在中国电力技术市场协会储能专委会(筹)秘书长郭云高看来，这两个政策所提及的储能应该是特指根据能量做功系统（电力系统）的需要充放能量，服务能量做功系统安全稳定高效优质的充放能系统，其价值不是其充放能效益，是整个能量做功系统的整体效益。
综合分析两个政策的精神，结合当前电力系统的情况，售（用）电侧“储能”不仅政策已经明确，而且获利途径多样。此外，还无须过多地依赖其它环节参与，更重要的是对储能的设备技术指标要求不严苛。”郭云高分析称，这不仅吸引了资本的关注，发电企业和电网企业也立即行动，‘发电+储能’成了新能源发电行业竞相争抢的新热点，储能电站成了电网企业提供综合能源服务的重要支点。
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峰谷电价只是针对售（用）电企业的买电价格，避峰用谷的获利场景只存在于售（用）电企业的储能
据了解，《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》发布后，一些业内人士及新闻媒体将峰谷差电价价差达到0.7元/KWh以上，电力储能项目才可维持。
“这一判断套用在了发电侧储能和电网侧储能电站项目的认识，显然这是个用错了地方的结论。峰谷电价是销售电价，在我国销售电价特指电网企业对售（用）电企业的电量结算价格，发电企业和储能电站卖给电网的电价应该称为上网电价。”郭云高认为，“因此，严格意义上讲出台峰谷电价政策的目的是引导用电企业避峰用谷，避峰用谷的获利场景只存在于售（用）电企业的储能。”
郭云高指出，对于售（用）电企业而言，只需要当地明确了峰谷电价标准和时段，其开展“储能”工作的政策就明确了，剩下的就是企业自己内部的事务，不必像发电侧“储能”和储能电站要时刻准备着，等待着调度的指令，能够参与多少电力辅助服务不是自己能够做主的，要看调度心情和所服务的电力系统运行情况而定。
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售（用）电侧储能的收益包括峰谷价差、削减容量电价和降低未来可能分摊的电力辅助服务费用
据了解，我国采用两部制电价，用电企业要按月缴纳容量电价（基本电价），根据入厂变压器的总容量或企业承诺的最大用量（最大需量）向电网企业缴纳费用，按变压器容量缴纳的18-25元/月。KW，按最大需量缴纳的平均35元/月。KW。目前大部分用电企业都选择按最大需量缴纳费用。
《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》对储能产业绝对是个利好，但对售（用）电企业则未必。该方案明确指出“建立电力中长期交易涉及的电力用户参与电力辅助服务分担共享机制”，一方面强调要增加电力辅助服务的补偿，要让提供服务的企业得到合理回报；另一方面要求所有电力市场主体包括用电企业承担电力辅助服务费用和参与电力辅助服务。归纳起来的解读就是“都应该、都可以承担电力辅助服务工作，要让承担电力辅助服务的企业有利可图”。售（用）电企业要么参与电力辅助服务保本或盈利，要么花钱买服务。
郭云高表示，一旦企业所在地明确了峰谷电价，售（用）电侧储能配合电网企业避峰用谷的收益就基本可以根据项目规模和峰谷价差确定了。
郭云高还表示，如果用电企业安装储能，不仅可以通过配合电网避峰用谷减少电费支出，还可以因为有储能支撑下调最大需量而直接降低基本电费，也可以利用好电力辅助服务市场的红利。
例如，按某个用电企业安装20MW储能项目为例，假如峰谷电价差为0.7元，每日按2小时运行，每年额定功率运行天数300天，则每年产出为：
1、容量电价支出减少20000KW×35元/月。KW×12月=8400000元
2、电量差价收益20000KW×300天×2小时×0.7元=8400000元
3、参与未来可能争取的电力辅助服务收益
每年可靠收益可达1680万元，其中容量电价收入占50%，这部分收入其实并不需要做什么太多的工作。
此外，郭云高还认为，售（用）电侧储能对技术要求相对宽松。无论是避峰用谷，还是最大需量需要储能满足的技术条件都相对宽松。避峰用谷是引导性政策，对响应时间、容量、和出力等指标都没做硬性要求。
据介绍，最大需量是指客户在一个电费结算周期内，每单位时间用电平均负荷的最大值，电费结算周期为月，每单位时间是15分钟，在15分钟以内发挥作用，对现在的储能技术来说是一个基本要求了。
针对储能市场发展，郭云高建议，以用电企业为依托、售电企业为纽带、发电企业参与的发售用联合体，共建共享储能项目，是当前政策环境下的最佳方案。
比如，依托大型用电企业建一个储能项目，其规模可以超过该用电企业避峰用谷的需求，既可规模化减少单位造价，也可以因为规模为用电企业的储能需求提供可靠保障，将峰谷电价和两部制电价的政策用到极致而不影响安全稳定。
同时，储能项目用两条连接线分别接入用电企业总降变的进线侧和出线侧，这样这个储能项目就即可实现用电侧储能避峰用谷的功能，还可以实现发电侧储能电站电力辅助服务的功能。作为纽带的售电企业可以在充分满足项目依托企业的基础上，利用该项目为联合体的发电企业代替其应该承担的电力辅助服务，为自己其他不具备避峰用谷用电客户提供服务，降低自己的平均售价，获得售电市场的竞争力。
此外，发电企业则可以通过参与联合体，即可以将自己的电力辅助服务义务低成本地委托给联合体储能项目承担，又可以为自己在今后电力市场竞争中找到稳定的买家。
“储能产业发展是个机会，组建发售用联合体符合电力市场改革方向和原则的。不仅可以实现互相借力，共同推动储能产业发展，解决各自问题，多方获益；还可以促进整个电力系统安全稳定高效优质水平的提升；推动可再生能源的大规模应用。”郭云高坦言，比较而言，售（用）电侧储能商业模式更加清晰明确，盈利空间更大更可靠。
