根據意見稿，新型主體可以參與電力市場，其中獨立新型儲能不低于5MW、2小時，且電力調度機構應對獨立新型儲能的充放電功率、持續充放電時間進行測試；虛擬電廠機組可調節能力不低于10MW、1小時。虛擬電廠按照聚合資源類型包括發電儲能類資源，發電儲能類機組爬坡能力不低于0.2兆瓦/分鐘。

 

現階段，獨立新型儲能電站自主選擇在運行日參與電能量市場或調頻輔助服務市場。具備條件后，獨立新型儲能電站在運行日內可選擇分時參與電能量或調頻輔助服務市場。參與調頻輔助服務市場時，儲能設施調頻貢獻率設定為0.1。

 

與此同時，文件還提出優化市場化容量補償機制分配方式。其中發電市場化容量補償費用按照省發展改革委核定的市場化容量補償電價（元/度）向用戶側收取，每月結算一次。發電側主體市場化容量補償費用按照月度市場化可用容量占比進行分配。

 

新能源場站（含其配建儲能）、新型經營主體可用容量按照負荷高峰時段平均市場化上網電力計算。負荷高峰時段暫取容量補償電價尖峰時段。其中儲能可用容量計算方式為：

 

獨立新型儲能電站、參與市場的抽水蓄能機組原則上按照市場出清結果運行，保障電力可靠供應和電網安全穩定，在電力供應緊張和新能源棄電等特殊時段，可采取統一調度運行的方式，調用獨立新型儲能電站充放電、抽水蓄能機組抽水發電，調用時段按照實時市場價格結算。