目前電網公司投資儲能電站采用了權宜之計。比如江蘇電力公司投資的鎮江儲能電站，由江蘇電力公司下屬的能源服務有限公司投資運營，為江蘇電力公司提供服務，再由江蘇電力公司支付租金。

知情人士透露，江蘇電力公司支付的租金來自火電廠輔助服務的獎懲資金，和打造“源網荷”系統的資金。此外，儲能電站還可以通過峰谷價差，來獲取部分收入。

這一模式已成為電網側儲能項目的普遍模式，是彌補儲能電站經濟性的權宜之一。

儲能電站由于要承擔調峰、調頻等輔助服務職能，所以在相當的時間內是不發電的，僅僅依靠如傳統的火電廠的固定上網電價，難以解決儲能電站的投資回報問題。

這方面的解決方案是電力市場化，在電力現貨市場中，市場會發現儲能電站調頻、調頻的價值，并為其定價。但我國的電力市場正在構建過程中，目前電價仍然是政府定價，后續隨電力市場的發展、完善，這一問題將得到解決。

在目前的階段，儲能電站的商業模式，其一可參照抽水蓄能電站，設置兩部制電價，既體現儲能電站的電量價值，又體現其容量價值。但這需要發改委相應的電價政策。

業內普遍認為，目前最現實可行的方式，是將電網側儲能電站作為電網的“元器件”，發揮電網所需要輔助功能。但這一模式能夠運轉，需要能源局的同意。

目前我國的電力體制正處于改革中，電網從上網電價、銷售電價的差價中獲得收入，將轉變為核定輸配電價，電網僅承擔輸電功能，按電量大小收取過網費的模式。

電網公司大規模投資電網側儲能電站，其前提，是國家能源局將儲能電站作納入核定電網公司輸配電價的準許成本內。目前，省級電網公司輸配電價已經全部核定完畢，調整周期為三年。這意味著，作為一個新生事物，電網側儲能電站需要被能源局接納，并據此修改輸配電價。

南網內部一份報告曾提出另一種思路，即現階段可以由電網公司提供容量補貼，來促進電網側儲能電站的發展。

業內人士分析認為，該設想與前者相比，更有利于第三方投資主體進入電網側儲能市場，有利于提升效率、降低成本，但同樣涉及一個問題，容量補貼最終仍然會進入電網公司的運營成本，與前者一樣，最終仍然需要反映在輸配電價上。

上述人士表示，類似解決方案的難點是如何在現實推進。儲能電站納入輸配電價準許成本也好，電網進行容量補貼也好，甚至兩部制電價也來，電網側儲能電站的投入，最終會在電價上體現出來，帶動電價上漲，這與與時下政府正力推的降電價政策方向不符，這將影響到類似解決方案相應政策落地，注定“將是一個博弈的過程。”