设密切相关。

荒漠生态影响需要长期监测

大型光伏设施对戈壁生态环境的影响同样受到关注。针对中国西北多个荒漠光伏电站的研究显示，光伏板遮阴可能在部分干旱地区降低地表温度、减少水分蒸发，并改变局部土壤湿度和植被生长条件。

相关研究同时指出，光伏设施形成的降温范围和强度受到季节、气候、地形、组件布局和电站规模影响。在植被较多或气候较湿润的地区，光伏设施可能产生不同的地表温度变化。

目前有关研究涉及多座荒漠光伏电站，并不能直接证明哈密项目已经形成相同生态效果。大规模工程还可能改变地表径流、土地结构和野生动物活动空间，设备清洗用水也需要纳入环境评估。

哈密项目的生态影响需要通过长期监测植被覆盖率、土壤湿度、地表温度、生物多样性和用水情况加以判断。新能源开发能否与荒漠治理形成协同效应，取决于具体项目设计和持续管理，不能仅依据装机规模作出结论。

运行数据将决定推广范围

中国国家发展改革委和国家能源局提出，到2030年，全国光热发电总装机规模力争达到1500万千瓦左右，并支持在具备条件的“沙戈荒”大型新能源基地合理配置光热电站。

哈密项目转入商业试运行，为百兆瓦级线性菲涅尔光热技术提供了新的工程应用场景。建设方认为，该模式能够提高光伏发电的稳定性和可调度性，并为后续同类项目积累运行经验。

与此同时，项目的建设成本、实际热电转换效率、沙尘环境下的维护支出，以及光热储能与电池储能之间的经济性差异，仍需通过长期运营加以检验。

项目进入商业试运行后，年度发电量、储热效率、设备故障率、运营成本、用水水平和电力市场收入，将成为评估这一模式能否在其他大型新能源基地推广的主要指标。