就储能来看，《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》规定，推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易，并将储能纳入电力市场成员行列，虽然着墨不多，但也是对已有实践的认可。
2022年初，山东省在全国率先引入储能电站进入电力市场实际参与现货交易。山西省在2022年将独立储能参与现货市场的详细规则写入《山西省电力市场规则汇编V12.0》，但目前储能电站尚未实际参与。山东、山西两省均在现货市场连续结算试运行较长时间后引入储能，与之相比，非试点市场青海省则试图“一步到位”，在2022年11月公布的《青海现货电能量市场交易实施细则（初稿）》中就为储能参与现货市场设计了详细的规则。无论是各地实践还是国家出台的政策文件，都预示着未来储能电站将普遍参与到各省区电力现货市场中。
不过，电能量现货市场收益只是储能电站收益的一部分。从山东、山西两省的实践看，国内独立储能电站收益也将与英、美等国类似，以叠加方式获取多重收益。目前山东省独立储能电站获得收入的渠道包括电能量现货市场、辅助服务市场和储能租赁，山西、青海等省区储能主要通过辅助服务市场获利，后续收益渠道将增加。与此同时，储能可以参与的辅助服务品种在逐渐增加，例如山西允许储能参与一次调频市场，西北地区正在建设调峰容量市场。
尽管以上收益还远达不到英美成熟电力市场下储能电站的收益水平，但在电力市场建设提速的背景下，以叠加方式获取多重收益的独立储能电站预计将更加普遍。
相比之下，新能源侧配套储能的收益则缺乏想象空间。
从收益渠道看，新能源配套储能主要收益的来源是帮助新能源场站减少弃风弃光损失、减少辅助服务和并网运行管理方面的考核费用。在现货市场环境下，新能源可以与配套储能电站联合运行参与现货交易。但总体来说，新能源侧储能收益水平较低，收益来源较少，成本主要由新能源企业内部消化。另外，国家发展改革委曾经发布政策允许符合条件的新能源配套储能转为独立储能，但如果新能源业主最初为了满足强配要求只建设了规模较小的储能电站，也有可能达不到参与电力市场的门槛而缺失一项重要的收入来源。
电力市场可以将电力生产各个环节的成本向下游疏导，为储能电站提供可以发挥更大价值并获取更高回报的空间。但与此同时，下游的电价承受能力也是影响储能电站收益水平的重要因素。对于储能成本的疏导，有政策制定者提出，短期内不宜引起市场用户用电成本明显增长。由此看来，独立储能电站大规模接入电网参与电力市场后，其收益水平的提升也将是一个长期过程。
