在用户侧，参与削峰填谷的企业希望峰谷电价差能够拉大，从而增加储能电站的套利空间。南都电源提出的政策建议是对上储能电站的用户，在储能充电时给予谷电电价优惠，提高谷电利用率。
根据南都电源年报，2016年南都电源已签约储能电站近1000mwh。储能电站采用铅炭电池，投资回收期根据项目在5-7年不等。南都电源的这些项目全都集中在江苏省、北京市、上海市等峰谷电价差较大的区域。
对于发电侧的储能装置，一家钒液流电池企业建议，参考抽水蓄能电价政策，针对电站合理投资部分，享有准许收益，并采取两部制电价。
抽水蓄能电站是目前技术最成熟，应用最广泛的大规模储能技术。截止2016年4月，全国抽水蓄能电站机组容量为5032.5万千瓦，运行容量2338.5万千瓦，在建容量2694万千瓦，而电化学储能目前仅有几百兆瓦。
2014年，国家发改委下达《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》，提出电力市场形成前，抽水蓄能电站实行两部制电价。两部制电价中，容量电价主要体现抽水蓄能电站提供备用、调频、调相和黑启动等辅助服务价值，按照弥补抽水蓄能电站固定成本及准许收益的原则核定。电量电价主要体现抽水蓄能电站通过抽发电量实现的调峰填谷效益。电网企业向抽水蓄能电站提供的抽水电量，电价按燃煤机组标杆上网电价的75%执行。
不过抽水蓄能电站的价格政策也并非完美。2015年，国家能源局曾发布《华北华东区域抽水蓄能电站运营情况监管报告》，指出两部制电价机制等措施仍需细化落实。这一报告认为，抽水蓄能电站的相关招标竞价方式、电价测算方法、工作时间节点、各方职责等尚未明确，两部制电价推进工作无实质性进展。
储能技术在消纳不稳定的可再生能源发电上一直被寄予厚望，但在目前的价格政策下，企业还显得十分谨慎。在抽水蓄能电站之外，配合大规模风电光伏电站建设的储能设施还是以示范项目为主。一家选择在用户侧布局的储能企业告诉eo，在发电侧，并不是说建了储能电站就能减少弃风弃光，还涉及政策、调度等方面的问题，对于企业来说，回报还很不确定。
此外，对于像做飞轮储能产品的企业来说，补贴的意义可能并不大。按照持续时间并结合应用特性，储能技术可分为功率型储能和能量型储能，飞轮储能、超级电容器和超导磁储能都属于前者。功率型储能功率密度大，可以在短时间内输出大量能量，主要用于电能质量改善，而不同于抽水蓄能，电池储能等可长时间储存释放电能的能量型储能。
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