近日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》，提出加快放开发用电计划，进一步完善电力市场交易政策，拉大电力峰谷价差，逐步形成中长期交易为主、现货交易为补充的电力市场格局。推动储能技术应用，鼓励电源侧、电网侧和用户侧储能应用，鼓励多元化的社会资源投资储能建设。

近年来，不少能源政策支持蓄热、蓄冷技术的发展，鼓励使用低谷电力，引导电蓄能技术参与用户侧资源调峰市场。但从市场角度而言，电蓄热的套利空间主要取决于峰谷电价差，进一步拉大峰谷价差已经成为储热行业的共同期待。

有储热企业市场负责人向中国清洁供热平台记者表示，目前全国各个地区峰谷电价政策并不相同，一些地区做供热项目，峰谷价差不明显，套利空间小，在与天然气供暖、供蒸汽方案竞争时，优势无法凸显，这也成为了蓄热技术商业化应用规模进一步扩大的主要障碍之一。

中国大唐党组副书记、董事时家林表示，10千瓦时电能产生的热值与1立方天然气热值相当，以北京为例，一个冬季电制热耗电100千瓦时/平方米，采用低谷电制热、储存再利用，热力成本约25元/平方米，与天然气相当。

时家林认为，扩大峰谷电价差对构建新型现代能源体系十分必要，他指出，现阶段电制氢、制热/冷等代油代气，尚处于替代的“临界点”。当电价在0.2~0.3元/千瓦时内，电能替代油气才有经济性。建议完善峰谷电价政策，尤其是降低低谷电价，鼓励和支持谷电、新能源制氢、制热、制冷、充电等商业模式；出台政策，推动储电、储氢、储热、储冷等配套产业的发展。

今年3月，国家发展改革委、国家能源局综合司印发《关于做好电力现货市场试点连续试结算相关工作的通知》，要求充分发挥价格信号对电力生产、消费的引导作用，形成合理的季节和峰谷分时电价。充分发挥调节性能好的机组和可中断负荷的作用。电力供应存在偏紧时段地区，通过市场化手段提高市场主体参与系统调节的积极性。

当前，全国电力现货市场建设正在有序推进，山东试点期间负电价的出现被行业视为一种利好信号，但也有人从更加长远的角度看待，并提出了质疑：随着用能方式的调整，电力供需将逐渐趋于平衡，峰谷价差必然存在上限，储热技术发展需要的是足够的价差，而不仅仅是低廉的谷价……

诚然，电价变动根本上还是受制于市场供需，但就现阶段而言，电力市场化改革任重道远，在未来很长一段时间内，更大的峰谷电价差，抑或是电力市场化改革下更加灵活的套利空间，仍然值得储热行业期待。