峰谷电价
小强代表建议，对于申报光伏发电+电采暖补贴的项目，指定专管部门统一受理项目的申报，为用户提供峰谷电价申报、补贴申报、项目验收等一揽子服务，并对其设备厂商设立准入标准或名单，净化市场环境;同时，电网公司对重点区域电网配套设施加速改造，满足电采暖负荷的用电需求。
电费代收，分布式投资方和电网公司在10KV支线端口处进行电费结算。5.实行峰谷电价的地区，按白天平均电价折算。
收入20%，容量费收入10%。阳光电源股份有限公司储能事业部总经理吴家貌在上述会议上谈到。
诚然，目前储能盈利较多的依赖峰谷电价差，但是在不同省份和地区，这种模式应用的空间也不同。在江苏省，因为
峰谷电价差相对较好，开工稳定，一年基本上能够达到300天以上的运行。但是也有一些省份，因为经济结构调整的原因，企业开工不足，即使电价差好也无法开展工作。也就是说，在真正的工商业企业端，可选择的余地也不大
领域成本收益开始接近平衡点，例如江苏、广东、北京等省市，利用当地峰谷电价差的优势，已经实现了无补贴的储能商业化推广;青海、山西等省份则在发电侧光储项目、火电联合调频项目上开始实现储能的规模化突破等。
探索，储能商业项目应用最多的是峰谷电价差套利，根据CNESA储能项目库对中国储能项目的追踪统计，江苏、北京、广东成为2017年国内储能项目规划建设投运最热门地区，这些地区经济发达，工商业园区多
，用电负荷大，用户侧峰谷电价差较大，拥有较大的套利空间。根据2017年8月公布的各省市大工业用电峰谷电价，多地峰谷电价差大于0.6元/千瓦时。
为此，企业也加大部署力度。中天科技的分布式并网
已在路上。 3、商业模式持续进化 路漫修远，上下求索。储能产业也如其他新兴产业一样，商业模式的探索从未止步。 在商业化应用方面，在用户侧通过峰谷电价差实现套利、在电网侧探索试行容量电价、发电侧
，光伏补贴越来越低，而峰谷电价差别则不断加大。像德国一样，光伏补贴不断下降，当上网电价不敌销售电价，分布式发电的户主自然选择储存起来，储能市场的大门自然打开。光伏企业能否捕获市场先机成为未来发展的关键性
，江苏、北京、广东成为2017年国内储能项目规划建设投运最为热点的三个地区。上述地区经济发达，工商业园区多、用电负荷大，并且工商业用户的峰谷电价差较大，利用储能削峰填谷拥有一定的电费管理空间。在上
200万千瓦时，这时，应该实现不了完全消纳。
因为这里面有个峰谷电价的缘故，也就是在模式一会碰到的问题。
企业的用电如果比较平稳，基本平均在峰平谷段，那它的电费计量是200万千瓦时乘上各时段的电价
。而光伏发电企业则按峰谷电价计量。
买方和卖方在电量总量、价格和电费总额方面会产生差异，麻烦就会产生。
也就是说如果一个光伏项目与一个客户进行直接交易，并实现完全消纳，那么大体就要是1兆瓦的光伏项目
考虑整体售电收入最大化而在分时/峰谷电价机制下，除了度电成本外，还需要考虑整体的售电收入最优来配置。简单来说，储热时长设计既要满足电网对于调峰所需的电力需要，又要确保光热电站在高售电价格时段充分输出以
