光热与抽水蓄能：西部长时储能的两条路

资本成长学堂 · 道纳出品

这两类项目，常被放在同一个词下面：长时储能。

我们在第 143 期讲过电站旁边的那块电池。电化学储能的强项是快：响应快、建得快，常见的是两小时、四小时。可电力系统还有另一类需求：傍晚太阳落山之后的大半夜，连续阴天的几天，冬季风小的时段。这些缺口一缺就是好几个小时甚至更久，靠两小时的电池顶不住，于是有了「长时」这个说法。

在西部，长时储能最常被拿出来比较的，是光热发电和抽水蓄能。这一篇讲它们各自的原理、选址条件、钱怎么回来，再用一组全部假设的数字，把两种项目的度电成本放在一起算一遍。先说结论：这两样东西不能直接比价，它们回答的是两个不同的问题。

光热发电，是先把阳光变成热，再用热去发电。镜子把阳光聚到吸热器上，加热传热介质（常见的是熔融盐），热盐存进保温罐里；需要发电的时候，用热盐去烧蒸汽，推动汽轮机。常见的技术路线有塔式、槽式和线性菲涅尔式，西部新建的项目里塔式较多。

它的关键在于：储能和发电是一体的。 白天收集的热，可以留到晚上用，储热时长常见设计在几个小时到十几个小时之间。它不需要从电网充电，自己就是电源。

抽水蓄能，是用电把水从下水库抽到上水库，需要的时候再放下来发电。它本身不产生电能，只是把电从一个时段搬到另一个时段，一抽一放之间，大约会损失四分之一的电量（综合效率常见在七成五上下）。

它的关键在于：它是一个纯粹的「搬运工」。 规模大，单站常见在百万千瓦级，连续满发的时长一般在五到八小时，寿命很长，大坝和地下厂房可以用上几十年。

两类项目都很「挑地」，但挑的东西不一样。

光热看的是直射光，不是总辐射。 光伏能用散射光，阴天也能发一点；光热的镜子只能聚焦直射过来的光，所以看的是「法向直接辐射」这个指标。西北的高原、戈壁，晴天多、大气透明度高，是国内条件最好的地方。看一个光热项目，可以先翻三样东西：

抽水蓄能看的是水头、水源和地质。 上下两个水库之间要有足够的高差，这个高差叫水头；两库之间的水平距离和高差之比（常说「距高比」）越小，输水隧洞越短，造价越低。翻一个抽蓄项目，要看：

我们的看法是：西部光照条件好，适合光热的地方多；但西部缺水、山高谷深的地方地质又复杂，抽蓄好站点并不像想象的那么多。 所以在西北，两者常常是互补的：有好站点的地方上抽蓄，戈壁和荒漠上配光热。

这是两类项目差别最大的地方。

抽水蓄能，现行是「两部制电价」。 一部分是容量电价，按核定的成本和合理收益，每年给一笔相对固定的钱，主要通过输配电价回收；另一部分是电量电价，体现抽水和发电之间的价差。国家在 2021 年出台过完善抽水蓄能价格形成机制的文件，容量电价按经营期定价的思路核定。具体的核定参数、收益率和回收渠道，以现行规定为准。

这意味着：抽蓄的投资回报，主要不取决于它一年抽放多少次，而取决于容量电价核定了多少、能不能按时足额拿到。 它更像一项受监管的基础设施，收益稳，但上限也被定住了。

光热发电，靠的是上网电价或市场电价。 早年国内的光热示范项目，有过专门的标杆上网电价；后来新建项目不再享受国家层面的专项电价补贴，更多是放在「光热加光伏」「光热加风电」的一体化项目里，作为基地里的调节电源，和风光项目打包核算。新能源上网电价市场化改革推开以后，光热在各地怎么参与市场、能否获得容量方面的补偿，各地口径不一，以现行规定为准。

