《意見(jiàn)》共制定了4項領(lǐng)域的價(jià)格機制，包括污水處理收費政策、固體廢物處理收費機制、節約用水的價(jià)格機制、節能環(huán)保的電價(jià)機制。
《意見(jiàn)》在健全促進(jìn)節能環(huán)保的電價(jià)機制，全面落實(shí)差別化電價(jià)政策中提到：取消高耗能優(yōu)待電價(jià)以及各種不合理價(jià)格優(yōu)惠政策，可以看出政府對部分高耗能、高污染企業(yè)盲目發(fā)展勢頭的抑制和加快淘汰落后生產(chǎn)工藝，促進(jìn)經(jīng)濟結構調整的政策方向。
同時(shí)《意見(jiàn)》中提到，完善峰谷電價(jià)政策，加大峰谷電價(jià)實(shí)施力度。運用價(jià)格信號引導電力削峰填谷，引導用戶(hù)錯峰用電。鼓勵市場(chǎng)主體簽訂包含峰、谷、平時(shí)段價(jià)格和電量的交易合同。利用峰谷電價(jià)差、輔助服務(wù)補償等市場(chǎng)化機制，促進(jìn)儲能發(fā)展。
在此之前，官方也出臺過(guò)相關(guān)政策引導儲能峰谷價(jià)差模式的發(fā)展。
2018年7月2日，國家發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于創(chuàng )新和完善促進(jìn)綠色發(fā)展價(jià)格機制的意見(jiàn)》，明確指出加大峰谷電價(jià)實(shí)施力度，運用價(jià)格信號引導電力削峰填谷，利用峰谷電價(jià)差、輔助服務(wù)補償等市場(chǎng)化機制，促進(jìn)儲能發(fā)展。該政策的出臺，意味著(zhù)儲能峰谷價(jià)差套利模式獲得官方認可。隨后，各省區相繼出臺配套政策，鼓勵用戶(hù)利用儲能削峰填谷。
根據甘肅發(fā)改委發(fā)布的《甘肅省發(fā)展和改革委員會(huì )關(guān)于對省內居民生活用電試行階梯電價(jià)有關(guān)問(wèn)題的通知》規定，甘肅省在試行居民生活用電階梯電價(jià)的同時(shí)，同步執行峰谷分時(shí)電價(jià)。
甘肅電網(wǎng)的時(shí)段劃分為高峰、平段、低谷3個(gè)時(shí)段，其中：
高峰時(shí)段為每天8：00-11：30、15：00-16：00、18：30-22：00;峰時(shí)段電價(jià)為：0.759元。
低谷時(shí)段為23：00-次日7：00;谷段電價(jià)為0.261元。
平段為除高峰、低谷段的其他時(shí)間，為每天7:00-8:00、11：30-15：00、16:00-18:30、22:00-23:00;平時(shí)段電價(jià)為：0.51元。
2018年一般工商業(yè)銷(xiāo)售電價(jià)的省市區中，發(fā)布峰谷電價(jià)表的有16個(gè)，其中北京、江蘇、廣東、浙江、甘肅、河南、安徽、云南、上海等9省市的一般工商業(yè)價(jià)差超過(guò)0.7元/千瓦時(shí)。
甘肅2018年一般工商業(yè)峰谷價(jià)差為0.7081元/千瓦時(shí)，若假設儲能的各項成本在0.7元/千瓦時(shí)以下則可以考慮進(jìn)行谷峰套利，在一般工商業(yè)價(jià)差中，低谷時(shí)進(jìn)行充電，高峰時(shí)進(jìn)行放電，賺取價(jià)差。
部分超過(guò)0.7元/千瓦時(shí)的省區價(jià)差利于促進(jìn)儲能的發(fā)展
2017年以來(lái)，新能源汽車(chē)企業(yè)、儲能系統集成企業(yè)、動(dòng)力電池企業(yè)、PACK和BMS企業(yè)、電池回收企業(yè)等產(chǎn)業(yè)鏈的各個(gè)參與方紛紛加緊布局梯次利用儲能市場(chǎng)。工商業(yè)園區MW級梯次利用示范項目投運、鐵塔公司發(fā)布退役動(dòng)力電池招標計劃等一系列動(dòng)態(tài)激發(fā)了梯次利用儲能市場(chǎng)的熱度。
動(dòng)力電池的梯次利用面臨最大的問(wèn)題依然在于成本。其主要的原因在于梯次利用技術(shù)現階段尚不成熟，從而導致在退役動(dòng)力電池的拆解、可用模塊的檢測、挑選、重組等方面的成本較高。以一個(gè)3MW*3h的儲能系統為例，在考慮投資成本、運營(yíng)費用、充電成本、財務(wù)費用等因素之后，如采用梯次利用的動(dòng)力電池作為儲能系統電池則系統的全生命周期成本在1.29元/KWh。而采用新生產(chǎn)的鋰電池作為儲能系統的電池，則系統的全生命周期成本在0.71元/KWh。據某達新能源公司主導開(kāi)發(fā)的WMh級梯次利用工商業(yè)儲能系統公開(kāi)數據得知，目前某達新能源公司的儲能成本為0.7元/KWh。
故0.7元/千瓦時(shí)的峰谷電價(jià)價(jià)差僅僅是目前業(yè)內普遍認為開(kāi)展用戶(hù)側儲能的一個(gè)門(mén)檻，但這并不意味著(zhù)高于這個(gè)門(mén)檻就能開(kāi)展儲能項目，而低于則不能，還要考慮儲能系統成本等其他因素，綜合對比后最終才能確定，不同儲能技術(shù)的成本也是不同的。但較高的價(jià)差是利于促進(jìn)儲能的發(fā)展。
同時(shí)《意見(jiàn)》還提出：聚焦發(fā)力組織實(shí)施年度直購電交易。年度直購電交易按照突出支持重點(diǎn)、集中資源資金、聚力支持發(fā)展的原則組織實(shí)施，交易規模視工業(yè)經(jīng)濟發(fā)展、電源側來(lái)源、前一年度新增電量實(shí)際統籌確定，有序擴大。聚焦發(fā)力重點(diǎn)工業(yè)行業(yè)企業(yè)、大數據、戰略性新興產(chǎn)業(yè)骨干等行業(yè)企業(yè)，提升支持降成本力度。
