绿能出疆 | 储能赛道“另类”押注：弃锂电走光热，百亿元资本为何看好？

每经记者：胥帅 每经编辑：毕陆名

目前全球储能市场最火热的赛道是锂离子电池。电化学储能凭借快速响应和成本持续下降，已成为新能源配套储能的“标配”。然而，在新疆哈密——国家“沙戈荒”大型风电光伏基地的核心区，《每日经济新闻》记者在4月下旬实地调研发现，超过百亿元资本却走向了另一条路：抽水蓄能和光热储能。

尤其是光热发电，度电成本高达1.35元，是常规光伏的6倍多，为何还要砸下65亿元？4月下旬，记者实地调研发现，答案并非单纯的经济账。当地电力系统的核心矛盾不是“缺储能容量”，而是“缺稳定、可调度的长时储能”。电化学储能虽快，但难以解决电网对大容量、长周期、高安全性的调峰需求。受访人士表示：“电化学储能转化效率高，但热失控风险不可忽视，且单次放电时长有限。光热虽然贵，但胜在安全、长寿、可调度。”这折射出中国储能产业从“配套思维”向“系统思维”的跃迁——为完善新型电力系统的技术拼图，必须让多条路线并行竞速，哪怕短期成本更高。

抽水蓄能：电网“超级稳定器”

在天山深处，国网新源新疆哈密抽水蓄能电站正在紧张施工。千余名建设者分布在20余个作业面，土建与机电安装同步推进。近期，首台机组蜗壳座环吊装就位，项目计划于2028年投产。

4月23日，记者来到该抽水蓄能电站的上水库，坝体依山而建，轮廓硬朗挺拔，巨大的库盆已初见规模。

抽水蓄能电站正在紧张施工。图片来源：每经记者 胥帅 摄

新疆新能源迈入规模化、集约化、高质量发展新阶段，当前风、光等新能源装机容量占比超全疆总装机的六成，风电、光伏发电出力高度依赖自然环境条件，其发电间歇性、波动性的特点，也对电网平稳调度、稳定运行提出了新的考验。

这座总投资超83亿元的电站，核心价值在于其全面的电网调节能力。建成后，它将具备调峰、调频、调相、储能、系统备用和黑启动六大功能。国网新源新疆哈密抽水蓄能电站机电部主任刘小伟向记者解释，抽水蓄能电站通过“用电低谷抽水、高峰发电”的模式，更具电网调度需要，将电网富余电能转化为水的势能，再将水的势能转化为电能，承担电网“调节器”，有效平抑新能源发电波动，助力提升电网安全稳定运行能力。

抽水蓄能电站施工现场。图片来源：每经记者 胥帅 摄

然而，工程挑战不容小觑。施工区域需穿越库莱断裂带，伴随地下涌水、蚀变岩等不良地质，也就需要用到一些复杂的施工技术。

光热储能仍要降成本

抽蓄需要特定地形和水源，戈壁滩上最宝贵的就是水。另一种自带储能属性的发电形式——光热电站（CSP），正在填补空白。

中能建哈密“光热储”1500兆瓦项目，总投资约65亿元，是全球单期规模最大的“光热+光伏”一体化项目。其中光伏1350兆瓦，光热150兆瓦，配套8小时储热时长。中能建新疆能源发展有限公司副总经理张伟向记者拆解了产业逻辑：不是“光到电”的直接转化，而是“光到热再到电”——先将光能转化为热能并独立储存，再按电网指令释放发电。

记者在现场看到，反射镜如银色海洋，吸热塔矗立戈壁，定日镜追光聚热。熔盐（60%硝酸钠+40%硝酸钾）先由天然气加热至300度，泵至塔顶后，再经反射阳光加热至570度—590度，最后存回热罐。需要发电时，高温熔盐与水换热产生蒸汽，推动汽轮机。张伟解释这一机制是“热电解耦”：常规光伏有光才发、无光即停；而光热系统将热能独立存储，发电时间与规模完全听命于调度。