这意味着：光热单独拿出来，度电成本往往高于光伏和风电；它的价值，要放在整个基地的收益里看。 一个基地配了光热，夜间也能稳定出力，整体送出曲线更平，能接受的电价和能拿到的指标，可能都不一样。

下面的所有数字都是假设值，只用来演示算法。

抽水蓄能电站： 装机 120 万千瓦，满发 6 小时；单位投资每千瓦 7,000 元，总投资 84 亿元；经营期 40 年，折现率 6%；年运维费按投资的 1.5% 计，约 1.26 亿元；综合效率 75%；抽水用电的平均价格每度 0.25 元。

光热电站： 装机 10 万千瓦，储热 8 小时；单位投资每千瓦 2.5 万元，总投资 25 亿元；经营期 25 年，折现率 6%；年运维费按投资的 2% 计，约 0.5 亿元；不需要从电网充电。

第一步，把投资摊成每年的钱。 用资本回收系数，把一次性投资折成每年等额的一笔：

第二步，除以一年发出的电。

抽水电费那一列这么算：放出一度电，要先抽进 1 ÷ 0.75 ≈ 1.33 度，每度 0.25 元，摊到每度放电上约 0.33 元。

第三步，读这张表。 基准情形下，两者的「度电成本」都在七毛上下，看起来差不多。但这个「差不多」是误导性的：

第四步，把光热放回基地里。 假设一个基地里，光伏 90 万千瓦、年发电 1,600 小时、度电成本 0.20 元，配上面那座 10 万千瓦光热：

光热只占电量的两成，却让基地在太阳落山后还能送电。基地的问题就变成了：多花这一毛钱左右，换来的夜间出力和送出曲线，值不值。这个问题，才是光热真正该回答的。

（以上数字为示意，不对应任何地区或项目。投资单价、发电小时、效率、电价和折现率，实际差别很大，须按项目资料重新测算。）

误读一：拿光热的度电成本和电池比。 光热是电源，电池是搬运工。要比，光热该和「光伏加储能」整体比，同样提供夜间出力，谁的总成本低。

误读二：只看抽蓄的利用小时，不看电价机制。 在两部制电价下，抽蓄的投资回报主要来自容量电价。拿「一年抽放几次」去判断它挣不挣钱，方向就错了。反过来，如果将来容量电价的核定方式调整，这一点就要重新看。

误读三：忽略建设周期。 抽蓄从前期到投产常常要六到八年。今天做的测算，用的是今天的电价和需求；投产时的电力市场，可能已经大不一样。光热建得快，但核心设备和技术的成熟度要单独评估。

误读四：西部地多，选址不难。 光热要的是平整、直射光好、风沙可控的地；抽蓄要的是高差、水源、地质都合适的山。两者在西部都不是随处可建。

误读五：把储热时长当发电小时。 储热 8 小时，意思是满负荷能连续发 8 小时，不等于每天都能发满 8 小时。冬季日照短、阴天多，储热罐可能装不满。

如果把电化学储能、抽水蓄能、光热放在一张图上，大致是这样的分工：

对地方来说，三者能留下的东西也不同。抽蓄是一次性的大投资，施工期带动明显，运营期人少；光热的镜场、吸热器、熔盐储热，有一定的装备制造和运维需求，第 71 期讲的「运输半径」那笔账在这里同样适用。

光热和抽水蓄能，都在回答「太阳落山之后怎么办」，但回答的方式不同：一个是多建一个能存热的电源，一个是把白天的电搬到晚上。

比较它们，先别急着比七毛还是八毛，先问清楚：它在系统里是什么身份，钱由谁来付，付多少年。

本文为一般性讨论，文中数字均为示意，不对应任何地区、项目或企业。抽水蓄能价格形成机制、光热发电上网电价与市场化参与方式、抽水蓄能规划纳规程序等，以国家和地方现行规定为准。本文不构成投资建议。

扫码添加道纳客服

融资、出海、招商相关的具体问题，可以直接来聊
工作日 9:00–18:00 回复