近日國家發改委下發《關於創新和完善促進綠色發展價格機制的意見》中，明確指出要“擴大高峰、低谷電價價差和浮動幅度”。如同人們關心儲能系統成本一樣，峰谷電價作為影響用戶側儲能收益率的關鍵因素，它的任何風吹草動都會影響到這個市場的規模體量。
通過對峰谷電價差調整前後的儲能投資收益進行測算可以發現，儲能收益基於度電收益和度電成本的差值。以東莞用戶為例，東莞市大工業峰平谷電價分別為每度電1.0348元、0.6393元、0.3351元，度電收益最多也即峰谷價差接近7毛，峰平價差3毛多。
影響度電成本（系統造價 / 充放電的電量）的關鍵變量包括電池系統成本、電池循環壽命、每天充放電次數，投資前需要做一些基本的假定。例如，小型商業儲能對於用地的限制，使得其更加偏好能量密度更高的鋰電池儲能系統。據悉，目前鋰電池儲能系統成本約200萬 /1MWH(0.5MW)。
從下面圖1和圖2的對比可知，若要投資用戶側儲能項目，對於兩充兩放的放電策略可能會更加偏好，它從第五年開始度電成本就小於峰谷價差了。若還考慮上財務成本，目前社會融資的平均成本在7%以上，據測算真實貨幣增速已經不到7%，在企業還債壓力下，兩充兩放充放電策略回收成本速度更快，必將更受青睞。
（圖1：兩充兩放策略下每年度電成本）
（圖2：一充一放策略下每年度電成本）
然而這是基於電池生命週期為8年（也即循環次數要達到5280次）的測算。從下面的圖3看出，若以項目週期10年（也即循環次數要達到6600次）計算，項目投資收益率（IRR）也僅為1.5%，按照行業現在普遍推行的合同能源管理模式用戶分成10%後，IRR約為0.5%。這個收益率顯然不具備吸引力。
況且一直以來，循環次數是個謎，還沒多少投運時間夠長的儲能電站可供參考數據。
拉大峰谷價差對於度電收益有著直接影響。在整體電價不變或者波動很小的前提下假定拉大峰谷差，不考慮峰谷時段的變化，保持現狀，平段不變。當前東莞的峰平谷電價比價為1.65：1:0.25，主要是根據(1.0348-0.0309):(0.6393-0.0309):(0.3351-0.0309)計算出來的。當前的峰谷比例為1.65:0.25=0.66。當峰谷比例拉大到= 1.75：0.25 = 7倍，峰平谷電價分別為1.0956、0.6393、0.1830。峰谷電價差超過9毛。峰谷、峰平平均價差接近7毛。
從圖4看出，拉大峰谷電價比例從6.6倍拉至7倍後，IRR從0.5%提升至6%。
（圖3：峰谷價差沒拉大前的投資收益）
（圖4：峰谷價差拉大後的投資收益）
若當系統成本繼續下降到150萬/MWH時，項目投資收益率會達到15%；但用戶的吸引力還不夠，合同能源管理模式將是主要投資方式。由於競爭激烈，用戶分成比例提高那是必然的，投資方的收益率會被限制在9%~10%。如下圖5和圖6所示。
（圖5：峰谷價差拉大後、且儲能系統成本降低為180萬元/MWh的投資收益）
（圖6：峰谷價差拉大後、且儲能系統成本降低為150萬元/MWh的投資收益）
然而通過下面圖7、圖8、圖9的對比，部分用戶在拉大峰谷價差後，電費可能會增加。
假定兩種調整方案，峰谷比例分別為7倍和6倍。
調整方案1：峰谷比例 = 1.75：0.25 = 7；峰平谷電價分別為1.0956、0.6393、0.1830。
調整方案2：峰谷比例 = 1.80：0.30 = 6；峰平谷電價分別為1.1260、0.6393、0.2134。
兩種方案下，峰谷電價差都超過9毛。峰谷、峰平平均價差接近7毛。
（圖7：調整前A、B兩企業的總體電費）
（圖8：按照方案1調整後A、B兩企業的總體電費，A升了B降了，總體降了）
（圖9：按照方案1調整後A、B兩企業的總體電費，A升了B也升了）
閱讀更多 集邦新能源網 的文章
