儲能成本還需下降20%到30%才能達到臨界點

 

針對儲能電站的成本，李月以光伏電站市場作類比，光伏電站市場影響成本主要是4個方面，開發成本、建設成本、融資成本、運營成本。投射到儲能電站市場上，不管是開發融資還是運營，由于儲能電站市場處于剛剛萌芽、起步階段，成本是很難量化的，所以真正對于項目成本起決定性影響還是建造成本。

 

談及何時才有大規模資金進入這個市場時，李月表示：“目前儲能的成本大約還在2塊錢左右一瓦時，只考慮峰谷價差，沒有其他的需求側相應、需量管理、地方電網各個角度的補貼的話，基本上目前的成本，都需要再往下走20%到30%，這個市場才能到達一個臨界點，大量金融機構非制造業上市公司錢才能夠流入到這個市場，作為項目的資本金。”

 

那么目前情況下，儲能項目能不能開發、又要如何做呢？李月認為儲能的應用不能僅僅在儲能調峰方面發揮功能，更應該跟現在分布式光伏、需量管理結合起來，而這一方向也正是目前項目開發商正在嘗試的方向。

 

目前為止，國內光伏電站市場上的資金至少一半都是上市公司通過定增為光伏電站提供資本金。為什么上市公司愿意投光伏電站，其實跟剛才儲能這一塊制造業是一樣的，但凡A股大批量的這些制造業的上市公司，這些年總體制造業比較平穩之后，毛利潤水平受到很大制約的，2014年開始，逐年定增的，上市公司定增，差不多三年多的時間做了將近70筆，總共有1千億的資金通過定增進入到光伏電站，所對應的上市公司，不管叫利潤管理也好，毛利潤水平的提升也好，可以說幾乎對每一家公司都產生至關重要的影響。

這個影響投射到光伏電站本身，如果算全投資的成本，大概在8000億，里面需要的資本金大概在2000億，光A股通過定增1000億，這還是定增的，還有一些A股通過非定增來做的，至少占到了半壁江山，這是我們看到的。

 

到目前為止，國內光伏電站市場轟轟烈烈發展了30年的時候，上市公司通過定增，為光伏電站提供了至少一半項目資本金的來源，同樣從毛利潤也好，從運營產生的現金流的角度也好。對于上市公司來說，這樣重資產穩定現金流的產品，一旦進入財務報表產生的效果是差不多的。

 

所以我們可以預期，未來2、3年，如果儲能電站的造價下降20%、30%，鋰電預期更多，達到9%的臨界點，過了臨界點的之后，可以預期的是，上市公司通過定增的方式，在儲能電站股權資本金來源上，肯定會占到舉足輕重的作用。比如說像光伏電站里面，有一些可能來自于國企、央企，有一些來自基金，但是上市公司是里面最舉足輕重的地方。

 

如何選擇儲能投資項目？

 

李月還分享了一些與中關村儲能產業聯盟相關上市公司儲能電站項目開發的一些經驗教訓。

 

（1）區域的選擇。儲能現在的成本，基本上能夠挑選的地區毫無疑問就是峰谷價差大，大工業峰谷價差最多的地區，比如：江西、湖北、河南、廣東。李月認為這些地區因為價差的原因，可能會成為未來儲能電站的優選地區。

 

（2）選定區域后就是看客戶。有需求的客戶具有以下特征：年總電量比較大，電費水平比較高；其次的話，最好不是一天24小時負荷特別平均，而是白天的用電量比較大，夜里比較小，變壓器負荷比較大，夜里有充費容量，最好有需量電費的空間，還會進一步看看它日功率曲線和峰谷價之間的匹配性。

 

（3）對比光伏和儲能項目，可以發現，兩者幾乎是同一批客戶，分布式光伏的客戶也是分布式儲能的客戶，但是在用戶開發里面有差別，儲能對于客戶來說，傷筋動骨的角度少的多，很多合規性手續使得項目簡直是一個致命傷。安裝周期也比較短，如果說剛才說的省份和用電特征比較符合的話，通常情況下節省空間還是有的，通常客戶愿意接受這樣儲能的程度反而比光伏的程度高一些。

 

（4）針對前三種要求，我們總結了一種模式，叫光伏+儲能+需量管理的2.0模式，這個2.0模式和1.0有什么區別，1.0就是單純的屋頂光伏這一塊，因為它基本上尤其自發正的光伏，客戶用電的時候，客戶白天用電并且峰值負荷的時候，提供比較明顯的折扣，這樣算下來，每年的電費節省，很多客戶年節省水平超過10%。

 

（5）通過詳細電費單的測算，對比在1.0和2.0模式下，電費單的變動情況。在目前造價還不夠低的情況下，看什么樣的項目能夠開發，在部分客戶身上能夠推廣，在投融資上能夠實行的案例。

 

儲能相對其他技術來說還是一個剛剛處在發展初期的產業。對于這樣一個非常有發展前景的產業來說盡管目前還沒有大規模的商用，但是隨著儲能技術的不斷進步，儲能電站的成本也將逐漸降低，到時候儲能電站必將會迎來大規模的爆發。