近日，全国各地出台了7月代理购电价格，国际能源网（微信公众号：inencom）统计了1-7月全国28省区市工商业电价峰谷差平均值，广东珠三角五市工商业电价峰谷差平均值最高，达到1.273元/千瓦时，甘肃工商业电价峰谷差平均值最低，只有0.273元/千瓦时。有17省区市工商业电价峰谷差超过0.70元/千瓦时。海南省也是工商业峰谷电价差平均值较高的省份，其平均值超过了1元/千瓦时。
江西、青海、宁夏、甘肃四地工商业电价峰谷差较小，平均值在0.3元/千瓦时左右。全国28省区市的平均峰谷电价差约为0.709元/千瓦时。
国际能源网（微信公众号：inencom）经向成熟的设备厂家了解，输出1MW功率的电池投资约在200万元，投运10年内平均每年发电量约330 MWh。如单纯依靠峰谷电价套利，峰谷电价差在0.7元大约8～9年回收成本，每年投资回报率11.55%。
从储能角度看，电价峰谷差超过0.7元/千瓦时，就有盈利空间。因此在我国大部分地区发展储能都可以实现商业化。
北京、天津、上海峰谷电价差变化不大，整体比较平稳，均价在0.5-0.7元/千瓦时之间，四川、湖北、辽宁、吉林等地7月分峰谷电价差下降幅度较大，最高降幅的四川较今年一月下降了将近一半。
从七月代理购电价格看，除了辽宁、内蒙、江苏、广西等少数地区7月代理电价小幅下滑之外，大部分省份代理购电价格都出现了上涨的局面。因为7月用能高峰的到来，各地代理购电价格将实现上涨。
由此可见，在我国经济较为发达的地区，电价水平相对较高，电价峰谷差相对较大，有利于储能项目投资，而西部地区虽然谷电价非常低，最低只有一毛九分钱左右，但其峰端电价同样不高，只有五毛钱左右，峰谷电价差不大，不利于当地新能源消纳的情况下，最好的方式是建立特高压外送通道，将西部地区冗余电力传输到东南沿海。
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