风力发电和太阳能发电发展迅速，但是由于消纳问题，造成了大量的弃风弃光现象。如何释放可再生能源的潜力，如何解决新能源消纳问题，便成了当务之急。储能的出现正好给新能源带来了新的可能。当然，美好的前景，尤其是在产业发展初期需要辅以巨大的投资。那么储能投资从何而来，储能投资价值几何？关于这些问题，能融网CEO李月给出了她的答案。

　　针对储能电站的成本，李月以光伏电站市场作类比，光伏电站市场影响成本主要是4个方面，开发成本、建设成本、融资成本、运营成本。投射到储能电站市场上，不管是开发融资还是运营，由于储能电站市场处于刚刚萌芽、起步阶段，成本是很难量化的，所以真正对于项目成本起决定性影响还是建造成本。

　　谈及何时才有大规模资金进入这个市场时，李月表示：“目前储能的成本大约还在2块钱左右一瓦时，只考虑峰谷价差，没有其他的需求侧相应、需量管理、地方电网各个角度的补贴的话，基本上目前的成本，都需要再往下走20%到30%，这个市场才能到达一个临界点，大量金融机构非制造业上市公司钱才能够流入到这个市场，作为项目的资本金。”

　　那么目前情况下，储能项目能不能开发、又要如何做呢？李月认为储能的应用不能仅仅在储能调峰方面发挥功能，更应该跟现在分布式光伏、需量管理结合起来，而这一方向也正是目前项目开发商正在尝试的方向。

　　目前为止，国内光伏电站市场上的资金至少一半都是上市公司通过定增为光伏电站提供资本金。为什么上市公司愿意投光伏电站，其实跟刚才储能这一块制造业是一样的，但凡A股大批量的这些制造业的上市公司，这些年总体制造业比较平稳之后，毛利润水平受到很大制约的，2014年开始，逐年定增的，上市公司定增，差不多三年多的时间做了将近70笔，总共有1千亿的资金通过定增进入到光伏电站，所对应的上市公司，不管叫利润管理也好，毛利润水平的提升也好，可以说几乎对每一家公司都产生至关重要的影响。这个影响投射到光伏电站本身，如果算全投资的成本，大概在8000亿，里面需要的资本金大概在2000亿，光A股通过定增1000亿，这还是定增的，还有一些A股通过非定增来做的，至少占到了半壁江山，这是我们看到的。

　　到目前为止，国内光伏电站市场轰轰烈烈发展了30年的时候，上市公司通过定增，为光伏电站提供了至少一半项目资本金的来源，同样从毛利润也好，从运营产生的现金流的角度也好。对于上市公司来说，这样重资产稳定现金流的产品，一旦进入财务报表产生的效果是差不多的。

　　所以我们可以预期，未来2、3年，如果储能电站的造价下降20%、30%，锂电预期更多，达到9%的临界点，过了临界点的之后，可以预期的是，上市公司通过定增的方式，在储能电站股权资本金来源上，肯定会占到举足轻重的作用。比如说像光伏电站里面，有一些可能来自于国企、央企，有一些来自基金，但是上市公司是里面最举足轻重的地方。

　　李月还分享了一些与中关村储能产业联盟相关上市公司储能电站项目开发的一些经验教训。

　　（1）区域的选择。储能现在的成本，基本上能够挑选的地区毫无疑问就是峰谷价差大，大工业峰谷价差最多的地区，比如：江西、湖北、河南、广东。李月认为这些地区因为价差的原因，可能会成为未来储能电站的优选地区。

　　（2）选定区域后就是看客户。有需求的客户具有以下特征：年总电量比较大，电费水平比较高；其次的话，最好不是一天24小时负荷特别平均，而是白天的用电量比较大，夜里比较小，变压器负荷比较大，夜里有充费容量，最好有需量电费的空间，还会进一步看看它日功率曲线和峰谷价之间的匹配性。

　　（3）对比光伏和储能项目，可以发现，两者几乎是同一批客户，分布式光伏的客户也是分布式储能的客户，但是在用户开发里面有差别，储能对于客户来说，伤筋动骨的角度少的多，很多合规性手续使得项目简直是一个致命伤。安装周期也比较短，如果说刚才说的省份和用电特征比较符合的话，通常情况下节省空间还是有的，通常客户愿意接受这样储能的程度反而比光伏的程度高一些。

　　（4）针对前三种要求，我们总结了一种模式，叫光伏+储能+需量管理的2.0模式，这个2.0模式和1.0有什么区别，1.0就是单纯的屋顶光伏这一块，因为它基本上尤其自发正的光伏，客户用电的时候，客户白天用电并且峰值负荷的时候，提供比较明显的折扣，这样算下来，每年的电费节省，很多客户年节省水平超过10%。

　　（5）通过详细电费单的测算，对比在1.0和2.0模式下，电费单的变动情况。在目前造价还不够低的情况下，看什么样的项目能够开发，在部分客户身上能够推广，在投融资上能够实行的案例。

　　储能相对其他技术来说还是一个刚刚处在发展初期的产业。对于这样一个非常有发展前景的产业来说尽管目前还没有大规模的商用，但是随着储能技术的不断进步，储能电站的成本也将逐渐降低，到时候储能电站必将会迎来大规模的爆发。