以上规则中，对于储能参与电力市场的相关条件、参与电力现货市场、参与调频辅助服务市场的规则等做出了较详细的规定。
其中，《浙江电力调频辅助服务市场交易实施细则(3.0版)》详细制定了调频辅助服务的组织、报价、出清、补偿计算。调频辅助服务按里程报价，结合机会成本进行调整，按调整排序价格出清，入选者中最高的调整后里程报价确定为为该交易时段调频里程出清价格，机组综合调频性能最高值为2，里程出清价格最高值为15元/MW。
储能电站申报的调频容量不得低于自身装机容量的一定比例80%，入选部分储能电站不再参与电能量市场，其余储能电站按申报的自计划曲线参与电能量市场。
另外，11月27日，浙江省发改委、浙江省能源局、浙江省能监办发布了《2026年浙江电力现货市场运行方案》，该方案提出电网侧储能自愿参与现货市场，虚拟电厂等新型主体视现货市场情况，适时探索参与。
电力现货市场，申报价格上、下限分别建议为800元/兆瓦时和-200元/兆瓦时，市场出清价格上、下限分别建议为1200元/兆瓦时和-200元/兆瓦时。
此次发布的系列文件的部分重点内容如下。
电力市场管理
《浙江电力市场管理实施细则（3.0版）在市场注册的基本条件方面，对新型储能、虚拟电厂等进行了详细的规定。
新型储能企业应满足的条件为：
与电网企业签订并网调度协议，接入电力调度自动化系统，充电与放电作为同一主体参与市场交易、接受电网调度；
具备电力、电量数据分时计量与传输条件，数据准确性与可靠性满足结算要求；
满足最大充放电功率、最大调节容量及持续充放电时间等对应的技术条件，具体数值以相关标准或国家、地方有关部门规定为准；
配建储能与所属经营主体视为一体，具备独立计量、控制等技术条件，接入电力调度自动化系统可被电网监控和调度，具有法人资格时，可选择转为独立储能项目，作为经营主体直接参与电力市场交易。
虚拟电厂（含负荷聚合商、分布式新能源聚合商）应满足的条件为：
与电网企业签订负荷确认协议或并网调度协议，接入新型电力负荷管理系统或电力调度自动化系统；
具备电力、电量数据分时计量与传输条件，数据准确性与可靠性满足结算要求；
具备聚合可调节负荷以及分布式电源、新型储能等资源的能力；
具备对聚合资源的调节或控制能力，拥有具备信息处理、运行监控、业务管理、计量监管、控制执行等功能的软硬件系统；
聚合范围、调节性能等条件应满足相应市场的相关规则规定。
调频辅助服务市场交易
独立储能可参与调频辅助服务市场交易。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，通过并、涉网试验，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。
已在市场中完成注册的储能电站可按日选择是否参与调频市场。选择参与调频市场的，同步进行市场申报，包括调频里程报价和调频容量申报。
储能电站申报的调频容量不得低于自身装机容量的一定比例80%，也不得高于自身的实际充放电最大功率。
入选的储能电站调频容量之和不超过储能调频容量上限，该部分储能电站不再参与电能量市场，其余储能电站按申报的自计划曲线参与电能量市场。电力调度机构可根据系统需要对储能电站入选结果进行调整。
储能电站无调频市场常设报价。
调频市场交易采用“日前报价、时前出清”的模式组织。调频服务提供者申报调频里程价格和调频容量，调频里程报价进行调整后排序，根据排序价格出清。调频市场每小时出清一次，每次出清未来1小时的调频结果。
报价调整、排序出清的过程中，几个重要的步骤为：
预估机会成本计算（储能机会成本为0）；
按照历史综合调频性能指标对调频里程报价及预估机会成本进行调整；
根据调整后的预估机会成本及里程报价计算排序价格；
