01先说结论
关于“价差够不够”，只有三句话值得先记住：
看净价差，不看名义价差
净价差通常是名义价差的 70%—85%。用名义价差做判断，等于把项目收益高估两到三成。
价差和次数是一组的
价差 0.55 元 × 1.6 次，可能比价差 0.8 元 × 0.9 次更划算。单看价差会误判，必须乘上兑现次数。
临界值是可以算出来的
给定投资额、目标 IRR 与兑现次数，反解出需要多少净价差。这个数才是该园区自己的门槛。
储能项目的收益等于“每度电挣多少 × 一年能过多少度电”。前者由电价结构决定，后者由负荷、变压器容量、并网条件和运行策略决定。两个变量都在省与省、园与园之间变化，所以门槛必然是项目级的，不是行业级的。任何“××元价差就能投”的说法，都隐含了一堆没写出来的前提。
02为什么“0.7 元”这句话不成立
因为这句话把四个不同的量当成了同一个。看一下 0.7 元在不同口径下分别意味着什么：
| 口径 | 数值（示例） | 含义 |
|---|---|---|
| 目录电价高峰 − 低谷 | 0.70 元/kWh | 政策文件上的名义差，最常被引用 |
| 代理购电到户价差 | 0.62—0.70 元/kWh | 实际结算口径，含代理购电价格浮动 |
| 储能实际充放电价差 | 0.50—0.60 元/kWh | 扣损耗、扣充电侧附加后的可用价差 |
| 扣 EMC 分成后的业主收益 | 0.35—0.48 元/kWh | EMC 模式下业主与投资方按比例分成 |
同一份电价文件，站在 EMC 投资方、业主、电网 三个位置上，看到的价差是三个数。判断项目成不成立，要先说清站在谁的位置上算。
03净价差：从到户电价往下扣
净价差的计算顺序是固定的，扣错顺序会重复计算或漏项。按这个顺序走：
| 步 | 动作 | 注意 |
|---|---|---|
| ① | 取放电时段到户电价 | 用本项目实际执行的峰/尖峰时段，不是“高峰”两个字的通称 |
| ② | 取充电时段到户电价 | 优先深谷；只有低谷时，成本明显上升 |
| ③ | 相减得名义价差 | 此时还没扣任何损耗 |
| ④ | 除以往返效率折算 | 放出 1 kWh 需充入 1/η kWh；按交流侧 η 计 |
| ⑤ | 扣充电侧附加 | 输配电费、政府性基金及附加等，按当地电价结构逐项核 |
| ⑥ | 扣浮充与待机自耗 | 全年占比小（约 1%—3%），但不能省 |
| ⑦ | 有 EMC 分成再扣 | 按合同比例，且注意分成基数是否为“节省电费” |
走完七步得到的数，才是能拿去乘放电量的那个数。经验上它会落在名义价差的 70%—85% 之间；如果低到 60% 以下，通常是充电时段选得太差，或者附加项重复扣了。
04临界价差的算法
思路很简单：先定目标，再反解。四个已知、一个未知。
所需年净收益 = 投资额 × 目标年金系数（由目标 IRR 与寿命期决定）；
所需净价差 = （所需年净收益 + 年运维成本）÷ 年放电量。
用一个例子走一遍。以下全部为示例取值，仅演示方法：
| 输入 | 示例取值 | 说明 |
|---|---|---|
| 投资额 | 1 300 元/kWh × 2 000 kWh ≈ 260 万元 | 含安装、并网、消防改造 |
| 目标全投资 IRR | 8% | 由投资方资金成本决定，不是行业常数 |
| 运营期 | 10 年 | 按电池质保与合同期取小值 |
| 年放电量 | 1 800 kWh × 1.6 次 × 365 ≈ 1 051 MWh | 可用容量 × 兑现次数 |
| 年运维成本 | 4 万元 | 约投资额 1.5% |
| 所需年净收益 | 约 38.7 万元 | 260 万 × 0.149（8%、10 年的资本回收系数） |
| 所需净价差 | 约 0.406 元/kWh | (38.7 + 4) ÷ 1 051 |
| 折回名义价差 | 约 0.50—0.58 元/kWh | 按净/名义 = 70%—80% 反推 |
