《青海电力市场管理实施细则（初稿）》明确，市场主体包括储能电站。
储能电站按规则参与电能量交易和辅助服务交易，签订和履行各类交易合同；获得公平的输电服务和电网接入服务。
储能企业准入条件包括：发电企业、用户计量出口外并网或直接接入电网侧，充电功率在10MW及以上、持续充电时间在2小时及以上；具备自动发电控制（AGC）功能，能够可靠接收和执行调度机构AGC系统实时下达的充放电指令，其调节速率、调节范围、响应时间和调节精度等性能指标应满足相关要求。
《青海电力现货市场结算实施细则（初稿）》指出，电网供需宽松时，储能电站在放电电量执行发电侧结算电价，充电电量执行用户侧结算电价；电网供应紧张时，储能电站由调度机构统一调度，按实时市场最高出清价进行结算。
容量补偿是指按照容量补偿电价按月向批发市场用户（含售电公司和批发用户）、电网企业代理购电用户收取容量电费，并根据市场机组补偿容量占市场机组总补偿容量比例补偿给各机组。
市场用户容量补偿电价根据青海电力市场化机组投资建设成本及市场运行情况测算，经青海电力市场管委会审议通过后，由青海省发展和改革委员会负责核定后执行，每年调整一次。
储能电站的有效容量等于初始容量。储能的补偿容量等于有效容量。
储能电站作为发电和用电的结合体，以“报量报价”方式参与现货电能量市场，同时申报充放电运行上下限、存储电量状态 SOC 等，当电网供需宽松时根据其报价出清，当供需紧张时由调度机构统一调度，按实时市场最高出清价进行结算。
储能电站与其他市场主体同台竞争，其申报纳入市场出清，以经济最优为原则调用储能。
