《規(guī)則》提到，新型儲能與可調節(jié)負荷作為市場成員應接入10千伏及以上電壓等級，新型儲能和可調節(jié)負荷主體獨立參與或以聚合方式參與市場可提供的單次調節(jié)容量應不小于2.5兆瓦時，最大調節(jié)功率應不小于5兆瓦，調節(jié)可持續(xù)時間2小時及以上。

市場品種方面，《規(guī)則》表示， 華東調峰市場包括富余新能源調劑交易和電力調峰交易。富余新能源調劑交易中，采用統(tǒng)一邊際電價出清機制，相關市場主體需申報對應的“電力-電價”曲線，申報電價的最小單位為1元/兆瓦時，電力最小單位為10兆瓦。電力調峰交易中，賣方主體包括最低技術出力低于額定容量50%的30萬千瓦及以上燃煤發(fā)電機組，電價市場化的抽水蓄能機組，能夠響應省（市）及以上電力調度機構指令的電化學、壓縮空氣、飛輪等新型公用儲能和可調節(jié)負荷（含通過聚合商、虛擬電廠等形式聚合），采用報價出清或統(tǒng)一邊際電價出清機制，分96點出清。

《規(guī)則》提出，日內市場分01:15-24:00與10:15-24:00兩個交易段組織電力調峰交易，兩次出清結果疊加。日內市場賣方不報量不報價，沿用日前市場封存的分段報價信息。日前無報價的，不參與日內市場。

購買調峰輔助服務費用由買方電網企業(yè)向相關發(fā)電企業(yè)、新型儲能電站等收取，購買調峰輔助服務費用納入當地調峰輔助服務市場、“兩個細則”等方式進行分攤的，購買調峰輔助服務費用=本省出清外送電量×(當月本省電網企業(yè)代理購電價格-電力調峰交易出清電價)。

電量電費結算與費用分攤方面，《規(guī)則》表明華東調峰市場執(zhí)行日清月結，優(yōu)先結算。跨省輸電費（包括買方省（市）電網企業(yè)輸電費和華東分部省間輸電費）由賣方電網企業(yè)、賣方發(fā)電企業(yè)、新型儲能、可調節(jié)負荷承擔。

原文如下：