结论是：这个项目的名义价差门槛约 0.50—0.58 元，低于常说的 0.7 元。原因不是它更划算，而是这组假设里兑现次数给了 1.6 次。如果把兑现次数改成 1.0 次，门槛立刻抬到 0.75 元以上——价差门槛对次数的敏感度，比大多数人体会的更高。
05四省对照：同一价差、四个答案
下面这组数是我们在数字能源云上按同一参数跑的四省对照，已作为样例公开在样例测算页。同一个 1 MW / 2 MWh、同一时点、同一造价，只换省份：
| 省份 | 全投资 IRR | 结论 |
|---|---|---|
| 广东（示例） | 18.34% | 价差与时段最有利于两充两放 |
| 浙江（示例） | 约 12% | 价差大，但尖峰时段偏短 |
| 江苏（示例） | 约 8% | 价差中等，需量管理贡献明显 |
| 上海 · EMC 模式（示例） | 4.39% | 原测算结论为“财务评价不可行”，我们照登 |
不是造价不同，是三个运行参数不同：峰谷时段能不能容下两次完整循环、充电能不能落到深谷、EMC 分成后业主与投资方各自剩下多少。上海那一组的“不可行”，恰恰是这套方法最值得信的地方——它敢给否定结论。
06三个最容易错的地方
部分省份设有尖峰时段，电价高于高峰。把尖峰电价乘上全年放电量，等于假设每一次放电都发生在尖峰。实际能落在尖峰的只有一小部分，高估幅度可达 15%—25%。
损耗的正确算法是“充入电量 = 放出电量 ÷ η”，不是“收益 × η”。两者在小 η 时差异明显：η=0.88 时，前者的成本上升约 13.6%，后者只降 12%，方向还对不上，容易把价差算高。
分时电价政策平均两三年调整一次，浮动比例与时段划分都可能变。测算里至少要做一个“价差收窄 20%”的情景，看 IRR 掉到哪里——这个数比基准 IRR 更能说明项目抗不抗风险。
07价差不够时还有什么办法
如果算出来的门槛高于当地实际价差，不等于项目一定不能做，但能动的只有这几处，且都有代价：
| 办法 | 能改善多少 | 代价 / 前提 |
|---|---|---|
| 提高兑现次数 | 收益 +20%—50% | 需要负荷与时段配合，不能靠“策略优化”凭空变出来 |
| 叠加需量管理 | 收益 +5%—15% | 按最大需量计费，且尖峰可削 |
| 降低单位造价 | 回收期 −0.5—1 年 | 受设备价格与并网条件约束，空间有限 |
| 扩大规模摊薄固定成本 | 边际改善 | 受变压器容量与场地限制 |
| 调整商业模式（业主自投 / 融资租赁） | 改变的是资本金 IRR，不是项目本身 | 不改善项目经济性，只改变谁承担风险 |
最后一条要特别说清：换商业模式能让某一方的收益率变好看，但不会让项目本身变得更能挣钱。判断项目该不该建，看全投资 IRR；判断谁该投，才看资本金 IRR。
08下一步
临界价差算出来之后，下一个要落地的问题是“每天到底能循环几次”。这是同系列第三篇的主题。也可以直接拿当地电价表和自己园区的负荷曲线算一版。
09口径与引用说明
本文讲方法，不给标准答案。具体项目请以下列材料为准：
- 分时电价与峰谷时段：以项目所在省当期执行的分时电价政策文件为准；本文不引具体文号，也不承诺某省时段长期不变；
- 到户电价构成：以供电公司电费结算单为准，须区分电度电价、基本电价与政府性基金及附加；
- 往返效率：以厂商技术协议给出的交流侧效率曲线为准，并按运行工况与衰减修正；
- 目标收益率：由投资方资金成本与风险偏好决定，本文的 8% 仅为示例；
- EMC 分成比例：以双方合同为准，且需确认分成基数是“节省电费”还是“净收益”。
本文方法在能耀的 XDesigner 中实现，按 8 760 小时逐时仿真并支持多方案比选，输出 15 张财务报表。同一组参数在不同版本重算，结果差异超过 1% 时须注明版本与参数改动。
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