一般來說，每度0.7元是儲能峰谷價差套利的一個門檻，邁過這個門檻，儲能蓄熱就有盈利空間。但是目前國內峰谷價差各不相同。日前，國家發展改革委發布了《關于創新和完善促進綠色發展價格機制的意見》（簡稱《意見》），《意見》明確指出，要完善峰谷電價形成機制，加大峰谷電價實施力度，建立峰谷電價動態調整機制，擴大高峰、低谷電價價差和浮動幅度，利用峰谷電價差、輔助服務補償等市場化機制促進儲能發展。
峰谷差拉大促進儲能蓄熱技術發展
一直以來，峰谷電價差套利是儲能產業重要的商業模式之一，就儲能所有商業模式來說，峰谷電價差套利是目前盈利模式最清晰、運用得最成熟的模式之一，這種模式在我國中東部省份應用較多，其中江蘇嘗試最早，裝機規模最大。
目前全國34個省級行政區中，共有北京、廣東、海南、河北、河南、江蘇、寧夏、陜西、山西、上海等16個省市執行峰谷電價政策。而其中僅有江蘇、北京兩地的峰谷電價差能超過0.7元，江蘇工業電價峰谷價差全國最高，最大可達0.89元（35千伏），北京工商業峰谷價差全國最高，最大可達1.14元（1~10千伏）。除此之外，上海、廣東、浙江等地的峰谷電價差也相對樂觀。
而此次《意見》從國家層面釋放出將進一步加大峰谷電價政策執行力度的信號。國家發展改革委價格司相關負責人表示，一方面讓地方結合自己的實際，擴大峰谷電價政策的執行范圍；另一方面把確定和動態調整峰谷時段的權限也下放給地方，允許地方自己拉大峰谷電價差。這對于的儲能蓄熱產業發展來說，無疑是一大福音。
電價政策是影響蓄熱項目經濟性的關鍵因素，蓄熱項目是否具有可行性，低谷電價幾乎起了決定性的作用。國家能源局綜合司最新發布的征求《關于解決“煤改氣”“煤改電”等清潔供暖推進過程中有關問題的通知》再次提到，要認真落實《關于北方地區清潔供暖價格政策的意見》要求，在峰谷分時電價、階梯電價、電力市場化交易等方面進一步加大工作力度。這對蓄熱發展無疑也是利好信號。
