CNESA理事长俞振华对无所不能表示，一般情况当峰谷价差大于0.75元/度时才有盈利的空间，以套利为盈利点的储能项目静态投资回收周期在7-9年不等。关键在于电力系统还没有充分市场化，无法体现储能的商品价值，俞振华表示。
另一个盈利点就是帮助用户管理电费，即储能系统中的能量管理系统首先持续记录并分析用户的用电行为，结合当地的电价政策生成合理的充放电策略，通过低谷蓄电、高峰放电行为，削减用户的高峰用电功率，从而达到削减需量电费的目的。储能企业从为用户节省下来的电费中收取部分费用作为其自身收入。
电力辅助服务：
缺乏行业标准市场规模还不大
主要体现在利用电池储能系统响应快、控制精准的特性，在发电侧为电网调峰、调频、调压、事故备用。例如在火电装机较高的地区，受制于火电响应较慢的特性，经常会出现电网调峰能力不足的情况，而储能可以起到快速响应，削峰填谷的作用，从而保证电能质量和用电安全。
目前应用在电力辅助服务的储能电站还只占一小部分，根据中关村储能产业技术联盟(CNESA)的数据，2000-2016年累计用于电力辅助服务的储能装机为6%。十三五以来，储能厂商开始在辅助领域寻找大规模储能应用，比如采用储能系统与火电机组捆绑参与电网调频辅助服务，这类服务采取“按效果付费”的方式为储能企业带来收益。不过由于没有行业标准，调频市场规模不大，这种模式并没有很好在全国推广。
随着2016年6月份能源局出台的《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知》，储能参与辅助服务的市场逐渐形成，目前已有二连浩特的160MW项目和大连200MW储能调峰调频储能电站项目投建。在2015年7月-2016年9月规划的约740MW储能装机中，辅助服务的占比为36%，可以预见这一应用会在将来逐渐得到推广。
配套可再生能源：储能设施到底谁买单?
储能设施与可再生能源(主要是风电和光伏)的配套可以解决后者出力间歇性问题，还可以通过平滑出力提升可再生能源发电质量，跟踪计划发电，作为峰值电站参与调峰。
这一模式的另外一个问题就是配套的储能设施由谁来投资。俞振华告诉无所不能，在欧美一些国家配套的储能会从电网得到补偿，而我国目前还没有形成这种模式，电网不给出补偿，储能企业就没有热情。
俞振华指出可以参照抽水蓄能的两部制补偿，即通过容量电价和电量电价对参与辅助调峰的储能企业给予补偿，但由于各地的政策不同，这样的参考补偿只试用于部分地区。随着电改的进行，参与辅助服务的储能应该按照“谁投资谁受益，谁受益谁买单”的市场经济原则，由电网付出一定的报酬。
除以上所介绍的几种商业模式之外，储能产业也在尝试电动车-电网、家用储能和特殊场合储能等多种模式，不过均没有实现商业化应用。俞振华对无所不能表示，长期来看用户侧分布式储能是持续增长的一种模式，但是短期来看哪种模式更有前景还不好说。
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