就儲能來看，《電力現貨市場基本規則（征求意見稿）》規定，推動儲能、分布式發電、負荷聚合商、虛擬電廠和新能源微電網等新興市場主體參與交易，并將儲能納入電力市場成員行列，雖然著墨不多，但也是對已有實踐的認可。
2022年初，山東省在全國率先引入儲能電站進入電力市場實際參與現貨交易。山西省在2022年將獨立儲能參與現貨市場的詳細規則寫入《山西省電力市場規則匯編V12.0》，但目前儲能電站尚未實際參與。山東、山西兩省均在現貨市場連續結算試運行較長時間后引入儲能，與之相比，非試點市場青海省則試圖“一步到位”，在2022年11月公布的《青海現貨電能量市場交易實施細則（初稿）》中就為儲能參與現貨市場設計了詳細的規則。無論是各地實踐還是國家出臺的政策文件，都預示著未來儲能電站將普遍參與到各省區電力現貨市場中。
不過，電能量現貨市場收益只是儲能電站收益的一部分。從山東、山西兩省的實踐看，國內獨立儲能電站收益也將與英、美等國類似，以疊加方式獲取多重收益。目前山東省獨立儲能電站獲得收入的渠道包括電能量現貨市場、輔助服務市場和儲能租賃，山西、青海等省區儲能主要通過輔助服務市場獲利，后續收益渠道將增加。與此同時，儲能可以參與的輔助服務品種在逐漸增加，例如山西允許儲能參與一次調頻市場，西北地區正在建設調峰容量市場。
盡管以上收益還遠達不到英美成熟電力市場下儲能電站的收益水平，但在電力市場建設提速的背景下，以疊加方式獲取多重收益的獨立儲能電站預計將更加普遍。
相比之下，新能源側配套儲能的收益則缺乏想象空間。
從收益渠道看，新能源配套儲能主要收益的來源是幫助新能源場站減少棄風棄光損失、減少輔助服務和并網運行管理方面的考核費用。在現貨市場環境下，新能源可以與配套儲能電站聯合運行參與現貨交易。但總體來說，新能源側儲能收益水平較低，收益來源較少，成本主要由新能源企業內部消化。另外，國家發展改革委曾經發布政策允許符合條件的新能源配套儲能轉為獨立儲能，但如果新能源業主最初為了滿足強配要求只建設了規模較小的儲能電站，也有可能達不到參與電力市場的門檻而缺失一項重要的收入來源。
電力市場可以將電力生產各個環節的成本向下游疏導，為儲能電站提供可以發揮更大價值并獲取更高回報的空間。但與此同時，下游的電價承受能力也是影響儲能電站收益水平的重要因素。對于儲能成本的疏導，有政策制定者提出，短期內不宜引起市場用戶用電成本明顯增長。由此看來，獨立儲能電站大規模接入電網參與電力市場后，其收益水平的提升也將是一個長期過程。
