尖峰电价
面对电力市场的新变化，DR和VPP作为需求侧管理的重要模式异军突起。传统的DR从电力需求侧管理中进化而来，以价格诱导和行政指令为主，主要包括分时电价、尖峰电价和可中断负荷电价等方式，并通过下达指令
北京市已投运电储能项目装机规模仅占全国总装机比重的7%，但由于良好的峰谷价差(1-10千伏一般工商业用户峰谷价差约1.02元，夏季尖峰电价与低谷电价价差达到1.14元)，北京市用户侧储能
电力市场需求选择价高点进行交易，更大程度在实时交易中获利。
储能运行经济性
峰谷电价套利
现阶段投运的储能项目的主要收益来源自电价的峰谷套利。
山东省尖峰电价只在夏季执行，其他季节尖峰时段
执行高峰电价。年平均峰谷价差=0.75高峰电价+0.3尖峰电价。
商业运营模式
目前电储能项目较为常见的商业模式有以下几种：
效益分享型：与客户在项目期内共享效益。该模式的优势在于可以调动客户
，项目投资一般6-8年可以回收。
我国用户侧电价随供需变化的灵活性还不够，尚处于政府定价阶段。刘勇建议充分扩大执行峰谷电价的用户范围，进一步完善用户侧峰谷电价的市场定价机制。通过抬高尖峰电价或设立分级
尖峰电价、降低低谷电价等形式，引导用电大户采用储能设备、居民主动调节用电时段，降低尖峰负荷、增加低谷负荷，从而节约电力系统投资，提高电力系统负荷率和设施利用率。
有专家表示，我国储能产业正从示范应用向
，项目投资一般6-8年可以回收。
我国用户侧电价随供需变化的灵活性还不够，尚处于政府定价阶段。刘勇建议充分扩大执行峰谷电价的用户范围，进一步完善用户侧峰谷电价的市场定价机制。通过抬高尖峰电价或设立分级
尖峰电价、降低低谷电价等形式，引导用电大户采用储能设备、居民主动调节用电时段，降低尖峰负荷、增加低谷负荷，从而节约电力系统投资，提高电力系统负荷率和设施利用率。
有专家表示，我国储能产业正从示范应用向
模式的变化，导致价格波动性也随之增加。例如，价格跌至10欧元/MWh以下的情形，占2020年总发电小时数的3%，到2040年将增加4倍至12%。2040年的尖峰电价也比2030年尖峰电价高3倍，大约有
/kWh，下午平段(12:00-17:00)也要0.5968-0.6418元/kWh，加上基本电价部分，企业用电价格处于较高水平。如果是7-8月份，季节性尖峰电价还要再升一格，在当前经济形势下，电费支出
尖峰电价1.5295元，河北南网的高峰电价也达到1.065元，为什么会这么高?因为电网需要动用抽水蓄能电站，抽水蓄能电站效率一般为75%，四度电换三度电，全国煤电上网电量平均电价(计划与市场电量综合平均电价
15点的高峰时段一般工商业电价1.4元，夏季7-8月最高的尖峰电价达1.53元，收这么多钱是因为电网负荷压力大，需要动用抽水蓄能电站等高价调峰手段，而这个时段是光伏发电最多的时刻，对电网的贡献最大
，峰谷电价制度完善、尖峰电价制定、需求侧管理等补偿机制建立、电力市场用户侧多种增值服务开展等电改政策红利的显现，用户侧的储能市场将成为储能在我国实现商业化应用的主要领域之一。3、随着电动汽车市场的急剧爆发
