當前，用戶側儲能商業模式仍主要依賴于峰谷電價差，輔以需求側響應、需量節費、分布式光伏消納、備用等直接或間接收益。盡管政府層面出臺多項政策拉大工商業電價差，例如，國家發改委印發的《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》提出有序放開全部燃煤發電電量上網電價，擴大市場交易電價上下浮動范圍;《關于進一步完善分時電價機制的通知》提出完善峰谷電價機制，建立尖峰電價機制，健全季節性電價機制，相關政策的出臺激活了市場的活性，給用戶側儲能未來的發展增添了光彩。
用戶側儲能與分布式光伏應用模式相近，均依托工商業企業建設降低工商業企業的用電成本，市場渠道和建設模式有很多相似之處，不過用戶側儲能對企業運營狀況、用電負荷曲線、場站條件、用電量、變壓器容量等提出更高的要求，約束條件較多，一個好的依托企業是行業的香餑餑。相對分布式光伏，用戶側儲能盈利情況充滿更多的不確定性，對于投資者的投資決策水平帶來挑戰。
同時，工商業電價受制于“上限有限”，除浙江、廣東等部分地區市場較熱外，在行業新能源側和電網側儲能火爆市場的襯托下，大多地區的用戶側儲能給人以“不溫不火”的感覺。
隨著電力市場進程的持續推進和完善，用戶側儲能的商業模式也正悄然發生變化，新版“兩個細則”、《電力現貨市場基本規則》等文件也將用戶側儲能以用戶、儲能、負荷聚合商、虛擬電網等模式納入到市場成員，參與電力市場相關服務。
國家正逐步推動工商業企業參與電力市場，鼓勵支持10千伏及以上的工商業用戶直接參與電力市場，逐步縮小代理購電用戶范圍是第一步，后續隨著廣東等先行區細化政策的出臺，為用戶側儲能如何更廣泛的參與電力市場提供給了試水先行區。
廣東省能源局發布《廣東省新型儲能參與電力市場交易實施方案(征求意見稿)》提出用戶側儲能保持與電力用戶作為整體的運營模式，聯合參與電力現貨市場，報量不保價參與。未來電力市場中分時價格波動對用戶側儲能的收益帶來了想象的空間，例如部分地區現貨市場出現了“負電價”的情況，但同時也給用戶側儲能的運營水平提出了更高的要求，同時收益也將具備更多的不確定性。
用戶側儲能探索作為獨立儲能參與電力市場是未來探索的模式之一，特別是部分地區的中大型儲能電站，在具備獨立的計量和調度條件下，具備較好的條件參與電網的輔助服務或現貨市場，更好的發揮對電網的支撐作用并獲取收益，豐富用戶側儲能的收益模式，提高儲能系統的利用率，但在政策支撐方面、市場價格激勵方面、電力調度調用機制等方面仍有待進一步健全。
用戶側儲能作為較為市場化運營的應用場景，對儲能設備全壽命周期的成本和性能更為敏感，隨著電池等主要設備成本的下降和性能的提升，電力市場不斷健全，用戶側儲能將具備廣闊的發展空間。
