征求意见稿表示，容量4兆瓦及以上，持续时间1小时及以上并签订并网调度协议的独立新型储能可参与调峰。虚拟电厂聚合商需具备可调节电力不小于10兆瓦、连续调节时间不低于1小时能力。
储能企业同时也需承担调峰费用的分摊。
新型储能采用报量（MW）报价(元/MWh)的模式参与深度调峰交易申报。市场初期，对新型储能运营主体的市场申报价格设立最高限价，后期根据市场运行情况适时进行调整。
新型储能深度调峰交易服务费用等于新型储能调节系数、调节贡献量和边际出清价格的乘积，若边际出清价格高于新型储能深度调峰报价上限，则按新型储能深度调峰报价上限计算。已中标新型储能运营主体某一时段的调节贡献量按有效调节功率乘以时间计算。
K2为收益调整系数，取值范围为0~2，在市场运行初期暂取1，收益调整系数可根据市场运行情况进行调整。
原文如下。
为深入贯彻落实《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）及其配套文件精神，按照《国家发展改革委国家能源局关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕280号）、《国家发展改革委国家能源局关于加快推进新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号）、《电力辅助服务管理办法》(国能发监管规〔2021〕61号)等文件要求，建立健全新型市场主体参与电力辅助服务市场机制，进一步推动电力系统调节性电源及资源更好发挥作用，我局组织起草了《湖北源网荷储电力调峰辅助服务市场运营规则（征求意见稿）》，现向社会公开征求意见。欢迎有关单位和社会各界人士提出意见建议，于2023年10月18日前发送至schzj@nea.gov.cn。
感谢您的参与和支持！
附件：湖北源网荷储电力调峰辅助服务市场运营规则（征求意见稿）
国家能源局华中监管局
2023年9月18日
