孙荣涛认为，储能的发展前景具有极大的确定性。国内现行的
电力市场体制造成了新能源强制配储的模式，很多海外市场化的运营和商业模式可以作为国内储能未来发展的参考。
例如，储能不仅可以起到调峰调频的作用，也是强辅助服务的基础。“双碳”不只要增改能源结构，也要增加能源的使用效率，在这过程中，储能起到了一个决定性的作用。
“当前还没有一套完整、明确的盈利模式，使储能可以在全国或者说各应用场景下都通吃。”崔剑表示，储能的商业模式和盈利空间是朝着确定性方向发展，并且呼之欲出，但也必须关注原材料成本变化，以及
政策对储能商业模式的支持程度。
崔剑指出，独立共享储能是国内超越早期风光配储而发展出的一类商业模式。从成本分摊、盈利创造和分配机制看，国内独立储能盈利模式已经到了2.0阶段，甚至超过2.0，处在3.0前的探索阶段。
宁夏、
山东、
山西、
甘肃和
贵州等很多省区，都先后出台了适合当地的新政策来支持独立共享储能的发展，包括容量补贴、租赁的具体指导标准，以及参加辅助服务的要求等。
“目前国内工业用户侧储能项目的商业化应用增长较快。有些同行专家称，2023年为工商业储能发展的元年。”崔剑表示，通过峰谷价差套利以及延缓变压器扩容，用户侧储能在备电和保电方面的都已经有了可以实现收益的模式和政策基础，未来也可以通过需求响应和虚拟电厂的方式，进一步来参与市场化的交易，充分发挥储能的功能和挖掘价值。
以
浙江为例，崔剑披露，当前该省峰谷差约为1元/千瓦时，工商业储能每天两充两放，再结合电芯和系统价格的走势，已经可以实现较高的回报水平，部分项目内部收益率（IRR）达到16%，个别优质的项目甚至超过了20%，基本上小于五年或者五到六年左右回本，盈利状况较好。
