附件3《浙江电力现货电能量市场交易实施细则》明确：储能以自计划方式申报曲线，当出现系统一次调频能力不足情况时，电力调度机构可设置独立储能的申报出力上限。
储能电站完成并网测试且检测结果合格，认定其具备充放电能力，可接受调度部门运行控制。储能电站完成涉网试验且试验结果合格，认定其具备自动调节和提供辅助服务能力，方可参与电能量市场和调频辅助服务市场。固定出力机组不参与市场定价，作为市场价格接受者，不给予成本补偿。
储能机组发电、充电功率为其申报的自计划出力曲线，若储能机组的自计划出力不满足电网安全稳定、调峰调频等要求，电力调度机构可根据需要对机组的发电出力曲线进行调整。
储能的调频机会成本补偿为0。
附件4《浙江电力调频辅助服务市场交易实施细则》提出，具备独立计量、控制等技术条件的独立储能电站，以独立储能身份参与调频市场。
其中交易要求明确：参与调频市场的独立储能电站应符合储能相关并网技术标准，从单一并网点接入，并具备向调度机构实时反馈电池 SOC 状态、上下调频能力等信号的条件。
当出现系统一次调频能力不足情况时，电力调度机构可设置独立储能调频容量申报上限。
调频里程报价最小单位为1元/MW，最高限价为15元/MW。
独立储能扣除租赁部分容量可参与电能量和调频市场。小时内储能在电能量市场中申报的固定出力均为0，且满足SOC门槛要求（见附录参数表），可参与该小时调频市场出清。小时内固定出力申报不为零的不参与调频市场，仅参与电能量市场。
附件5《浙江电力现货市场结算实施细则》指出，独立储能电站充电和放电时，分别作为批发市场用户和发电企业分摊/返还费用。
独立储能电站的电能量电费包括放电时的电能量电费R电能和充电时的电能量电费C电能，分别等于放电、充电时段的日前全电量电费、实时偏差电量电费与中长期合约差价电费之和。
对于发电机组、需求响应单元以及储能设备等所有提供电能市场参与者，当总收入无法覆盖其报价成本（含启动成本、空载成本等）时，需计算成本补偿费用。若收入已覆盖其实际成本，则不计算成本补偿费用。
独立储能电站的市场分摊/返还费用R市场分摊/返还由市场化辅助服务费用分摊、成本补偿费用分摊等组成，分摊比例由省级能源主管部门和价格主管部门确定。包含启动成本补偿、空载成本补偿和电能成本补偿。
独立储能电站的追退补电费C追退补包含由于政策变化、市场规则变化、历史电量计量差错等原因进行的电费追退补调整。
