目前电网公司投资储能电站采用了权宜之计。比如江苏电力公司投资的镇江储能电站，由江苏电力公司下属的能源服务有限公司投资运营，为江苏电力公司提供服务，再由江苏电力公司支付租金。

知情人士透露，江苏电力公司支付的租金来自火电厂辅助服务的奖惩资金，和打造“源网荷”系统的资金。此外，储能电站还可以通过峰谷价差，来获取部分收入。

这一模式已成为电网侧储能项目的普遍模式，是弥补储能电站经济性的权宜之一。

储能电站由于要承担调峰、调频等辅助服务职能，所以在相当的时间内是不发电的，仅仅依靠如传统的火电厂的固定上网电价，难以解决储能电站的投资回报问题。

这方面的解决方案是电力市场化，在电力现货市场中，市场会发现储能电站调频、调频的价值，并为其定价。但我国的电力市场正在构建过程中，目前电价仍然是政府定价，后续随电力市场的发展、完善，这一问题将得到解决。

在目前的阶段，储能电站的商业模式，其一可参照抽水蓄能电站，设置两部制电价，既体现储能电站的电量价值，又体现其容量价值。但这需要发改委相应的电价政策。

业内普遍认为，目前最现实可行的方式，是将电网侧储能电站作为电网的“元器件”，发挥电网所需要辅助功能。但这一模式能够运转，需要能源局的同意。

目前我国的电力体制正处于改革中，电网从上网电价、销售电价的差价中获得收入，将转变为核定输配电价，电网仅承担输电功能，按电量大小收取过网费的模式。

电网公司大规模投资电网侧储能电站，其前提，是国家能源局将储能电站作纳入核定电网公司输配电价的准许成本内。目前，省级电网公司输配电价已经全部核定完毕，调整周期为三年。这意味着，作为一个新生事物，电网侧储能电站需要被能源局接纳，并据此修改输配电价。

南网内部一份报告曾提出另一种思路，即现阶段可以由电网公司提供容量补贴，来促进电网侧储能电站的发展。

业内人士分析认为，该设想与前者相比，更有利于第三方投资主体进入电网侧储能市场，有利于提升效率、降低成本，但同样涉及一个问题，容量补贴最终仍然会进入电网公司的运营成本，与前者一样，最终仍然需要反映在输配电价上。

上述人士表示，类似解决方案的难点是如何在现实推进。储能电站纳入输配电价准许成本也好，电网进行容量补贴也好，甚至两部制电价也来，电网侧储能电站的投入，最终会在电价上体现出来，带动电价上涨，这与与时下政府正力推的降电价政策方向不符，这将影响到类似解决方案相应政策落地，注定“将是一个博弈的过程。”