附件3《浙江電力現(xiàn)貨電能量市場交易實(shí)施細(xì)則》明確：儲能以自計(jì)劃方式申報曲線，當(dāng)出現(xiàn)系統(tǒng)一次調(diào)頻能力不足情況時，電力調(diào)度機(jī)構(gòu)可設(shè)置獨(dú)立儲能的申報出力上限。
儲能電站完成并網(wǎng)測試且檢測結(jié)果合格，認(rèn)定其具備充放電能力，可接受調(diào)度部門運(yùn)行控制。儲能電站完成涉網(wǎng)試驗(yàn)且試驗(yàn)結(jié)果合格，認(rèn)定其具備自動調(diào)節(jié)和提供輔助服務(wù)能力，方可參與電能量市場和調(diào)頻輔助服務(wù)市場。固定出力機(jī)組不參與市場定價，作為市場價格接受者，不給予成本補(bǔ)償。
儲能機(jī)組發(fā)電、充電功率為其申報的自計(jì)劃出力曲線，若儲能機(jī)組的自計(jì)劃出力不滿足電網(wǎng)安全穩(wěn)定、調(diào)峰調(diào)頻等要求，電力調(diào)度機(jī)構(gòu)可根據(jù)需要對機(jī)組的發(fā)電出力曲線進(jìn)行調(diào)整。
儲能的調(diào)頻機(jī)會成本補(bǔ)償為0。
附件4《浙江電力調(diào)頻輔助服務(wù)市場交易實(shí)施細(xì)則》提出，具備獨(dú)立計(jì)量、控制等技術(shù)條件的獨(dú)立儲能電站，以獨(dú)立儲能身份參與調(diào)頻市場。
其中交易要求明確：參與調(diào)頻市場的獨(dú)立儲能電站應(yīng)符合儲能相關(guān)并網(wǎng)技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)，從單一并網(wǎng)點(diǎn)接入，并具備向調(diào)度機(jī)構(gòu)實(shí)時反饋電池 SOC 狀態(tài)、上下調(diào)頻能力等信號的條件。
當(dāng)出現(xiàn)系統(tǒng)一次調(diào)頻能力不足情況時，電力調(diào)度機(jī)構(gòu)可設(shè)置獨(dú)立儲能調(diào)頻容量申報上限。
調(diào)頻里程報價最小單位為1元/MW，最高限價為15元/MW。
獨(dú)立儲能扣除租賃部分容量可參與電能量和調(diào)頻市場。小時內(nèi)儲能在電能量市場中申報的固定出力均為0，且滿足SOC門檻要求（見附錄參數(shù)表），可參與該小時調(diào)頻市場出清。小時內(nèi)固定出力申報不為零的不參與調(diào)頻市場，僅參與電能量市場。
附件5《浙江電力現(xiàn)貨市場結(jié)算實(shí)施細(xì)則》指出，獨(dú)立儲能電站充電和放電時，分別作為批發(fā)市場用戶和發(fā)電企業(yè)分?jǐn)?返還費(fèi)用。
獨(dú)立儲能電站的電能量電費(fèi)包括放電時的電能量電費(fèi)R電能和充電時的電能量電費(fèi)C電能，分別等于放電、充電時段的日前全電量電費(fèi)、實(shí)時偏差電量電費(fèi)與中長期合約差價電費(fèi)之和。
對于發(fā)電機(jī)組、需求響應(yīng)單元以及儲能設(shè)備等所有提供電能市場參與者，當(dāng)總收入無法覆蓋其報價成本（含啟動成本、空載成本等）時，需計(jì)算成本補(bǔ)償費(fèi)用。若收入已覆蓋其實(shí)際成本，則不計(jì)算成本補(bǔ)償費(fèi)用。
獨(dú)立儲能電站的市場分?jǐn)?返還費(fèi)用R市場分?jǐn)?返還由市場化輔助服務(wù)費(fèi)用分?jǐn)偂⒊杀狙a(bǔ)償費(fèi)用分?jǐn)偟冉M成，分?jǐn)偙壤墒〖壞茉粗鞴懿块T和價格主管部門確定。包含啟動成本補(bǔ)償、空載成本補(bǔ)償和電能成本補(bǔ)償。
獨(dú)立儲能電站的追退補(bǔ)電費(fèi)C追退補(bǔ)包含由于政策變化、市場規(guī)則變化、歷史電量計(jì)量差錯等原因進(jìn)行的電費(fèi)追退補(bǔ)調(diào)整。
