附件3《浙江電力現(xiàn)貨電能量市場交易實施細則》明確：儲能以自計劃方式申報曲線，當出現(xiàn)系統(tǒng)一次調(diào)頻能力不足情況時，電力調(diào)度機構可設置獨立儲能的申報出力上限。
儲能電站完成并網(wǎng)測試且檢測結果合格，認定其具備充放電能力，可接受調(diào)度部門運行控制。儲能電站完成涉網(wǎng)試驗且試驗結果合格，認定其具備自動調(diào)節(jié)和提供輔助服務能力，方可參與電能量市場和調(diào)頻輔助服務市場。固定出力機組不參與市場定價，作為市場價格接受者，不給予成本補償。
儲能機組發(fā)電、充電功率為其申報的自計劃出力曲線，若儲能機組的自計劃出力不滿足電網(wǎng)安全穩(wěn)定、調(diào)峰調(diào)頻等要求，電力調(diào)度機構可根據(jù)需要對機組的發(fā)電出力曲線進行調(diào)整。
儲能的調(diào)頻機會成本補償為0。
附件4《浙江電力調(diào)頻輔助服務市場交易實施細則》提出，具備獨立計量、控制等技術條件的獨立儲能電站，以獨立儲能身份參與調(diào)頻市場。
其中交易要求明確：參與調(diào)頻市場的獨立儲能電站應符合儲能相關并網(wǎng)技術標準，從單一并網(wǎng)點接入，并具備向調(diào)度機構實時反饋電池 SOC 狀態(tài)、上下調(diào)頻能力等信號的條件。
當出現(xiàn)系統(tǒng)一次調(diào)頻能力不足情況時，電力調(diào)度機構可設置獨立儲能調(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)貨市場結算實施細則》指出，獨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)分攤/返還費用。
獨立儲能電站的電能量電費包括放電時的電能量電費R電能和充電時的電能量電費C電能，分別等于放電、充電時段的日前全電量電費、實時偏差電量電費與中長期合約差價電費之和。
對于發(fā)電機組、需求響應單元以及儲能設備等所有提供電能市場參與者，當總收入無法覆蓋其報價成本（含啟動成本、空載成本等）時，需計算成本補償費用。若收入已覆蓋其實際成本，則不計算成本補償費用。
獨立儲能電站的市場分攤/返還費用R市場分攤/返還由市場化輔助服務費用分攤、成本補償費用分攤等組成，分攤比例由省級能源主管部門和價格主管部門確定。包含啟動成本補償、空載成本補償和電能成本補償。
獨立儲能電站的追退補電費C追退補包含由于政策變化、市場規(guī)則變化、歷史電量計量差錯等原因進行的電費追退補調(diào)整。