按排序价格从高到低排序，最后一台调频服务提供者的调频定价排序价格为该交易时段调频市场出清价格；
中标的调频服务提供者中最高的调整后里程报价为该交易时段调频里程出清价格；
调频市场每小时定价一次，每次形成上一小时的调频市场出清价格；
调频里程出清价格上限为15元/MW。
相关计算公式如下：
调频定价排序价格=调整后里程报价×系统历史单位容量小时里程+调整后的实际机会成本。
其中，系统历史单位容量小时里程原则上为上上季度系统每小时实际调频里程与系统每小时调频容量之比的平均值，实际机会成本为中标小时内每5分钟实际机会成本的平均值。
交易时段内调频机会成本补偿价格=调频市场出清价格调频里程出清价格×系统历史单位容量小时里程。
综合调频性能指标kb由调节速率指标kb1、响应时间指标kb2、调节精度指标kb3计算得出。其中：kb1，最大取值为3；kb2最小取值为0，最大取值为1；kb3最小取值为0，最大取值为1。kb的计算方式，以及最终的补偿计算方式如下：
kb=0.25×（2×kb1+kb2+kb3）
其中，kb最大值为2。
其中，
Sbm，经营主体每月的调频辅助服务费用。
n，每月调频辅助服务市场的交易周期数。
t，交易周期对应的时长，一般取1小时。
Qbm,i，该调频辅助服务提供者在第i个交易周期的实际调频里程。
πbm,i，第i个交易周期的调频辅助服务市场出清价格，最高值15元/MW。
K，调频辅助服务提供者在第i个交易周期的实际调频性能指标。
具体的市场参数如下：
电力现货电能量交易
参与电力现货电能量交易的统调储能，运行参数如下：
额定充放电功率，单位为MW，应与并网调度协议保持一致；
额定功率充放电最大时长，单位为小时；
场站有功功率调节速率（上调节速率即爬坡率下调节速率即滑坡率），单位为MW/分钟，应与涉网试验报
浙江电力现货电能量市场实施细则保持一致；
调度机构所需的其他运行参数。
储能电站常设申报，参与现货电能量市场交易的储能电站应在现货首次申报2个工作日前完成常设申报。若储能电站未按时在现货电能量市场中进行申报，则采用常设申报作为申报信息。若储能电站未设置常设申报则默认常设申报为0。
电力中长期交易
电力中长期交易主要开展电能量交易和绿电交易，其中，电力中长期交易参考《浙江电力中长期交易实施细则（3.0版）》，绿电交易详见《浙江电力中长期交易实施细则-绿色电力交易专章》。
交易周期主要包括年度、月度以及月内（旬、多日）。
交易方式主要包括双边协商交易和集中交易两种。其中集中交易包括集中竞价、挂牌和滚动摄合三种形式。经营主体在同一交易场次，对于相同的交易标的，不可同时进行买入和卖出交易。
双边协商交易，交易价格按单一价格申报，按月分别确定，不再细分至每个时段；交易电量按交易周期内所有时段的分时电量申报，每天分为24个时段。
集中竞价交易，交易电价按单一价格申报，按月（旬）分别确定，不再细分至每个时段；交易电量按交易周期内每月（旬）总电量分别申报。
绿电批发交易方式主要包括双边协商交易和挂牌交易两种。集中式新能源发电企业自主参与绿电交易，分布式新能源经营主体通过分布式新能源聚合商聚合方式参与绿电交易。
电力市场结算
《浙江电力市场结算实施细则（3.0版）》中明确，市场结算费用个主要包括电能量电费、市场化辅助服务费用、成本补偿费用等多种费用。其中：
电能量电费，指发电企业与用户在现货市场和中长期市场的电能量费用。
市场化辅助服务费用具体包括调频、备用及其他辅助服务费用。
成本补偿费用方面，对于发电机组、需求响应单元、外部市场参与者以及储能设备等所有提供电能市场参与者当其在交易期间产生的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。
浙江电力交易中心对以上文件进行了图文总结，具体如下：