中能建哈密“光热储”1500兆瓦项目。图片来源：每经记者 胥帅 摄

在白天光伏大发、电网消纳空间受限时，多余的光伏“弃电”可通过熔盐电加热器为光热蓄热；在早晚光伏出力不足时，熔盐放热顶上。这种可调度性正是新型电力系统最稀缺的资源。从转换效率看，光能到热能的转化率约60%，整体发电效率约30%，高于常规光伏的20%—23%。

但光热的最大痛点是成本。目前光热度电成本约1.35元，而常规光伏已降至0.2元左右。新建项目普遍采用“光热+光伏”打包模式——例如三峡新能源哈密项目，以90万千瓦光伏搭配10万千瓦光热。

降本路径主要依赖国产化。在中能建项目中，核心设备国产化率达99%以上，吸热器、汽轮机、熔盐泵、定日镜均为国产。“一台进口熔盐泵的钱，现在能买三台国产泵。”张伟说。与首批国家光热示范项目2.4元的度电成本相比，当前1.35元已下降近44%。聚光集热系统占光热总成本的40%，涉及高端装备与精密控制，随着特种玻璃、高温合金等原材料实现国产规模化，成本仍有下行空间。

“国家发展光热，未来定位是要替代火电的。”一位业内人士向记者透露。传统火电作为基荷电源，其价值在于稳定、可调度。光热储能正好接过了这个角色——不仅零碳，还能提供转动惯量和电压支撑，这是锂电池无法替代的。

预计光热储能整体成本有望保持每年3%至5%的降幅

记者注意到，“光热”一体技术路线之争同样影响产业资金流向。中能建选择了塔式光热：聚焦比高、运行温度近600度、转换效率高，但需要庞大定日镜场和高耸吸热塔，大风天气施工风险大。三峡新能源则押注“线性菲涅尔”技术：反射镜贴近地面，抗风能力更强（最大工作风速20m/s），且无需高塔。该项目制造了26.5万件反射镜，设计点截断效率超90%，光学效率≥58%。业内人士指出，百兆瓦级“线性菲涅尔”技术在国内尚无长期商运先例，真实效率和全生命周期经济表现有待并网后验证。

在极端环境运维方面，两大路线均面临戈壁风沙覆镜的难题。传统水洗方式成本高、效率低。三峡项目引入了20组机器人进行干洗，“在节约用水的同时大幅缩短清洗周期”。

随着2025年—2026年多个超大型光热项目陆续投产，产业链规模效应将进一步释放。受访人士预计，光热储能整体成本有望保持每年3%至5%的降幅。诸如几万元一吨的特种玻璃、高标准钢材等基础原材料，其采购成本有望随产能扩充而大幅下探。

从投资视角看，储能的盈利模型正从“补贴驱动”转向“市场驱动”。光热储能模式依靠“光热+光伏”组合平衡账本，同时期待国产化持续降本。百亿资本同时押注两条路线，既是对新能源刚性调节需求的预期，也是对技术不确定性的一种对冲。

抽水蓄能提供大容量、长周期的调节能力，是电网安全的“压舱石”；光热储能提供快速响应、可调度的清洁电力，是灵活性的“补充翼”。两者互补，共同构成高比例新能源电网的稳定器。国家给新型电力系统定下的目标是“清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能”——抽蓄与光热的双线并行，恰恰在“安全充裕”和“灵活智能”两个维度上同时发力。

当然，风险同样存在：抽蓄面临地质不确定性和6年—8年长建设周期带来的资金沉淀压力；光热面临技术路线分化、实际运行数据缺失以及光伏进一步降价带来的相对竞争力下降。但正如张伟所说：“光伏最大问题就是不能储。我们储完热之后，想什么时候发就什么时候发。”当风电光伏成为主力电源，谁能在时间上搬运绿电，谁就能在新型电力系统中占据核心生态位。而百亿元资本的助推，正在将这个目标从示范工程推向可复制的产业现实。